РГР 1

ПОСТРОЕНИЕ

ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ

МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Построить гидравлическую характеристику участка магистрального нефтепровода пропускной способностью G_г = 18 млн. т в год нефти плотностью  = 833,8 кг/м³, кинематической вязкостью  = 7,2 сСт. Длина нефтепровода L = 150 км, разность нивелирных отметок между конечной и начальной точками трассы z = 80 м.

Целью расчета является определение суммарных потерь напора в магистральном нефтепроводе и полного напора, необходимого для перекачки нефти, то есть гидравлического сопротивления магистрального нефтепровода, и построение его гидравлической характеристики.

1 Гидравлический расчет магистрального нефтепровода

1.1 Определяется объемная секундная пропускная способность магистрального нефтепровода

Пропускная способность магистрального нефтепровода – это максимальное количество нефти, которое может быть перекачано по нефтепроводу в единицу времени при экономически оптимальном использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме.

Q_с = G_г /(350·24·3600·), м³/с,

где G_г – массовая годовая пропускная способность нефтепровода, кг/год. По условию G_г =18 млн.т/год = 18·10⁹ кг/год;

350 – число суток непрерывной работы нефтепровода в году;

24 – число часов в сутках;

3600 – число секунд в часе;

 – плотность перекачиваемой нефти, кг/м³. По условию  = 833,3 кг/м³

Q_с = 18·10⁹ /(350·24·3600·833,8) = 0,714 м³/с

1.2 Определяется расчетный диаметр нефтепровода

d_расч =  (4·Q_с)/(·υ _т) ,

где 4 – коэффициент;

3.  число Архимеда,  = 3,14;

υ_т – теоретически принятая скорость движения нефти по нефтепроводу, м/с. Рекомендуется υ_т = 1,5  2,5 м/с ([5], стр. 43). Выбирается υ_т = 1,5 м/с.

d_расч =  (4·0,714)/(3,14·1,5) = 0,779 м = 779 мм

1.3 Выбираются по ТУ 14-3-1425-86 прямошовные трубы из низколегированной стали 13Г2АФ с наружным диаметром D = 820 мм = 0,82 м и толщиной стенки  = 9 мм = 0,009 м. Поставщик – Челябинский трубопрокатный завод ([84], стр.51, таблица 6)

1.4 Определяется внутренний диаметр трубопровода

d = D - 2· = 0,82-2·0,009= 0,802 м

1.5 Определяется фактическая скорость движения нефти

υ = (4·Q_с) /(·d²) = (4·0,714) /(3,14·0,802²) = 1,42 м/с

1.6 Определяется режим движения нефти, который характеризуется величиной числа Рейнольдса

Re = (υ·d)/

где  - кинематическая вязкость нефти при температуре перекачки, м²/с. По условию  = 7,2 сСт = 7,20·10^-6 м²/с

Re = (1,42·0,802) / (7,20·10^-6) = 157735,53

Так как Re > 2300, то есть 157735,53 > 2300, то режим движения нефти турбулентный.

Турбулентное движение – это движение жидкости при больших скоростях, при котором в движении жидкости нет видимой закономерности и отдельные частицы, перемешиваясь между собой, движутся по самым причудливым все время изменяющимся траекториям весьма сложной формы (хаотично).

1.7 Так как режим движения турбулентный, то определяется зона трения, для чего находится первое переходное число Рейнольдса

Re_1пер = 40·d / e,

где e – абсолютная шероховатость труб, м. Можно принимать абсолютную шероховатость труб «e» равной эквивалентной абсолютной шероховатости труб k_э. Рекомендуется для сварных стальных новых и чистых труб e = 0,03÷0,12 мм ([58], стр. 55, таблица 5.5). Выбирается e = 0,05 мм = 0,05·10^-3 м

Re_1пер = 40·0,802 / 0,05·10^-3 = 641600

Так как 2300 < Re < Re_1пер, то есть 2300 < 157735,53 < 641600, то зона гидравлически гладких труб (зона гладкого трения, зона Блазиуса).

1.8 В зависимости от режима движения нефти и зоны трения определяются коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона m, A, .

При турбулентном режиме в зоне гидравлически гладких труб (зоне гладкого трения, зоне Блазиуса m = 0,25; A = 0,3164;  = 0,0247 с²/м ([58], стр. 56, таблица 5.6.)

1.9 Определяются линейные потери напора (потери напора на трение по длине трубопровода) в магистральном нефтепроводе по обобщенной формуле академика Л.С. Лейбензона

h _л..п = f ·Q_с^2-m , м,

где

f = (·^m · L) d ^5-m,

где L – длина нефтепровода, м. По условию L = 150 км = 150000 м

f = [0,0247·(7,20·10^-6)^0,25 ·150000)] 0,802^5-0,25 = 547,39

h _л..п = 547,39·0,714^2-0,25 = 303,58 м

1.10 Определяются местные потери напора (потери напора в местных сопротивлениях) в магистральном нефтепроводе

Обычно потери напора в местных сопротивлениях в магистральных нефтепроводах незначительны и их принимают в размере 1  2 % от линейных потерь напора (a = 1  2% = 0,01  0,02) ([12],стр.59). Выбирается a = 1,5% = 0,015

h_м..п = a· h_л..п, = 0,015·303,58 = 4,55 м

1.11 Определяется гидравлическое сопротивление нефтепровода (полная потеря напора)

Н_о = h_л.п + h_м.п + h_г + h_и , м

где h_г – геодезическая высота, м. Геодезическая высота равна разности нивелирных отметок между конечной и начальной точками трассы. По условию h_г = z = 80 м;

h_и – требуемый избыточный напор в конце магистрального нефтепровода, м. Для магистральных нефтепроводов величина избыточного напора часто очень мала по сравнению с другими слагаемыми, тогда ею можно пренебречь, то есть принять h_и = 0

Н_о = h_л.п + h_м.п + z = 303,58 + 4,55 + 80 = 388,13 м

Гидравлическое сопротивление нефтепровода Н_о= 388,13 м равно полному напору, необходимому для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу.

2 Построение гидравлической характеристики

магистрального нефтепровода

Гидравлическая характеристика нефтепровода – это аналитическая или графическая зависимость полной потери напора в нефтепроводе от расхода (пропускной способности).

Строится характеристика нефтепровода по уравнению

Н_о = (1 + a)·f ·Q_с^2-m +z, м

Н_о = (1 + 0,015)·547,39·Q_с^2-0,25 + 80 = 555,60·Q_с^1,75 + 80, м

Задаваясь значениями объемной секундной пропускной способности нефтепровода Q_с , определяют соответствующие им значения полной потери напора Н_о.

Таблица 1 – Расчетные данные для построения гидравлической

характеристики магистрального нефтепровода

Объемная секундная пропускная способность нефтепровода Qс , м3/с	Объемная часовая пропускная способность нефтепровода Qч = 3600·Qс , м3/ч	Сопротивление нефтепровода (полная потеря напора) Но = 555,60·Qс1,75 +80,м
0	0	80
0,278	1000	139,05
0,714	2570,4	388,13
0,833	3000	483,83

Рисунок 1 - Гидравлическая характеристика магистрального нефтепровода

РГР 4

Расчет физико-химических параметров газа

Рассчитать физико-химические параметры газа Шкаповского месторождения.

Определить коэффициент сжимаемости газа при среднем давлении р_ср = 40 кгс/см² и средней температура t_ср = 19 °С.

Целью расчета является определение молекулярной массы, плотности, вязкости, газовой постоянной и критических параметров газа (температуры и давления), а также коэффициента сжимаемости газа.

Все газы подразделяются на два класса: природные и искусственные.

Природные газы подразделяются на три группы:

• газы, добываемые из чисто газовых месторождений; они представляют собой газ, содержащий мало тяжелых углеводородов;

• газы, добываемые из конденсатных месторождений; они представляют собой смесь газа и конденсата широкой фракции, состоящей из бензина, лигроина, керосина, а иногда и солярового масла;

• газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений; это нефтяные газы, представляющие смесь газа с газовым бензином и пропан-бутановой фракцией.

Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, состоит в основном из метана, содержание которого составляет 82 ÷ 98%. Малое содержание тяжелых углеводородов объясняется процессом избирательной миграции углеводородного вещества через пористые породы. За длительный путь миграции в газе остаются только легкие составляющие.

Газ, добываемый из конденсатных месторождений, содержит также значительное количество метана (80÷95%), а нефтяной газ – 30÷70%.

Природные газы состоят преимущественно из предельных углеводородов (алканов). Но в них часто имеются компоненты (сероводород, углекислота, азот и водяные пары), ухудшающие качество газа.

1 Расчет физико-химических параметров газа

Таблица 2 - Состав газа Шкаповского месторождения, физико-химические свойства компонентов при Т = 273 К и p = 101325 Па

([60] стр.67, табл. 5; [41], стр.7-8, табл.1.6; [41], стр.10, табл.1.8)

Газ	Химическая формула	Состав, %	Молекулярный состав ai, доли единицы	Молекулярная масса, Mi, кг/моль	Плотность i, кг/ м3	Динамическая вязкость i·106, Па·с	Газовая постоянная Ri, Дж/(кг·К)	Критическая температура, Ткрi, К	Критическое давление р крi, МПа
Метан	СН4	44,0	0,44	16,043	0,717	10,3	521	190,7	4,7

Продолжение таблицы 2

Газ	Химическая формула	Состав, %	Молекулярный состав ai, доли единицы	Молекулярная масса, Mi, кг/моль	Плотность i, кг/м3	Динамическая вязкость i·106, Па·с	Газовая постоянная Ri, Дж/(кг·К)	Критическая температура, Ткрi, К	Критическое давление р крi, МПа
Этан	С2Н6	12,1	0,121	30,07	1,344	8,3	278	306,2	4,9
Пропан	С3Н8	21,2	0,212	44,097	1,967	7,5	189	369,8	4,3
n-Бутан	С4Н10	8,5	0,085	58,124	2,598	6,9	143	425,2	3,8
n-Пентан	С5Н12	4,2	0,042	72,151	3,22	6,2	115	470,4	3,4
Азот и редкие	N2+R	10,0	0,10	28,016	1,251	16,6	297	125,9	3,46

1.1 Определяется молекулярная масса газовой смеси

Молекулярная масса газа – это сумма атомных масс атомов, входящих в молекулу газа. Масса газа в килограммах, численно равная его молекулярной массе, называется киломолем.

Молекулярная масса газовой смеси

М = a_i·M_i, кг/моль,

где	ai	-	молекулярный состав газа, доли единиц (см. табл. 2);
	Mi	-	молекулярная масса компонентов, кг/моль (см. табл.2).

М= 0,44·16,043+0,121·30,07+0,212·44,097+0,085·58,124+0,042·72,151+0,10·28,016 = 30,82 кг/моль

1.2 Определяется плотность газа

Плотность газа – это отношение массы газа к объему данной массы газа.

Плотность газовой смеси

 =  a_i·_i, кг/м³,

где

i

-

плотность компонентов, кг/м3 (см. табл.2).

 = 0,44·0,717 + 0,121·1,344 + 0,212·1,967 + 0,085·2,598 + 0,042·3,22 + 0,10·1,251 = 1,376 кг/м³

Относительная плотность газа – это отношение плотности газа к плотности воздуха при одинаковых условиях

 =  / _в,

где

в

-

плотность воздуха. При температуре 273 К и давлении 101325Па плотность воздуха составляет 1,293 кг/м3 ([101], стр.226, прил.3).

 = 1,376/ 1,293 = 1,064

1.3 Определяется вязкость газовой смеси

Вязкость характеризует свойство газа оказывать сопротивление сдвигающим усилиям, возникающим в результате сил трения между слоями движущегося газа.

Динамическая вязкость газовой смеси

 =  a_i·_i, Па·с,

где

i

-

динамическая вязкость компонентов, Па·с (см. табл.2).

 = (0,44·10,3 + 0,121·8,3 + 0,212·7,5 + 0,085·6,9 + 0,042·6,2 + 0,10·16,6)·10^-6 = 9,633·10^-6 Па·с

Кинематическая вязкость газовой смеси

 =  / , м²/с

 = 9,633·10^-6 / 1,376 = 7,001·10^-6 м²/с

1.4 Определяется газовая постоянная газовой смеси

R = a_i·R_i, Дж/(кг·К),

где

Ri

-

газовая постоянная компонентов, Дж/(кг·К) (см. табл.2).

R = 0,44·521 + 0,121·278 + 0,212·189 + 0,085·143 + 0,042·115 + 0,10·297 = 349,63 Дж/(кг·К)

1.5 Определяется критическая температура газовой смеси

Критическая температура – это такая температура, выше которой ни при каком повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Критическая температура газовой смеси

T_кр = a_i·T_крi, К,

где

Tкрi

-

критическая температура компонентов, К (см. табл.2).

T_кр = 0,44·190,7 + 0,121·306,2 + 0,212·369,8 + 0,085·425,2 + 0,042·470,4 + 0,10·125,9 = 265,92 К

1.6 Определяется критическое давление газовой смеси

Критическое давление – это такое давление, выше которого нельзя испарить жидкость ни при каком повышении температуры.