|
|
ОБЪЕДИНЕННЫЙ. 5. бурение и эксплуатация скважин способы бурения скважин
 Р
T
О существовании гидратов при данных значениях температуры и давления судят по равновесным кривым гидратообразования (рис. 3.1).
P1 < P2 < P3
T
Рис. 3.2. Номограмма влажности газа
Существование гидрата при данных значениях давления и температуры говорит только о возможности его образования. Образовываться гидрат будет только при наличии свободной (в виде капель) воды в газе, что возможно, если фактическое содержание воды в газе будет больше содержания воды при полном насыщении газа. О содержании воды в насыщенном газе судят по номограммам равновесного содержания воды в газе (рис. 3.2).
Видим, что влагосодержание газа в насыщенном состоянии возрастает с понижением давления и повышением температуры.
Для предупреждения образования гидрата в газосборных сетях в газ вводят диэтиленгликоль (ДЭГ) или метиловый спирт (метанол). В магистральных газопроводах избегают образования гидратов осушкой газа при подготовке до влагосодержания исключающего достижения им насыщенного состояния в условиях газопровода.
3.7. Насосы и компрессоры
1. Классификация насосов и компрессоров.
По принципу действия насосы и компрессоры можно разделить на три группы: объемные, лопастные и струйные.
Объемные насосы в основном представлены тремя типами насосов и компрессоров: поршневыми, шестеренными и винтовыми.
Из лопастных машин получили наибольшее распространение центробежные, вихревые и пластинчатые насосы и компрессоры.
Насосы и компрессоры, работа которых базируется на вращательном движении рабочего органа, составляют группу ротационных насосов и компрессоров.
Достоинством поршневых насосов и компрессоров является высокий коэффициент полезного действия ( 0.8-0.9), большое развиваемое давление (до 30 МПа), хорошая всасывающая способность, независимость развиваемого давления от производительности, независимость коэффициента полезного действия от вязкости жидкости.
К преимуществам лопастных насосов и компрессоров можно отнести простоту конструкции, малый вес, удобство соединения с приводом, большую производительность (до 12500 м3/час) и способность транспортировать загрязненные среды.
Особенностью конструкции струйных насосов и компрессоров является отсутствие движущихся деталей, привода и малые габариты, что позволяет их использовать в условиях, когда установка других насосов и компрессоров не возможна.
2. Насосы.
В нефтяной и газовой промышленности широко используются поршневые и ротационные насосы. Для подъема нефти на поверхность используются поршневые (штанговые) и центробежные насосы.
В наземных условиях нефть перекачивается в основном вихревыми и центробежными насосами. Во вспомогательных системах (смазки, гидросистемах) широко используются шестеренные и винтовые насосы.
Давление, развиваемое объемными насосами, определяется гидравлическим сопротивлением системы, по которой перекачивается жидкость, и ограничивается прочностью элементов системы (трубы, арматура) или корпуса насоса. Для защиты от чрезмерного давления на выходе насосов устанавливаются предохранительные клапана.
Производительность объемных насосов практически не зависит от развиваемого давления, определяется геометрическими размерами перемещаемых объемов (объем, замещаемый поршнем поршневого насоса, объем между зубьями шестерен и корпусом шестеренного насоса и объем между винтами и корпусом винтового насоса) и в общем случае может быть определена зависимостью
Q= Vn , (3.33)
где V - объем жидкости. вытесняемый в трубопровод при одном движении рабочего органа (поршень, шестерня, винт);
n - количество движений (ходов поршня, оборотов шестерни и винта).
Объемные насосы подают жидкость в систему неравномерно, в первую очередь это относится к поршневому насосу. Для повышения равномерности подачи поршневого насоса используют насосы двойного действия и многоцилиндровые насосы (до трех). Кроме того, для сглаживания неравномерности подачи поршневых насосов на нагнетательной линии устанавливают воздушные колпаки.
H
N
QН Q
Рис. 3.3. Комплексная характеристика центробежного насоса
Напор, развиваемый центробежным насосом, зависит от производительности и определяется по комплексной характеристике (рис. 3.3).
По характеристике насоса можно определить развиваемый насосом напор H, потребляемую мощность N и коэффициент полезного действия насоса при любой производительности.
Напор, развиваемый насосом, практически не зависит от плотности перекачиваемой жидкости. Центробежные насосы обычно используются при вязкости жидкости менее 2 Ст.
Подбирают насосы исходя из условий работы (вязкость жидкости, загрязненность, температура, производительность, давление), стремясь подобрать насос, имеющий максимальный коэффициент полезного действия.
Требуемая мощность привода к насосу определяется уравнением
 , (3.34)
где N - требуемая мощность двигателя, Вт;
k - коэффициент запаса мощности, k = 1.05 - 1.15;
Q - производительность насоса, м3/с;
H – напор, развиваемый насосом, м;
 - плотность жидкости, кг/м3;
- коэффициент полезного действия насоса.
3. Компрессоры.
Компрессорами называют машины для подачи сжатого газа.
Наибольшее распространение получили поршневые и центробежные компрессоры.
При больших степенях сжатия (более трех) и малых производительностях используются поршневые компрессоры. Степенью сжатия  называют отношение давления газа на выходе из компрессора к давлению на входе:
 , (3.35)
где  - давление газа на выходе компрессора;
 - давление газа на входе в компрессор.
Степень сжатия одной ступени поршневого компрессора ограничивается температурой газа после компримирования, так как она повышается с повышением давления:
 , (3.36)
где  - повышение температуры газа, град.;
ТВХ- температура газа на входе в компрессор, К;
к - показатель адиабаты сжатия, к 1.35.
