4. Расчетные значения скорости движения жидкости в высоконапорных водоемах следует принимать:
- до 1,5 м/с при закачке воды, не имеющей коррозионных свойств;
- не более 1,0 м/с при закачке пластовых и сточных вод.
Примечание: при промывке водоводов и нагнетательных скважин, скорость движения воды в трубопроводах допускается увеличить до 3-4 м/с.
5. Потери давления в высоконапорных водоводах до нагнетательных скважин рекомендуется принимать не более 3-5% от давления нагнетания воды.
6. Скорости движения воды в трубопроводах систем производственного водоснабжения принимаются на основе технико-экономических расчетов.
7. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газонасыщенные жидкости (нефть, нестабильный конденсат, сжиженные газы и т.д.) в однофазном состоянии также производится по формуле (1).
Гидравлический расчет газопроводов
8. Гидравлический расчет газопроводов, транспортирующих сухой газ, выполняется по ОНТП 51-1-85 ч.1.
9. Гидравлический расчет газопроводов с учетом содержания в газе свободной жидкости до 50 гр. на нм3 газа) производится по формуле:
(5)
Q- производительность газопровода, нм3/сутки;
РН, РК- соответственно начальное и конечное давление на участке;
D- относительный удельный вес газа по воздуху;
SDhпод- сумма высот восходящих участков трубопровода;
1-j- истинное содержание жидкости (доля сечения трубы, занятая жидкостью);
Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси
10. Гидравлический расчет трубопроводов для транспорта газожидкостных смесей выполняется по участкам эквивалентной трассы, представляющей последовательность прямолинейных нисходящих и восходящих участков, построенных из условия равнозначимости с гидравлической точки зрения реальной и эквивалентной трасс.
11. Восходящим участком эквивалентной трассы считается такой отрезок между перевальными точками реального профиля, по которому независимо от количества и углов наклона промежуточных участков движение смеси происходит только на подъем.
а) За длину i-го эквивалентного подъема участка принимается общая длина восходящего участка реальной трассы между 2-мя перевальными точками:
,(6)
где lkn- длина к-го участка, входящем в подъемный участок между перевальными точками;
б) За угол наклона восходящего эквивалентного участка принимается осредненный угол наклона, определяемый из условия
(7)
где: НН, НК - отметки начальной и конечной перевальных точек восходящего участка.
12. Нисходящим участком эквивалентной трассы считается такой отрезок реальной трассы, на котором течение смеси происходит на спуск при постоянном угле наклона.
В эквивалентный нисходящий участок могут бить включены сопряженные нисходящие участки, если их угол наклона изменяется по отношению к первому (по ходу движения) участку не более чем на 10%.
(8)
(9)
а) За расчетную длину i-го нисходящего участка принимается общая длина всех отрезков реальной трассы, вошедших в нисходящий участок эквивалентной трассы.
(10)
где lk cp- длина к-го участка, входящего в нисходящий участок реальной трассы.
б) За угол наклона нисходящего участка эквивалентной трассы принимается осредненный угол, определяемый из условия:
(11)
где: НН, НК - отметки начальной и конечной точек эквивалентного нисходящего участка.
13. Определение режима перекачки газожидкостной смеси на нисходящем участке трубопровода:
- определяется величина
·eæp,(12)
где =m2/m1 - приведенная вязкость
,(13)
при V*£1 - режим течения кольцевой;
V*>1 - режим течения пробковый или расслоенный
- определяется величина Fz*
eæp(-2,5-b2),(14)
где amax - максимальный угол наклона между двух участков эквивалентной трассы трубопровода;
l2 - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый методом последовательного приближения по числу Рейнольдса, соответствующему скорости безнапорного течения жидкости в нисходящем участке трассы с максимальным углом наклона.
,(15)
где Кэ - эквивалентная шероховатость
b2 - расходное газосодержание
При Frсм³Fr* на дачном участке трубопровода имеет место пробковый режим течения смеси.
При Frсм<Fr* на данном участке трубопровода имеет место расслоенное течение смеси.
