Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.
Pdf просмотр
бет29/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   25   26   27   28   29   30   31   32   ...   81
 

2. Дмиторий Крянеев д. т. н. Третичные методы увеличения нефтеотдачи 2010 

Метод доступа   

3.  James  P.  Meyer  P.  //  Summary  of  Carbon  Dioxide  Enhanced  Oil  Recovery  (CO

2

EOR).  Injection 



Well Technology. //Prepared for the American Petroleum Institute  2008  

4. Eric J. Fox. Enhanced Oil Recovery Projects. Aug 2010.   

5.  Н.М.  Байков.,  Утилизация  нефтяного  и  углекислого  газа  для  повышения  нефтеотдачи  на 

месторождениях США и Канады // Нефтяное хозяйство 06.2007 c101 



 

173


6.  John  Wilkinson  and  Colleagues,  Stephen  Cawley  and  Colleagues,  Stefan  Bachu.  CO

2

  storage  in 



depleted  oilfields  global  application  criteria  EOR  //Carbon  dioxide  enchancedoil  recovery  2009.  Метод 

доступа < http://www.co2storage.org/Reports/2009-12.pdf> 

7.  Н.М.  Байков.  Зарубежный  опыт  внедрения  методов  увеличения  нефтеотдачи  //  Нефтяное 

хозяйство // 12.2008. 

8. 

Jeims 


P. 

CO

2



 

triple 


win 

at 


Salt 

Creek 


oil 

field 


2009 

 

Метод 



доступа 

9. Oil & Gas Journal Annual Production Report, Apr 19, 2010, and Melzer Consulting 5/2010. 

10.  Dildon  N.  Assessment  of  CO2  Flooding  Potential  for  Bakken  Formation,  Saskatchewan  //  SPE 

October 2010. 

11.  Paulo  Sérgio  Rocha.  Rodolfo  Dino.  EOR  and  Storage  Activities  driven  by  CO2  in  Brazil: 

experience from the Buracica and Miranga oil fields Performance, Christovam Sanches, 2007. 

12. Lorna J. Mohammed-Singh, SPE, Petrotrin, and Ashok K. Singhal, SPE, Alberta Research Council. 

SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2005. 

13.  Mr.  Gunnar,  Einang,  Mr.  Søren  Davidsen  and  Mr.  Jan  Bygdevoll.  CO2  as  Injection  Gas  for 

Enhanced Oil Recovery and Estimation of the Potential on the Norwegian Continental Shelf. 

 

 

РАЗРАБОТКА ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО 



МЕСТОРОЖДЕНИЯ УМНЫМИ СКВАЖИНАМИ 

 

Горбашко Л., Абулхаиров К., Хасанов А., Жакупова А., Налибаева Г. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Нефтяное  месторождение  Кашаган  открыто  компанией  ОКИОК  в  2000г,  когда  при  испытании 

скважины ВК-1 был получен промышлен-ный приток нефти из подсолевых карбонатных отложений 

структуры Восточный Кашаган. В процессе дальнейших геологоразведочных работ, осуществляемых 

Оператором  Северо-Каспийского  проекта,  выявлена  гигантская  залежь  нефти  массивного  типа, 

приуроченная к карбонатной постройке нижне-среднекаменноугольного возраста.  

Работы  на  месторождении  ведутся  по  Соглашению  о  разделе  продукции  (СРП)  на  участке 

Северного  Каспия,  подписанному  18.11.1997г  Правительством  Республики  Казахстан,  ННК 

«Казахойл» и участниками международного Консорциума. Деятельность Консорциума на территории 

РК  осуществляется  в  соответствии  с  условиями  Лицензии  на  право  пользования  недрами  для 

разведки  и  добычи  углеводородного  сырья  серии  ГКИ  №1016  (нефть)  от  25.11.1997г.  Лицензия 

зарегистрирована в министерстве юстиции РК под регистрационным номером №946-1910-Фл(ИУ) от 

06.07.1998г. В начале 2001г, в связи с приходом нового оператора проекта, компания-оператор стала 

называться  «Аджип  Казахстан  Норс  Каспиан  Оперейтинг  Компани  Н.В.»  (АККО),  которая  затем 

была перерегистрирована в Нидерландах 19.07.2001г и в Республике Казахстан 01.08.2001г.  

