Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние проблемы и анализ существующих методик по определению величины аварийных утечек 8
1.1. Аварии на магистральных нефтепроводах и причины их возникновения 8
1.2. Обзор существующих методик расчета аварийных утечек 10
1.3. Анализ существующих методов определения величины аварийных утечек 12
1.3.1. Определение объема вытекшей нефти с момента образования повреждения до остановки перекачки 12
1.3.2. Определение объема вытекшей нефти с момента остановки перекачки до закрытия задвижек 18
1.3.3. Определение объема вытекшей нефти с момента закрытия задвижек до прекращения утечки 21
Основные выводы по 1 главе 3о
ГЛАВА 2. Экспериментальные исследования по определению зависимости величины давления в паровой фазе товарной нефти от соотношения объемов фаз 31
2.1. Экспериментальная установка и методика проведения экспериментальных исследований 31
2.2. Результаты экспериментальных исследований 35
2.3. Обработка результатов экспериментальных исследований 44
2.4. Определение давления насыщения для товарных нефтей 61
Основные выводы по 2 главе 64
ГЛАВ A 3. Разработка методики определения предельной величины аварийной утечки из участка магистрального нефтепровода, отсеченного линейными задвижками 65
3.1. Оценка предельной величины аварийной утечки из участка магистрального нефтепровода, отсеченного линейными задвижками 65
3.1.1. Расчет величины аварийной утечки из сегмента магистрального нефтепровода при наличии одной поверхности фазового перехода 66
3.1.2. Расчет величины аварийной утечки из сегмента магистрального нефтепровода при наличии двух поверхностей фазового перехода 74
3.1.3. Расчет величины аварийной утечки из участка магистрального нефтепровода, отсеченного линейными задвижками 80
3.2. Определение коэффициента расхода дефектного отверстия 84
3.3. Фильтрация нефти в грунт при истечении из аварийного отверстия 88
3.4. Продолжительность аварийного опорожнения участка магистрального нефтепровода 92
3.5. Определение времени аварийного опорожнения магистрального нефтепровода при безнапорном режиме 96
3.6. Пример расчета величины аварийной утечки из участка магистрального нефтепровода при безнапорном режиме 100
Основные выводы по 3 главе 102
Основные выводы по работе 103
Список литературы
- Аварии на магистральных нефтепроводах и причины их возникновения
- Определение объема вытекшей нефти с момента образования повреждения до остановки перекачки
- Экспериментальная установка и методика проведения экспериментальных исследований
- Оценка предельной величины аварийной утечки из участка магистрального нефтепровода, отсеченного линейными задвижками
Введение к работе
Актуальность темы диссертации. При эксплуатации магистральных нефтепроводов одной из, актуальных проблем является обеспечение безопасной эксплуатации линейной части, которая решается, главным образом, за счет своевременного проведения ремонтно-восстановительных работ на основе данных внутритрубной дефектоскопии. Однако проводимые мероприятия не могут полностью исключить возможность возникновения аварийных ситуаций. Тяжесть последствий аварий обусловлена оперативностью принятия мер по ликвидации и; количеством вытекшей нефти. Отсюда следует, что весьма важно корректно определить величину утечки на всех этапах развития аварии. В связи с возросшими требованиями к охране окружающей среды расчет величины аварийной утечки является обязательным при разработке декларации промышленной безопасности с точки зрения прогноза опасности последствий аварий; На стадии проектирования расчетные данные о величине утечки на различных участках нефтепровода позволяют предусмотреть наиболее эффективные мероприятия, направленные на предупреждение и ликвидацию последствий аварии..
При выполнении расчетов, связанных с определением утечек и при проведении оценки степени риска аварий на магистральных нефтепроводах, применяются различные модели и методики,, при этом приоритетными являются методические документы, утвержденные федеральными органами, власти. Применительно к магистральным нефтепроводам : можно выделить руководящие документы: «Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах», «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», а также методику расчета аварийного истечения нефти или нефтепродукта через повреждение в теле трубопровода,
разработанную коллективом авторов Лурье М.В;, Ишмухаметовым И.Т., Исаевым С.Л. и др.
