Б-Спутнигі

Б-40-Спутнигі бұл, жоғарыда айтылған қондырғылар сияқтыұңғыларды берілген бағдарлама бойынша өлшеуге автоматты түрде қосуға және ұңғылар шығымын автоматты өлшеуге арналған.

Б-40-Спутнигі А-Спутнигімен салыстырғанда анағұрлым жетіл-дірілген, себебі онда мұнай ағынындағы судың пайыздық мөлшерін үздіксіз анықтап отыратын мұнайдың автоматты ылғал өлшеуіші орнатылған, сондай-ақ гидроциклонды айырғыштағы мұнайдан бөлінетін еркін газдың мөлшері турбиналы шығын өлшегіш көмегімен автоматты өлшенеді. Сұйықтың турбиналы шығын өлшегіші (ТОР) гидроциклонды айырғыштың технологиялық сыйымдылығындағы сұйық деңгейінен төмен орнатылған.

Б-40-Спутнигінің көмегімен суланған және суланбаған ұңғылардың шығымдарын жеке өлшеуге болады.

Суланған ұңғы өнімін, кері клапандарды-1 қолданып, ысырмалар -12 арқылы суланған өнімдер желісімен (линиясымен) -8 жинау коллектор-ларына бағыттайды. Таза мұнай беретін ұңғы өнімін, ұңғының көпжүрісті қосқышының (ауыстырғышының) сыйымдылығына бағыттайды, одан өнім жинау коллекторына -6, кейін сусыз мұнай коллекторына-23 түседі.

5.3. суретте Б-40-Спутнигінің жалпы сұлбасы келтірілген.

5.3.Сурет. Б-40 - Спутнигінің жалпы сұлбасы.

1- кері клапандар; 2-ысырмалар; 3- көпжүрісті ұңғыларды қосқыш (ауыстырғыш); 4-ұңғының роторлық қосқышының (ауыстырғышының) жылжымалы кареткасы (қорабы); 5- бір ұңғыға арналған өлшегіш келте құбыр; 6- жинау коллекторы (құбыры); 7- ажыратқыштар (отсекателдер); 8- суланған мұнай коллекторы; 9, 12-жабық ысырмалар; 10, 11-ашық ысырмалар; 13- гидроциклонды айырғыш; 14- қысым құлауын реттегіш; 15- газ шығынын өлшегіш; 16, 16а- золотниктер; 17-қалытқы; 18-сұйық шығынын өлшегіш; 19- поршенді клапан; 20-ылғал өлшегіш; 21- гидрожетек; 22- электрқозғалтқыш; 23- сусыз мұнай коллекторы; 24 – ұңғыдан өнімді лақтыру (шығару) желісі.

Өлшеуге қойылған кез-келген ұңғының сұйығы, ұңғының роторлық қосқышы (ауыстырғышы)-4 арқылы гидроциклонды айырғышқа-13 бағытталады. Газдың айырғыштан шығарында қысым құлауын реттеуіш-14 орнатылған, ол газ шығынын өлшегіш-15 пен айырғыш арасындағы тұрақты қысым құлауын (өзгерісін) ұстап тұрады. Қысымның тұрақты құлауы золотниктер-16 және 16а арқылы поршенді клапанға -19 беріледі.

Гидроциклонды айырғышта газ бөлінгеннен кейін сұйықтың мөлшерін өлшеу үшін сұйық технологиялық сыйымдылыққа жиналады. Деңгей өлшегіштің қалтқысының-17 шекті төменгі жағдайында, қалтқымалы механизмнің жоғарғы шанышқысы золотниктің жоғарғы тұрқын (корпусын) басады, осының нәтижесінде қысымның көбейуі қысым реттегіштен-14 поршенді клапанның -19 оң жақ бөлігіне беріледі және оны жабады; сұйық берілу тоқтайды және турбиналы шығын өлшегіш-18 жұмыс жасауын доғарады. Осы уақыттан бастап сұйық деңгейі көтеріле бастайды. Қалтқы-17 шекті жоғарғы жағдайына жеткенде, қалтқымалы механизмнің төменгі шанышқысы золотниктің шығыңқы жерін 16а басады. Көбейген қысым реттеуіштен-14 поршенді клапанның -19 сол жақ бөлігіне әсер етеді және оны ашады; жүйеде сұйықтың ағысы басталады және турбиналы шығын өлшегіш-18 өзі арқылы өтетін сұйық мөлшерін есептеп шығарады. Сулану пайызы ылғал өлшегіш (влагомер)-20 көмегімен анықталады.

5.3. Мұнайдағы су мөлшерін анықтау

Мұнайдағы су мөлшерін анықтауда, мұнай мен судың диэлектрлік қасиеттерінен су-мұнай қоспасының диэлектрлік өткізгіштігінің тәуелділігіне негізделген мұнайдың сулануын өлшеудің жанама әдісі көбірек тараған. Бізге белгілі болғандай, сусыз мұнай диэлектрлі болып табылады, және оның диэлектрлік өткізгіштігі ε=2,1÷2,5, ал бұл көрсеткіш (яғни, диэлектрлік өткізгіштік- ε) минералданған қабат суларында 80-ге дейін жетеді.

5.4. Сурет. Мұнайдағы су мөлшерін анықтауға арналған Дина-Старк аппараты 1- шыны колба; 2- біріктіретін түтікше; 3- тоңазытқыш; 4-градуирлі ұстағыш).

Қазіргі кезде қолданылатын ылғал өлшегіштер – талданатын сумұнайлы ортаға батырылған, екі электродтан құралған конденсатор сыйымдылығын өлшеу негізінде жұмыс жасайды. Мұндай конденсатордың сыйымдылығы келесі формуламен анықталады:

(5.9)

мұнда, F -конденсатор қоршауының ауданы; ε - ортаның диэлектрлік өткізгіштігі; l- қоршаулар арасындағы арақашықтық.

