Емкость булит что это такое


Автоматизация технологического процесса первичной сепарации нефти

Технология первичной сепарации нефти (рис. 89) складывается из процесса ее подогрева до заданной температуры в печи 1 с последующим разделением ее на три фракции: нефть, газ и воду.

Подогрев исходной нефтегазовой смеси, которая поступает по трубопроводу 5 от автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), производится в печи 1 за счет тепла горелок 3, в которых сжигается газообразное топливо в смеси с воздухом, поступающее по соответствующему трубопроводу.

Рис. 89. Структура технологического процесса первичной сепарации нефти 

Нагретая смесь  через циклон 7 поступает далее в герметичную полость сепарационной емкости 15, которая носит название буллита. В этой первичной полости буллита, на выходе циклона, исходная смесь разделяется на газовую и жидкую фракции.

Газовая фракция с помощью газового клапана 6, создающего  внутреннее давление,  вытесняется через него из буллита в трубопровод газовой линии 14. При этом газ проходит через соответствующий фильтр 8, который отделяет из него остаточный конденсат.

Жидкая фракция исходной смеси медленно стекает вниз по наклонным поверхностям 9. При этом от нее отделяется остаточная газовая фракция. Жидкая фракция скапливается в нижней части первичной герметичной полости буллита и внутренним давлением через отверстия выталкивается из нее в трубу 11, которая соединяет первичную герметичную  полость со вторичной. Эти полости разделены перегородкой 10. Во второй герметичной полости жидкая фракция отстоем разделяется на нефть и воду.

Нефть после отстоя отводится по трубе 13 в нефтяную линию, а вода по трубе 12 в линию сброса воды.

Технологический процесс первичной сепарации нефти контролируется автоматически с помощью первичных датчиков и исполнительных устройств, к которым относятся:

Р1 –   датчик давления топливного газа;

Р2 –   датчик давления в герметичной полости буллита;

Т1 –   датчик температуры смеси на входе буллита;

Т2 –   датчик температуры в герметичной полости буллита;

L1 –   датчик верхнего уровня нефтяной фракции;

L2 –   датчик верхнего уровня водяной фракции;

Q  –   датчик расхода воздуха, подводимого к  горелке; 

Z1 – Z3  – датчики положения задвижек соответствующих линий.

Управление технологическим процессом первичной сепарации нефти производится в автоматизированном режиме (рис. 90).

На верхнем информационном уровне этой системы расположен компьютер оператора, связанный через информационную сеть с функциональными элементами нижележащих уровней.

Рис. 90.   Структура системы автоматизированного управления работой

               установки первичной сепарации нефти

На уровне управления расположены управляющие контроллеры. Один из них управляет процессом первичной подготовки нефти, а другой процессом работы дожимной насосной станции (ДНС).

Первый из этих контроллеров является  контроллером локального типа. Он через процессор CPU связан по системной шине ISA с модулями расширения, к которым подключены соответствующие датчики и исполнительные устройства.

К модулю дискретного ввода подключены все кнопки управления процессом и датчики положения задвижек. Аналоговые датчики температуры и давления, а также датчики уровня и расхода подключены на вход модуля аналогового ввода. Выходные сигналы этой системы формируются модулем дискретного вывода, к которому подключены двигатели всех задвижек.

Работа  микропроцессорной системы управления технологическим процессом первичной сепарации нефти происходит по  алгоритму, часть которого представлена  на  рис. 91.

Рис. 91.  Часть структуры алгоритма  контроля уровня жидкой фракции

После запуска этого алгоритма и ввода  задающих сигналов производится опрос аналогового датчика уровня нефти во вторичной  камере буллита. Затем этот фактический уровень нефти  сравнивается с заданной величиной, и если он превысит это заданное значение, то  подается сигнал на открытие задвижки  в линии нефти. При этом в цикле типа «пока» производится опрос состояния задвижки до тех пор, пока она не откроется полностью. После открытия задвижки цикл опроса датчика ее положения прекращается и происходит возврат к опросу датчика уровня нефти в буллите.

 Вследствие открытия задвижки этот уровень должен уменьшаться на заданное значение, поэтому  при сравнении заданного и фактического уровней ветвление алгоритма произойдет в направлении «нет».  После этого вновь опрашивается датчик положения задвижки, и если она открыта, то снова  подается  команда на ее закрытие.

На этом этап опроса датчика уровня нефти заканчивается, и алгоритм переходит  к опросу датчика уровня воды в буллите. Величина этого уровня регулируется  алгоритмом подобным образом.

www.oilngases.ru

Анализ существующей системы сбора и подготовки на месторождении Набиль

месторождение концевой делитель фаз

На основании показателей разработки можно сделать вывод о том, что обводненность добываемой продукции в скором времени будет достигать 95 % и более, и необходимо предпринимать какие-то мероприятия. В связи с этим существующие производственные мощности не смогут эффективно работать, и процесс сепарации ухудшится. Также будут увеличиваться затраты и при перекачке продукции до УКПН Катангли. Рассмотрим и проанализируем работу существующей системы сбора и подготовки на месторождении.

УСН Набиль, предназначен для сепарации газожидкостной смеси поступающей с нефтяных скважин, подачи попутного газа низкого давления на собственные нужды (на путевые подогреватели типа ПП-0,63), сброса подтоварной воды на цели ППД, а также перекачки нефти на УКПН Катангли (Рисунок 5).

Общий принцип работы УСН Набиль представляет следующие циклы. Газожидкостная смесь с добывающих скважин поступает по четырем отдельным коллекторам (с разных АГЗУ) на УСН «Набиль». Четыре отдельных коллектора объединяются в центральный коллектор и жидкость со всего фонда добывающих скважин поступает на прием сепаратора первой ступени типа БН-2000.

В технологической емкости БН-2000, оборудованной гидроциклонным сепаратором, происходит первичное отделение газа от пластовой жидкости за счет резкого снижения давления потока. Регулирование работы технологической емкости БН-2000 осуществляется в автоматическом режиме при помощи механического регулятора уровня (на линии выхода газа установлен регулировочный клапан, связанный системой тяг с поплавковым уровнемером).

Дегазированная жидкость четырьмя параллельными потоками поступает на ПП-0,63 № 1,2,3,4. Перед поступлением на путевые подогреватели в пластовую жидкость вводится раствор деэмульгатора из блока реагентов БР.

Подогретая жидкость поступает на КСУ. В КСУ происходит конечное отделение газа от пластовой жидкости. Из КСУ жидкость самотеком поступает через распределительную гребенку (маточник) в РВС-2000. В РВС-2000 под действием гравитационных сил происходит расслоение жидкости на нефтяную и водяную фазу.

Из РВС-2000 нефть через переливную ванну (высота перелива 8,2 м) поступает самотеком на нефтяной буллит. Из нефтяного буллита, нефть самотеком поступает на две шурф - скважины, оборудованные погружными электроцентробежными насосами типа ЭЦНА 5А-250-750. Управление работой насосными агрегатами может осуществляться как в ручном, так и автоматическом режиме. В работе непрерывно должен находиться один насос, а второй запускается в работу лишь в случае превышения объема поступления нефти в буллит над объемом продукции откачиваемой одним насосом. Такой режим работы нефтяных насосов достигается при помощи регулирования их подачи (на выкидной линии насосов устанавливаются специальная штуцерная колодка) и регулирования поступления потока нефти в буллит, т.е. нефть должна поступать в буллит постоянно и равномерно в течение времени. В буллите установлены 4 датчика уровня: «нижний», «средний», «верхний» и «аварийный». Запуск в работу основного насоса производится автоматически при «загорании» «среднего» уровня, а остановка при «погасании» «нижнего» уровня. Второй насос запускается в случае «загорания» «верхнего» уровня и откачка нефти осуществляется двумя насосами одновременно. При погасании «среднего» уровня второй насос останавливается, и откачка продолжается одним основным насосом. С датчика «аварийного» уровня наполнения буллита выведена звуковая и световая сигнализация на операторский пульт.