Отмеченные методики имеют очевидную ценность при расчете аварийных утечек. Особое значение приобретает расчет процесса истечения нефти при самотечном опорожнении участка магистрального нефтепровода, который является наиболее продолжительным и характеризуется наибольшим выходом нефти на дневную поверхность. При определении количества вытекшей нефти при безнапорном режиме необходимо учитывать давление насыщенных паров нефти, изменяющееся в процессе истечения. В существующих методиках давление в паровой фазе на всем протяжении процесса истечения принимается постоянным, равным либо нулю, либо давлению насыщенных паров нефти. В отдельных случаях эти допущения приводят к ошибкам при вычислении объема вытекшей нефти.
Таким образом, для корректной оценки величины аварийной утечки из магистрального нефтепровода при безнапорном режиме необходима методика, учитывающая изменение давления насыщенных паров нефти при опорожнении нефтепровода.
Целью диссертационной работы является разработка методики определения количества вытекшей нефти из участка магистрального трубопровода, отсеченного линейными; задвижками, на. основании установленных зависимостей изменения давления насыщенных паров товарных нефтей и условий процесса самотечного опорожнения.
В соответствии с поставленной целью решались следующие основные задачи::
экспериментальные исследования выделения паровой: фазы из товарных нефтей применительно к процессу самотечного опорожнения нефтепровода;
выявление закономерностей аварийного истечения нефти из отсеченного задвижками линейного участка магистрального трубопровода в зависимости от профиля трассы, месторасположения:
дефектного отверстия и динамики изменения давления насыщенных паров;
- разработка методики расчета аварийной утечки нефти из участка
магистрального нефтепровода, отсеченного линейными задвижками, в
зависимости от условий процесса самотечного опорожнения и свойств
товарной нефти.
Научная новизна работы:
- установлены зависимости изменения давления насыщенных паров
товарных нефтей от соотношения объемов паровой и жидкой фаз
применительно к процессу самотечного опорожнения трубопровода;
- выявлены закономерности безнапорного истечения нефти из
аварийного участка магистрального трубопровода, учитывающие
динамику изменения давления насыщенных паров нефти;
- разработана; математическая модель, предназначенная для расчета
количества вытекшей нефти из участка магистрального нефтепровода,
отсеченного линейными задвижками, с учетом свойств товарной нефти
и условий процесса самотечного опорожнения.
Практическая ценность диссертации.
Разработанная методика по определению количества вытекшей нефти из самотечного участка магистрального нефтепровода с учетом изменения давления насыщенных паров позволяет производить оценку площади загрязнений, необходимую при проведении анализа риска опасных производственных объектов, проведения экспресс-анализа аварийных утечек И; назначения на их основе штрафных санкций контролирующими организациями. Моделирование нештатной ситуации и анализ возможной утечки привентивно решают вопрос безопасности трубопроводного транспорта нефти..
Апробация работы и публикации.
Основные положения диссертационной работы докладывались автором на:
- международном совещании «Энергоресурсосберегающие технологии
в нефтегазовой промышленности России», г. Тюмень, 18-19 сентября
2001г.;
международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации транспортных систем в суровых условиях», г. Тюмень, 22-23 ноября 2001г.;
международном семинаре «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли», г. Тюмень, 27-29 марта 2002г.;
- научно-технической конференции «Нефть и газ: проблемы
недропользования, добычи и транспортировки», г. Тюмень, 24-26
сентября 2002г.;
- VIII Международном симпозиуме студентов и молодых ученых им.
академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр», г.Томск,
5-9 апреля 2004г.
По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ. Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, основных выводов, приложения и списка использованной литературы, содержащего 92 наименования. Работа изложена на 132 страницах, содержит 17 таблиц и 19 рисунков.
Аварии на магистральных нефтепроводах и причины их возникновения
Аварией называется разрушение сооружений; и (или) технических устройств, применяемых; на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ [27].,
Под аварией на магистральном трубопроводе согласно [49] понимается авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом, под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ,, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации.
Обеспечение надежной эксплуатации действующих в настоящее время; магистральных нефтепроводов достигается в основном за счет своевременного устранения выявленных; внутритрубной дефектоскопией дефектов. Однако ситуация осложняется тем» что некоторые участки магистральных нефтепроводов не подготовлены к запуску инспекционных снарядов, что определяет необходимость особого к ним внимания. По оценке специалистов, подготовленность; магистральных трубопроводов к использованию внутритрубных дефектоскопов не превышает 70-80%. Кроме того, внутритрубные диагностические системы плохо или ограниченно контролируют дефекты на врезках, изгибах и, особенно, на поворотах. А как показывает опыт [57], язвенная, ручейковая коррозия и т.д. проявляются, как правило, именно на поворотах и изгибах в плане и по профилю (по глубине).