Затем  22  января  2009г  оператором  проекта  была  назначена  компания  Норт  Каспииан 

Оперейтинг  Компании  (НКОК).  Акционерами  являются  «ЭНИ»,  «ЭкксонМобил»,  «КМГ  Кашаган 

Б.В.», «Шелл» и «Тоталь», каждая из которых владеет 16,8% акций, и «КонокоФилипс» с 8,4% акций 

и «Инпекс» с 7,56% акций.  

Основной  вид  деятельности  Подрядчика  –  разведка,  добыча,  подготовка,  транспортировка  и 

сбыт  углеводородного  сырья.  Согласно  положениям  СРП,  требованиям  законодательства  и 

нормативной документации РК деятельность Подрядчика будет  осуществляться в несколько этапов. 

Результатом выполненного первого этапа явились нижеследующие виды работ.  

В  2002г  институтом  ОАО  НИПИ  «Каспиймунайгаз»  и  компанией  «Аджип  ККО»  на  базе 

результатов  пробуренных  скважин  ВК-1,  ВК-2,  ВК-3,  ЗК-1  и  интерпретации  материалов 

сейсмических исследований 3D на Восточном и 2D на Западном Кашагане был подготовлен Отчет по 

оперативному подсчету запасов месторождения по состоянию изученности на 01.05.2002г. Решением 

ГКЗ РК (протокол № 179-02-П от 23.10.2002г) запасы были приняты на Государственный баланс.  

На  основе  этих  запасов  ТОО  НИПИ  “Caspian  Engineering&Research”  был  составлен  первый 

проект ОПР и утвержден ЦКР протоколом № 24 от 04.12.2003г.  

В 2003г был составлен отчет по переводу запасов из категории С2 в промышленную категорию 

С1  по  результатам  опробования  вновь  пробуренной  скважины  ВК-5  по  состоянию  на  01.11.2002г. 

Запасы нефти и растворенного газа были приняты ГКЗ РК (протокол № 210-03-П от 28.02.2003 г.) и 

поставлены на Государственный баланс.  



 

174 


В  2005г  на  основе  поставленных  на  Госбаланс  запасов  нефти  и  газа  с  учетом  результатов 

бурения скважин ВК-4, ВК-5, ВК-6 и материалов на 01.03.2005г АО «НИПИнефтегаз» был составлен 

второй проект ОПР и утвержден ЦКР протоколом № 34 от 13.07.2005г. 

В  период  с  01.11.2002г  по  01.07.2005г  на  месторождении  продолжались  интенсивные 

геологоразведочные и оценочные работы:  

-  на  Восточном  Кашагане  были  пробурены  три  новые  скважины  (ВК-4,  ВК-6,  ВК-А-01), 

находились в бурении еще три скважины (ВК-А-02, ВК-А-03, ВК-5-01);  

- проведена гравиметрическая съемка;  

- завершены полевые сейсмические работы 3D на Западном Кашагане;  

-  выполнены  работы  по  обработке  и  интерпретации  материалов  3D  временной  миграции  до 

суммирования, комплексной интерпретации сейсмических данных с данными гравиметрической съемки;  

- получена информация по новым скважинам: керн, шлам, каротаж, тестирование.  

В  результате  выполненных  работ  были  получены  новые  сведения,  значительно  расширяющие 

представление  о  геологическом  строении  месторождения,  в  частности  о  количестве  и  границах 

фациальных  зон,  породах-коллекторах  и  их  фильтрационно-емкостной  характеристике,  что  позволило 

обновить  и  повысить  достоверность  и  качество  разработанной  ранее  геологической  модели.  Были 

накоплены и проанализированы данные анализов керна, испытаний и исследований скважин, сведения о 

физических  свойствах  нефти  в  пластовых  условиях,  выполнен  большой  объем  экспериментальных 

лабораторных  исследований  по  прогнозированию  поведения  пластовой  флюидной  системы  в  процессе 

разработки месторождения. Все это позволило на основе геологической модели создать симуляционную 

(гидродинамическую)  модель  продуктивного  резервуара,  оценить  варианты  разработки  и  более 

качественно подойти к обоснованию коэффициента извлечения нефти.  