Подтоварная вода из РВС-2000 отводится через сифон, замерные счетчики (ВТ №1 и ВТ №2) и самотеком поступает в РВС-700. Из РВС-700 вода также самотеком, за счет высоты уровня взлива резервуара, поступает в водяной буллит. Из водяного буллита подтоварная вода поступает в 3 шурф - скважины, оборудованные насосами типа ЭЦНА 5А-500-1200, и закачивается в нагнетательные скважины. Управление работой водяных насосов также как и нефтяных может осуществляться как в ручном, так и в автоматическом режиме. Вода в буллит также должна поступать постоянно и равномерно в течение времени. В работе постоянно должны находиться два насоса (при достаточной приемистости нагнетательного фонда скважин, то есть потреблении воды не менее 1000 м3/сут. при суточном потреблении воды менее 600 м3/сут. работа второго насоса нецелесообразна, то есть в работе должен находиться 1 насос), третий насос находится в резерве. Автоматическое управление водяными насосами осуществляется аналогично нефтяным по командам с датчиков уровня установленным в буллите. Скопившаяся в водяном резервуаре нефть периодически сливается через переливную трубу, прием которой находится на высотной отметке 4,5 м от днища РВС-700. Для этого открывается задвижка и при помощи регулирования поступления воды в резервуар осуществляется сброс нефти в нефтяной буллит. Избыток подтоварной воды во время этих работ подается в водяной буллит, минуя РВС-700, т.е. приоткрывается задвижка.

Газ из БН-2000 попадает на ГС-1200, где происходит отделение жидкости от газа. Жидкость из сепаратора сбрасывается через задвижку № 88 на емкость. Газ из сепаратора под своим давлением поступает частично на горелки ПП-0,63 № 1, 2, 3, 4 и на факел.

Согласно требованиям нормоконтроля подраздел 3.1 перенесен в Приложение Б. Таким образом, из расчета сепаратора мы видим, что технологический режим работы с такими объемами жидкости загружают аппарат и уменьшается качество и эффективность подготовки скважинной продукции.

Внедрение КДФ позволит решить вопрос с предварительным сбросом воды на месторождении, тем самым в сепаратор жидкость будет поступать с меньшим содержанием воды.

Page 2

Развитие новых теоретических представлений об оптимальных условиях сепарации нефтяного газа и разработка технологии и аппаратов новых конструкций неизбежно связаны со следующими основными тенденциями:

  • - отходом от традиционных принципов осуществления операций по сбору нефти и сепарации газа как технологически автономных процессов;
  • - штуцированием потока на дальних подступах к сепараторам;
  • - увеличением единичной производительности сепараторов за счет совмещения различных элементов этих операций в промысловых системах сбора и значительной завершенностью процессов сепарации и расслоения потока на нефть, газ и воду перед поступлением продукции скважин в аппараты окончательной обработки на концевых участках трубопроводов расчетных параметров;
  • - разрушением пены в ТГК и раздельным отбором из них и концевых делителей фаз многопоточным отведением хорошо отсепарированных нефти, газа и воды в функциональные аппараты или их секции без значительных перепадов давления и перевод сепараторов нефть - газ на режим работы сепараторов газ - нефть;
  • - использованием элементов и конструкций, исключающих повторное взаимное диспергирование нефти, газа и воды в сепараторах;
  • - применением принципа линейности и формированием объектов сепарации такими элементами, как трехфазные концевые делители фаз (конечные участки подводящих трубопроводов расчетных параметров), блоки буферных емкостей для отбора разделенных флюидов в промышленных объемах, автономные блоки тонкой очистки выделившегося газа, блоки регулирования уровней, КИП и А;
  • - значительным увеличением на этой основе удельной производительности сепараторов, уменьшением их числа, созданием сборных пунктов высокой производительности на технологических площадках небольших размеров и резким улучшением технико-экономических показателей сбора продукции скважин и сепарации газа.

Исследования показали, что применение метода дифференцирования процессов на отдельные операции и осуществление каждой из них при оптимальных гидродинамических режимных параметрах позволяют повысить производительность сепараторов в 3 - 4 , а отстойной аппаратуры в 5 - 10 раз против сложившейся. В частности, эффективная технология сепарации предусматривает необходимость расчленения процесса сепарации на следующие стадии, осуществляемые при автономно-оптимальных режимных параметрах: возникновение газовых зародышей; коалесценция газовых пузырьков; подъем пузырьков в зону границы раздела фаз жидкость - газ; образование, разрушение пены; улавливание капель жидкости, увлекаемой газом; сначала потоком нефти и только затем с помощью специальных устройств.

Наиболее резкое увеличение производительности сепараторов достигается в тех случаях, когда первые шесть операций завершаются еще до поступления газонефтяной смеси в сепаратор. В этом случае сепаратор выполняет функции буферной емкости или устройства по очистке газа. Конструкции сепараторов должны отвечать этим требованиям, имея в виду, что указанные выше операции могут быть завершены в промысловой системе сбора и концевых делителях фаз расчетных параметров. Ввод жидкости в аппараты необходимо осуществлять при минимально возможных перепадах давления. Конструкции сепараторов, работающие в блоке с промысловой системой сбора, с предварительным отбором выделившегося в трубопроводах газа непосредственно в газовое пространство сепаратора и вводом жидкости в аппарат при минимальном давлении, широко применяются на месторождениях.

Однако проблема резкого увеличения производительности сепараторов не может быть решена, если при этом ограничиться только отбором самопроизвольно выделившегося в промысловых трубопроводах газа. Для успешного решения этой проблемы необходимо рассчитывать длину и диаметр концевых участков трубопроводов с целевым назначением таким образом, чтобы на этих участках выделялось заданное количество газа и успели произойти все перечисленные выше стадии сепарации нефти.

Расчет концевых участков трубопроводов (концевые делители фаз) и ТГК, выполняющих одновременно функции деэмульсаторов и делителей потока, осуществляется по специально разработанным номограммам. Использование концевых делителей фаз (КДФ) намного упрощает объекты первой ступени сепарации, и полностью отвечают перспективной технологии обработки продукции скважин под давлением, создаваемым погружными насосами, устанавливаемыми на ДНС. В ряде случаев применение КДФ исключает и необходимость строительства первой ступени сепарации.

Впервые в промышленных условиях при производительности объекта 5 - 8 тыс. м3/сут. по жидкости в КДФ были получены чистый газ, пригодный для транспорта потребителю без дополнительной очистки, нефть с содержанием воды 30 % и чистая пластовая вода с содержанием примесей около 60 мг/л. Процесс характеризуется высоким качеством сепарации и отсутствием окклюдированного газа в нефти уже на длине КДФ всего лишь 50 м.

Многофункциональность и эффективность работы КДФ ставят под сомнение целесообразность использования дорогостоящих установок предварительного сброса пластовых вод (УПС) традиционного типа, делителей потока, сепаратора первой ступени в традиционном исполнении и установок очистки пластовых вод, которые могут быть заменены КДФ и буферной емкостью для отбора нефти, газа и воды в промышленных объемах, контролируемых КИП и А. При работе с КДФ в блоке с сепараторами традиционного типа их производительность может быть повышена в 5 - 6 раз и существенно улучшено качество сепарации, исключается необходимость в использовании депульсаторов известных конструкций.

Для повышения эффективности процесса сепарации и уменьшения количества окклюдированного газа в нефти целесообразно также использование различного рода гидродинамических турбулизаторов, устанавливаемых на пути движения потока до его поступления в сепараторы всех ступеней, особенно второй и третьей.

При установке этих элементов внутри аппарата наибольший эффект создает распределение потока нефти в секции, заполненной элементами с развитой поверхностью типа колец Рашига. Перспективным также является ввод отсепарированной в КДФ нефти под ее слой в одной из секций аппарата для создания эффекта «кипения» и выноса к поверхности потоками жидкости мельчайших пузырьков газа.

Так как длина сепаратора в меньшей степени влияет на качество отсепарированного в нем газа, чем его сечение и площадь осаждения, целесообразно отказаться от традиционной системы ввода в сепаратор продукции скважин с одного торца и перейти на систему центрального ввода с двумя отводами отсепарированного газа от каждого из его торцов или на систему двухторцевого ввода с центральным отбором.