Аварии на магистральных нефтепроводах происходят по различным причинам. Анализ статистических данных позволяет выделить пять основных причин их возникновения [16]: - несоблюдение правил монтажа; - скрытые дефекты материала трубы и дефекты сварных швов; - коррозия; - ошибки, допущенные при эксплуатации; - внешние воздействия (в частности, повреждения посторонними лицами при производстве земляных работ вблизи трассы, оползни, землетрясения и т.п.).
Необходимо отметить тот факт, что линейная часть магистрального нефтепровода отличается большой протяженностью и подвергается интенсивному влиянию внешней среды.. Это обстоятельство определяет высокую вероятность наличия у линейной части большого числа дефектов изготовления и1 монтажа, а условия эксплуатации определяют высокую вероятность их развития до критических состояний. По этой причине отказы линейной части закономерны и связаны во времени со старением материала труб, обусловленным явлением.. диффузии атомов примесей в кристаллической решетке, усталостными процессами (деформационное старение), а также износом, обусловленным явлениями коррозии, электролиза и т.д. При этом линейная часть оказывается чувствительной к вариациям внешних и внутренних условий [25];
При возникновении аварии на магистральном нефтепроводе происходит инфильтрация нефти в грунт и загрязнение участков земли, прилегающих к трубопроводу, а также подземных и поверхностных вод. При эксплуатации нефтепроводов больших диаметров резко возрастает пожарная опасность, усложняются методы ведения работ по ликвидации аварии, возрастает ущерб, наносимый окружающей среде.
Учитывая тот факт, что линейные задвижки \ установлены на трассе магистрального нефтепровода через 20-30 км [34], даже своевременное перекрытие поврежденного участка задвижками не устраняет угрозы затопления нефтью больших площадей и водоемов, а также пожарной угрозы, строениям, расположенным даже на значительных расстояниях от трассы. Опыт показывает [16], что даже спустя двое и более суток, после аварии вытекшая из трубопровода нефть сохраняет свойства пожароопасной жидкости.
Истечение нефти через повреждение в теле трубопровода является сложным процессом и определяется различными факторами: размерами повреждения, скоростью его роста, диаметром и производительностью трубопровода, физико-химическими свойствами нефти, рельефом местности и т.д.
При этом весьма важным является определение количества вытекшей нефти. Расчет количества вытекшей нефти является достаточно сложной задачей, связанной со многими трудностями. При выполнении расчетов, связанных с вычислением утечек и при проведении оценки риска применяются различные модели, методы и: методики, позволяющие определять количество вытекшей нефти на различных этапах истечения.
Определение объема вытекшей нефти с момента образования повреждения до остановки перекачки
Продолжительность истечения нефти из поврежденного трубопровода с момента образования повреждения до момента остановки перекачки и количество вытекшей при этом нефти зависят от большого количества факторов - размера дефектного отверстия, местоположения его на трассе, рабочего давления в трубопроводе и др.
Определению количества нефти, вытекающей через разрывы в магистральных нефтепроводах при работающих насосных станциях, посвящены работы Антипьева В.Н., Земенкова Ю.Д., Смирнова В,А., Архиповой В.П., Бобровского С.А. и др.
Согласно методике [47] объем нефти V/, вытекшей из нефтепровода с момента возникновения аварии до момента остановки перекачки, определяется соотношением: X=Qt=Q(vQ-ra)t (1.1) где та - время возникновения повреждения; ТІ,- время остановки насосов; Qi- расход нефти через место повреждения.
Время повреждения тя и остановки насосов т0 фиксируется системой автоматического контроля режимов перекачки.
Расход нефти через место повреждения Qi в [47] определяется по формуле:
Расход нефти в исправном нефтепроводе при работающих насосных станциях Qo определяется режимом загрузки нефтепровода и фиксируется по показаниям приборов на нефтеперекачивающих станциях (НПС) [47]. Протяженность поврежденного участка нефтепровода /, заключенного между двумя НПС, протяженность участка нефтепровода от НПС до места повреждения х , геодезические отметки начала Zr и конца Z2 участка длиной /определяются по профилю трассы нефтепровода.