На основе результатов вышеуказанных работ в 2005г институтом АО НИПИ «Каспиймунайгаз» 

составлен  и  утвержден  ГКЗ  «Подсчет  запасов  нефти,  растворенного  газа  и  попутных  компонентов 

месторождения  Кашаган…»  по  состоянию  изученности  на  01.07.2005г  (протокол  №  454-05-У  от 

01.11.2005г) [11].  

Учитывая коллекторские свойства пласта, физико-химические свойства пластового флюида при 

эксплуатации  скважин,  нефтепромыслового  оборудования  и  трубопроводных  коммуникаций 

месторождения Кашаган, возможны следующие виды осложнения: 

 

коррозия скважинного и наземного оборудования; 



 

гидратообразования; 

 

асфальто-смоло-парафиновые отложения во внутрискважинном и наземном оборудовании; 



 

отложения неорганических солей; 

 

загрязнение призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин. 



Зачастую  в  процессе  вскрытия  пласта,  инфильтрации  бурового  раствора  и  проведения 

перфорации,  происходит  снижение  проницаемости  пористой  среды  призабойной  зоны.  Все  это 

отрицательно  сказывается  на  эффективности  добычи  и  приемистости  и  извлечения  нефти.  В 

большинстве  случаев  целью  обработки  призабойной  зоны  пласта  является  оптимизация 

продуктивности, приемистости пласта и нефтеотдачи. 

Такие  меры  оптимизации  требуют  эффективных  способов  устранения  повреждения  пласта  в 

пределах всего вскрытого продуктивного интервала в многослойных коллекторах.  

Интерпретация 

результатов 

опробований 

скважин 

до 


проведения 

мероприятий 

по 

интенсификации притока выявила положительные значения скин-факторов, что указывает на плохое 



состояние  стволов  скважин,  и  снижение  коэффициента  притока  в  околоскважинной  зоне.  При 

проведении опробований до обработки значения скин-факторов до СКО составляли от +2,1 до +4,0.  

Кислотная  обработка  оказалась  эффективным  методом  стимуляции  скважин на  месторождении 

Кашаган.  Скин-факторы  после  обработки  являются  индикатором  ее  эффективности.  Результаты 

опробований  после  СКО  продемонстрировали  профили  разнородных  притоков  во  всех  скважинах  с 

локализованными  скин-факторами  от  -1,3  до  -7.  Данный  факт  подтверждает,  что  методы 

интенсификации  притока  являются  эффективными  в  условиях  Кашаган.  Однако,  необходимы 

дальнейшие  исследования  для  достижения  однородного  профиля  притока  из  всех  обработанных 

интервалов.  Аджип ККО  провел  несколько  исследований  при непосредственном  участии  компаний-

партнеров с целью определения общей стратегии мероприятий по интенсификации притока. 

На  месторождении  Кашаган  разработан  специальный  документ  «Руководство  и  стратегия 

проведения  СКО  на  месторождении  Кашаган»,  где  изложены  результаты  изучения  и  рекомендации 

Группы по интенсификации. 


 

175


Притока  и  результаты  исследований  партнерских  компаний  с  учетом  условий  и  ограничений 

текущих и перспективных работ на месторождении для достижения следующих целей: 

 

Достижение  и  поддержание  скин-фактора  на  уровне  от  -3  до  -4  для  каждого  слоя  в  течение 



всего срока эксплуатации скважины; 

 

Обработка интервала длиной от 300 до 400 м; 



 

Достижение  соответствия  предполагаемых  профилей  проводимости  (KH)  и  соотношение 

пористость/высота (PhiH); 

 

Совместимость  с  конструкцией  заканчивания  по  базовому  варианту  (5½  ”  НКТ  и    5½” 



цементируемый хвостовик); 

 

Стратегия  простреливания  и  заканчивания  должна  предусматривать  проведение  КРС  в 



будущем, а также предотвращение прорыва газа и изолирование газа. 