В конструкции сепараторов и системы их обвязки не должны включаться никакие элементы или отдельные узлы, сводящие не нет технологические эффекты, достигнутые на предыдущих участках или секциях, а связывающие их коммуникации должны выполнять технологические функции по улучшению процесса сепарации.

Рассмотрим, что же собой представляет КДФ, предлагаемый мной для внедрения на месторождении Набиль.

КДФ (Рисунок 6) включает трубопровод 1, где эмульсия расслаивается на газ, нефть и воду, расширяющуюся головку 2, в которой смонтирован лоток 4. Нефть с оставшейся в ней водой из лотка подается по трубопроводу 6 на дальнейшую подготовку. Для предотвращения образования воронки трубопровод 6 снабжен диском 5. Отделившаяся вода по трубопроводу 8, имеющему отстойный диск 7, подается на очистные сооружения. Остаточный газ поступает в газовый коллектор по газопроводу через отсекатель 3 и регулирующий клапан, работающий от датчика. Имеется также система запорной и регулирующей арматуры.

Рисунок 6 Концевой делитель фаз (КДФ)

1 - трубопровод; 2 - расширяющая головка; 3 - отсекатель; 4 - лоток; 5 - диск; 6 - трубопровод; 7 - отстойный диск; 8 - трубопровод

Page 3

Транспортирование газоводонефтяной смеси по классической схеме всегда предусматривало ее сепарацию от газа на ДНС или на центральной площадке промысловых сооружений. Крупным недостатком такой схемы является неиспользование в технологических целях эффекта разделения газожидкостной смеси на жидкую и газовую фазы в процессе ее транспортирования, и, кроме того, разделения эмульсии на ее составляющие компоненты. В связи с этим для осуществления сепарации газожидкостной смеси, разрушения и разделения водонефтяной эмульсии использовалось громоздкое дорогостоящее технологическое оборудование, отличающееся большой металлоемкостью и требующее значительных капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Для повышения производительности традиционных сепараторов и снижения затрат на операции по обезвоживанию и очистке воды по новой технологии скорость движения потока газоводонефтяной смеси на конечном участке сборного трубопровода необходимо снизить до уровня, обеспечивающего расслоение смеси на нефть, газ и воду, а отбор каждого из продуктов осуществлять отдельными потоками. При этом поступающую с групповых установок водонефтяную эмульсию транспортируют по сборному коллектору непосредственно на пункты подготовки нефти. Режим транспортирования можно поддерживать турбулентным. Процессы разделения газоводонефтяного потока на отдельные фазы успешно осуществляются в концевом делителе фаз (КДФ), представляющем конечный участок...

Переход от одной структуры течения к другой определяется характером поверхности раздела газа и жидкости. Структура такой поверхности связана с гравитационными волнами, математической и физической характеристиками которых является безразмерный критерий Фруда Fr, см, показывающий соотношение сил - инерционных и тяжести. Структурная диаграмма газожидкостного потока разделена в этом случае на зоны в координатах в, Fr , см, являющихся основными определяющими параметрами пробковой и расслоенной структур течения газожидкостного потока. Граница между ними в горизонтальной трубе со свободным концом определена по эмпирической формуле:

, (1)

при

Граница существования расслоенной и пробковой структур определяется зависимостью критического Frсм.кр от в, записанной в виде экспоненты от полинома третьей степени параметра:

,

(2)

Поскольку экспериментальные данные при этом были получены для в = 0,99 - 0,20, не следует использовать эту зависимость вне указанного интервала. Так как граница, определяемая по уравнению (1), сужает область существования расслоенной структуры по сравнению с границей, получаемой из уравнения (2) для промысловых газовых факторов, в дальнейшем будем использовать уравнение (1).

В действительности переходная зона от одной структуры течения газожидкостной смеси к другой имеет большую ширину, поэтому саму границу условно проводят где-то в середине переходной области. Выражая в через расходы фаз, минимальный диаметр КДФ определим из условия Frсм< Frсм.кр формуле:

, (3)

где Qж - расход жидкости, т/сут.;

Qг - расход газа, т/сут.

Здесь под Qж подразумевается сумма расходов нефти и воды.

Граница перехода от полностью расслоенной структуры к эмульсионной определяется через максимальную скорость жидкости по формуле:

, (4)

где у - поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода;

Дс - разность плотностей этих фаз, кг/;

g - ускорение свободного падения ;

сн - плотность нефти, кг/.

Полученный при этом критерий устойчивости по Кутателадзе для границы расслоенной и эмульсионной структур К = 3,13.

Под скоростью жидкости следует понимать усредненную скорость нефти и воды, поскольку скорости этих фаз несколько различны. Для малых рабочих газовых факторов полагаем, что жидкость занимает все сечение трубы. Исходя из этого, получаем оценочную формулу для минимального диаметра трубы из условия необходимости полного расслоения водонефтяной эмульсии как ограничивающего процесс параметра:

(5)

Длину КДФ следует рассчитывать из условия полной коалесценции капель и расслоения потока. При отсутствии специально рассчитанной коалесцирующей секции степень укрупнения или размер капель воды необходимо рассчитывать из условия транспортирования водонефтяной смеси в подводящем трубопроводе после определения и исключения из длины его длины массообменной секции.

Максимальная производительность КДФ, например, для условий из ЦСП рассчитывается по уравнению (6).

Условие Frсм< Frсм.кр после несложных математических преобразований с учетом обводненности w представляется неравенством:

, (6)

где G - газовый фактор.

В соответствии с выражением (6) после подстановки диаметра рассматриваемого КДФ d = l м при обводненности 70 % и рабочего газового фактора 5 м3/т суточная производительность по жидкости из условий расслоения потока на газ и жидкость не должна превышать 40 тыс. м3/сут.

С учетом критерия К = 2 и замеренных 0,032 Н/м, 0,88 г/см3, плотности воды св = 1,15 г/см3 из формулы (4) получим, что при полном расслоении эмульсии на нефть и воду скорость смеси не должна превышать 0,2 м/с. При этой скорости производительность по жидкости (для малых газовых факторов можно пренебречь площадью сечения трубы, занятой газом) не должна превышать 13,5 тыс. м3/сут.

С помощью экспресс-метода можно определить длину и диаметр КДФ используя номограммы (Приложение В).

Более точно необходимое сечение концевого делителя фаз (КДФ) для газовой фазы рассчитывают по формуле:

, (7)

где Qж - производительность по жидкости, тыс. м3/сут.;

Г - газовый фактор (рабочий), м3/м3;

Wд - допустимая скорость газа, м/с, равная:

, (8)

где Р, Р0 - давление соответственно сепарации и атмосферное, кгс/см2;

Т, Т0 - температура соответственно сепарации и стандартная, К;

z, z0 - коэффициент сжимаемости газа соответственно в рабочих и стандартных условиях;

KL - коэффициент длины;

Кп - коэффициент пульсации;

Vг - скорость, м/с;

сж, сг - плотность соответственно жидкости и газа в рабочих условиях, кг/м3.

Низкие качество сепарации и производительность сепараторов обусловлены незавершенностью таких медленно протекающих в них процессов, как коалесценция зародышей газовых пузырьков и их всплытие в объеме нефти, гашение пены, возникающей в результате перехода газовых пузырьков через границу раздела фаз нефть - газ, а также отсутствием условий для возврата в нефть тяжелых компонентов газа и капелек жидкости, увлеченных потоком газа.

В связи с этим сепарацию газонефтяной смеси необходимо осуществлять при наиболее благоприятных термодинамических и гидродинамических режимах для каждого из происходящих процессов (коалесценция газовых пузырьков, переход их в состав газовой фазы, гашение пены, очистка газа от взвешенных частиц и жидкости) при транспортировании продукции скважин на конечных участках сборных трубопроводов с расчетными характеристиками (длина, диаметр).

Page 4
< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

После совершенствования системы сбора и подготовки она будет иметь условно следующий вид (Рисунок 7). КДФ внедряемый мной будет установлен после АГЗУ, перед сепаратором для улучшенной подготовки скважинной продукции.

