Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою

Розробка нафтогазоконденсатних родовищ у режимі виснаження. Під час розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками у режимі виснаження пластової енергії можуть бути застосовані такі три способи, які відрізняються черговістю видобутку нафти, газу і конденсату: 1) випереджуюча розробка газоконденсатного покладу з наступ ним уведенням в експлуатацію нафтової облямівки; 2) випереджуюча розробка нафтової облямівки з наступним уведенням в експлуатацію газоконденсатного покладу; 3) одночасна розробка нафтової облямівки і газоконденсатного покладу.

Усі перелічені способи характеризуються низькими коефіцієнтами конден-сатовіддачі і нафтовіддачі. Випереджуюча розробка газоконденсатного покладу супроводжується пе­реміщенням нафти в газову зону, розгазуванням нафти і зниженням нафтонасиченості в об­лямівці. Більш раціональною з точки зору повноти видобутку нафти є випереджуюча роз­робка нафтової облямівки. Однак у процесі відбору нафти переважно спостерігається ло­кальне загазування нафтової облямівки, що призводить до зниження повноти використання запасів нафти. В результаті при застосуванні вказаних способів досягаються менші ко­ефіцієнти нафтовіддачі, ніж при розробці нафтових покладів у режимі розчиненого газу.

Найбільший інтерес викликає спосіб одночасної розробки нафтової і газокон-денсатної зон. На практиці застосовується технологічна схема, що грунтується на безперервному ре­гулюванні дебітів нафти і газу пропорційно зниженню пластово-го тиску. Однак вона не за­безпечує рівноваги газонафтового контакту, про що свід-чить досвід розробки газонафтових родовищ. Внаслідок недостатньої надійності регулювання положення межі розділу газу і нафти в процесі розробки покладу відбувається загазування нафтової облямівки або вторг­нення нафти в газову зону.

Вказана мета не досягається і у випадку застосування приконтактного способу експлуа­тації нафтових облямівок малої товщини. Цей спосіб полягає в розміщенні видобувних свер­дловин в один ряд в області межі розділу газу і нафти, підключенні до них нижньої частини газоконденсатної зони та верхньої частини нафтової облямівки і спільному відборі нафти, газу і конденсату. Внаслідок автоколивального характеру переміщення газонафтового кон­такту можливі втрати нафти в газовій зоні, порушення суцільності нафтової облямівки і прориви контурної води у видобувні свердловини.

Одним з варіантів підвищення надійності управління положенням газонафтового контакту при одночасній роздільній розробці нафтової та газоконденсатної зон єдиною сіткою свердловин є ступінчаста зміна дебітів нафти і газу і підтримання їх постійними протягом інтервалу часу, за який газонафтовий контакт не досягне крайніх верхнього або нижнього положень у кожній свердловині. Після цього вибирають нові значення дебітів газу і нафти.

Коефіцієнт нафтовіддачі при розробці нафтогазоконденсатних родовищ у ре-жимі виснаження не перевищує 10 — 15 %, а при товщині оторочки менше 8 м становить 5-8%.

Підвищенню коефіцієнта нафтовіддачі при одночасно-роздільній експлуатації єдиною сіткою свердловин газоконденсатної зони та її нафтової облямівки сприяє запобігання утво­рення конусів газу. Можливими напрямками боротьби зі загазуванням свердловин є ство­рення на межах нафтової і газової зон локальних непроникних екранів, вибір оптимального розміщення інтервалів розкриття пласта і зниження фільтраційних опорів у нафтовій частині родовища

шляхом дії на привибійну зону і створення горизонтальних каналів (тріщин).

У газовій зоні багатьох газоконденсатних родовищ у вигляді рідкої фази міститься зв'язана (розсіяна) нафта. Насиченість продуктивних відкладів зв'язаною нафтою коли­вається в широких межах, помітно збільшуючись у низькопроникних щільних породах. У переважаючій більшості випадків вона нижче значення, при якому нафта стає гідродинамічне рухомою, і не перевищує 20 — ЗО %. Тому під час розробку газоконденсат­них родовищ у режимі виснаження зв'язана нафта практично не видобувається. Частковий рух і видобуток залишкової нафти можливий з обмежених за розмірами привибійних зон, де внаслідок випадіння і скупчення конденсату насиченість пористого середовища рідкими вуглеводнями перевищує граничне значення і дозволяє їм рухатись у перовому просторі. У промисловій практиці також відомі випадки появи зв'язаної нафти в продукції свердловин і у разі відсутності випадіння конденсату в пласті, коли створювались підвищені порівняно зі звичайними депресії на пласт.