 

В  настоящее  время  для  месторождения  Кашаган  наиболее  приемлемыми  методами 



интенсификации притока являются следующие методы: 

 

Струйная  обработка  на  гибких  НКТ  (промывка  перед  цементированием  или  промывка  в 



необсаженном стволе); 

 

СКО матрицы; 



 

Гидроразрыв (ГРП). 

По  проведенным  исследованиям  применение  СКО  матрицы  и  гидроразрыв  значительно 

повышают  продуктивность  скважин,  пробуренных  на  участках  со  средней  или  низкой 

проницаемостью, где присутствуют или отсутствуют трещин или неоднородность.  

Мероприятия проводятся в несколько этапов в соответствии с индивидуальными программами, 

составленными  с  учётом  характеристик  каждой  скважины.  Общий  объем  кислоты,  площадь 

обработки  и  максимальный  расход  закачки  тщательно  рассчитывается  для  каждой  скважины  в 

отдельности в зависимости от количества этапов, длины обрабатываемых зон, допустимого давления 

гидроразрыва и прочих условий. 



 

Литература 

 

1. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений. г.Астана, 1996 г. 

2. Проект опытно-промышленной разработки месторождения Кашаган, АО «НИПИнефтегаз», г. 

Актау, 2005 г. 

 

 

СОРБЕНТЫ  ДЛЯ ОЧИСТКИ  НЕФТЕЗАГРЯЗНЕННЫХ ТЕРРИТОРИИ 



 

Даришев Д.Б., Кусайнов Н.Д., Джусупкалиева Р.И. 

ЗКАТУ имени Жангир хана,  г.Уральск, Республика Казахстан 

 

В  соответствии  с  законом  нашей  страны,  промышленные  стоки,  содержащие  нефтепродукты, 



должны  пройти  предварительную  очистку  перед  сбросом  в  водоем,  или  центральную  канализацию. 

Нефтедобывающая  и  нефтеперерабатывающая  промышленность  в  настоящее  время  играют 

огромную роль в экономике нашего государства. Связанные с ними процессы добычи, переработки, 

транспортировки  и  хранения  нефти  всегда  сопровождаются  загрязнением  окружающей  среды 

углеводородами.     

В  настоящее  время  имеется  значительный  арсенал  методов  очистки  нефтезагрязненных 

территорий.  Сейчас  в  мире  при  ликвидации  разливов  нефти  предлагается  использовать  около  двух 

сотен сорбентов, которые можно классифицировать по разным признакам [1].  

Большой  интерес  исследователей  привлекает  возможность  использования  в  нефтегазовой 

промышленности  неорганических  сорбционных  материалов  для  утилизации  нефтесодержащих 

сточных  вод  и  нефтешламов.  Исследования,  проводимые  в  конце  прошлого  века  позволили 

разработать  широкий  спектр  неорганических  материалов,  однако  они  не  всегда  отвечали 

требованиям, позволяющим широко использовать их на практике.  

Для  решения      проблемы  создания    высокоэффективных  и экологически  чистых  технологий  на 

их основе  требуется разработка новых, более эффективных методов синтеза сорбентов, исследование 

их  физико-химических  свойств,  разработка  новых  способов  очистки.  До  настоящего  времени 

основные  направления  регулирования  структурно-реологических  свойств  сводились  либо  к  подбору 

поверхностно-активных веществ  многофункционального  назначения,  либо  к  введению  специальных 

присадок и наполнителей.  


 

176 


Остро  стоит  вопрос  о  целесобразности  организации  сорбентов  из  местного  сырья  и  отходов, 

таких как: древесные опилки, керамзит, шелуха овса, «эковата-1», «эковата-2» (рис.1). Два последних 

сорбента  –  разработка  томских  ученых  [2],  которые  научились  перерабатывать    бионеразлагаемые 

полимерные отходы в волокнистый полимерный материал. 