Осылайша, егер қоршама орамалар ауданы мен олардың арақашықтығы тұрақты болса, онда конденсатор сыйымдылығы тек мұнайдағы су мөлшерінен тәуелді болады.

Мұнайдағы су мөлшерін дәл анықтау үшін датчиктерді газ көпіршіктерінің түсуінен сақтау керек.

Мұнайдағы немесе мұнай эмульсияларындағы су мөлшерін анықтау үшін кен орындарында Дина-Старка аппараты кеңінен қолданылады, оның үлгісі 5.4. суретте көрсетілген.

Суланған мұнайдан 100г мөлшерінде алынған сынаманы 100см³ ертіндімен араластырып, аспаптың шыны колбасына құйып қыздырады. Ертінді, булана отырып, өзімен бірге мұнайдағы суды ала кетеді. Мұнайдың, ертіндінің және судың булары тоңазытқышта конденсацияланады (яғни, сұйық түрге ауысады). Айдалған су градуирленген тұтқыш (ловушка) түбінде тұнады. Тұтқыштағы судың мөлшері бойынша, оның мұнайдағы массалық құрамын келесі формуланың көмегімен анықтайды:

, (5.10)

мұнда, V - тұтқыштағы су көлемі; ρ_су - судың тығыздығы, г/см³ (әдетте, бірлікке тең қабылданады); G - мұнай сынамасының салмағы, г.

5.4. Газ және сұйықтың шығынын өлшеу

Әртүрлі қондырғыларда газ шығынын өлшеу үшін әртүрлі конструкциялы тарылған (сужающий) қондырғыларда қысымның айнымалы құлау (өзгеріс) әдісі жиі қолданылады. Бұл әдістің мәні – газдың тарылған (сужающий) қондырғы арқылы өту барысында, берілген қима арқылы өтетін шығын шамасынан тәуелді қысым құламасының (өзгерісінің) пайда болуында. Көбінесе басқаларына қарағанда, сағаттық механизмі арқылы дөңгелек диаграмма жетегін қозғалысқа келтіріп, әрі дифференциалды және статикалық қысымдарды жазып алатын механизмі бар өздігінен жазатын дифференциалды манометрлер ДП-410, ДП-430, ДП-632 қосылған дросселді (тарылған-сужающий) қондырғылар қолданылады.

Тарылған құрылғы сезімтал элементі қызметін атқарады – диафрагма, саптама (сопло) немесе Вентура саптамасы. Тарылған құрылғы арқылы заттар өткенде ағынның потенциалдық энергиясының бір бөлігі кинетикалық энергияға айналады, ал статикалық қысым азаяды. Тарылған құрылғыға дейінгі және кейінгі қысымдар айырмашылығы (құламасы) заттар шығындарынан тәуелді, сондықтан шығын шамасы қызметін атқаруы мүмкін.

Тарылған құрылғы арқылы ағып өтетін сығылған заттардың көлемдік шығынының теңдігі мына түрде жазылады [24]:

(5.11)

мұнда, α - Re санынан және тарылған құрылғының модулі мен түрінен тәуелді, шығын коэффициенті; ε - өлшенетін заттың ұлғаюына түзету коэффициенті (сығылмайтын заттар үшін ε=1); ρ- өлшенетін заттың жұмыс жағдайындағы тығыздығы; d - тарылған құрылғының диаметрі; m=d²/D² - модуль; D - құбыр диаметрі; DР - тарылған құрылғыдағы қысым айырмашылығы (құламасы); Температураны тарылған құрылғының алдында немесе құрылғының дөңбекті кесігінен (торца) 5-10 D қашықтықта өлшейді.

Стандартты диафрагмаға қосылған сұйық көрсеткішті құрылғылармен газ шығынын өлшеу барысында, мына формула қолданылады (м³/тәулік):

(5.12)

мұнда, K_t – диафрагманың жылулық ұлғаюына түзеткіш көбейтінді, оны бірлікке тең деп қабылдауға болады; K₁ - диафрагманың шығатын жиегінің сүйірлігіне түзеткіш көбейтінді (D=300мм жоғары болғанда K₁=1); Р- диафрагма алдындағы абсолютті статикалық қысым, Па; Н- қысымның өлшенген айырмашылығы, Па; Т- абсолютті температура, К; - газдың салыстырмалы тығыздығы.

Кәсіпшілікте тарылған құрылғы ретінде – ағын кіретін жағында сүйір жиегі, ал шығатын жерінде 30-45° бұрышта фаскасы бар дөңгелек тесікті жұқа металлды дискі болып табылатын диафрагмалар қолданылады. Диафрагманың қалыңдығы құбырдың ішкі диаметрінен 0,05-тен аспауы керек. Камералы және камерасыз диафрагмалар қолданылады.

Камералы диафрагма – диафрагманың (дискінің) өзінен және араларында диафрагма орнатылған екі сақиналы камерадан тұрады. Диафрагмалар үшін төсемдерді парониттен және фторопластан шығарады. Оларды өлшеу аспаптарына қосу үшін керек тесіктері бар.

Камерасыз диафрагмалар – диафрагмалардың құбыр фланецтерінің арасына тікелей орналасуымен ерекшеленеді.

ДП-410 және ДП-430 қалытқы түрдегі дифференциалды манометрлердің жұмыс принципі сынап бетінде қалқып жүрген қалытқының жылжуына негізделген. Дифманометрдің түтікшемен біріктірілген екі ыдысы бар. Оң таңбалы (үлкен диаметрлі) ыдыс құбырға диафрагмаға дейін қосылған, ал теріс таңбалысы – кейін. Қалытқының жылжуы құбырдағы газ шығынына пропорционал, қысым айырмашылығының есебінен болады. Қалытқының механикалық және электрлік тәсілмен жылжуы аспаптың есептеу механизміне беріледі (тілшеге немесе қаламұшқа). Қалытқылы дифманометрлердің сынапты қолдану барысында кемшіліктері бар, сынап булары улы, сондықтан соңғы уақытта шығынды өлшеу үшін дифманометрлердің басқа түрлерін кеңінен қолдануда: мембранды және сильфонды.