Рисунок 7 Схема системы сбора месторождения Набиль после усовершенствования

Для определения технологических параметров работы КДФ воспользуемся данными в таблице 5 и методологией определения длины и диаметра КДФ.

Таблица 5 - Исходные данные

Наименование, обозначение

Значение

Плотность нефти, , кг/м3

917

Плотность воды, , кг/м3

1012

Объемная производительность по жидкости, , м3/сут.

7000

Обводненность поступающей жидкости, , %

80,1

Температура на входе, Т, К

323

Давление на входе в установку, МПа

0,8

Давление на выходе, МПа

0,5

Газовый фактор, м3/сут.

45

Минимальный диаметр КДФ определим согласно зависимостям (3 - 5), при этом примем Vmax= 0,2 м/с, получим:

м;

м.

Исходя из полученных результатов, принимаем диаметр КДФ из нормального ряда dкдф = 1 м.

Объем аппарата определяется по формуле:

, (9)

где - время пребывания жидкости в КДФ, с;

- коэффициент запаса, принято ;

n - количество труб, n = 2;

Для наших расчетов примем время пребывания жидкости в аппарате = 15 мин, тогда: м3;

Длина трубного водоотделителя определяется:

м;

Производительность КДФ на входе:

по нефти:

м3/сут;

по воде:

м3/сут.;

Производительность КДФ на выходе:

по нефти:

м3/сут.;

по воде (на сепаратор):

м3/сут.

Таким образом, необходим КДФ со следующими технологическими параметрами: = 56,47 м, d = 1 м, = 42,51 м3. Это обеспечит уменьшение % воды в добываемой продукции на 4900 м3/сут.

studwood.ru

Буллиты в тексте для эффективного восприятия.

Как вещает Wikipedia, буллиты в тексте это обычные графические символы, знаки для оформления/формирования списков в тексте. Английское слово bullet – многозначно и чаще переводится как «пуля».

Современный копирайтинг не обходится без использования четких маркированных списков, «выстреливающих» на страницах сайтов перечислением преимуществ, свойств или особенностей товара/услуги/компании.

Зачем используют буллиты в тексте?

Известно, что большинство пользователей лишь бегло просматривают заголовки и жирно выделенные места в текстах на сайте. Не читая всю статью, по маркированным спискам и подразделам можно быстрее понять, о чем идет речь.

Записаться на тренинг «Лендинги Под Ключ»

Основные инструменты оформления продающего текста:

√  Основной заголовок статьи

√  Подзаголовки блоков/разделов статьи

√  Буллиты в тексте (маркированные списки).

Здесь, в качестве буллитов для списка использован типографский знак «галочка», его легко найти в «символах» многофункционального Ворда и в других текстовых редакторах.

Таким образом, можно выбрать маркер списка любого вида: стрелки, плюсы, крестики и т.п. В основном, в текстах применяется классическая нумерация или ставится маркер в виде точки с каждой новой строки.

Буллиты в тексте – ловушки для читателя?

Буллиты выполняют роль своеобразных маячков в полотне статьи. На фоне однородного рисунка текста, состоящего из ровных строчек и абзацев, узкий столбик маркированного списка в первую очередь привлекает внимание читателя.

Именно поэтому копирайтер должен уметь правильно применять этот маркетинговый прием, эффективно работающий для продающих и коммерческих сайтов.

Даже если тема статьи не предусматривает перечисление свойств товара или преимуществ компании, список с буллитами можно составить из любой информации, сформировав ее ключевые пункты.

Но и этого не достаточно, чтобы профессионально привлечь внимание потенциальных клиентов. Списки в коммерческой статье имеют свои особенности.

Вы можете изучить эту тему более подробно, пройдя обучение в профессиональной Школе копирайтинга:

Тренинг онлайн «Лендинги под ключ 2.0»

Запишитесь в предварительный список.

Приемы создания буллитов в тексте.

  1. Перечисление выгод клиента.

Для написания текста коммерческого содержания мало представить лишь стандартные свойства товара. Описания строятся в форме выгодных предложений. Например: вместо сообщения габаритов холодильника, копирайтер пишет об эргономике, о размерах, подходящих под любой интерьер.

Желательно использовать в столбике перечислений — строчки одной длины, чтобы визуально список выглядел в форме ровного прямоугольника и быстрее привлекал внимание читателя. С точки зрения классической пунктуации было бы правильно отделять строки списка точкой с запятой, но современный мировой копирайтинг эти знаки препинания опускает, как лишние отвлекающие символы в целевом продающем тексте.

  1. Краткость и простота слога.

Чем короче и проще фразы в предложенном списке, тем быстрее информация доходит до сознания читателя. Профессиональный копирайтер исключает из списка все лишние слова, бесполезные метафоры, словесные штампы (проверить «водность» текста можно здесь).

  1. Одинаковое построение предложений (фраз).

Обычно список в тексте содержит перечисление похожих выражений. Если фраза начинается с существительного, желательно и остальные пункты списка писать по той же схеме, начиная новый пункт также с существительного. Мозг читателя легче воспринимает похожие паттерны, чем замысловатые разнокалиберные фразы.

Например:

Если список характеристик мультиварки озаглавить «Она умеет», то нужно перечислить глаголы в маркированном списке ее действий:

  • варить суп
  • делать торты
  • сохранять тепло и т.д.

В заголовке списка «Достоинства мультиварки» пункты списка можно выразить в именах существительных:

  • тефлоновое покрытие
  • автоматический режим
  • дисплей управления и пр.
  • Как в любом продающем материале эффект интриги в маркированном списке захватывает читателя, вызывая желание узнать больше. Копирайтер использует прием «недосказанности» либо применяет ряд интригующих вопросов, конкретных для данной целевой аудитории (читателей сайта).

    Буллиты в тексте – способны структурировать любую сложную или объемную информацию в более удобную для восприятия форму. Используйте этот полезный профессиональный инструмент копирайтинга и зарабатывайте достойно!

    Хочу получать свежие статьи на почту!

    Поделитесь этой новостью в социальных сетях:

    Нравится

    wonder-text.ru

    Способ определения дебита нефтяной скважины по жидкости и устройство для его осуществления

    Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита нефтяных скважин по жидкости. Способ включает периодическую подачу газожидкостной смеси в измерительный булит, сепарацию газожидкостной смеси по газу, отсчет времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней упомянутого булита, измерение гидростатического давления газожидкостной смеси на упомянутых уровнях и определение дебита в единицах массового расхода. Сепарацию осуществляют до образования выраженной границы раздела жидкость-пена, затем подают газожидкостную смесь в измерительный участок булита без разрушения границы жидкость-пена, определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения указанными границами не менее двух измерительных уровней булита. Дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости в пене, которую определяют по скоростям перемещения указанных границ раздела и показаниям датчиков гидростатического давления. Моменты достижения измерительного уровня границами жидкость-пена и пена-газ определяют по изменению темпа нарастания гидростатического давления, характеризуемого изменением величины производной от функции гидростатического давления по времени и/или изломом графической линии давления как функции времени. Моменты достижения измерительного уровня вышеописанными границами пена-газ и жидкость-пена определяют с использованием полиномиальной, например линейной, экстраполяции участков зависимости гидростатического давления от времени. Дополнительно измеряют давление жидкости не менее чем в одной точке измерительного булита, сравнивают его с давлением на измерительных уровнях, а полученную разность давлений используют для учета неоднородности плотности жидкости по высоте измерительного булита и определения ее среднего значения. Способ реализуется устройством, включающим измерительный булит с входным и выходным патрубками и патрубком отвода газовой фазы, имеющий в измерительной части форму вертикального цилиндра и оборудованный преобразователями гидростатического давления, расположенными на различных по высоте измерительных уровнях. Полость булита оборудована лотком сепарации газожидкостной среды, имеющим желобообразное сечение, сообщенным с входным патрубком и примыкающим одной из своих боковых поверхностей к стенке булита по винтовой нисходящей линии, причем угол наклона упомянутого лотка выбран достаточным для образования и сохранения выраженной границы раздела жидкость-пена за время нахождения на нем газожидкостной среды. Преобразователи гидростатического давления соответствующего измерительного уровня установлены в верхней части стенки лотка, примыкающей к стенке булита. Лоток сепарации может быть выполнен с прямоугольным поперечным сечением с шириной лотка, большей или равной высоте его боковых стенок. Способ позволяет повысить точность и оперативность измерений дебита нефтей, склонных к пенообразованию. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

    Изобретение относится к измерению объемного и массового расхода газожидкостных смесей (ГЖС) и может быть использовано в любых технологических процессах, требующих определения расхода смеси, склонной к пенообразованию, в частности в нефтедобывающей промышленности для определения дебита нефтяной скважины.