 

 

 



Рисунок 1. Слева –направо: 

Шелуха овса, торф, керамзит (верхний ряд), сосновые опилки, эковата 



   

Это  позволило  бы    не  только  оперативно  решать  экологические  проблемы,  связанные  с 

нефтяными разливами, но и принесет существенную экономическую прибыль, так как производство 

сорбентов чрезвычайно выгодно при сформированном спросе. 

Сорбционные емкости различных местных сорбентов приведены в таблице 1, из которой видно, 

что  наибольшую  сорбционную  емкость  в  отношении  нефти  проявил  сорбент,  изготовленный  из 

отработанных  медицинских  шприцов.  По  сорбционной  емкости  он  значительно  превышает  такие 

широко используемые в качестве сорбентов  природные материалы как цеолиты и торф. 

Такая  своеобразная  «промокашка»  в  виде  полотна  или  кошмы  может  собирать  нефть  с 

поверхности  воды.  Этот  сорбент  более  высокого  качества,  чем  его  мировые  аналоги,  себестоимость 

невысока,  а  преимущества  уже  оценили  первые  пользователи.  Следует  отметить,  что  настоящая 

технология производства этого сорбента чрезвычайно важна в городе, задыхающемся от собственных 

отходов.  А  доля    бионеразлагаемых  полимерных,  к  которым  относится  сырье  для  этого  сорбента  – 

медицинские шприцы, с каждым годом растет.  

Второй  полимерный  сорбент  «Эковата-1»  (изготовлен  из  пластиковых  бутылок)  сопоставим  по 

сорбционной емкости с  сосновыми опилками. Несмотря на невысокие сорбционные свойства остальных 

изученных  сорбентов,  перспективы  их  применения  также  не  лишены  оснований.  Все  изученные 

сорбенты,  включая  полимерные,  оказались  гидрофобными,  не  тонули  при  сборе  нефтяной  пленки,  (за 

исключением керамзита), сохраняли сорбционные свойства после низкотемпературной обработки.  

 

Таблица 1 



Сорбционная ёмкость различных сорбентов 

 

Сорбент 


Сорбционная ёмкость 

Керамзит 

1,0 

Отходы шелушения овса 



5,1 

Эковата из пластиковых бутылок 

14,7 

Древесные сосновые опилки 



16,1 

Эковата из одноразовых шприцов 

40,5 

 

Литература 

 

1.  В.Ж.  Аренс,  О.М.  Гридин,  А.Л.  Яшин.  Нефтяные  загрязнения:  как  решить  проблему. 

Экология и промышленность России, сентябрь, 1999. 

2.  Г.Плющенко. Промокашка из отходов. «Красное знамя»,  30 апреля 1997 г., №115-116.    

 

 


 

177


СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ОТ 

ГИДРАВЛИЧЕСКИХ УДАРОВ 

 

Дербисалиева Т., Ахметжанова К.М., Букенова М.С. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Гидравлическим  ударом  называется  резкое  повышение  или  понижение  давления  в  напорном 

трубопроводе  в  результате  изменения  скорости  движения  жидкости  в  нем.  Причинами, 

вызывающими  гидравлический  удар,  могут  быть:  внезапная  остановка  насосов  (турбин),  резкое 

закрытие задвижки, аварии на трубопроводе (разрыв, нарушение стыка и т. п.). 

Изменение скорости движения жидкости в трубопроводе обусловливает изменение сил инерции, 

которые и вызывают повышение или понижение давления [1]. 

Явление  гидравлического  удара  известно  с  давних  времен,  но  теоретически  это  явление  было 

впервые  обосновано  в  конце  прошлого  века  Н.Е.  Жуковским  (1898  г.),  который  установил,  что 

гидравлический удар является сложным физическим процессом. Позднее проф.              А.А. Морозов и 

проф.  М.Д.  Чертоусов  развили  его  теорию.  В  результате  этого  удара  происходит  сжатие  воды  и 

расширение стенок труб (ударная волна). 

Согласно  опытам  проф.  Н.Е.  Жуковского  скорость  распространения  ударной  волны  в  трубе 

уменьшается  с  увеличением  диаметра  и  уменьшением  толщины  ее  стенок.  Также  уменьшается  ударная 

волна и при уменьшении коэффициента упругости материала труб. 