5.5. Сурет. Сұйықтың автоматты шығын өлшегіші ТОР-1. 1- тұрқы (корпусы); 2- қанатша; 3-экран (шағылдырғыш); 4-төмендеткіш редуктор; 5-магнитті муфта; 6- есептегіш механизм; 7 - кабель; 8-айнала ағу.

Ұңғы сұйығының шығымдары Спутниктерге қосылған ТОР-1 мұнайдың тахометрикалық шығын өлшегішімен өлшенеді, оның жұмыс принципі – ағып өтетін сұйықтың көлеміне пропорционал қанатшалардың айналым санын өлшеуге негізделген. Беріліс механизмі арқылы қанатшаның айнала қозғалысы есептегішке беріледі, одан көрсеткіштер алынып кабель арқылы есептеу механизмінің тілімен бірге айналатын және әрбір 0,005 м³ сайын түйісумен (яғни контактымен) тұйықталуды қамтамасыз ететін екі магнитті дискі көмегімен ЖАБ БМА)-на беріледі.

5.2-кесте. Мұнайдың шығын өлшегішінің техникалық сипаттамасы

Көрсеткіштер	ТОР-1	ТОР-1-80
Шартты өтімділік, мм Жұмыс қысымы, МПа Жұмыс істеп тұрған ортаның температурасы, °С Қоршаған ортаның температурасы, °С Өлшеу диапазоны, м3/сағ Есептегіштегі қысымның максималды құлауы (өзгеруі), МПа Өлшеу ауытқуы, % шығын 3-тен 5 м3/сағ дейін болғанда шығын 5-тен 30 м3/сағ дейін болғанда Масса, кг есептегіштің тұтыну блогының	6,4 5-100 + 50 3-30 0,05 + 5 + 2,5 2,5	6,4 5-100 + 50 7,5-75 0,05 + 5 + 2,5 2,5

Бақылау сұрақтары

1. Ұңғы өнімін өлшеу қандай мақсатпен жүргізіледі?

2. Әртүрлі “Спутниктермен” ұңғы өнімдерін өлшеудің жұмыс принципін түсіндір.

3. Қандай “Спутниктерде” сұйықты өлшеу көлемдік әдіспен және массалық әдіспен жүргізіледі?

4. Сұйықтардың көлемдік шығын өлшегіштерінің көрсеткіш дәлдігі қандай параметрлерге байланысты болады?

5. Мұнайдағы судың құрамын қалай анықтайды?

6. Газ шығынын өлшеуге қандай аспаптар қызмет етеді?

Тарау

кәсіпшілік құбырлары

6.1. Құбырлардың жіктемесі

Ұңғы өнімдерін жинау және дайындаудың барлық элементтері бір-бірімен құбырлар арқылы байланысады. Мұнай кен орындарында көптеген әртүрлі құбырлар кездеседі.

Мұнай кен орындарындағы алаңдарда ұңғы өнімдерін тасымалдайтын құбырларды келесі түрдегідей жіктейді:

· тағайындалуы бойынша - мұнай құбырлары, газ құбырлары, мұнай-газ-су құбырлары және су құбырлары;

· арыны бойынша – арынды және арынсыз;

· жұмыс қысымы бойынша – жоғарғы (6,4 МПа және одан жоғары), орташа (1,6МПа) және төменгі (0,6 МПа) қысымды;

· төселу тәсілі бойынша - жерасты, жерүсті және су асты;

· функциясы бойынша - ұңғы сағасынан топтық өлшеу қондырығысына дейінгі лақтыру желісі (выкидные линии) (ішкі кәсіпшілік құбырлары); кен орындарынан ұңғы өнімдерін жинау және орталық жинау пунктіне (ЦПС) немесе газ өңдеу зауытына (ГПЗ) тасымалдауға арналған кәсіпшілік аралық құбырлар; магистралды – тауарлы өнімді тұтынушыға беруге арналған ұзынынан созылған мұнай және газ құбырлары;

· айдалатын өнімнің құрамы бойынша - мұнай, газ, мұнай-газ және су коллекторлары; тауарлық мұнай құбырлары.

· жұмыстың гидравликалық схемасы бойынша - тармақталмаған қарапайым құбырлар, тармақталаған күрделі құбырлар (оларға тұйықталған сақиналы құбырлар жатады).

Қабат қысымын ұстау үшін суды айдау ұңғыларына тасымалдауға арналған құбырлар былай бөлінеді:

· магистралды су құбырлары - қысымды көтеретін сорапты станциялардан;

· жеткізетін су құбырлары - магистралды су құбырынан шоғырлы сорап станциясына (ШСС-КНС) дейін;

· тарататын су құбырлары – ШСС-нан айдау ұңғыларына дейін.

Барлық құбырлар сұйыққа толық толтырылған және сұйыққа толық толтырылмаған құбырлар болып бөлінеді. Қимасы сұйыққа толық толған құбырларды арынды деп атайды, ал толық толмаған құбырларды арынды деп те арынсыз деп те атайды. Лақтыру желілері және мұнай жинау коллекторлары әдетте сұйықтармен толық толмайды. Өйткені олардың қимасының бір бөлігі газбен толтырылады.

Ұңғы өнімдері лақтыру желісінен автоматты топтық өлшеу қондырғысына (АТӨҚ) дейін сағадағы және АТӨҚ-дағы қысымдардың айырмашылығы есебінен қозғалады. Ұңғы өнімдеріне байланысты лақтыру желілерінің диаметрлері 75-150 мм аралығында қабылданып және де жер асты арқылы төселеді. Олардың ұзындығы техника –экономикалық есептер арқылы анықталады және қашықтығы 4 км –ге дейін жетеді. АТӨҚ-нан сығымды сорап станциясына (ССС-ДНС) дейін немесе мұнай дайындау қондырғысына (МДҚ-УПН) дейін әдетте диаметрлері 200-500мм болатын жинау коллекторлары төселеді және қашықтығы 10 км –ге дейін жетеді. Кен орындарында мұнайдан бөлінген газды жинау және дайындау үшін газ құбырлары төселеді.