Расход Q, давление в начале Рив конце Р участка /в поврежденном нефтепроводе при работающих НПС определяются по показаниям приборов на момент аварии. Показатель режима движения нефти по трубопроводу принимается равным т=0,25.
Возможны также частные случаи определения Qj [47]: а) при Q=Qo (когда величина утечки настолько мала, что не фиксируется приборами на НПС): Q=W5tf\ (1-3) fi— коэффициент расхода аварийного отверстия; со площадь аварийного отверстия; h - перепад напора в точке истечения.
В методике [47]: площадь дефектного отверстия а в зависимости от формы разрыва стенки нефтепровода предлагается определять по формулам, предложенным Альтшулем [88] в зависимости от числа Рейнольдса. Коэффициенты расхода для отверстий, форма которых отличается от круглой, предлагается рассчитывать через эквивалентный диаметр.
Перепад напора в точке истечения зависит от давления Р в начале участка V, гидравлического уклона i\ удаленности места повреждения от НПС, глубины заложения нефтепровода hT, напора Ь создаваемого атмосферным давлением, и определяется выражением [47]: ІЇ=—-/х -Ьт. (1.4) pg б) если Р =0 mmP" (ZH-Z2)p& шжР" (гм-г2)р& в этом случае QjrQ . Недостатком данного метода является то, что он применим лишь для относительно небольших размеров повреждения.
В руководящем документе [49] количество вытекшей нефти при истечении с момента образования повреждения до остановки перекачки предлагается оценивать с помощью системы дифференциальных уравнений: уравнения неразрывности, уравнения количества движения и дифференциального уравнения, связывающего скорость распространения возмущения в трубопроводе с давлением и плотностью: - уравнение неразрывности: др = _дМ (15) dt дх - уравнение сохранения импульса: W--i- + Jp)-ft(Re)- + W . (1.6) От дхХУ } V 2D Н dx х - связь давления и плотности: р-ра = г(р-Рй), (1.7) где т время; х- расстояние от начала трубопровода; Р, ро, и— осредненные по сечению давление, плотность и скорость нефти; h(Re) — коэффициент трения, являющийся функцией режима течения в трубе (от числа Рейнольдса Re = uD/) , g ускорение силы тяжести; с- скорость распространения звука в нефти вдоль трубопровода; z— нивелирная отметка; v = ty - кинематический коэффициент вязкости; /и—динамический коэффициент вязкости.
Процесс истечения нефти из дефектного отверстия на первом этапе можно проводить на основе теории неустановившегося движения капельных жидкостей с промежуточными насосными станциями с путевым отбором [8], считая массовый расход нефти через повреждение величиной, переменной во времени.
Экспериментальная установка и методика проведения экспериментальных исследований
В случае аварии на нефтепроводе и отключении участка линейными задвижками в возвышенных точках трассы может: происходить разрыв сплошности жидкости и образовываться парогазовые полости, заполненные парами нефти, С течением времени, по мере снижения уровня нефти в трубе, происходит переход углеводородов из жидкости в паровую фазу. При этом давление в паровой фазе снижается, и оказывает влияние на скорость истечения нефти.
Дня точного определения количества вытекшей нефти при опорожнении отсеченного линейными задвижками участка трубопровода в период самотечного истечения необходимо знать характер изменения величины разрежения в паровой фазе. Давление в паровой фазе будет определяться фракционным составом поверхностных слоев нефти, из которых углеводороды будут переходить в паровую фазу. По законам межфазового равновесия процесс насыщения идет сначала за счет более легких углеводородов,, обладающих более высоким значением давления насыщенных паров. В процессе испарения состав поверхностных, слоев нефти изменяется. В паровую фазу попадают более тяжелые углеводороды с более низким значением давления насыщенных паров, доля которых в паровой фазе возрастает.
Применительно к процессу опорожнения трубопровода были выполнены экспериментальные исследования с целью получения: зависимости величины давления в паровой фазе от соотношения объемов паровой и жидкой фаз. При проведении исследований применялась экспериментальная установка, схема которой изображена на рис. 1.