Известно,  что  гидравлический  удар  происходит  из-за  любого  изменения  в  давлении  или 

разгрузки  в  трубопроводе.  Причины  таких  изменений  могут  быть  самыми  различными.  Давайте 

назовем,  по  крайней  мере,  некоторых  из  них,  которые  часто  вызывают  большие  изменения  в 

давлении.  

Жидкость  вытекает  из  резервуара  через  трубопровод,  благодаря  клапану,  расположенному  в 

конце  трубопровода.  Разгрузка  в  трубопроводе  изменяется,  поскольку  клапан  закрывается. 

Изменение  в  разгрузке  вызывает  гидравлический  удар.  Если  конечный  процесс  не  управляется,  то 

наибольшие изменения в давлении обычно происходят в конечных этапах закрытия. 

При  проектировании,  реконструкции  и  анализе  аварий  в  сложных  системах  напорных 

трубопроводов  необходимо  проводить  расчет  изменения  давления  и  скорости  жидкости  в 

трубопроводах  при  гидравлическом  ударе,  который  часто  является  одной  из  основных  причин 

неприятностей  при  эксплуатации  труб.  Гидравлические  удары,  как  известно,  происходят  при 

закрытии и открытии задвижек, клапанов, кранов, а также при пуске и остановке насосов. Известно, 

что  гидравлический  удар  является  причиной  повреждения  труб  и  насосов,  а  длительные  колебания 

давления  при  гидравлическом  ударе  постепенно  разрушают  стыковые  соединения  и  нарушают 

показания измерительных приборов. В определенных случаях давление в трубопроводе снижается до 

вакуумметрического,  что  может  вызвать  засасывание  внутрь  различных  загрязнений  через 

неплотности  в  стыках  труб,  вследствие  чего  ухудшается  качество  транспортируемой  воды. 

Гидравлический  удар,  сопровождающийся  понижением  давления  ниже  атмосферного,  представляет 

собой  наиболее  сложный  расчетный  случай.  Поскольку  при  дальнейшем  понижении  давления  в 

трубопроводе может произойти образование в них кавитационной каверны, что в свою очередь ведет 

к  разрывам  сплошности  потока  жидкости  в  одной  или в  нескольких  точках  по  длине  трубопровода. 

Следовательно,  при  расчете  одно  из  основных  дифференциальных  уравнений  неустановившегося 

движения жидкости будет неприменимо к точкам, где происходит разрыв сплошности потока. 

На  магистральных  нефтепроводах  гидравлические  удары  чаще  всего  происходят  вследствие 

отключения  от  энергии  электро-двигателей  насосных  агрегатов.  Часто  результатом  таких  сбоев 

является  гидравлический  удар,  сопровождающийся  понижением  давления  ниже  атмосферного  во 

всем  трубопроводе  или  в  какой-либо  его  части.  В  таких  случаях  величина  максимального  ударного 

давления  в  большей  степени  зависит  от  характера  падения  величины  давления  у  насоса  при  его 

постепенной  остановке  и  от  профиля  трубопровода.  На  ликвидацию  последствий  указанных  аварий 

затрачиваются огромные денежные средства.  



Виды гидравлических ударов 

В  зависимости  от  времени  распространения  ударной  волны  и  времени  перекрытия  задвижки 

(или другой запорной арматуры) t, в результате которого возник гидроудар, можно выделить 2 вида 

ударов: 


 

Полный (прямой) гидравлический удар, если t<  

 

Неполный (непрямой) гидравлический удар, если t>  



 

178 


При  полном  гидроударе  фронт  возникшей  ударной  волны  движется  в  направлении,  обратном 

первоначальному  направлению  движения  жидкости  в  трубопроводе.  Его  дальнейшее  направление 

движения  зависит  от  элементов  трубопровода,  расположенных  до  закрытой  задвижки.  Возможно  и 

повторное неоднократное прохож-дения фронта волны в прямом и обратном направлениях. 