6.2. Құбырлардың гидравликалық есебі

Мұнай кен орындарындағы жинау жүйелерін гидравликалық есептеу кезінде ұңғы өнімінің құбыр бойымен қозғалысының әр түрлі жағдайларымен кездесеміз. Қабат энергиясының әсерінен өнімді тасымалдау кезінде ұңғының лақтыру желісінде екі фазалы газ-сұйықты қоспаның қозғалысы байқалады, ал сулану кезінде үш фазалы қоспаның қозғалысы болады. Сығымды сорапты станцияларынан соң құбырлар желісі бойынша келесі фазалар қозғалады: мұнай немесе сулы-мұнай эмульсиясы, газ, кей жағдайда су. Сулы-мұнай эмульсиясы көп жағдайда тұтқырлы созылымды сұйықтық болып табылады. Ағынның құрамында қатты бөлшектердің - механикалық қоспалар, парафиндер және асфальтендердің болуы өнімнің қозғалысын қиындатады. Мұнайды тасымалдау кезінде пештерді қолдануды немесе қоршаған ортаға жылудың табиғи жоғалуын ескере отырып, процестің изотермиялық емес екенін ескеретін гидравликалық есептерді жүргізуге тура келеді.

Келешекте өндірілетін мұнай мен газға есептелген құбырлар желісінің жобалық өткізгіштік қабілетін, осы құбырлар желісі салынып болған соң біраз уақыт өткеннен кейін ғана толық пайдаланады. Осылайша, құбырлар желісі бірнеше жыл бойы толық жүктелмей жұмыс жасайды. Техникалық-экономикалық есептеулер нәтижесінде кіші диаметрлі құбырлар желісінің құрылысын мұнай өндірудің ұлғаю шамасына қарай біртіндеп жүзеге асыру тиімді болуы мүмкін. Үлкен диаметрлі бір құбыр желісін екі немесе бірнеше кіші диаметрлі құбырлармен алмастыру сулы және сусыз мұнайды бөлек жинау кезінде дұрыс болуы мүмкін. Коррозия белгілері байқалған кезде сұйықтар мен газдарды бөлек тасымалдайтын құбырларды пайдаланғанымыз жөн, себебі ағын жылдамдығы өскен сайын құбырлардың ішкі бетінің коррозияға ұшырауы азаяды. Қоспаның жылдамдығы баяу (аз) болса, минералды су (яғни, құрамында әртүрлі тұздары бар су) құбырдың төменгі бетімен өзінше жеке ағын ретінде қозғалып, сол төңіректегі коррозияның әрекеттілігін арттыра түседі. Жылдамдық пен турбуленттіліктің (яғни, құйынды ағынның) өсуіне байланысты коррозияның қарқындылығы азаяды, себебі агрессивті орта құбыр қабырғаларынан оқшауланады, ал қабырғалардың өзі мұнаймен үнемі майланып тұрады. Мұнай-газ қоспаларын үлкен диаметрлі құбырлармен, әсіресе жергілікті жер бедері тегіс емес (яғни, ойлы-қырлы) жерлермен тасымалдау кезінде газды тығындар пайда болып, ағыс бірқалыпты болмайды.

Үлкен диаметрлі бір құбырды бірнеше кіші диаметрлі құбырлармен алмастыру мұнайды жинау және тасымалдау жүйесінің сенімділігі мен икемділігін арттырады, себебі апаттық жағдай бола қалған кезде ұңғыны тоқтатпай жөндеу жұмыстарын жүргізуге мүмкіндік береді.

Құбырдың диаметрін және жинақтаушы коллекторлардың санын дұрыс таңдау үшін нақты шарттарды тиянақты қарастырып, техника-экономикалық талдау жүргізу керек. Алаң ішіндегі әртүрлі мақсатқа қолданылатын қысқа технологиялық құбырлар үшін Гипровостокнефть институты ұсынған шекті мүмкін жылдамдықтарды қолдануға болады [5].

Құбырлар желісін гидравликалық есептеудің көптеген әдістемесі бар. Одан әрі тек негізгі деген нұсқаларды келтіреміз.

6.2.1. Ағынның изотермиялық режимі (қозғалысы) кезінде

құбырларды есептеу

Құбырлар желісінің гидравликалық есебі құбыр диаметрін немесе оның өткізу қабілетін және оның ұзындығы бойынша қысым өзгерісін анықтауды қарастырады. Есептеу барысында Бернулли теңдеуiн негiзге аламыз:

(6.1)

мұнда, z₁, z₂ – геодезиялық белгілер, м; Р₁ Р₂ – құбырдың басындағы және соңындағы қысымдар, м; w₁, w₂ – құбырдың басындағы және соңындағы сұйық ағындарының жылдамдығы, м/с; h_п- арынның жолшыбай жоғалуы, м.

6.1- кесте. Құбырлардағы флюидтердің шекті мүмкін жылдамдықтары

Өнімнің және құбыр желісінің атауы

Жылдамдық, м/с

Сұйықтар (мұнай, эмульсия, реагенттер): сораптың сору басында сораптың айдау басында өздігінен ағатын коллекторларда Су: сораптың сору басында сораптың айдау басында Өздігінен ағатын канализациялы коллекторлардағы ағындар Арынды канализациялы коллекторлардағы ағындар Газ: газжелісіндегі поршенді компрессордың қабылдауында газжелісіндегі ортадан тепкіш компрессордың қабылдауында компрессордың айдау коллекторында Сығымдалған газ: сораптың сору басында сораптың айдау басында Көмірсутектер конденсаты (өздігінен ағатын) Майлағыш майлар Сумен қаныққан булар

0,2-1,0 1,23-3,0 0,2-0,3 1,0-1,2 1,2-1,6 0,6-0,8 0,8-1,0 10-ға дейін 15-ке дейін 20-ға дейін 1,2-ге дейін 3,0-ге дейін 0,15-0,3 0,6-1,2 20-30