    Способы определения объемного и массового расхода газонефтяных смесей путем периодического заполнения калиброванной измерительной емкости с датчиками гидростатического давления (или двух емкостей поочередно) используются в установках для измерения дебита скважин (пат. RU №№2069264, 2100596 и др.). Эти способы не учитывают пену, образующуюся в процессе сепарации по газу, и не позволяют с достаточной точностью определять дебит скважин для газожидкостных смесей, склонных к пенообразованию.

    Известен способ [1] измерения дебита нефтяной скважины по жидкости, реализованный в установке по патенту RU №2133826, в которой газожидкостную смесь сепарируют по газу в сепарационной емкости и поочередно подают ее в две измерительные емкости, сообщенные в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления (ГСД) столба жидкости. В известном способе использован гидростатический метод взвешивания измерительного столба жидкости (нефть, вода). Дебит скважины рассчитывают по известной вместимости емкости и времени ее заполнения. Массу жидкости определяют с использованием преобразователя ГСД, при этом измеряют время изменения уровня жидкости от нижнего до верхнего.

    Этот способ обладает низкой точностью измерения дебита, его погрешность существенно зависит от продолжительности процесса сепарации нефти по газу, которая продолжается в измерительной области во время измерения. Дополнительно в известном способе возникает погрешность измерения дебита для скважин, нефть которых обладает свойством вспениваться при сепарации, поскольку масса пены не учитывается.

    Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения по технической сущности и достигаемому результату является способ [2] измерения дебита нефтяных скважин по жидкости (нефть, вода) по патенту RU №2183267, в котором ГЖС от нефтяной скважины периодически направляют в измерительную калиброванную емкость (булит), где ее подвергают сепарации по газу, измеряют давление столба жидкости нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления, ведут отсчет времени заполнения измерительной калиброванной емкости и прекращают отсчет времени после заполнения измерительной емкости и достижения газожидкостной смесью фиксированных уровней. При этом отключают подачу газожидкостной смеси в измерительную емкость, и жидкости, склонные к вспениванию, выдерживают в измерительной емкости требуемое время до достижения стабильности показаний гидростатических преобразователей давления. После этого фиксируют показания преобразователей давления и осуществляют сброс газожидкостной смеси, завершая тем самым измерительный цикл. Дебит нефтяных скважин по жидкости определяют в массовых единицах расхода по разности ГСД и времени заполнения калиброванной емкости, при этом разность гидростатических давлений определяют по установившимся показаниям нижнего и верхнего гидростатических преобразователей давления (способ выбран за прототип).

    Способ по изобретению-прототипу обладает низкой точностью измерения дебита, поскольку не учитывает массу пенной структуры в измерительной емкости, которая содержит значительную часть нефти (иногда до 25%). Образовавшаяся пена может сохраняться на поверхности жидкости от несколько часов до суток, особенно для газоводонефтяных смесей с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ (АСВ). Авторы способа-прототипа отмечают, что из-за наличия над верхним уровнем жидкости пены величина гидростатического давления, измеряемая верхним гидростатическим преобразователем давления, не является представительной (по плотности) по отношению ко всему столбу, измеряемому нижним гидростатическим преобразователем давления. По мысли авторов, вычитание непредставительной части (с заниженным значением) гидростатического столба, замеренного верхним гидростатическим преобразователем давления из всего гидростатического столба, замеренного нижним гидростатическим преобразователем, исключает значительную погрешность, возникающую из-за наличия пены в верхней части емкости. Однако это не так, поскольку объем пены в известном способе не фиксируется, плотность ее не определяется, и по показаниям верхнего датчика нельзя судить о массе пены.

    Вторым существенным недостатком способа-прототипа является необходимость выдерживать измеряемый объем до стабилизации показаний датчиков давления и, как следствие, низкая оперативность измерений.

    Кроме того, в способе-прототипе пренебрегают зависимостью плотности измеряемой жидкости от высоты, что вносит дополнительную погрешность в результаты измерений.

    В основу изобретения положена задача разработать более оперативный и более точный способ измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, основанный на измерении величины давления газожидкостной среды на заданных уровнях при заполнении контрольного объема, не требующий разрушения пенной структуры, снижающий время сепарации по газу примерно на порядок с соответствующим уменьшением габаритов оборудования, учитывающий массу образующейся пены и неоднородность плотности жидкости по высоте измерительного устройства.

    Поставленная задача решается тем, что в известном способе измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, включающем периодическую подачу газожидкостной смеси в измерительный булит, сепарацию смеси по газу, отсчет времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней упомянутого булита, измерение гидростатического давления газожидкостной смеси на упомянутых уровнях и определение дебита в единицах массового расхода, сепарацию осуществляют до образования выраженной границы раздела жидкость-пена, затем подают газожидкостную смесь в измерительный участок булита без разрушения границы жидкость-пена и без образования дополнительной пены, определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения упомянутыми границами не менее двух измерительных уровней булита, а дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости в пене, которую определяют по скоростям перемещения указанных границ раздела и показаниям датчиков гидростатического давления.

    Упомянутая выраженная (фиксируемая) граница раздела жидкость-пена образуется сравнительно быстро, что существенно снижает требования к глубине сепарации измеряемой смеси по газу. Такую сепарацию можно осуществить, не прерывая массовый поток смеси от скважины и задавшись некоторым критерием, при достижении которого граница считается фиксируемой, а измеряемые параметры позволяют рассчитать дебит скважины с приемлемой точностью.

    В зависимости от выбранного критерия газожидкостной среде присущи и вполне определенные параметры, характерные для данного нефтяного месторождения или скважины, в частности объемные плотности жидкости и пены, необходимые для расчетов, что позволяет отказаться от отключения подачи газожидкостной смеси в калиброванную измерительную емкость и от затрат времени на выдерживание жидкости в измерительной емкости до ее стабилизации, как в способе-прототипе. Другим важным признаком является контроль за перемещением границ пена-газ и жидкость-пена, что позволяет определить раздельно объем, плотность и массу как жидкости, так и пены.

    Ряд признаков заявленного способа можно конкретизировать.

    а) Средняя плотность пены в несколько раз ниже, чем средняя плотность жидкости. При перемещении слоя пены, а затем жидкости гидростатическое давление ведет себя по разному, поэтому в варианте способа моменты времени прохождения измерительного уровня вышеописанными границами жидкость-пена и пена-газ определяют по изменению темпа нарастания гидростатического давления, характеризуемого изменением величины производной от функции гидростатического давления по времени. Если параллельно аналоговой обработке сигнала датчика записывать кривую давления самопишущим прибором, то в этот момент графическая линия давления как функции времени P(t) претерпевает характерный излом.

    б) Момент прохождения границы раздела сред через измерительный уровень может быть достаточно точно определен, например, аналоговыми датчиками или преобразователями гидростатического давления, предел срабатывания которых является их паспортной величиной, а вырабатываемый сигнал может непрерывно обрабатываться контроллером (логическим устройством) и/или записываться самопишущим устройством. Точная фиксация момента достижения измерительного уровня упомянутой границей весьма важна для точности заявленного способа в целом. Этому мешают, во-первых, инерционность датчика и его инструментальная погрешность; во-вторых, не идеальная плоскость раздела сред. Таким образом, функция давления от времени имеет некоторый переходный участок. Однако темп нарастания давления для пены и для жидкости разный, и в варианте способа эту неопределенность преодолевают, линеаризовав функцию давления и положив, что искомый момент времени соответствует пересечению двух полученных прямых. Еще большую точность дает экстраполяция функции P(t) по нескольким точкам в виде полинома требуемой степени.