При увеличении степени сжатия компрессора с 3 до 5 и температуре газа на входе в компрессор 273 К температура газа повышается, соответственно, на 90 и 140 градусов. По этой причине степень сжатия одной ступени не превышает 5,0-5,5. Большая степень сжатия достигается многоступенчатым сжатием с охлаждением газа между ступенями.
При больших производительностях (более 50 м3/мин), средних и малых давлениях применяются центробежные машины. Максимальная производительность центробежных компрессоров достигает 50 млн.м3/сут. В зависимости от степени сжатия центробежные машины принято называть:
-  - вентиляторами,
-  - нагнетателями,
-  - компрессорами.
N
зона
пом -
пажа
Qмин Q
Рис. 3.4. Характеристика центробежного компрессора
Степень сжатия центробежных компрессоров зависит от подачи и определяется по их характеристикам (рис. 3.4).
Работа центробежного компрессора с производительностью меньше минимальной (Qмин) приводит к неустойчивой работе - помпажу. Работа компрессора в зоне помпажа не допускается из-за опасности его разрушения.
Мощность привода компрессора определяется из зависимости
 , (3.37)
где N - требуемая мощность двигателя, Вт;
n - показатель политропы сжатия, n=1.25-1.31;
Qвх - производительность компрессора при условиях входа в компрессор, м3/с.
3.8. Механический расчет трубопроводов
В общем случае целью механического расчета (расчета на прочность) является оценка способности конструкции сохранять работоспособность при воздействии на нее определенных нагрузок.
В случае трубопроводов задача сводится к определению допустимых давлений нефти или газа при их транспорте при известной толщине стенок труб.
При проектировании трубопровода в результате механического расчета определяется толщина стенок труб.
Оценка работоспособности конструкции производится по величине напряжений, возникающих в ней под воздействием нагрузок.
 , (3.38)
где  - напряжение в стенках конструкции, Па;
N – сила, действующая перпендикулярно к поперечному сечению стенки конструкции, Н;
F - площадь поперечного сечения стенок конструкции, м2.
Все нагрузки, действующие на трубопровод, разделяются на четыре группы:
постоянные - собственный вес труб и арматуры, предварительное напряжение, давление грунта;
временные длительные - внутреннее давление, вес продукта, температурные воздействия, просадка и пучение грунта;
кратковременные - снег, ветер, гололед, нагрузки при очистке и испытаниях;
особые - селевые потоки, оползни и другие.
В обязательном порядке учитывается внутреннее давление в трубопроводе. Достаточно часто оценивается влияние изменения температуры на напряженное состояние трубопровода. Остальные нагрузки учитываются в зависимости от конкретных условий и конструктивных схем трубопровода (подводные, надземные трубопроводы).
Nпр
Рис. 3.5. Схема механического расчета трубопровода
Под действием нагрузок в стенках труб возникают усилия направленные вдоль оси трубопровода - продольные (NП) и тангенциально к стенкам - кольцевые (NК) (рис. 3.5),
NК= P , (3.39)
NП= PDвнL , (3.40)
где Р - давление в трубопроводе, МПа;
Dвн - внутренний диаметр труб, м;
L - длина трубопровода.
Площади поперечного сечения, на которые действуют эти силы,
FК = 2 , (3.41)
FП =  , (3.42)
где FК - площадь поперечного сечения труб, на которую действуют кольцевые силы, м2;
FП - площадь поперечного сечения трубы, на которую действуют продольные силы.
В соответствии с (3.38)
 , (3.43)
 (3.44)
Видим, что кольцевые напряжения всегда больше продольных напряжений, следовательно, проверку работоспособности трубопровода следует производить по кольцевым напряжениям.
Прочностные свойства металла характеризуются пределом прочности ( ) и пределом текучести ( ).
Различают три предельных состояния конструкции:
1- под действием нагрузок конструкция разрушается  ;
2- под действием нагрузок конструкция деформируется, что исключает ее дальнейшую эксплуатацию  ;
3- под действием нагрузок в материале конструкции образуются трещины, исключающие ее дальнейшую эксплуатацию.
Трубопроводы рассчитываются по первому предельному состоянию. В этом случае должно выполняться условие  .
Такая постановка задачи не может гарантировать работоспособность трубопровода.
Во- первых, это связано с непостоянством нагрузки трубопровода. В процессе эксплуатации давление в трубопроводе может кратковременно превышать рабочее. При расчетах принимается расчетное значение давления Pр с учетом коэффициента запаса Pр= nP. В соответствии со СНиП 2.05.06-85 n = 1.10-1.15.
Во- вторых, это зависит от условий работы трубопровода, неоднородности металла труб и сложности трубопровода. Для учета этих факторов введено понятие расчетного сопротивления трубопровода
R1 = , (3.45)
где R1 - расчетное сопротивление металла труб, МПа;
m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый в зависимости от его категории (m = 0.9 для третьей и четвертой категории, m = 0.6 для первой и второй категории и m = 0.75 для высшей категории);
k1 - коэффициент безопасности по материалу, определяемый в зависимости от материала и способа изготовления труб (k1= 1.34 - 1.56);
kн - коэффициент надежности, зависящий от диаметра и рабочего давления трубопровода (kн= 1.00 - 1.15).
С учетом сказанного условие прочности трубопровода запишется следующим образом:
 ,
 .
Приняв Dвн= Dн - 2 и решив относительно толщины стенки, получим
 . (3.46)
При определении толщины стенок сосудов высокого давления учитывается возможность их коррозии и неравнопрочность сварных швов
 , (3.47)
где R – расчетное сопротивление металла сосуда;
 = 0.95 - коэффициент запаса прочности сварного шва;
c = 2-3мм - прибавка на коррозию.
2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
|
|
|
Скачать 436.06 Kb.