Арынның жолшыбай жоғалуы негізінен үйкелістен болатын жоғалтулардан және жергілікті кедергілерді жеңуге кететін жоғалтулардан тұрады. Кәсіпшілік құбырларының гидравликалық есебі кезінде көбінесе жергілікті кедергілерді ескермеуімізге болады, сондай-ақ сұйықтың сығымдылығын да ескермейміз сонда (6.1) келесі теңдеуді аламыз:

, (6.2)

мұнда, үйкеліс әсерінен болатын қысымды жоғалтуды Дарси-Вейсбах теңдеуі бойынша анықтайды:

(6.3)

мұнда, l- құбырлардың ұзындығы, м; D- құбырлардың ішкі диаметрі, м;, w – құбырдағы сұйықтар ағынының орташа жылдамдығы, м/с; l - гидравликалық кедергілер коэффициенті, бұл ағын режиміне (Рейнольдс санына) және құбырдың салыстырмалы кедір-бұдырлығына тәуелді.

Рейнольдс санын сұйықтардың шығынына байланысты келесі формула бойынша анықтауға болады:

(6.4)

мұнда, Q – сұйықтың шығыны, м³/с; m - сұйықтың динамикалық тұтқырлығы, Па×с.

Немесе сұйықтар ағынының жылдамдығына байланысты:

, (6.5)

мұнда, w=Q/F – сұйық ағындарының жылдамдығы; n - сұйықтың кинематикалық тұтқырлығы м²/с.

Рейнольдс саны Re£ 2320 кезде құбырдағы сұйықтардың қозғалысы ламинарлы және гидравликалық кедергіні Стокстың формуласы бойынша анықтайды:

(6.6)

Сұйық ағындарының турбулентті режимі кезінде, яғни Re³ 2320 кезде l -анықтау үшін бірқатар жартылай эмпириялы формулалар қолданылады.

Сұйықтар құбыр бойымен қозғалған кезде құбыр қабырғаларында тұтқыр қабықшалар пайда болады, ол осы құбырдың кедір-бұдырлығын жабуы немесе жаппауы мүмкін. Егерде, құбыр қабырғасының бетіндегі микротегіссіздікке тұтқыр қабықшалар жабыспаса, онда қабырғаны гидравликалық тегіс деп, ал жабысса -гидравликалық кедір-бұдырлы деп есептейміз. Тұтқыр қабықшаның қалыңдығы сұйықтар ағынының жылдамдығына байланысты болады. Жылдамдық неғұрлым өскен сайын, соғұрлым ол азаяды. Тегіс, аралас және кедір-бұдырлы үйкелістер аймағы болады. Аймақтар шекарасын кедір-бұдырлықтың шығыңқы жерлерінің шамасы арқылы анықтайды. Құбырларды есептеуде “эквиваленттік” кедір-бұдырлық K_Э -шамасы қолданылады.

Тегіс үйкеліс аймағы Рейнольдс санының Re=3000-4000- нан Re=15D/K_Э дейінгі аралығында (диапазонында) жатыр, мұнда D- құбырдың ішкі диаметрі, м. Бұл аймақ үшін Блазиус формуласын қолданған дұрыс:

(6.7)

Аралас үйкеліс аймағы Рейнольдс санының 15D/K_Э<Re<560D/K_Э дейінгі аралығында жатыр. Бұл аймақтағы гидравликалық кедергіні есептеу үшін Альтшулдың формуласын қолданады:

Кедір-бұдырлық үйкеліс аймағын (560D/K_Э<Re және 2K_Э/ D <0,007 диапазонында жатыр ) әдетте автомоделдік немесе квадраттық деп атайды.

Автомоделдік атауы l -нің Re- санынан тәуелсіз екендігімен түсіндірілсе, ал квадраттық - Дарси-Вейсбах формуласына сәйкес бұл аймақтағы үйкеліске жоғалтулар жылдамдықтар квадратына пропорционал болуымен түсіндіріледі. Бұл аймақтағы 68/Re шамасы 2K_Э/ D – салыстырғанда елеусіз түрде аз болады, және формула мына түрде жазылады:

Бұл Шифирсон формуласы деп аталады. Эквиваленттік кедір-бұдырлық тәжірибелік жолмен анықталады. K_Э/ D қатынасын салыстырмалы кедір-бұдырлық деп атайды. Түзу тартылған болат құбырлар үшін K_Э шамасы 0,1-0,2мм аралығында ауытқиды. Мұнай құбырларында негізінен гидравликалық тегіс құбырлар аймағында турбулентті режим байқалады, ал газ құбырларында жоғарыда аталған барлық ағын режимдері кездеседі.

Құбырларды есептеу, олардың жұмыстарының неғұрлым күрделі жағдайында, яғни сұйық бойынша максималды жүктелуі және оның тұтқырлығы жоғары болған кезде орындалады.

Келтірілген формулалар құбыр ұзындығы бойындағы қысымның өзгерісін анықтауға және бастапқы айдау қысымын есептеуге мүмкіндік береді.

Егерде, құбырдың өткізу қабілетін немесе оның диаметрін анықтау керек болса, онда арынның үйкеліске жоғалтуын анықтау үшін Лейбензонның жалпылама формуласын қолдана отырып (6.3) теңдеуін былай жазамыз:

(6.8)

мұнда,

а=64, m=1 – сұйықтың ламинарлық ағыны үшін;

a=3164, m=0,25 - сұйықтың турбуленттік ағыны үшін;

n- сұйықтың кинематикалық тұтқырлығы, м³/с.

Сұйықтарды бір фазалы күйде тасымалдайтын қарапайым арынды құбырлардың гидравликалық есебі келесі параметрлердің бірін анықтаудан тұрады:

- құбырдың өткізу қабілетін – Q;

- бастапқы қажетті қысымды – Р₁;

- құбырдың диаметрін – D.