14. Определение перепада давления на расчетном участке при кольцевом и пробковом течении определяем по формуле:
(16)
где j1 - истинное объемное содержание жидкости в потоке
j2=1-j1(17)
lсм - коэффициент гидравлического сопротивления смеси, определяемый по формуле:
lсм=l0y(18)
где: y - приведенный коэффициент сопротивления
l0 - коэффициент гидравлического сопротивления при течении однородной жидкости
Величина j1 при нисходящем течении газожидкостной смеси в кольцевом режиме определяется по формуле:
(19)
где:
- Величина j1 при нисходящем пробковом потоке определяется по формуле:
j1=1-К1/b2(20)
К1 - коэффициент, учитывающий влияние вязкости жидкости
при £0,01
при >0,01(21)
- Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления при кольцевом режиме определяется по формуле:
(22)
Коэффициент гидравлического сопротивлении при течении однородной жидкости l0
(23)
- Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления для пробкового потока:
(24)
Значение Fra определяется по соотношениям
при £0,001
при ³0,001(25)
- Для пробкового потока l0 определяется по формуле:
(26)
(27)
15. При расслоенном режиме течения гидравлический расчет производится по формуле:
,(28)
где:
(29)
Истинное газ содержание определяется по формуле:
(30)
16. Определение режима перекачки газожидкостной смеси на восходящем участке трубопровода:
- определяется величина V* по формуле (12) при V*£1 имеет место кольцевой режим течения смеси, при V*>1 реализуется пробковый режим течения смеси.
17. Гидравлический расчет восходящего участка трубопровода производится по формуле:
,(31)
где: j1 - истинное объемное содержание жидкости в потоке
lсм - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый по формуле (18)
- Величина j1 для восходящего кольцевого потока определяется формулой:
,(32)
где - истинное объемное содержание жидкости при нулевой подаче жидкости;
при Wa<3,3
=0 при Wa³3,3(33)
где
- Для пробкового восходящего потока
(34)
Здесь коэффициент К1 определяется по формуле (21)
- При восходящем кольцевом течении смеси величина y определяется по формуле (22).
- При восходящем пробковом течении смеси величина y определяется по формуле (24).
18. Ввиду сложности гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, ВНИИГАЗом разработана "Инструкция по гидравлическому расчету шлейфовых трубопроводов для газожидкостных смесей" с применением ЭВМ.
РЕКОМЕНДУЕМОЕ
приложение 3
РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЩИХ СРЕДЫ, СОДЕРЖАЩИЕ СЕРОВОДОРОД
1. Настоящие положения распространяются на вновь строящиеся и рекомендуемые промысловые стальные трубопроводы, предназначенные для транспорта сред c парциальным давлением сероводорода от 300 МПа до 1 МПа.
2. Толщину стенки (номинальную) трубопроводов, указанных в п.п. 2.1 и 2.2 следует определять по формуле:
(1)
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений производится расчет в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.
Входящие в формулу величины: Кd - коэффициент уровня допускаемых растягивающих напряжений, определяемый по таблице:
|
Категория участка трубопровода |
Значение коэффициента Кd в зависимости от содержания сероводорода в газе |
|
|
|
среднее |
низкое |
|
В |
0,4 |
0,5 |
|
I, II |
0,5 |
0,6 |
|
III, IV |
0,6 |
0,65 |
Толщину стенки трубопроводов заводнения и захоронения пластовых и сточных вод следует определять по формуле:
___________
* Формула 2 внесена институтом Гипровостокнефть.
(2)
где: Рисп - испытательное гидравлическое давление, МПа:
d - расчетная толщина стенки с учетом минусового допуска на разностенность, мм;
m - коэффициент, учитывающий минусовой допуск на разностенность (при d£15 мм m=0,85; при с d>15 мм, m=0,875).
n - допускаемое напряжение равное 40% от временного сопротивления разрыва для принятой марки стали, Па.
DН - наружный диаметр трубы, мм;
С1 - минусовой допуск на толщину стенки трубы, мм;
С2 - добавка к толщине стенок на общую коррозию, определяемую экспериментально или расчетом, исходя из расчетной скорости коррозии трубной стали в данной среде с учетом проектируемых средств защиты (ингибиторы, осушка газа, применение покрытий и др.), проектируемого срока эксплуатации трубопровода, ожидаемого падения внутреннего давления по формуле:
С2=dк.ед·t-(d-dt)(3)
где dк.ед - уменьшение толщины стенки труб за единицу времени от внутренней коррозии
t - расчетный интервал времени эксплуатации трубопровода.
d - расчетная (номинальная) толщина стенки труб в начале эксплуатации трубопровода;
dt - расчетная толщина стенки труб в конце расчетного интервала времени эксплуатации трубопровода, подсчитанная с учетом падения в нем давления.