    в) Измеряемая газожидкостная среда весьма неоднородна по компонентному составу (нефть, вода, газ) и может представлять собой эмульсию переменной по высоте плотности. Большая часть водной фракции, как более тяжелой, сосредоточена внизу, мелкие включения газа постепенно поднимаются вверх, крупные пузырьки образуют стойкий слой пены. Часть пузырьков лопается, и выше пены сосредоточен газ с включением паров и мельчайших капель жидкости. Для повышения точности измерений дополнительно измеряют гидростатическое давление жидкости не менее чем в одной точке измерительного булита, сравнивают его с давлением на измерительных уровнях, а полученную разность давлений используют для учета неоднородности плотности жидкости по высоте измерительного булита и определения среднего значения, например аппроксимируют ее экспоненциальной зависимостью. Сравнивая полученные значения с плотностью нефти, воды и газа, можно судить о компонентном составе ГЖС.

    Ниже описано устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости, реализующее способ, в котором смесь направляется в измерительный участок с использованием наклонного лотка сепарации с требуемым углом наклона. В заявленном устройстве параметры лотка определяют, задавшись некоторым критическим размером газовых пузырьков, таким, что за время нахождения газожидкостной среды на лотке пузырьки газа, имеющие радиус больше критического, всплывают на поверхность раздела жидкость-пена. Это условие можно принять за критерий образования выраженной границы раздела жидкость-пена, что определяет минимальное время нахождения ГЖС на лотке.

    На фиг.1 показана схема осуществления способа.

    На фиг.2 показана последовательность процесса измерений.

    На фиг.3 приведены зависимости гидростатического давления от времени.

    На фиг.4 показана схема устройства для осуществления способа.

    На фиг.5 показано сечение двух смежных витков сепаратора.

    Способ осуществляют следующим образом.

    Газожидкостную смесь подают в измерительный булит, избегая наличия резких сужений, расширений, поворотов потока, чтобы сравнительно быстро сепарировать ее от растворенного газа, например спускают ее по наклонному лотку (фиг.1). Одну часть газа отводят в газовый коллектор, другая часть газа образует стойкую пену, которая находится над поверхностью жидкости и перемещается вместе с нею. Жидкость скапливается в нижней части емкости и начинает заполнять ее объем, при этом вместе с уровнем жидкости поднимается слой пены, как показано на фиг.1. Границы раздела пена-газ и жидкость-пена последовательно достигают измерительных уровней 1 и 2, расстояние между которыми известно, и эти моменты времени фиксируют, например, преобразователями гидростатического давления D1 и D2, что позволяет определить скорость перемещения упомянутых границ, плотность пены, плотность жидкости и их объемный расход. На фиг.1 показан момент достижения границей раздела жидкость-пена измерительного уровня 2.

    Как указано в постановке технической задачи, для определения истинной производительности скважины по жидкости необходимо определить и учесть массу жидкости, находящейся в пене. Поскольку пена непрерывно образуется на границе жидкость-пена и разрушается на границе газ-пена, такую массу имела бы жидкость, образовавшаяся при мгновенном разрушении слоя пены.

    Для решения этой задачи определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения ими измерительных уровней. Для простоты ограничимся рассмотрением двух измерительных уровней, хотя в реальности их может быть несколько. На фиг.2 момент t1 соответствует достижению нижнего уровня пеной (серый слой), момент t2 - жидкостью (темный слой). Соответственно, момент t3 соответствует достижению верхнего уровня пеной, момент t4 - жидкостью. На фиг.3 эти моменты легко определяются по поведению графиков P(t), фиксируемых датчиками D0, D1 и D2, показанными на фиг.1.

    Дополнительная масса жидкости, которую учитывают при определении дебита скважины, характеризуется гидростатическим давлением на границе жидкость-пена в момент прохождения этой границей измерительного уровня булита (ситуация t2 для датчика D1, ситуация t4 для датчика D2 на фиг.2). Массой самого газа, содержащегося в пене, можно пренебречь, поскольку его плотность примерно на три порядка меньше, чем плотность жидкости.

    Получаемая информация обрабатывается по заданной программе микропроцессорным контроллером, который автоматически управляет процессом измерений. Дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости, находящейся в пене.

    Предлагаемый способ позволяет определить основные параметры двухфазной среды без необходимости разрушения пенной структуры, т.е. глубина сепарации двухфазной среды по газу может быть снижена до уровня образования выраженной (фиксируемой) границы раздела жидкость-пена. Выраженную границу можно реализовать, например, на лотке сепарации, задав эффективное время пребывания газожидкостной смеси на наклонной плоскости, в течение которого газовые пузырьки, имеющие радиус больше критического, всплывают на поверхность раздела жидкость-пена. Изменение угла наклона лотка в пределах 5-15 градусов позволяет в широких пределах варьировать параметры измерения. При этом время, необходимое для сепарации, снижается примерно на порядок, с соответствующим уменьшением габаритов и металлоемкости оборудования, а сам процесс измерения значительно оперативнее, чем у известных способов-аналогов и прототипа.

    Если в способах-аналогах стремятся избавиться от слоя пены, вносящего существенную погрешность в измерения, то в заявленном способе в этом нет необходимости, наоборот, следует сохранить выраженную границу жидкость-пена, не допуская бурного пенообразования на участках резкого изменения проходного сечения потока и перемешивания на участках с местными сопротивлениями. Соблюдение этих условий позволяет с высокой точностью учесть массу жидкости, находящейся в пене. Эту задачу выполняет устройство, схема которого приведена на фиг.4.

    Устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости содержит измерительный булит 1 с входным 2 и выходным 3 патрубками и патрубком отвода газовой фазы 4, оборудованный преобразователями гидростатического давления 5 и 6. Патрубок 4 может быть оборудован отделителем 8 мелких капель жидкости. Полость измерительного булита оборудована лотком сепарации газожидкостной среды. Лоток сепарации 7 представляет собой конструкцию желобообразного (в частном случае прямоугольного) сечения, сообщенную с патрубком 2 и нисходящую по винтовой линии вдоль стенки булита. Булит оборудован дополнительным преобразователем гидростатического давления 10.

    Лоток 7 предназначен для сепарации ГЖС по газу и плавной подачи ее в измерительный участок без разрушения границы жидкость-пена и без образования дополнительной пены. Датчик 10 предназначен для определения степени неоднородности плотности эмульсии по высоте.

    Устройство работает следующим образом.

    ГЖС из коллектора через входной патрубок 2 поступает на лоток сепарации 7, где сепарируется по газу. Поперечное сечение лотка может иметь вид прямоугольника, горизонтальные ребра которого образованы смежными витками лотка. Описанный вариант не ограничивает возможные конструкции сепаратора по газу. Как показано на фиг.5, упомянутый лоток заполнен ГЖС, причем нижняя часть сечения заполнена слоем жидкости, верхняя часть - газом. Для ускорения процесса сепарации по газу предпочтительно, чтобы ширина лотка была больше или равна высоте его боковых стенок. ГЖС широким и тонким слоем движется по наклонной плоскости, где постепенно сепарируется по газу.

    Часть газа по межвитковому пространству уходит в патрубок отвода газовой фазы 4, часть остается на поверхности жидкости в виде стойкой пены. Жидкость и слой пены заполняют измерительный участок высотой Н, их объемный расход фиксируется преобразователями давления 5 и 6. Для того чтобы исключить влияние текущей по лотку смеси на показания преобразователей давления, их устанавливают в области газовой среды, а именно в верхней части боковой стенки лотка, примыкающей к стенке булита, поэтому они срабатывают только тогда, когда жидкость со слоем пены заполняет измерительный объем булита высотой Н, и границы раздела пена-газ и жидкость-пена последовательно достигают измерительных уровней. Микропроцессорный контроллер (на чертеже не показан) обрабатывает сигналы преобразователей давления по заданной программе, включая экстраполяцию давления от времени и аппроксимацию плотности эмульсии по высоте. При достижении слоем жидкости верхнего уровня (ситуация t4 на фиг.2) преобразователь давления 6 выдает сигнал на открытие клапана 9 и цикл измерения завершается.