Құбырлардың өткізу қабілетін немесе оның диаметрін анықтау үшін сұйықтардың ағын режимі беріледі және (6.8) формула бойынша Q немесе D анықталады, бұдан соң Рейнольдс саны арқылы таңдалған режимнің дұрыстығын тексереді.

Ойлы-қырлы жерлерден өтетін құбырлар желісінің гидравликалық есебі белгілі бір асулық нүктені бағындырып және оны тексерумен аяқталады. Құбырлар желісінің кескініне (профиліне) гидравликалық еңістік сызығы түсіріледі. Егер құбырлар желісінің кескіні гидравликалық еңістік сызығынан аспаса, онда есептелген қысымдар ауытқуы құбырлар желісінің жұмысын қамтамасыз етеді, егер трасса кескіні гидравликалық еңістік сызығының деңгейінен асып кетсе, онда ең шығыңқы нүктені (асулық нүкте) алып, бастапқы арынды гидравликалық еңістік сызығы асулық нүктенің үстінен өткенше үлкейтеді. Гидравликалық еңістік келесі формула бойынша есептеледі: (6.9)

Жоғарыда көрсетілген есептеу әдістемесі қарапайым құбырлар (тармақталмаған) желісіне қатысты. Күрделі құбырлар желісі тізбектей немесе параллель жалғанған қарапайым құбырлар желісі болып табылады, сондықтан оның гидравликалық есептелуі көрсетілген есептеу схемасынан айырмашылығы жоқ.

6.2.2. Газдысұйық қоспасының қозғалысы кезіндегі

құбырлардың есебі

Мұнай кен орындарында төселген мұнай құбырларының көпшілігінде мұнайға толу қимасы сирек болады, себебі құбыр көлемінің бір бөлігін газ толтырады. Есептеудің қиындығы мынада: газ-сұйық ағынында әртүрлі тығыздық пен тұтқырлық әсерінен фазалардың салыстырмалы қозғалысы, яғни фазалардың сырғанауы орын алады. 6.1-суретте көлденең құбырлардағы газ-сұйық ағынының кейбір құрылымдары көрсетілген.

6.1. Сурет. Көлденең құбырлардағы газ-сұйық ағындардың кейбір құрылымдары. а- құбырдың жоғарғы жағында бөлек газ көпіршіктері бар ағын; б- газ тығындары түзілуінің бастапқы кезіндегі ағын; в- қабатталған ағын; г- толқынды ағын; д- тығынды ағын; е- эмульсиялы (ұялы) ағын; ж- пленкалы ағын.

Қазіргі кездегі газ-сұйық қоспасының қозғалысы кезіндегі құбырлар желісін есептеудің көптеген әдістемелері күрделі және барлық жағдайда сенімді нәтиже бермейді. Соңғы әдістемелердің бірі [18]-де көрсетілген, бұл жерде оның оңайлатылған нұсқасы келтіріледі.

Егер құбырлар бойымен газ-сұйық қоспасы қозғалған кезде инерциялық шығындарды ескеретін болсақ, онда есептік теңдеуді мына түрде жазуымызға болады:

(6.10)

мұнда, r(b) - шығын параметрлері бойынша анықталатын қоспаның тығыздығы:

( 6.11)

b- ағын құрамындағы көлемді газ шығыны

; (6.12)

r_ж- сұйықтың тығыздығы, r_Г – құбырдағы орташа термодинамикалық жағдай кезіндегі газдың тығыздығы;

w - қоспаның орташа жылдамдығы: ;

l_см- қоспаның қозғалысы кезіндегі гидравликалық кедергі коэффициенті, ,

l - сұйықтар үшін гидравликалық кедергі коэффициенті, ол ағын режиміне байланысты (6.6) және (6.7) формулалары бойынша есептеледі. Рейнольдс санын мына формула бойынша есептейміз:

; (6.13)

y - қоспаға арналған түзету коэффициенті, ол ағын құрамындағы көлемді газ шығынына- b және Кутателадзе критериіне – K байланысты анықталды:

(6.14)

(6.15)

мұнда, Fr- Фруд саны, ;

We- Вебер саны, ;

Dr=r_ж - r_г ;

s - фазалар бөлімі шекарасындағы беттік керіліс;

h_ві және h_ні – құбырлардың түсетін және көтерілетін участкілерінің сәйкес биіктіктері;

r_ві және r_ні - құбырлардың түсетін және көтерілетін участкілеріндегі сұйықтардың сәйкес айқын тығыздықтары;

, , (6.16)

j_в және j _н - құбырлардың түсетін және көтерілетін участкілеріндегі айқын газ құрамы, ол газдысұйық ағынының тұрақтылық санының функциясымен анықталады, оны Кутателадзе критериі деп атайды:

(6.17)

Бұл формуладағы теріс (минус) таңба мына жағдайда қолданылады:

Егер болса.

Көтерілетін участкідегі құбырлар үшін d=+1, ал төмен түсетін құбырлар үшін d = -1 және көлденең (горизонталды) жатқан құбырлар үшін d=0.

6.2.3. Ньютондық емес сұйықтарды тасымалдайтын

құбырлардың есебі

Қазақстан Республикасында құрамында парафині көп бірқатар кен орындары ашылып, игерілуде. Бұндай мұнайлар құбыр бойымен қозғалғанда гидравликаның белгілі заңдарына бағынбайды. Осы кен орындарының кейбірінің мұнайы құрамындағы парафиннің мөлшері 25%-ға, ал шайыры 55%-ға жетеді. Құбырлармен мұндай мұнайларды тасымалдаудың өзіне тән ерекшелігі бар және көп қиындықтар тудырады.

Ньютондық емес сұйықтардың (бұларға парафинді мұнайларды жатқызамыз) реологиялық қасиеттері туралы негізгі түсінікті қарастырамыз.

Мұнайдың реологиялық қасиеттері деп - мұнайға әсер етушi сыртқы күштердiң және осы күштер тудыратын деформация арасындағы өзара байланысты айтуға болады, яғни тұтқырлықтың құбырдағы жылдамдық градиентi мен ығысу кернеуiне тәуелдiлігін айтамыз.