При отсутствии возможности определения скорости общей, коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенное определение C2 по аналогии с другими, ранее запроектированными объектами с близкими условиями эксплуатации труб.
Во всех случаях величина такой добавки C2 должна быть не менее 2 мм.
Надбавка на внутреннюю коррозию производится в тех случаях, когда коррозия внутренней поверхности труб не может быть предотвращена или применение специальных защитных средств нерационально (устанавливается на основании технико-экономических расчетов).
3. Проверка по прочности, деформациям, на общую устойчивость в продольном направлении подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проводится в соответствии с положениями раздела 9 настоящих Норм и СНиП 2.05.06-85.
Суммарные продольные и растягивающие напряжения от внутреннего давления, расчетного температурного перепада и упругого изгиба должны удовлетворять условию:
(4)
РЕКОМЕНДУЕМОЕ
приложение 4
СХЕМЫ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ СООРУЖЕНИЙ
1. Схемы электрохимической защиты подземных сооружений промысла служат основанием для расчета параметров защитных устройств и выбираются на основе схемы расположения промысловых сооружений с учетом наличия источников питания и условия обеспечения надежной эксплуатации.
2. При выборе схем размещения защитных устройств и расчета их параметров, рассматривают раздельные группы или отдельные сооружения, такие как: скважины или кусты скважин; многониточные системы трубопроводов и однониточные трубопроводы; групповые пункты в другие сосредоточенные объекты. Причем схемы защиты всех групп сооружений должны быть согласованы между собой.
3. Защита подземных сооружений площадок насосных станций осуществляется несколькими установками катодной защиты.
На рис. 1 приведен пример выбора точек дренажа на площадке насосной станции.
4. Анодные заземления при защите подземных коммуникаций площадочных (УКПГ, ГСП, КС, НС, ДКС и пр.) сооружений относят на расстояние не менее 300 м или применяют глубинные заземления скважинного типа.
5. На скважинах защита обсадных колонн обеспечивается совместно с выкидными линиями (шлейфами). Точка дренажа должна быть отнесена на расстояние не менее 50 м от устья скважины.
6. Электрохимическая защита трубопроводов должна быть обеспечена по всей их длине.
При длине выкидных линий более 3 км необходимо установить дополнительные средства катодной защиты (рис. 2), количество и место установки которых уточняется расчетом (для действующих сооружений - с помощью опытной катодной станции).
Рис. 1 Пример размещения точек дренаж на площадке насосной станции.
Рис. 2. Пример размещения средств защиты на промысловых коммуникациях.
1 - площадка ДНС; 2 - шлейфы (выкидные линии); 3 - скважины; 4 - станция катодной защиты; 5 - анодные заземления; 6 - контрольно-измерительная колонка; 7 - точка дренажа; 8 - дополнительная УКЗ (при длинных шлейфах).
7. Подземные сооружения групповых пунктов защищают от коррозии либо одной (кустовой), либо несколькими катодными установками (рис. 3). Радиус защиты кустовой катодной установки определяется как средняя длина шлейфов, увеличенная на 300 м. Удаленные скважины защищают дополнительными средствами защиты.
8. Электрохимическая защита параллельных трубопроводов должна быть осуществлена по возможности совместно. Для защиты каждых 3-4 труб необходима одна катодная станция. Присоединение трубопроводов к источнику тока может быть выполнено через перемычку или раздельно через регулируемые резисторы.
Точка дренажа должна располагаться на трубопроводе с меньшим переходным сопротивлением "труба-земля", остальные трубопроводы перемыкаются. Сопротивление перемычки должно быть не ниже величины, определяемой по формуле
,
где a1 и a2 - постоянные распространения тока соответственно 1-го и 2-го трубопроводов (a1<a2);
Z2 - характеристическое сопротивление 2-го трубопровода, с меньшим переходным сопротивлением. Ом;
l - плечо защитной зоны, м.
При числе труб 4 точку дренажа каждой из станций оборудуют на расстоянии 1 км одна от другой.
9. Выбор защитных схем противокоррозионных покрытий для морских подводных трубопроводов следует производить в соответствии с ОСТ 51.66-80.
10. Расчет электрохимической защиты морских подводных трубопроводов производить в соответствии с ОСТ-51 114-83.