Экспериментальная установка состоит из цилиндрической камеры 1, изготовленной из органического стекла, основания 9, крышки 7 с соединенным с ней винтами кронштейном 8, поршня с уплотнительными кольцами 3, винтовым штоком 2. Поршень перемещается по длине цилиндрической камеры с помощью винтовой пары 2 и 8. Перемещение поршня контролируется с помощью разметки, нанесенной на камере 1. Движение поршня осуществляется вращением рукоятки 10. В основании установки 9 имеются штуцеры с кранами 6 и 11, предназначенные для подсоединения пробоотборного устройства, промывке при отборе пробы, слива жидкости и присоединения вакуумметра 4.
Исходное положение штока при наполнении камеры нефтью - у основания 9. При вращении рукоятки 10 против часовой стрелки винт 2 движется в резьбе кронштейна 8, поршень перемещается вверх по камере и происходит заполнение камеры нефтью через открытый кран 11 до определенного объема. При проведении экспериментов объем нефти составлял 100 мл.
При проведении экспериментов для контроля давления: в камере применялся вакуумметр ВПЗ-УУ2 с классом точности 1,5.
Для контроля температуры окружающего воздуха и. нефти использовался термометр с пределами измерений от 0 до 50С, ценой: деления шкалы ОД С, соответствующей требованиям; ГОСТ 2045-71 для измерения температуры окружающего воздуха.
Эксперименты проводились при различных термодинамических условиях, соответствующих реальным; условиям эксплуатации магистральных нефтепроводов. =
Для каждого вида нефти проводилось несколько серий; опытов по определению зависимости величины давления в паровой фазе товарной нефти І от соотношения фаз, отличающихся между собой температурой проведения эксперимента. Для каждой серии опытов проводилось заполнение новой порцией исследуемой: нефти. Для этого установка освобождалась от используемой нефти и тщательно очищалась.
При необходимости увеличения соотношения объема паровой и жидкой фаз объем: заливаемой нефти могли уменьшать. Минимальное количество заливаемой нефти: в цилиндрическую камеру определялось и контролировалось воспроизводимостью опыта. С этой целью эксперименты при идентичных условиях повторялись два-три раза.
Перед началом эксперимента емкость подключается к штуцеру 5. Открывается вентиль 11 и при движении поршня вверх вращением рукоятки 10 происходит заполнение камеры 1 заданным объемом нефти. Вентиль 11 закрывается. При дальнейшем перемещении поршня 3 над поверхностью нефти в камере образуется паровая: фаза в которой измеряется давление вакуумметром при различных соотношениях фаз.
Термостатирование выполнялось за счет естественного теплообмена с воздухом. Для этого выбирались дни, когда температура воздуха в течение проведения опыта оставалась стабильной. Время стабилизации температуры образца нефти выбиралось опытным путем и контролировалось измерением температуры контрольного образца.
Эксперименты проводились для нефтей Тюменской: и Томской областей с различным компонентным составом.
Для нефти с давлением насыщенных паров по Рейду Ps=64000 Па (480 мм.рт.ст.) эксперименты проводились при температурах 1,0; 5,0; 10,0; 13,0; 16,5; 19,5 С.
Для нефти с давлением насыщенных паров Р =48000 Па (360 мм.рт.ст.) при температурах 0; 5,0; 9,5; 12,0; 16,0; 19,5С.
Для нефти с давлением насыщенных паров Р/=37000 Па (278 мм.рт.ст.) при температурах 0,6; 5,0; 9,8; 12,0; 16,3; 19,5С.
Для нефти с давлением насыщенных паров Ps=26500 Па (199 мм.рт.ст.) при температурах 0,8; 5,0; 9,5; 12,0; 16,1; 19,5С.
Диапазон изменения температуры в экспериментах принимался исходя из тех соображений, что в реальных условиях температура нефти в трубопроводе, заложенного в грунт на глубину согласно СНиП 2.05.06-85 в течение любого времени года не выходит за эти пределы.
Оценка предельной величины аварийной утечки из участка магистрального нефтепровода, отсеченного линейными задвижками
Как отмечалось ранее, последним этапом процесса истечения нефти через повреждение является: период самотечного опорожнения, когда; из трубопровода вытекает все возможное количество нефти, или принудительного опорожнения участка трубопровода с целью обеспечения безопасности производства ремонтно-восстановительных работ.
В существующих методиках [49, 47, 32] при определении количества вытекшей нефти при безнапорном режиме расчет выполняется без учета ряда факторов, в частности не учитывается изменение давления в паровой фазе в процессе истечения. В связи с: этим возникает необходимость разработки метода оценки потенциальной утечки из магистрального нефтепровода при аварии в любой точке линейной части с учетом динамики изменения давления насыщенных паров.