    Предлагаемый способ за счет автоматического контроля объема и массы пены в измерительной емкости позволяет существенно повысить точность измерения дебита нефтяных скважин в объемных и массовых единицах расхода. Одновременно предлагаемый способ позволяет расширить сферу применения его для различных нефтяных скважин, включая нефтяные скважины, продукция которых содержит много АСВ и образует стойкую пену. Изобретение позволяет и для такого типа скважин повысить оперативность измерений и достичь высокой точности определения дебита по жидкости. Очевидно, что способ пригоден не только для газоводонефтяных смесей, но для любых вспенивающихся жидкостей, а также для продуктов, не образующих пену, что является частным случаем измерений с массой пены, равной нулю.

    Использованные источники

    [1] - Патент RU №2133826. МКИ Е 21 В 47/00. Установка для измерения дебита нефтяной скважины по жидкости. Опубл. 27 июля 1999.

    [2] - Патент RU №2183267. МКИ Е 21 В 47/10. Способ определения дебита нефтяных скважин по жидкости. Опубл. 10 октября 2002. Выбран за прототип.

    Использованные в описании и на иллюстрациях сокращения:

    ГЖС - газожидкостная смесь, ГСД - гидростатическое давление,

    АСВ - асфальто-смолистые вещества, П-Г - пена-газ, Ж-П - жидкость-пена.

    1. Способ определения дебита нефтяной скважины по жидкости, включающий периодическую подачу газожидкостной смеси в измерительный булит, сепарацию газожидкостной смеси по газу, отсчет времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней упомянутого булита, измерение гидростатического давления газожидкостной смеси на упомянутых уровнях и определение дебита в единицах массового расхода, отличающийся тем, что сепарацию осуществляют до образования выраженной границы раздела жидкость - пена, затем подают газожидкостную смесь в измерительный участок булита без разрушения границы жидкость - пена, определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена - газ и жидкость - пена по моментам достижения упомянутыми границами не менее двух измерительных уровней булита, а дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости в пене, которую определяют по скоростям перемещения указанных границ раздела и показаниям датчиков гидростатического давления.

    2. Способ по п.1, отличающийся тем, что моменты достижения измерительного уровня вышеописанными границами жидкость - пена и пена - газ определяют по изменению темпа нарастания гидростатического давления, характеризуемого изменением величины производной от функции гидростатического давления по времени и/или изломом графической линии давления как функции времени.

    3. Способ по п.2, отличающийся тем, что моменты достижения измерительного уровня вышеописанными границами пена - газ и жидкость - пена определяют с использованием полиномиальной, например линейной, экстраполяции соответствующих участков зависимости гидростатического давления от времени.

    4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что дополнительно измеряют давление жидкости не менее чем в одной точке измерительного булита, сравнивают его с давлением на упомянутых измерительных уровнях, а полученную разность давлений используют для учета неоднородности плотности жидкости по высоте измерительного булита и определения ее среднего значения.

    5. Устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости, включающее измерительный булит с входным и выходным патрубками и патрубком отвода газовой фазы, имеющий в измерительной части форму вертикального цилиндра и оборудованный преобразователями гидростатического давления, расположенными на различных по высоте измерительных уровнях, отличающееся тем, что полость измерительного булита оборудована лотком сепарации газожидкостной среды, имеющим желобообразное сечение, сообщенным с входным патрубком и примыкающим одной из своих боковых поверхностей к стенке булита по винтовой нисходящей линии, причем угол наклона упомянутого лотка выбран достаточным для образования и сохранения выраженной границы раздела жидкость - пена за время нахождения на нем газожидкостной среды, а преобразователи гидростатического давления соответствующего измерительного уровня установлены в верхней части стенки лотка, примыкающей к стенке булита.

    6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что вышеописанный лоток сепарации выполнен с прямоугольным поперечным сечением, причем ширина лотка больше или равна высоте его боковых стенок.

    findpatent.ru

    Буллит (хоккей с шайбой) - это... Что такое Буллит (хоккей с шайбой)?

    Буллит — штрафной бросок в хоккее с шайбой. Буллиты бывают игровыми и послематчевыми.

    Существует 5 условий, каждого из которых достаточно для назначения буллита в игре (за неправильную атаку соперника), и 1 послематчевое условие.

    • нарушение правил произведено в момент, когда шайба находилась вне зоны защиты пострадавшего игрока
    • игрок нападения должен контролировать шайбу и мяч
    • нарушение правил должно быть совершено сзади
    • игрок нападения в результате нарушения правил потерял возможность забить гол
    • между игроком нападения и воротами нет игроков соперника, кроме вратаря
    • когда основное и дополнительное время не выявило победителя.

    То есть, говоря неформально, буллит назначается тогда, когда совершено нарушение правил против игрока, вышедшего «один на один» против вратаря противника, в результате чего этот игрок был лишён возможности забить гол.

    Штрафной бросок может быть назначен в ситуациях, когда вратарь нарушает правила против соперника, выходящего с ним «один на один», вне зависимости от того, совершено нарушение сзади или нет (данное правило введено в редакции Книги правил ИИХФ от 30 сентября 2010 года).

    Также штрафной бросок назначается в некоторых игровых ситуациях, не связанных с выходом «один на один»:

    • если любой игрок защищающейся команды, за исключением вратаря, умышленно падает на шайбу, накрывает руками или подгребает шайбу под свое тело, поднимает шайбу со льда руками, когда шайба находится в площади ворот его команды;
    • если любой игрок, вратарь или представитель защищающейся команды, находящийся на льду, бросает свою клюшку или ее часть или любой другой предмет

    в направлении шайбы в своей зоне защиты;

    • если игрок, контролирующий шайбу за пределами своей зоны защиты и не имеющей соперников, которых необходимо обыграть, за исключением вратаря, атакован клюшкой или любым предметом, брошенным любым членом (включая официальных представителей) защищающейся команды;
    • за умышленный сдвиг ворот защищающимся игроком или вратарем в своей зоне защиты в течение последних двух минут игры или в любое время дополнительного времени;
    • если игрок контролирует шайбу и между ним и воротами соперника нет игроков противоположной команды, и он имеет реальную возможность произвести взятие ворот, а игрок или вратарь противоположной команды умышленно сдвигают ворота с их установленной позиции;
    • если в последние две минуты игры или в любое время в овертайме, происходит умышленная неправильная замена игроков (нарушение численного состава).

    Если нарушение правил, приводящее к назначению штрафного броска, сопряжено с наложением любого другого штрафа, будет назначено выполнение штрафного броска,а штраф должен быть наложен в обычном порядке, вне зависимости от того будет или нет произведено взятие ворот после штрафного броска.

    Если в момент нарушения правил, удовлетворяющего всем условиям назначения буллита, вратарь нарушившей правила команды не находился на площадке, будучи заменён полевым игроком, взятие ворот нарушившей правила команды засчитывается немедленно, без выполнения штрафного броска.

    Если за нарушение правил полагается назначение штрафного броска, то выполнять штрафной бросок должен игрок, против которого нарушили правила. Если игрок травмирован, то капитан должен назначить любого игрока, из числа игроков, находящихся на льду в момент совершения нарушения; в тех случаях, когда невозможно определить номер игрока, против которого было совершено нарушение, тренер или капитан должны назначить любого игрока из числа находящихся на льду в момент совершения нарушения для выполнения штрафного броска (данное правило введено в редакции Книги правил ИИХФ от 30 сентября 2010 года).