При неполном гидроударе фронт ударной волны не только меняет направление своего движения 

на противоположное, но и частично проходит далее сквозь не до конца закрытую задвижку [2]. 

Гидравлический удар может вызвать разрыв трубопроводов, разрушение деталей гидромашин и 

приборов,  несвоевременную  сработку  отдельных  устройств  гидросистем  (реле  давлений,  реле 

времени,  гидрозамков  и  др.).  Интенсивность  гидравлического  удара  снижается  путем  увеличения 

длительности  сработки  запорных  устройств;  локализуется  он  установкой  на  трубопроводе  вблизи 

места  возможного  возникновения  гидравлического  удара  уравнительных  башен,  воздушных 

колпаков, предохранительных клапанов и др [3]. 

Способы предотвращения возникновения гидравлических ударов:  

• Уменьшение скорости движения жидкости в трубопроводе, увеличив его диаметр.  

•  Установка  перед  участками,  где  возможно  возникновение  гидроудара  разнообразных 

аккумуляторов, воздушных колпаков, предохранительных клапанов и т. д. 

• Увеличение времени срабатывания клапана (закрытия задвижки). 

• Повышение прочности слабых элементов гидравлической системы.  

Также  гидравлический  удар  можно  ослабить  или избежать,  применив  специальные  устройства, 

такие как, например:  

- инерционные круги;  

- уравновешивающие отводы; 

- воздушные баки; 

- жидкостные амортизаторы; 

- предохранительный клапан; 

- вантузы; 

- обратные клапаны; 

- обратные клапаны с переходниками; 

- обратные клапаны противовихревые. 

В какой-то степени устранить удар помогают статические пускатели, которые меняют скорость 

потока. 

После  рассмотрения  нескольких  вариантов  расчета  модели  было  найдено  оптимальное  решение 

проблемы  защиты  от  гидравлического  удара.  Расчет  показал,  что  необходимый  результат  достигается  с 

помощью  установки  комбинированных  вантузов  в  определенных  точках  сети  и  обратных  клапанов  с 

гидравлическим  управлением  закрытия  в  непосредственной  близости  от  насосной  установки.  Это 

решение  позволяет  снизить  амплитуду  колебаний  высоких  и  низких  давлений.  Предложенные  средства 

защиты системы от повреждения были эффективны при отключении как всех насосов одновременно, так 

и любого из этих агрегатов. Расчеты показали, что предлагаемые меро-приятия обеспечивают колебания 

давления в допустимых пределах [4]. 

Комбинированные  воздушные  клапаны  с  гибким  уплотнительным  механизмом  предназначены  для 

быстрого выпуска и впуска большого количества воздуха в трубопроводы. 

Очевидны две основные проблемы: 

-  Скопление  большого  количества  воздуха  (  воздушные  карманы)  в  высоких  точках  системы 

может привести к значительному сокращению пропускной способности трубопровода, что влечет за 

собой  резкое  возрастание  гидравлических  потерь,  увеличение  потребления  электроэнергии, 

повышенный износ насосов. 

-  Неожиданное  и  быстрое  изменение  скорости  движения  жидкости,  когда  воздушный  карман 

отрывается  и  затем  останавливается  в  другой  высокой  точке,  может  привести,  и  часто  приводит,  к 

волновому  эффекту  с  резким  повышением  давления  –  это  гидравлический  удар.  Результатом  такого 

явления могут быть серьезные повреждения арматуры и даже разрывы трубопровода. 

Сегодня все вышеназванные проблемы решаются  с помощью воздушных клапанов. Они имеют 

различную форму, размеры, конфигурацию и целый ряд аппликаций. 

По  результатам  испытаний  была  разработана  программа  установки  вантузов  и  инновационных 

обратных  клапанов  на  насосных  станциях  и  напорных  трубопроводах.  Опыт  эксплуатации  показал, 

что  установленное  оборудование  обладает  улучшенными  гидравлическими  характеристиками.  Это 

позволило существенно снизить затраты на перекачку [5]. 




жүктеу 8.29 Mb.

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   25   26   27   28   29   30   31   32   ...   81




©emirb.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет