Системы сбора нефти и газа

Известны несколько систем промыслового сбора нефти и газа: самотечная, Бароняна и Везирова, института Гипровостокнефть, Грозненская и др.

В настоящее время проекты промыслового обустройства разрабатываются, как правило, с применением высоконапорных (до 1,0 МПа и более 10 кгс/см²) герметизи­рованных систем, почти полностью исключающих потери легких фракций нефти и легко поддающихся комплексной автоматизации.

На рис. 65 приведена система сбора и подготовки нефти для больших по площади месторождений. Нефть, газ и вода, поступившие на поверхность из скважин, под усть­евым давлением по выкидным линиям 1 направляются в автоматизированную замерную установку (АГЗУ) 2. Продукция замеряемой скважины через замерную линию и многоходовый переключатель поступает в замерный сепаратор, где замеряются дебит жидкости и газа. Продукция остальных скважин в это время смешивается в переключателе и через выходную линию поступает в общий сборный коллектор 3, куда направляются нефть и газ после замера. Из сборного коллектора (протяженностью иногда в несколько километров) газожидкостная смесь поступает на дожимную насосную станцию (ДНС). На ДНС установлены сепараторы первой ступени, в которых газ отделяется от жидкости. После этого продукция "по отдельным" трубопроводам 6 и 5 транспортируется до газоперерабатывающего завода 13 и сепаратора-делителя 7 (вторая ступень сепарации), расположенного рядом с установкой подготовки нефти (УПН) 8. Основное назначение сепаратора-делителя — регулирование подачи нефтяной эмульсии в сепараторы-подогреватели (УДО-2М, УДО-3 и т. д.). На установке подготовки нефти происходит подогрев нефтяной эмульсии, отделение нефти от воды и обессоливание нефти, после чего нефть поступает на автоматизированную установку 16 для сдачи товарной нефти, а пластовая вода — на установку подготовки воды (УПВ) 9.

Рисунок 65. Система сбора, не совмещенная с УПН, для больших по площади месторождений

1 — выкидные линии; 2 — автоматизированная замерная установка продукции скважин (АГЗУ) Спутник; 3 — сборный коллектор для нефтегазоводяной смеси; 4 — дожимная насосная станция (ДНС; 5 — коллектор для нефтеводяной смеси; 6 — газопровод; 7 — сепаратор-делитель; 8 — сепараторы деэмульсаторы (подогреватели) установки подготовки нефти (УПН); 9 — установка подготовки сточной воды (УПВ); 10 — коллектор сточной воды; 11 — коллектор товарной нефти; 12 — компрессорная станция (КС); 13 — газоперерабатывающий завод (ГПЗ); 14 — попеременно работающие герметизированные резервуары; 15 — подпорный насос; 16 — автоматизированием установка сдачи товарной нефти Рубин-2; 17 — возврат некондиционной нефти на доочистку; 18 — насосная товарной нефти; 19 — магистральный нефтепровод; 20 — насос для перекачки сточной воды к кустовой насосной станции (КНС)

Если нефть, поступающая с УПН, окажется некондиционной по содержанию воды и солей, то она автоматически направляется по трубопроводу 17 в сепаратор-делитель 7, из которого снова поступает на УПН для доведения ее качества до нормы. При сильно обводненной продукции скважин предварительный сброс пластовой воды осуществляется на дожимной насосной станции, от которой вода специальными насосами подается в нагнетательные или поглощающие скважины.

Описанная принципиальная схема герметизированной системы сбора и подготовки нефти не стандартная и может существенно изменяться в зависимости от конкретных условий: в первую очередь от размера площади месторождения, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и т. д.

При использовании системы сбора нефти, не совмещенной с УПН (рис. 66), для сравнительно небольших площадей продукция всех скважин после поочередного измерения на автоматизированной замерной установке (АГЗУ) направляется в сепараторы первой ступени, расположенные на той же площадке, что и АГЗУ. Нефтяной газ, выделившийся в этих сепараторах, под собственным давлением подается на местные нужды или дальним потребителям, а нефть и вода вместе с растворенным газом поступают в сепараторы второй ступени — концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ), где давление поддерживается 0,1—0,12 МПа. Здесь происходит «холодное» разгазирование нефти и предварительное отделение ее от пластовой воды. Газ из КССУ направляется на прием компрессоров в КС, а затем на ГПЗ.