Підвищення вуглеводневіддачі нафтогазоконденсатних родовищ. Раціональ-на техно­логія розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками по-винна забезпечува­ти підтримання пластового тиску в нафтовій і газовій частинах пласта і ефективне витіснення нафти з пористого середовища по можливості дешевими і доступними агентами.

Стосовно розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками запропоновані різні способи підтримання пластового тиску (закачування води, газу чи води і газу одночас­но) і технологічні схеми їх застосування. Вони можуть бути згруповані таким чином:

випереджуюча розробка нафтової (або газової) зони родовища з підтриманням пласто­вого тиску і наступне уведення в експлуатацію газової (нафтової) зони без додаткової дії на пласт чи зі закачуванням робочого агента;

одночасна розробка газоконденсатного покладу і нафтової облямівки з підтриманням пластового тиску тільки в нафтовій або газовій частині пласта;

одночасна розробка газоконденсатного покладу і нафтової облямівки з підтриманням пластового тиску в обох частинах пласта (нафтовій і газовій);

бар'єрне заводнення при відсутності додаткової дії на нафтову облямівку і газоконден­сатний поклад чи в поєднанні зі закачуванням робочого агента в одну або обидві зони родо­вища;

ізоляція нафтової облямівки від газоконденсатного покладу шляхом закачування на їх межі фізико-хімічних агентів (піна, полімери, ізоляційні речовини) і наступна їх са­мостійна розробка з підтриманням пластового тиску.

Закачування газу переважно здійснюється в купольну частину структури, а у разі низь­кої проникності продуктивних відкладів - за площовою системою в межах внутрішнього контуру газоносності. Запропоновані варіанти закачування води включають площове, бар'єрне і законтурне заводнення, а також їх поєднання, наприклад: бар'єрне і законтурне заводнення і його різновид двостороннє бар'єрне заводнення у випадку значної ширини га­зонафтової зони в крайових облямівках, коли нагнітальні свердловини розміщують уздовж внутрішнього і зовнішнього контурів газоносності. Газ і вода при їх спільному використанні можуть закачуватися у вигляді водогазової суміші або послідовно.

При розробці нафтогазоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску зака­чування робочого агента і відбір нафти та газу можуть здійснюватись по всій товщині про­дуктивного пласта або вибірково тільки по нафтонасиченій чи газонасиченій частині.

Стосовно розробки нафтогазоконденсатних родовищ з підошовною водою запропонова­на технологія розробки, яка грунтується на розкритті у видобувних свердловинах газових, нафтових і водоносних інтервалів і одночасно-роздільному відборі газу, нафти і води. З ме­тою стабілізації положень газонафтового і водонафтового контактів і підвищення ко-

ефіцієнта вуглеводневіддачі здійснюється зворотнє закачування сухого газу в газоконден­сатну частину пласта і видобутої води у водоносну зону.

При наявності в газоконденсатній зоні зв'язаної нафти розробка нафтогазоконденсатно-го родовища може здійснюватися в умовах контрольованого вторгнення нафти в газову час­тину пласта. Результати лабораторних досліджень і промислові дані свідчать про збережен­ня цілісності облямівки при надходженні нафти до газоконденсатної зони і залучення в роз­робку при певних умовах зв'язаної нафти.

З метою підвищення ефективності витиснення з облямівки нафти, яка характери­зується підвищеною в'язкістю порівняно з нафтовими родовищами, попереду робочого агента можуть закачуватися у вигляді облямівки вуглеводневі розчинники (зріджені наф­тові гази, збагачений газ, широка фракція легких вуглеводнів, нестабільний вуглеводневий конденсат та ін.) об'ємом 20 — 25 % від об'єму нафтонасичених пор пласта.

Щодо розробки газоконденсатних родовищ зі зв'язаною нафтою, то підтримання пла­стового тиску шляхом закачування в пласт сухого газу чи води буде сприяти видобутку тільки незначної кількості нафти за рахунок часткового випаровування її у газову фазу чи витіснення водою. Більш ефективним є застосування облямівки газоподібних і рідких вугле­водневих розчинників. Один з можливих варіантів технології підвищення вуглеводневіддачі газоконденсатних родовищ зі зв'язаною нафтою полягає у тому, що родовище спочатку роз­робляють у режимі виснаження, що призводить до ретроградного випадіння конденсату в пласті та збільшення насиченості пористого середовища рідкими вуглеводнями. При цьому конденсат, що випав, розчиняється в залишковій нафті, зменшуючи її густину і в'язкість. Після зниження пластового тиску до значення, при якому насиченість пористого середови­ща вуглеводневою рідиною стає максимальною, а її густина і в'язкість - мінімальними, про­водять закачування витісняючого агента (газ, вода), підтримуючи надалі тиск постійним на досягнутому рівні.

Список літератури

1. Быков К.Е., Максимов ММ., Фурсова А.Я., Справочник по нефтепромысловой гео­логии. - М.: Недра, 1961. - 343 с.

2. Гиматудинов Ш.К., Ширковский Н.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982.-286с.

3. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.: Недра, 1989. - 160 с.

4. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторож­дений с поддержанием пластового давления. - М.: Недра, 1976. - 284 с.

5. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. - М.: Недра, 1979. - 335 с.

6. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных мес­торождений. - М.: Недра, 1989. - 334 с.

7. Закс С. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. - М.: Гостоптехиздат, 1963.-126с.

8. Кондрат Р.М. Газоконденсатооддача пластов. - М.: Недра 1992. - 255 с.

9. Методы извлечения остаточной нефти /М.Л.Сургучев, А.Т.Горбунов, Д.П.Забродин и др. - М.: Недра, 1991. - 347 с.

10. ОСТ 39-071-78. Система показателей качества продукции.Воды для заводнения нефтяных пластов, номенклатура показателей М., 1978. - 31 с.

11. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. - М., 1986. - 19с.

12. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лаборатор­ных условиях при совместной фильтрации. - М., 1989. - 35 с.

13. Применение углекислого газа в добыче нефти /В.Балинт, А.Бан, Ш.Долежал и др. -М.: Недра, 1977.-240с.

14. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений /Ю.В.Желтов, В.Н.Мартос, А.Х.Мирзаджанзадзе, Г.С. Степанова. - М.: Недра, 1979. - 254 с.

15. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985. - 308 с.

16. Теория водонапорного режима газовых месторождений /С.Н.Закиров, Ю.П.Коротаев, Р.М.Кондрат, В.Н.Турниер, О.П.Шмыгля. - М.: Недра, 1976. - 240 с.

17. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности пород. - Пермь: Кн.изд-во, 1975.-196с.

18. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа /В.М.Добрынин, А.Г.Ковалев, А.М.Кузнецов, В.Н.Черноглазов. - М.:ВНИИОЭНГ, 1988.-55 с. - (Обзор информ. Геология, геофизика и разраб.нефт. месторождений).

19. Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоконденсатооддачи пла­стов/ М.Ф.Мирчинк, А.Х.Мирзаджанзаде, Ю.В.Желтов и др. - М.: Недра, 1975. - 232 с.

20. Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах /Ю.П. Коротаев, Л.Г.Геров, С.Н.Закиров, Г.А.Щербаков. - М.: Недра, 1979. - 223 с.

21. Шейман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при до­быче нефти. - М.: Недра, 1969. - 127 с.

22. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. - М.: Гостоптехиздат. Ленинград, отд-ние, 1963. - 213 с.

Статика рідин і газів

 

Стискувальне напруження, яке виникає всередині рідини, що перебуває у спокої, на­зивається гідростатичним тиском. Закон розподілу гідростатичного тиску вздовж вертикальної координати математично описується основним рівнянням гідростатики:

р= :, (9.1)

 

де - гідростатичний тиск у деякій точці, Па; - зовнішній тиск на задану поверхню рівня рідини, Па; - густина нестисливої рідини, кг/м3; - прискорення вільного падіння, м/с2; Л - глибина занурення чи висота перевищення розглядуваної точки відносно рівня рідини із заданим тиском , м. У рівнянні (9.1) приймається знак плюс при зануренні розглядуваної точки під поверхню розділу рідини і газу (під вільну поверхню, на яку діє зовнішній тиск ,) і знак мінус — при її перевищенні над рівнем рідини з відомим гідростатичним тиском (наприклад, рівень водонафтового контакту в свердловині).

Густина рідини дуже мало залежить від тиску і температури, їх спільну дію можна враховувати за формулою:

(9.2)

 

де - густина рідини при тисках і температурах відповідно р, Т і , Т0 , кг/м3; -коефіцієнт об'ємної пружності (об'ємного стиснення) рідини, Па-1; - коефіцієнт термічного (температурного чи теплового) розширення, Коефіцієнт для води при 20 °С становить 0,47 • 10-9 Па-1 , для дегазованої нафти - 0,74 • 10-9 Па-1 і для газонасиченої нафти (при тиску вище тиску насичення нафти газом в інтервалі температур 20 — 150 °С) — 1,4·10-9... 4 • 10-9 Па-1, тобто при підвищенні тиску на 20МПа густина води, дегазованої і газонасиченої нафти підвищується тільки відповідно на 0,94; 1,48; 2,8...8 %. Коефіцієнт βт для води зростає з підвищенням тиску і температури від 14·10-6 К-1 (при 273 К і 0,1 МПа) до 700·10-6 К-1 (при 373 К і 10 МПа), а для дегазованої нафти (при нормальних умовах) становить 600...800 К"1, тобто при підвищенні температури на 100 К густина води зменшується на 0,14...7 %, нафти - на 6 — 8 %. У межах змін тисків і температур, які ма­ють місце на практиці, з точністю цілком достатньою для більшості інженерних розрахунків, густину рідин можна приймати постійною.

Величину прийнято називати ваговим тиском, тоді повний (абсолютний) гідростатичний тиск дорівнює сумі зовнішнього р0 і вагового тисків. Ваговий тиск можна записати також як відношення сили тяжіння стовпа рідини до площі основи, на яку вона діє. Але це справедливо тільки для вертикальної циліндричної посудини (вертикальної свердловини), а не для зрізаного конуса чи похилого циліндра ("гідростатичний парадокс").

На тіло, занурене в рідину, діє виштовхувальна (архімедова, підйомна) сила, яка скерована вверх і дорівнює силі тяжіння рідини, витисненої тілом, а у випадку тіла правильної форми - різниці тисків стовпа рідини безпосередньо над і під тілом. Залежно від співвідношення значення сили тяжіння тіла і виштовхувальної сили тіло може перебувати у трьох положеннях: спливає, стан байдужої рівноваги в об'ємі рідини (у завислому стані), тоне.

Власна сила тяжіння стовпа газу також створює тиск. Оскільки газ надзвичайно стис­ливий (надстисливий), то, враховуючи зміну густини газу за законом Клапейрона-Мен-делєєва, закон розподілу тиску нерухомого стовпа газу по висоті ' можна описати барометричною формулою Лапласа-Бабіне

 

(9.3)

або наближеною формулою (після розкладу es у ряд)

(9.4)

 

де — тиск газу відповідно на висотах (від поверхні порівняння), Па; —висота стовпа газу, м; — відносна густина газу (за повітрям); - газова постійна повітря (оскільки = 9,81 м/с2, - 287,2 Дж/(кг·К), то - 0,03415 К/м); Т = (Т0 + 7)/2 - середньоарифметична температура, К; Т0, Т - температура газу відповідно на висотах , К; - коефіцієнт надстисливості газу при середніх значеннях температури Т і тиску = (р + )/2; = 0,03415

Зміну температури з висотою (глибиною) у свердловині можна прийняти за рівнянням геотерми

(9.5)

де — геотермічний градієнт, К/м (становить 0,012 ... 0,083 К/м, у більшості 0,033 К/м), причому тут під розуміємо глибину залягання нейтрального шару (10 - 30 м) з постійною температурою (К), що дорівнює середньорічній температурі грунту даної місцевості.

Розрахунок за формулою (9.3) при визначенні тиску на вибої свердловини коли приймаємо р— здійснюється методом послідовних наближень. Спочатку приймають і визначають Обчислюють перше наближене значення Визначають = /2, знаходять нове значення , обчислюють друге наближене значення і т.д. Розрахунки повторюють доти (звичайно достатньо одного - двох наближень), поки різниця в значеннях і так далі не перестане впливати на точність визначення

Значення визначають або за графіками Брауна, або за емпіричними формулами.

При розрахунках тиску нерухомого стовпа газу в свердловинах похибка значень тиску за наближеною формулою не виходить за межі похибок промислових манометрів до глибин 700-1000м.

Рух однорідних рідин

 

Усталений (стаціонарний) потік однорідної (гомогенної.однофазної) рідини (незмінний у часі), при якому тиск і швидкість є функціями тільки просторових координат, але не зале­жать від часу, описується рівняннями Д.Бернуллі у вигляді

(9.6)

або

(9.7)

 

або

(9.8)

 

де індекси 1 і 2 позначають два вибраних перерізи потоку - на його початку і кінці; висота розміщення центру ваги (перерізу потоку), відрахована від довільної

 

горизонтальної площини порівняння (геометрична висота або геометричний напір), м; - гідромеханічний або просто тиск, Па; — середня по перерізу об'ємна швидкість потоку, м/с; — безрозмірний коефіцієнт Коріоліса, який враховує нерівномірність розподілу швидкостей по перерізу (для звичайного розподілу швидкостей коефіцієнт завжди перевищує одиницю, а при рівномірному розподілі швидкостей дорівнює одиниці; при турбулентному режимі для труб - 1,05... 1,1; при ламінарному режимі - 2; (іноді наближено приймають = 1); - сумарна гідравлічна втрата повного напору на ділянці між розглядуваними перерізами 1 і 2 (втрачена енергія перетворюється у теплову енергію), м; = — загальна втрата тиску, Па; — різниця вагових тисків,що зумовлена різним висотним положенням початку і кінця ділянки потоку, Па; — сумарна гідравлічна втрата тиску на ділянці між розглядуваними перерізами, Па; = —втрата тиску на перемагання сил інерції (на прискорення чи сповільнення потоку або на приріст кінетичної енергії), Па.

В цих рівняннях прийнято називати: — п'єзометрична висота або п'єзометричний напір; — швидкісна висота або швидкісний напір; = —гідродинамічний або повний напір; — динамічний тиск; Н = —п'єзометричний (гідростатичний) напір; — п'єзометричний нахил; ір — гідравлічний нахил; — приріст шляху вздовж руху. Оскільки приріст завжди від'ємний (гідравлічний напір зменшується вздовж руху), то гідравлічний на­хил завжди додатний. Разом з тим тиск вздовж руху може зменшуватися чи збільшуватися (при зменшенні чи збільшенні швидкості), внаслідок цього п'єзометричний нахил може бу­ти і додатним, і від'ємним. У трубі постійного діаметру з незмінним розподілом швидкостей нахили та І однакові.

Члени рівняння (9.7) представляють різні види механічної енергії рідини, які віднесені до одиниці її об'єму ( відповідно енергій положення, тиску рухомої рідини, кінетичної і втрат, причому перші дві становлять у сумі потенціальну енергію рідини), а члени рівняння (9.6) - ті ж види енергії, які віднесені до одиниці ваги, тобто рівняння Бернуллі виражає за­кон збереження механічної енергії.

Гідравлічні втрати тиску (чи напору) звичайно розділяють на втрати на тертя по до­вжині і на місцеві втрати. Для розрахунку гідравлічних втрат тиску на тертя по довжині Δрт використовують формулу Дарсі-Вейсбаха (іноді називають формулою Дарсі)

(9.9)

 

де — безрозмірний коефіцієнт гідравлічного опору (коефіцієнт гідравлічних втрат на тертя по довжині чи коефіцієнт Дарсі); - відповідно довжина і внутрішній діаметр труби, м.; - середня швидкість руху рідини у трубі, м/с.

Якщо потік рідини має місце у кільцевому (міжтрубному) просторі, то діаметр труби виражається через гідравлічний радіус, тобто , де — гідравлічний радіус, що визначається з відношення площі живого перерізу потоку до змоченого периметру русла м. Для кільцевого потоку , тобто d = D - , де D, —відповідно внутрішній діаметр зовнішньої труби і зовнішній діаметр внутрішньої труби.

 

Коефіцієнт гідравлічного опору визначають аналітичне або графічно (з ви­користанням графіка Колбрука-Уайта чи Нікурадзе) залежно від безрозмірного числа (критерія) Рейнольда (характеризує співвідношення сил інерції та в'язкості), де — кінематична в'язкість рідини, м2/с. Для аналітичного визначення використовують наступні формули [5]:

 

при 0 < 2320 (перша зона тертя - ламінарний режим руху рідини)

= 64/Re (формула Стокса); (9.10)

при 2320 < Re (друга зона - зона гідравлічно-гладких труб при турбулентному режимі)

(формула Блазіуса); (9.11)

при 10 (третя зона - зона змішаного опору при турбулентному режимі)

(формула Альтшуля); (9.12)

при Re > 500 (четверта зона - зона квадратичного опору при турбулентному режимі)

(формула Шифринсона), (9.13)

де — еквівалентна шорсткість труб (мм), яка наведена нижче:

Труби А, мм

 

Стальні суцільнотягнуті нові 0,02-0,05

Теж, непові 0,15-0,3

Стальні зварні нові 0,04-0,1

Чавунні нові 0,25-1

Стальні зварні і чавунні не нові 0,8-1,5

Азбестоцементні нові 0,05-0,1

Теж, не нові 0,6

Бетонні та залізобетонні 0,3-0,8

 

Відзначимо, що формула (9.12) може використовуватись для всіх зон (областей) при турбулентному режимі (Re > 2320), тому що при менших значеннях Re вона переходить у формулу (9.11) (68/Re » ), а при більших значеннях Re - в формулу (9.13) ( 68 / Re). У нафтопромисловій справі при турбулентному режимі часто без обгрунтування обмежуються формулою (9.11).

Місцеві втрати тиску зумовлені так званими місцевими гідравлічними опорами (місцевими змінами форми і розміру каналу, які викликають деформацію потоку). Місцеві втрати тиску визначають за формулою Борда-Вейсбаха (часто просто Вейсбаха чи Бордо):

(9.14)

 

де — безрозмірний коефіцієнт місцевого опору (відношення втраченого напору до швидкісного напору); — середня по перерізу швидкість рідини у трубі, в якій встановле­но місцевий опір, м/с. Якщо швидкість рідини у трубі змінюється по довжині, то за розрахункову швидкість слід приймати більшу із швидкостей, тобто ту, яка відповідає меншому діаметру труби. Коефіцієнт залежить від схеми опору і режиму руху. При числах Рейнольдса, менших від критичного числа Рейнольдса (Re < ), що відповідає квадратичній зоні тертя, коефіцієнт визначається за формулою Альтшуля

 

(9.15)

 

де В - коефіцієнт,якій задають для різних місцевих опорів; - коефіцієнт місцевого опору для квадратичної зони тертя (при незначному впливі в'язкості на тертя), коли Re > Значення і В наведені нижче:

Типи опорів В

 

Раптове розширення труби [(D/d) — 1] 30

Раптове звуження труби 0,511 — (d/D )2] 30

Вихід із резервуару у трубу 0,5 —

Вихщ із труби у резервуар 1,0 —

Пробковий кран 0,4 150

Вентиль звичайний 2,5-5 3000—5000

Вентиль кутовий 0,8 400

Засувка повністю відкрита 0,15 75

ступінь відкриття 0,75 0,2 350

0,5 2,0 1300

0,25 2,0 3000

Діафрагма при І /d = 0,8 1 70

при /d = 0,63 7 120

при " /d = 0,4 70 500

Різкий поворот труби на кут ЗОо 0,155 —

на кут 45о 0,318 —

на кут 60о 0,555 —

на кут 90о 1,4 400

Плавний поворот труби на

при радіусі повороту Rn=l,5d 0.45 180

при радіусі повороту Rn = 2,5 d 0,42 180

Клапан кульовий 45 5000

Трійник 0,3 150

Вхід у трубу з сіткою б —

Вхід у трубу із зворотним клапаном 10 —

 

 

Примітка: D. d- діаметр труби відповідно більший і менший, м; - діаметр отвору діафрагми у трубі діаметром d, м; — кут повороту труби, градуси; - радіус повороту труби діаметром d, м; для арматури трубопроводів у зоні ламінарного руху наближено можна обчислити В – 500

При наявності у трубопроводі декількох місцевих опорів втрати тиску на них додаються, якщо відстань між ними перевищує відстань , на якій починає виявлятися взаємний вплив місцевих опорів (формула О.Д.Альтшуля): = 0,5 або наближено (40...60)rf, де —коефіцієнт гідравлічного опору.

При відстані між опорами загальні втрати тиску на двох опорах менші від суми втрат на цих двох опорах, тобто (9.16) де коефіцієнт впливу визначається дослідно, а для прямотечійних запірних пристроїв залежно від відношення приймається рівним 0,6... 1,0. Місцевими втратами тиску в нафтопромисловій практиці внаслідок їх малої величини у більшості нехтують.