При анализе риска необходимо - рассматривать случай максимального количества вытекшей нефти при, гипотетической аварии, что соответствует случаю, когда из нефтепровода вытекает все возможное количество нефти. При этом: часть нефти; остается в трубопроводе. Максимальное количество вытекшей нефти соответствует случаю, соответствующему условию гидростатики.
При расчете потенциального количества вытекшей нефти из участка магистрального нефтепровода, отсеченного линейными; задвижками, возможны два случая: — истечение при наличии одной поверхности фазового перехода; - истечение при наличии двух поверхностей фазового перехода.
В качестве примера рассмотрим сегмент участка нефтепровода с одной поверхностью фазового перехода, схема которого представлена на рис.3.1.
Пусть имеем случай, когда профиль трассы нефтепровода состоит из двух ветвей - нисходящей и восходящей. Пусть в т. А произошла разгерметизация участка магистрального нефтепровода.
Магистральный нефтепровод уложен в грунт на глубину заложения hr (hr - расстояние от поверхности земли до верхней образующей трубы). Согласно СНиП [72] при подземной прокладке трубопроводов hr находится в пределах 0,6-И Д м в зависимости от диаметра трубопровода и типа грунта.
Пусть hA — глубина от места свища до свободной поверхности нефти на дневной поверхности (в случае, если образовалось «озерко» из нефти, вытекшей из трубопровода). В точке А (место дефектного отверстия - свища, трещины и т.п.) установится давление, равное PA=PehA+Pa„, 3.1) где р - плотность перекачиваемой нефти; Pant- атмосферное (барометрическое) давление.
В трубопроводе (в обеих ветвях) установится некоторый уровень, причем в каждой ветви трубопровода этот уровень может быть своим. Давление, определяемое по формуле (ЗЛ) будет уравновешено давлением паров нефти и давлением нефтяного столба высотой hi, т.е. Р0+РЯЬ=Рат+рзЬА, (3.2) где Р0 - давление паров нефти в левой ветви трубопровода (рис.3Л), Па; Ратм и ЬА считаются известными.
В общем случае давление в левой и правой ветвях может иметь разные значения, что определяется соотношением объемов паровой фазы и нефти.
Определим количество нефти, вытекшей из сегмента трубопровода с одной поверхностью фазового перехода (рис.3Л).
Внутренний объем левой ветви нефтепровода определяется как сумма объема вытекшей нефти и нефти, оставшейся в трубопроводе v= -{hn+f(). (3.3) 4 sin or Зная профиль трассы можно определить величину Н. В соответствии с рис.3 Л H = hn+h,. (3.4) Для Рй в соответствии с (3.2) имеем уравнение Pt + pgh P +pgh,. (3.5)
Плотность нефти р (плотность товарной нефти) также считается известной. Изменением плотности нефти за счет испарения из нее легких углеводородов можно пренебречь, т.к. изменяется плотность только вышележащих слоев и это изменение составляет доли процента.
Для решения системы уравнений (3.4) и (3.5) необходимо еще уравнение, т.к. неизвестными в (3.4) и (3.5) будут три величины - Pot hn и А. Этим уравнением будет зависимость Р0 от соотношения объемов паровой и жидкой фаз.
Воспользуемся результатами экспериментальных исследований, приведенных во 2 главе данной работы, в частности эмпирической формулой, связывающей давление в паровой фазе с соотношением паровой и жидкой фаз: - = + +с, (3.6) где р - давление в паровой фазе; V -JL - соотношение объемов паровой и жидкой фаз.
При определении количества вытекшей нефти необходимо учитывать, что в общем случае в образовании паровой фазы будет участвовать не весь объем нефти, а только та часть ее объема, в которой давление будет меньше давления насыщения.
Давление в жидкой (нефтяной) фазе будет меняться по закону гидростатики: P{h) = P0+pgh, (3.7) где h — глубина погружения слоя нефти под свободной поверхностью нефти (в левой части трубопровода). Объем вытекшей нефти из левой ветви принимается равным объему паровой фазы Vaf в левой ветви трубопровода. Найдем зависимость для вычисления Va. Для этого выделим элементарный объем нефти t/Кна произвольной глубине погружения А (рис.3.2).