Затем нефть с помощью насоса забирается из КССУ и подается через теплообменники сначала в сепаратор 7, затем в сепаратор-деэмульсатор (подогреватель) 8, где качество ее доводится до товарных норм, т. е. она обезвоживается и обессоливается. Обезвоженная и обессоленная горячая нефть поступает в теплообменники и, отдав свое тепло сырой нефти, направляется в попеременно работающие герметизированные резервуары 14, откуда забирается подпорным насосом 15 и транспортируется через автоматическое устройство для сдачи товарной нефти (Рубин-2) 16 в насосную внешней перекачки.

Рисунок 66. Система сбора, не совмещенная с УПН, для небольших по площади месторождений

1— выкидные линии; 2 — автоматизированная замерная установка Спутник; 3 — сепаратор первой ступени; 4 — сепаратор второй ступени (КССУ); 5 — насос для нефти; 6 — теплообменники для нефти; 7 — сепаратор-делитель: 8 — сепаратор-деэмульсатор (подогреватель) УПН; 9 — попеременно работающие герметизированные товарные резервуары; 10 — подпорный насос; 11 — автоматизированная установка по сдаче товарной нефти Рубин-2; 12 — возврат некондиционной нефти в УПН; 13 — установка подготовки воды; 14 — насос для откачки сточной воды к нагнетательным скважинам

Если нефть окажется некондиционной по содержанию солей и воды, устройство «Рубин-2» автоматически переключает эту нефть по линии 17 на повторное обезвоживание и обессоливание — сначала в сепаратор-делитель 7, а затем в сепаратор-подогреватель 8.

Газ из сепаратора 8 направляется под собственным давлением на ГПЗ, а горячая пластовая нефть поступает в КССУ для предварительного разрушения эмульсии. Излишки пластовой воды из сепаратора 8 могут сбрасываться на установку подготовки воды.

Основные преимущества описанных систем сбора и подготовки нефти следующие: 1) полностью ликвидируются потери легких фракций нефти, достигающие 2—3% от добытой нефти в негерметизированных системах; 2) значительно уменьшается возможность отложения парафина, на стенках труб; 3) снижается металлоемкость систем 4) уменьшаются эксплуатационные расходы на обслуживание; 5) появляется возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля качества товарной нефти.

Однако указанные системы имеют и некоторые недостатки.

Основные из них: 1) невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам; 2) увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин); 3) при поддержании высокого давления на устье происходит преждевременное прекращение фонтанирования скважин, так как потенциальная энергия сжатого газа используется при этом не полностью.

14.2. Установки и сооружения систем сбора и транспорта нефти и газа

14.2.1. Замерные установки

На практике применяют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Групповые замерные установки: типа ЗУГ (замерная установка групповая), АГУ (автоматизированная групповая установка), АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка).

Блочные автоматизированные замерные установки «Спутник А», «Спутник Б», «Спутник В». Установка «Спутник А» — базовая конструкция этой серии.

Существует три модификации установок «Спутник А, Спутник А-16-14/400, Спутник А-25-10/1500, Спутник А-40-14/400. В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление (в 0,1 мПа), на которое рассчитана установка, вторая — число подключенных к групповой установке скважин, третья — наибольший измеряемый дебит (в м³/сут). Конструктивное исполнение этих установок в виде закрытых блоков с обогревом позволяет эксплуатировать их в районах с суровыми климатическими условиями (они рассчитаны на работу при температуре окружающей среды от минус 55 до плюс 50° С при относительной влажности воздуха до 80%). Автоматизированная сепарационно-замерная установка типа «Спутник А» предназначена для автоматического измерения дебита скважин, для контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов. Рассчитана она на давление 1,6 МПа (16 кгс/см²) и 4 МПа (40 кгс/см²).

Установка «Спутник А» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока КИП и автоматики. Оба блока монтируются на специальных рамных осно­ваниях для возможности их транспортирования железнодорожным, автомобильным и водным транспортом. В отличие от установки «Спутник А» в «Спутник Б» предусмотрены: возможность раздельного сбора обводненной и необводненной продукции скважин, определение содержания воды в ней, измерение количества газа, отсепарированного в измерительном сепараторе, а также дозирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

На установках типа «Спутник В» и «Спутник ВР» дебит скважины измеряется в вертикальном сепараторе по показаниям нижнего и верхнего датчиков уровня и датчика веса вибрационно-частотного типа. При этом регистрируется время заполнения измерительного сепаратора. По истечении одного цикла заполнения взвешенная порция жидкости выдавливается в общий коллектор и цикл измерения повторяется. Данные по измерению дебита жидкости передаются в пересчетное устройство, окончательные результаты измерений в единицах массы поступают в накопленное устройство телемеханики. Принцип работы автоматизированных замерных установок показан на примере ЗУГ-5, являющейся прообразом установки «Спутник А». На установке (рис. 67) обеспечивается переключение скважин на замер по программе, определяемой с помощью реле времени, смонтированного в блоке автоматики.

Гидропривод 5 включается за счет давления масла в цилиндре переключателя 4. При вращении поворотного патрубка 6 на очередную скважину переключается многоходовый переключатель 2. Продукция от скважины 1, переключенной на замер, по трубопроводу 7 поступает в гидроциклонный сепаратор 8, где газ отделяется от нефти. Газ по трубопроводу 13 направляется в нефтяной коллектор 3.

Нефть из гидроциклонного сепаратора 8 по трубопроводу 9 поступает в нефтесборник 10. По мере повышения уровня нефти в нефтесборнике поплавок 11всплывает и закрывает заслонку 12 газовой линии сепаратора. Давление в сепараторе повышается, и нефть начинает поступать по трубопроводу 15 через турбинный расходомер 16 в общий коллектор 3 по трубопроводам 17 и 13. При снижении уровня в нефтесборнике 10 поплавок опускается и открывает заслонку 12 на газовой линии сепаратора. Давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и цикл накопления жидкости в нижней емкости сепаратора повторяется.

Рисунок 67. Установка ЗУГ-5

Таблица 26 Характеристика автоматизированных групповых замерных установок

Параметр	ЗУГ-1	ЗУГ-2	ЗУГ-5	«Спутник А»	АГУ-3	АГЗУ-1
Рабочее давление, МПа (кгс/см²)	≈1 (10)	≈6 (64)	≈2 (16); ≈2,5 (25); ≈4 (40)	≈2 (16); ≈2,5 (25); ≈4 (40)	≈2,5 (25)	≈1 (10)
Число подключаемых скважин	До 14	До 14	До 14	До 14	До 12	До 6
Максимальный дебит одной скважины, т/сут
Максимальное содержание газа в жидкости, м³/Т
Температура окружающей среды, ºС	±50	±50	±50	±50 -30	±50 -30	+50
Вязкость, сСт
Погрешность измерения, %	±2,5	±2,5	±2	±2	±2,5	±3

Жидкость из нефтесборника 10 может при необходимости поступать в общий коллектор 3 по линии 14, минуя расходомер 16. Продукция всех остальных скважин через многоходовой переключатель 2 направляется в выкидной коллектор 3. Дебит скважин замеряется на блоке местной автоматики путем регистрации количества жидкости, прошедшей через счетчик.

14.2.2. Сепарационные установки

В промышленности применяют вертикальные и горизонтальные сепараторы.

Вертикальный сепаратор представляет собой цилиндрический сосуд со сферическими днищами. До настоящего времени используют вертикальные сепараторы двух видов, отличающиеся конструкцией устройства для ввода жидкости в аппарат:

1) с тангенциальным вводом, работающие на принципе использования
центробежных сил для отделения газа от жидкости (рис. 68);

2) с радиально-щелевым вводом, принцип действия которых основан на
использовании гравитационных сил для отделения газа от жидкости (рис. 68).

Наиболее распространены сепараторы первого типа.

Нефтегазовая смесь через патрубок 4 вводится в среднюю часть сепаратора по касательной к корпусу, в результате чего она получает вращательное движение; под действием возникшей центробежной силы жидкость отбрасывается на стенки сепаратора и по ним стекает в нижнюю часть аппарата, а газ, занимая центральную его часть, поднимается вверх. В месте ввода потока в сепаратор установлен кожух 10.

Выделившийся из нефти газ, поднимаясь в верхнюю часть сепаратора (в каплеуловительную секцию), встречает на своем пути каплеотбойные тарелки 9, которые изменяют направление его движения, за счет этого отделяются захваченные им частицы нефти. Последние прилипают к поверхности тарелок и по мере накопления образуют нефтяную пленку, которая постепенно стекает к краям тарелок и далее, по внутренней стенке сепаратора, в нижнюю сборную секцию. Газ, пройдя каплеуловительные тарелки, поступает в газовую трубу 11, расположенную в центре аппарата, и по ней отводится в газоотводную линию через патрубок 7.

Нефть собирается в нижней части сепаратора и отводится из него через нижнюю (нефтяную) линию. Механические примеси, осевшие на дно аппарата, удаляются по трубе 8 или через вваренный в днище патрубок 2. Для подогрева жидкости внутри аппарата помещен змеевик 12. Газоотводная труба имеет второй выходной патрубок 13, на котором устанавливается предохранительный клапан 6, урегулированный на рабочее давление.

Рисунок 68. Вертикальный газосепаратор

Патрубок 1 закрывается предохранительной диафрагмой, рассчитанной на максимальное давление в сепараторе. Люк 3 предназначен для установки поплавкового регулятора уровня 14 и внутреннего осмотра аппарата. Жидкость по мере накопления при помощи регулятора уровня через патрубок 5 и клапан 15 поступает в нефтесборный коллектор.

Принцип действия сепараторов с радиально-щелевым вводом тот же, что и сепараторов с тангенциальным вводом. Разница заключается в том, что при вводе нефтегазовой смеси в аппарат через узкие щели улучшаются условия выделения газа из жидкой фазы.

Радиально-щелевой ввод представляет собой трубу, вваренную в корпус сепаратора радиально и снабженную в нижней части продольными щелями, через которые нефть стекает вниз, а газ, огибая трубу, поднимается в верхнюю часть сепаратора. Горизонтальные сепараторы одноемкостные и двухъемкостные имеют ряд преимуществ, по сравнению с вертикальными: повышенная производительность при одном и том же объеме аппарата, лучшее качество сепарации, простота обслуживания, и осмотра.

Одноемкостными горизонтальными сепараторами оснащаются дожимные насосные станции первой, второй и третьей ступеней сепарации на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды, а двухъемкостными — в основном блочные автоматизированные групповые установки типа «Спутник».

Гидроциклонный сепаратор

(рис. 69) состоит из гидроциклонной

головки и технологической (буферной)

емкости.

Рисунок 69. Двухъемкостный гидроциклонный

сепаратор

1-гидроцнклонная головка;

2 и 3 - верхняя и нижняя технологические емкости

Гидроциклонная головка представляет собой вертикальный аппарат с тангенциальным вводом продукции. Отделение газа от нефти происходит следующим образом. Газонефтяной поток, подведенный тангенциально по входному патрубку, приобретает вращательное движение вокруг направляющего патрубка и осевое движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть, имеющая большую плотность, чем газ, центробежной силой прижимается к стенкам головки, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Под действием центробежной силы происходит интенсивное выделение из пленки нефти газовой фазы и одновременно очистка ее от жидкости. Буферная емкость представляет собой горизонтальный цилиндрический гравитационный сепаратор. Газовый поток направляется в верхнюю часть емкости, где находится кассета, состоящая из каплеотбойников и двух распределительных решеток. Решетки предназначены для выравнивания скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарата и вместе с каплеотбойниками выполняют функцию по дополнительному улавливанию капелек жидкости.

На базе двухъемкостных гидроциклонных сепараторов институтом Гипровостокнефть разработаны сепарационные установки СУ-2 (табл. 27). В настоящее время эти установки рассчитаны на подачу 750,1500,3000 и 5000 м³/сут и давление сепарации 1,6; 2,5 и 4 МПа (16,25, 40кгс/см²).

Сепарационные установки типа СУ-2 сконструированы с учетом изготовления их в заводских условиях с обеспечением последующей доставки к месту монтажа в полностью укомплектованном виде автомобильным или железнодорожным транспортом. Состоят они из одного или двух сепарационных блоков, блока фильтра и свечи для аварийного сброса газа.

Таблица 27 Техническая характеристика сепарационных установок СУ-2

Установки	Производительность м3/сут	Рабочее давление, мПа	Вязкость поступающего продукта не более, см2/с	Масса, кг
СУ-2-750-16 СУ-2-750-25 СУ-2-750-40 СУ-2-1500-16 СУ-2-1500-25 СУ-2-1500-40 СУ-2-3000-16 СУ-2-3000-25 СУ-2-3000-40		≈1,6(16) ≈2,5 (25) ≈4,0 (40) ≈1,6(16) ≈2,5 (25) ≈4,0 (40) ≈1,6(16) ≈2,5 (25) ≈4,0 (40)

Сепарационный блок представляет собой единый жесткий агрегат, смонтированный на металлических санях. Двухъемкостный гидроциклонный сепаратор и трубопроводная обвязка крепятся к саням с помощью опор на болтах. Блок фильтра так же, как и сепарационный блок, монтируется на металлических санях и может транспортироваться железнодорожным или автомобильным транспортом, а также волоком. Свеча для аварийного сброса газа представляет комплект отдельных транспортабельных узлов, собираемых вместе на монтажной площадке с помощью болтовых соединений и сварки.

Сепарационные установки по способу транспортирования нефти и газа разделяются на две подгруппы: а) без откачки, когда нефть и газ после сепарации транспортируются под давлением в аппаратах; б) с откачкой, когда нефть транспортируется от сепараторов при помощи насосов, а газ — под давлением в сепараторах или при помощи компрессоров.

Для принудительной откачки нефти из сепараторов применяются центробежные насосы ЗМС-10 с числом колес 7, 8 и 9, развивающие напор от 140 до 230 м вод. ст при подаче насоса 25—37,5 м³/ч.

Сепарационные установки оснащаются средствами автоматики и защиты в объемах, достаточных для их работы без постоянного обслуживания персонала.

14.2.3. Промысловые трубопроводы и трубопроводная арматура

По назначению нефтепроводы делятся на самотечные, смешанные и напорные.

В самотечных трубопроводах жидкость движется под воздействием гравитационных сил. Эти трубопроводы имеют односторонний уклон и работают с неполным заполнением сечения трубы. На практике такие трубопроводы встречаются редко, так как для них требуются благоприятные рельефные условия.

Смешанные нефтепроводы: отдельные участки работают как самотечные, а другие — как напорные.

Напорные нефтепроводы работают с заполненным сечением.

Трубопроводная арматура разделяется на запорную, регулирующую и предохранительную.

В качестве запорной арматуры на нефтепроводах применяют в основном задвижки и обратные клапана, которые устанавливают в начале и конце каждого трубопровода, в местах соединения их друг с другом и с основными коллекторами, а также в отдельных точках трубопроводов большой протяженности. В последнем случае основное назначение запорной арматуры — разобщение участков трубопроводов при ремонтных работах.

Наиболее распространенными видами запорной арматуры для трубопроводов являются задвижки. Задвижки разделяются: 1) по прочности — на стальные, рассчитанные на высокое давление, и на чугунные для низкого давления; 2) по конструкции - на параллельные, имеющие параллельные плоскости затвора (плашки), и на клиновые, имеющие в качестве затвора клиновидные поверхности, состоящие из двух половин или одного сплошного клина; 3) по расположению шпинделя — на задвижки с выдвижным шпинделем и с невыдвижным шпинделем.

При перекачке нефти применяют клапана поворотного типа — хлопушки, открывающиеся по ходу струи и закрывающиеся при ее обратном движении.

Производительность трубопровода равна произведению средней скорости движения жидкости на площадь полностью заполненной трубы:

Q=V_срF, где Q — производительность в м³/с; υ_cp — средняя скорость движения жидкости в трубе в м/с; F —площадь живого сечения трубопровода, м².