    Главный судья должен попросить объявить имя и номер игрока, назначенного выполнять штрафной бросок. Назначенный игрок не может быть выбран из числа игроков отбывающих штраф, или на которых был наложен отложенный штраф. Игроки обеих команд должны покинуть площадку. Главный судья должен поместить шайбу на центральную точку вбрасывания. Только вратарь может защищать ворота во время выполнения штрафного броска. Вратарь должен оставаться в своей площади ворот до тех пор, пока игрок не коснется шайбы. Игрок, по команде главного судьи, должен подобрать шайбу, проследовать к воротам своего противника и попытаться забросить шайбу. Как только произведен бросок шайбы, штрафной бросок считается выполненным. Взятие ворот в результате любого рода вторичных бросков не засчитывается. В случае взятия ворот со штрафного броска, вбрасывание шайбы должно быть произведено в центре поля. Если взятия ворот не произошло, вбрасывание должно быть произведено в одной из точек конечного вбрасывания в зоне, в которой был произведен штрафной бросок. Время, необходимое для выполнения штрафного броска, не входит в основное игровое время в каком-либо периоде. Если главный судья сигнализирует нарушение, связанное с назначением штрафного броска, поднятием своей руки, фиксируя отложенный штраф, тем самым давая возможность команде, не нарушившей правила, завершить игровой эпизод, то выполнение штрафного броска будет произведено после остановки игры вне зависимости от того, закончилось или нет время игры в каком-либо периоде. Если вратарь покидает свою площадь ворот до того, как игрок коснулся шайбы, или совершает какое-либо нарушение, главный судья должен поднять руку, фиксируя тем самым нарушения правил вратарем и разрешая игроку завершить выполнение штрафного броска. Если штрафной бросок оканчивается неудачей, главный судья должен назначить повторное выполнение штрафного броска. Если вратарь досрочно покидает площадь своих ворот, главный судья должен:

    • на первый раз предупредить его и назначить повторное выполнение штрафного броска,
    • наложить на него дисциплинарный штраф при вторичном нарушении и назначить выполнение штрафного броска снова,
    • присудить взятие ворот при нарушении вратарем правил в третий раз.

    Вратарь может попытаться остановить бросок любым способом, кроме броска своей клюшки или любого другого предмета, за которое в таком случае, должно быть засчитано взятие ворот. При исполнении буллита игрок обязан катиться на ворота в общем направлении вперед. Поворот в движении вокруг своей оси на 360°, совершаемый исполнителем штрафного броска при приближении к воротам, допускается, так как он выполняется при непрерывном движении вперед. Помещение шайбы на крюк клюшки (как в лакроссе) выше уровня плеч или перекладины ворот не допускается; если игрок выполняет штрафной бросок или послематчевый бросок подобным образом, главный судья должен остановить выполнение броска и объявить его завершенным. Если шайба остановилась, добивать её в ворота не разрешается. Если во время выполнения штрафного броска, какой-либо игрок противоположной команды мешает или отвлекает игрока, выполняющего штрафной бросок, в результате чего он оканчивается неудачей, то главный судья должен назначить повторное выполнение штрафного броска и наложить дисциплинарный штраф на нарушившего правила игрока.

    Происхождение термина

    Обычно происхождение русского слова «буллит» связывают с английским существительным bullet (пуля) или глаголом to bullet (в одном из значений — быстро бить, пулять).

    Однако у английского слова Bullet отсутствует значение «штрафной удар в хоккее».

    Существует альтернативная версия. Когда в СССР заинтересовались канадской ледовой игрой, своих специалистов еще не было, и пришлось приглашать человека со стороны. Им стал латыш Эдгар Клавс, участник ЗОИ-1936 и нескольких довоенных чемпионатов мира. Среди советских спортсменов большинство понятия не имели о хоккее, но все были знакомы с футболом. Клавсу постоянно приходилось прибегать к аналогиям с другими видами спорта, чтобы донести смысл до слушателей и выработать русский аналог различных терминов. В то время во всех видах спорта власти СССР требовали применять названия на русский манер, и порой латышу приходилось трудновато.

    Объясняя правила назначения и способы исполнения штрафных бросков, Клавс, по его собст­венному воспоминанию, провел аналогию с несущимся навстречу вратарю- тореадору разъяренным быком. «Бычок» по-латышски произносится «bullītis». Вот тут- то Аркадий Чернышов и позабавил собравшихся своей аналогией. Дело в том, что первого посла США в Москве звали Уильям Буллит, и для советских спортсменов он олицетворял «мировой империализм» во главе с Керзоном и Чемберленом. Так почему бы не назвать высшую меру наказания в хоккее именем идеологического врага?

    Прочно в обиход слово «буллит» вошло в 1960-е годы благодаря телерепортажам Николая Озерова.

    dic.academic.ru

    Что такое буллит?

    Буллит — это штрафной удар в хоккее. Этот термин используется только на постсоветском пространстве. В других странах мира штрафной удар чаще всего называют просто «пенальти». АиФ.ru разбирался, кто ввёл в употребление слово «буллит».

    Кто придумал слово «буллит»?

    Штрафной удар стали называть буллитом с подачи латвийского хоккеиста и арбитра Эдгара Клавса. В конце 1946 года его пригласили в Москву принять участие в семинаре, посвящённом проблемам развития хоккея в стране. СССР готовился провести первый в истории чемпионат по этому зимнему спорту, в ходе дискуссий Клавс решил уточнить правила исполнения штрафных бросков. Объясняя все нюансы, арбитр так увлёкся, что сравнил несущегося навстречу вратарю хоккеиста с быком. В запале этого рогатого зверя он назвал не по-русски, а по-латышски — bullītis. Услышав это слово, советский хоккеист Аркадий Чернышев, назначенный играющим тренером московских динамовцев, предложил назвать штрафной «буллитом». Его предложение вызвало улыбку среди присутствующих. Ведь в то время посла США в Москве звали Уильям Буллит, и для советских спортсменов он олицетворял «мировой империализм».

    Есть ещё версия, что первым штрафной «буллитом» стал называть вовсе не Клавс, а его земляк — латвийский хоккеист Харийс Витолиньш, дед известного советского тренера Харийса Витолиньша. Впрочем, широкую популярность этот термин получил всё же благодаря Клавсу.

    Что думают о буллите американцы?

    Многие американские и канадские хоккеисты, услышав во время матчей со сборными СССР слово «буллит», были уверены, что этот термин английского происхождения. Этимологию этого слова заокеанские спортсмены пытались вести от существительного bullet (англ. — «пуля») или же от глагола to bullet (англ. — «бить», «пулять»).

    Каковы правила исполнения штрафного?

    При исполнении буллита игрок должен совершить бросок по воротам во время движения по направлению к ним. Хоккеисту при этом запрещено делать разворот на 360 градусов, так как в таком случае вратарь может потерять шайбу из вида. При неудачном броске добивать шайбу в ворота не разрешается. Вратарь же имеет право остановить шайбу любым способом, кроме броска своей клюшки или любого другого предмета.

    В каких случаях назначается буллит?

    Буллит назначается тогда, когда совершено нарушение правил против игрока, вышедшего «один на один» против вратаря противника, в результате чего этот игрок был лишён возможности забить гол.

    Существует 5 условий назначения буллита:

    • нарушение правил произведено в момент, когда шайба находилась вне зоны защиты пострадавшего игрока;
    • игрок нападения должен контролировать шайбу;
    • нарушение правил должно быть совершено сзади;
    • игрок нападения в результате нарушения правил потерял возможность забить гол;
    • между игроком нападения и воротами нет игроков соперника, кроме вратаря.

    Кроме этого, буллит может назначаться, если:

    • игрок, за исключением вратаря, умышленно падает на шайбу, накрывает руками или подгребает шайбу под своё тело, поднимает шайбу со льда руками, когда шайба находится в площади ворот его команды;
    • игрок, вратарь или представитель защищающейся команды, находящийся на льду, бросает свою клюшку или её часть или любой другой предмет в направлении шайбы в своей зоне защиты;
    • игрок, контролирующий шайбу за пределами своей зоны защиты и не имеющей соперников, которых необходимо обыграть, за исключением вратаря, атакован клюшкой или любым предметом, брошенным любым членом (включая официальных представителей) защищающейся команды;
    • за умышленный сдвиг ворот защищающимся игроком или вратарём в своей зоне защиты в течение последних двух минут игры или в любое время дополнительного времени;
    • игрок контролирует шайбу, между ним и воротами соперника нет игроков противоположной команды и он имеет реальную возможность произвести взятие ворот, а игрок или вратарь противоположной команды умышленно сдвигают ворота с их установленной позиции;
    • в последние две минуты игры или в любое время в овертайме происходит умышленная неправильная замена игроков (нарушение численного состава).

    Смотрите также:

    aif.ru


    Смотрите также