Парафинді мұнайларға тән қасиет, бұл мұнай тұтқырлығының өзгерісі қысым құлауына (немесе, ығысу кернеуiне - ) және құбырдағы жылдамдық градиентiне тәуелділігі.

Шеңберлі құбырдағы сұйықтардың қозғалысы кезінде тұтқырлықты үйкеліс жөніндегі Ньютон заңына сәйкес жанама кернеуiнің теңдеуі мына түрде жазылады:

(6.18)

мұнда - сұйықтың екi қабатшасы (слойы) арасындағы жанама ығысу кернеуi, Па; S - сұйықтың екi қабатшасы арасындағы беттесу ауданы, м²;

- динамикалық тұтқырлық коэффициентi, Па×с; r - құбыр өсінен есептегендегі радиус, м. (6.18) теңдеуіндегі теріс таңба, бұл радиус үлкейген сайын жылдамдықтың баяулайтынын көрсетеді, яғни dw/dr теріс болса, онда ығысу кернеуінің шамасы оң болады.

6.2. Суретте құрылымды ағындағы кернеу мен жылдамдықтың таралуы бейнеленген. Егер сұйықтардың барлық ағын қозғалысын барлық көлденең қимасы бойынша бірдей жылдамдықпен жүретін қатты дененің қозғалысы деп қарастырсақ, онда мұны құрылымды ағын режимі деп түсінеміз. Қысым құлауы (өзгерісі) DР өскен сайын сұйықтардың қозғалыс жылдамдығы артады және құбыр қабырғаларына жақын ағын бөліктерінде ламинарлық режим дамып, ал орталық ядро қатты дене түріндегі қозғалысын жалғастырады, яғни ламинарлықтың орнына құрылымды ағын қозғалысы жүреді.

W0	6.2. Суретте. Құрылымды ағындағы кернеу мен жылдамдықтың таралуы.

Ньютон теңдеуiн сұйықтың ламинарлық ағыны кезiнде қолданған жөн, яғни сұйық, ағынның жәй жылдамдығы кезiнде бiр-бiрiмен араласпайтын қабатшалар түрiнде ламинарлы қозғалады. (6.18) формуланы мына түрде жазуымызға болады:

бұл жағдайда түзу сызық түріндегі тәуелділікті аламыз. (6.3 сурет. 1-ші қисық) мұнайдың абсолютті тұтқырлығын сипаттайды.

Турбуленттi қозғалыс кезiнде тұтқырлық коэффициенті - өз мәнін жоғалтады және ағын жылдамдығының функциясы болып қалыптасады. Мүмкiн тұтқырлық - (m^*) түсiнiгiн енгіземіз.

Ығысу кернеуi - мен жылдамдықтар градиентіне- dw/dr байланысты, тұтқырлығы түзу сызықтық заңы бойынша () өзгеретін сұйықтарды ньютондық сұйықтар деп атайды.

Тұтқырлығы ығысу кернеуi мен жылдамдықтар градиентінебайланысты өзгеретін () сұйықтарды ньютондық емес сұйықтар деп атайды. (6.3. Сурет. 2-3-ші қисықтар)

2-ші қисық, нашар қозғалатын ньютондық емес сұйықтарға тән (мысалы, қату температурасына жақын парафинді мұнай немесе сумұнай эмульсиясы, олардың тұтқырлығы жылдамдықтар градиентінебайланысты)

6.3. Сурет. Ньютондық және ньютондық емес сұйықтар үшін ығысу кернеуiнің тәуелділігі. 1-ньютондық сұйық-тар; 2-баяу қозғалатын ньютондық емес сұйықтар (қату температурасына жақын парафинді мұнайлар немесе эмульсиялар); 3- кристалды құрылымдық торлары бар жұмсақ (пластикалық) ньютондық емес сұйықтар.

3-ші қисық, мұнайдағы парафин кристалдарына негiзделген құрылымдық торлары бар жұмсақ (пластикалық) ньютондық емес сұйықтарға (парафиндi мұнайларға) тән. Құрылымдық торлардың түзілуіне байланысты бастапқы ығысу кернеуi - пайда болады, бұдан төмен мұнай ағынының болуы мүмкін емес. 3-ші қисық үшін үш шекті (критикалық) ығысу кернеуін қарастырамыз:

1) t₀ - аққыштықтың ең төменгі шегі,

2) t_д - түзу сызықты участкенің жалғасын қиятын, абсцисса өсіндегі қимаға сәйкесті аққыштық шегi,

3) - аққыштықтың ең жоғарғы шегі, бұл кезде қисық сызық түзу сызыққа ауысады. Бұл кезде сұйықтағы құрылым кернеуі бұзылады да, ядро (яғни ағынның орталық бөлігі) жоғалады.

Құрылымдық режим Шведов-Бингам теңдеуімен сипатталады:

(6.19)

немесе (6.20)

Парафиндi мұнайлар уақыт өте құрылым берiктiгiн өздiгiнен арттыруға және оның бұзылудан соң қайтадан қалпына келу қасиеттерiне ие болады. Бұл қасиетін тиксотропия деп атайды. Құрылым бұзылғаннан соң, оның қайтадан тиксотроптық қалпына келу уақыты әр түрлi мұнайлар үшiн әр түрлi аралықта (0,5-20 сағат) болады.

6.2.4. Сұйықтардың изотермиялық емес қозғалысы кезінде

құбырларды есептеу

Тәжірибеде (практикада), қоршаған ортада жылуын жоғалтатын немесе әртүрлi пештерде қыздырылатын сұйықтар ағынымен жұмыс iстеуге тура келедi.

Құбырдағы сұйықтың температуралық өрісінің сипаты оның ағын режиміне толық тәуелді болады. Температураның төмендеуiне байланысты мұнайдың тұтқырлығы арта түседi, ал олай болса, оны құбырлармен тасымалдау кезінде гидравликалық кедергiсi де өсе түседi. Құбыр өсіне қарағанда, оның қабырғасына таяу (жақын) сұйық ағынының температурасы төмен болады. 6.4.Суретте температураға байланысты құбырдағы сұйықтың ағын жылдамдығының таралуы көрсетілген.