Из формулы следует, что теоретически производительность одного и того же трубопровода можно было бы неограниченно увеличивать за счет увеличения средней скорости, но практически этого делать нельзя, так как повышение средней скорости влечет за собой резкое увеличение энергии, необходимой для перекачки. Имеются установленные практикой оптимальные скорости перекачки в зависимости от вязкости жидкости (табл. 28), которые и принимают при определении диаметра трубопровода.

Расходы жидкости в зависимости от скорости и диаметра трубопровода приведены в таблице 29.

Таблица 28 Оптимальные скорости движения жидкости для трубопроводов небольшой длины

Кинематическая вязкость жидкости, см²/с	Рекомендуемые скорости, м/с
при нагнетании до	при всасывании до
0,01-0,30 0,31-0,75 0,76-1,50 1,51-4,40 свыше 4,40	1,5 1,3 1,0 0,8 0,6	1,2 1,0 0,8 0,6 0,4

Таблица 29 Расход жидкости в трубопроводах

Диаметр трубы, Dвн, мм	Расход жидкости (в м³/ч) при скорости (в м/с)
0,5	0,6	0,8	1,0	1,25	1,5	1,75	2,0
	3,5 5,1 6,9 9,0 11,5 14,1 22,5 31,8 56,5 88,3 127,0 226,5 352,0	4,2 6,1 8,3 10,9 13,7 16,9 27,0 38,1 67,7 105,8 125,5 270,8 422,0	5,6 8,2 11,0 14,5 18,3 22,6 36,0 50,8 90,4 141,0 203,3 362,5 564,5	7,0 10,2 13,8 18,1 22,9 28,2 45,0 63,3 113,0 186,6 254,0 452,5 704,0	8,8 12,7 17,2 22,6 28,7 35,2 56,2 79,5 141,2 230,7 317,5 565,8 880,0	10,5 15,3 20,7 27,1 34,4 42,3 67,5 95,4 169,5 274,8 381,0 679,0 1056,0	12,3 17,8 24,1 31,6 40,2 49,3 78,7 111,3 197,7 319,0 444,5 792,3 1232,0	14,0 20,4 27,6 36,2 45,8 56,4 90,0 127,2 226,0 373,2 508,0 905,0 1408,0

Характер движения жидкости по трубам определяют безразмерным параметром Рейнольдса:

где v_cp — средняя скорость движения жидкости в трубе в м/с; d — внутренний диаметр трубопровода в м; γ - кинематическая вязкость жидкости в м²/с.

Опытным путем установлено, что при Re < 2320 сохраняется ламинарный режим, при Re > 2800 происходит переход в турбулентный режим. В пределах 2320 < Re < 2800 характер движения жидкости неопределенный.

При движении жидкости по трубам происходит потеря энергии (давления). Эти потери слагаются из суммы потерь энергии на трение в трубопроводе и из потерь от местных сопротивлений.

Потери напора на трение в трубопроводе зависят от скорости движения жидкости и ее вязкости, коэффициента гидравлического сопротивления, диаметра и длины трубопровода и определяются формулой Дарен—Вейсбаха:

где Δ р_тр — потеря давлении в Па; λ — безразмерный коэффициент трения; v — линейная скорость движения жидкости в трубопроводе в м/с; р — плотность жидкости в кг/м³; L и d —длина и внутренний диаметр трубопровода в м.

При ламинарном движении коэффициент трения:

при переходном режиме:

λ = (0,16Re-13)10^-4;

при турбулентном движении:

При прохождении жидкости через колена, закругления, краны, задвижки и т.п. местные потери давления пропорциональны квадрату скорости и могут быть определены по формуле Вейсбаха: Δр_г = ενυ²р, где ε - коэффициент местного сопротивления, определяемый опытным путем.

Общая потеря давления в трубопроводах Δ р = Δ р_тр + Δ р_ст,

где Δр_ст - статистический напор в Па, определяемый по разности отметок начального и конечного пунктов перекачки Δ Н_СТ (берется со знаком плюс, когда конечный пункт расположен выше начального, в обратном случае со знаком минус).

ΔР_ст = ΔH_ст pg.

Если потерю давления от трения отнести к единице длины трубопровода, то получим выражение

где i (в Па/м)-гидравлический уклон.