6.4. Сурет. Мұнай температура-сының оның құбырдағы ағын жылдамдығының таралуына әсері. 1- мұнайдың изотермиялық ағыны; 2- тұтқыр мұнайдың қыздырылуы; 3- тұтқыр мұнайдың салқындауы.

Ұңғыдан түсетiн (келетін) мұнайдың температурасы көптеген факторларға: ұңғы тереңдiгiне, оның шығымына, геотермиялық градиентке, газ факторына, сулану дәрежесiне және басқа да жағдайларға байланысты болады. Бұл есеп жүргiзуде қиындық тудырады. Осыған байланысты жинау жүйесін жобалау барысында: кен орны ауданындағы жылдық ауа температурасын, топырақтың қату (тоңының) тереңдігін, ұңғылар шығымын, ұңғылар сағасындағы температураны ескере отырып өнімнің сулану дәрежесін талдай отырып, сондай-ақ сағалық және жолшыбай орнатылатын қыздыру пештерін қолдана отырып құбырларды төсеудің тиімді вариантын табады. Экономикалық факторларды да ескерген жөн, яғни мұнай құбырын төсеу тереңдігін азайтқан кезде жер жұмыстарының құны тез қысқарып және ақау орнын табу және оны жою жеңілдейді.

Мұнайдың бастапқы және ақырғы (соңғы) температуралары мен қоршаған ортаның температурасы арасындағы байланысты В.Г.Шуховтың 1883ж. шығарған формуласы бойынша анықтайды:

(6.21)

мұнда t_н, t _k – құбырдың бастапқы және ақырғы температурасы;

t₀ - қоршаған ортаның температурасы; l - құбырдың ұзындығы;

а - Шуховтың критериi, ол былай анықталады:

мұнда D - құбырдың сыртқы диаметрi, м; K – сұйықтың қоршаған ортаға жылубергiштiгінің толық коэффициентi, Вт/м²×⁰С (есептеу барысында

K=128 деп қабылдаймыз); Q – сұйықтың көлемдiк шығыны, м³/с;

- сұйықтың тығыздығы, кг/м³; С - сұйықтың жылусыйымдылығы, кДж/кг×⁰С (мұнай үшін С=2,09, су үшін С=4,19). Осылайша, l=х қашықтықтағы құбырдағы температураны анықтауға болады:

(6.22)

6.2.5. Мұнай газын жинау үшін газ құбырларын есептеу

Газдар газқұбыры бойымен қозғалған кезде белгілі бір қысымын жоғалтады, бұл қысым негізінен газдардың қозғалысы барысында туындайтын жергілікті кедергілерді жоюға жұмсалады. Жобалау нормасына сәйкес газқұбырындағы қысымның жоғалуы бастапқы қысымның 5%-нан аспауы ерек.

Қарапайым көлденең (горизонталды) төселген газқұбырларының бойымен газдың қалыптасқан изотермиялық қозғалысы кезіндегі массалық шығынды анықтайтын негізгі формула:

(6.23)

мұнда, Р_н және Р_к – газқұбырының басындағы және соңындағы қысым, МПа; L- газқұбырының ұзындығы, м; D- газқұбырының диаметрі, м; l - гидравликалық кедергі коэффициенті; z - газдың сығымдылық коэффициенті; R - газ тұрақтысы; T- қоршаған ортаның температурасы, К.

Көлемдік шығын:

Гидравликалық кедергілер коэффициентін ВНИИгаздың формуласы бойынша анықтауға болады:

, (6.24)

мұнда, K_Э- құбырдың эквивалентті ішкі кедір-бұдырлығы, мм.

кезінде ; (6.25)

кезінде (6.26)

Рейнольдс санын белгілі формулалар (6.4) немесе (6.5) бойынша анықтайды.

немесе .

мұнда, n және m - газдың сәйкесті кинематикалық және динамикалық тұтқырлығы; G – газдың массалық шығыны, кг/с; w – газдың жылдамдығы, м/с.

Техникалық есептеулер жүргізгенде крандар мен ысырмаларды ескере отырып

.

Газқұбырының басынан бастап L=x қашықтығына дейінгі қысымды анықтау үшін келесі формуланы қолданады:

(6.27)

Газқұбырындағы орташа қысым, бастапқы және соңғы қысымдар арасындағы орташа интеграл ретінде анықталады:

(6.28)

6.3. Құбырларды төсеу

6.3.1. Құбырлардың сорты

Мұнайкәсіпшілік коммуникацияларын салу барысында пісірілуі (сваркіленуі) жақсы, шыңдалған болаттан жасалған құбырлар қолданылады. Бұл құбырларды жіксіз, электропісірілетін, спиральды-пісірілетін және тағы басқа конструкциялар түрінде шығарады. Үлкен диаметрлі тігіссіз (шовсыз) құбырларды ыстыққа шыңдап, ал кіші диаметрлі құбырларды суыққа шыңдап дайындайды. Үлкен диаметрлі пісіріліп жасалған құбырлардың жігі ұзына бойына немесе спиралды болып түседі, ал кіші диаметрлі құбырлардың жігі тек ұзына бойына түседі.

Мұнай кен орындарын тұрғызу барысында, көп жағдайда сыртқы диаметрі 57-426 мм, ұзындығы 4-тен 12,5м дейінгі мартенді болаттардан жасалған (маркасы ст.10, ст.20, және 4сп.) ыстыққа шыңдалған жіксіз (шовсыз) құбырлар кең қолданыс табуда.

Құбырлардың негізгі өлшемдері 6.2-кестеде көрсетілген.

6.2-кесте. Ең көп қолданылатын жіксіз (шовсыз) шыңдалған құбырлардың

сорттары (МЕСТ 8732-78)