Учебное пособие 1047

ВВЕДЕНИЕ

Учебно-методическое пособие к практическим занятиям по дисциплине «Специальные методы перекачки углеводородов» разработано в соответствии с учебным планом направления подготовки студентов направления 21.04.01 «Нефтегазовое дело» по программе «Моделирование и оптимизация рабочих процессов в энергетических системах газонефтепроводов». Дисциплина «Специальные методы перекачки углеводородов» изучается студентами, проходящими обучение по программе магистратуры, всех форм обучения.

Данное пособие призвано помочь студентам закрепить знания, полученные при прослушивании лекций и решении задач на практических занятиях. С помощью пособия студенты проводят также самостоятельную работу.

На примерах заданий, приведённых в пособии, студенты осваивают методику проведения расчётов, связанных с методами перекачки углеводородов. Также при выполнении заданий студенты обучаются работе со справочной литературой, необходимой для выполнения расчётов. Возможно также использование материалов пособия, полностью или частично, для выполнения домашних заданий и решения задач на аудиторных занятиях.

В каждой из тем в краткой форме содержится необходимый теоретический материал с формулами, даётся расчётное задание . Номер варианта с исходными данными для каждого студента определяется преподавателем.

1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА, ВЕДУЩЕГО ПЕРЕКАЧКУ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ

ТОЧЕЧНОГО ПОДОГРЕВА

1.1 Основные расчётные формулы

Зависимость плотности высоковязкой нефти ρ (кг/м3) от температуры выражается формулой:

где – температура, при которой определяется плотность (°С);

–плотность нефти при стандартных условиях, (кг/м3);

–коэффициент температурного объёмного расширения нефти (1/°С). Зависимость кинематической вязкости высоковязкой нефти ν (м2/с или Ст)

от температуры определяется формулой Рейнольдса – Филонова:

( ) ( ), (1.2)

где – температура, при которой определяется вязкость (К или °С);

– известное значение вязкости (м2/с или Ст) при некоторой температуре

T1 (К или °С);

a – коэффициент термовязкограммы (1/К или 1/°С).

3

В свою очередь, коэффициент термовязкограммы a определяется из той же формулы Рейнольдса – Филонова:

здесь – ещё одно известное значение вязкости (м2/с или Ст) при некоторой температуре T2 (К или °С).

Удельную теплоёмкость высоковязкой нефти cV (Дж/(кг·К)) при данной температуре можно рассчитать по формуле Крего:

T – температура, при которой рассчитывается удельная теплоёмкость (К); − плотность нефти при стандартных условиях (кг/м3).

Коэффициент теплопроводности высоковязкой нефти λн (Вт/(м·К)) при данной температуре определяется по формуле:

здесь T – температура, при которой определяется коэффициент теплопроводности (К);

− плотность нефти при стандартных условиях (кг/м3).

Распределение температуры T (К или °С) по длине участка нефтепровода при неизотермической перекачке определяется формулой Шухова:

( ) ( ) , (1.6)

где x – координата сечения нефтепровода, в котором определяется температура (м);

– температура окружающей нефтепровод среды (при подземной прокладке – грунта) (К или °С);

– температура нефти в начале участка нефтепровода (при x = 0) (в случае перекачки с подогревом – температура подогрева нефти) (К или °С);

– число Шухова (безразмерная величина); L – длина участка нефтепровода (м).

Число Шухова, входящее в формулу Шухова, определяется следующим

d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

K – коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую трубопровод среду (Вт/(м2·К));

L – длина участка нефтепровода (м); G – массовый расход нефти (кг/с);

–удельная теплоёмкость нефти (Дж/(кг·К)).

Вконце участка нефтепровода (при x = L) температура высоковязкой нефти (К или °С) определяется выражением:

4

Из формулы (1.8) можно получить выражение, определяющее температуру подогрева высоковязкой нефти Tнач (К или °С):

( ) . (1.9)

Коэффициент теплопередачи, входящий в число Шухова, определяется в зависимости от способа прокладки нефтепровода (подземный, надземный или подводный). При подземной прокладке рассчитать величину коэффициента теплопередачи K (Вт/(м2·К)) можно по следующей формуле:

здесь d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

– коэффициент теплопроводности нефти (Вт/(м·К)); Nu – число Нуссельта (безразмерная величина);

–толщина стенки трубы (м);

–коэффициент теплопроводности материала трубы (Вт/(м·К)); D − наружный диаметр нефтепровода (м);

–толщина слоя изоляции трубы (м);

h – глубина заложения нефтепровода от поверхности земли до оси трубы

(м);

– коэффициент теплопроводности грунта (Вт/(м·К)).

Формулы Михеева для расчёта числа Нуссельта Nu (безразмерная величина) выбираются в зависимости от режима течения высоковязкой нефти. Если режим течения ламинарный, то формула имеет вид:

, (1.11)

где – число Рейнольдса (безразмерная величина);

–число Прандтля (безразмерная величина);

–число Грасгофа (безразмерная величина);

–число Прандтля (безразмерная величина), вычисленное для вязкости

нефти в пристенном слое при температуре стенки трубы Tтр.

Число Рейнольдса Re (безразмерная величина) вычисляется в соответствии с выражением:

где Q – объёмный расход нефти (м3/с);

d – внутренний диаметр нефтепровода (м); ν – кинематическая вязкость нефти (м2/с).

Объёмный расход высоковязкой нефти Q (м3/с) связан с массовым расходом следующим образом:

5

G – массовый расход нефти (кг/с); ρ – плотность нефти (кг/м3).

Число Прандтля Pr (безразмерная величина) вычисляется в соответствии с выражением:

где ρ – плотность нефти (кг/м3);

–удельная теплоёмкость нефти (Дж/(кг·К));

ν− кинематическая вязкость нефти (м2/с);

λн – коэффициент теплопроводности нефти (Вт/(м·К)).

Число Грасгофа (безразмерная величина) вычисляется в соответствии с выражением:

T − температура нефти в трубопроводе (температура «ядра» потока) (К или

°С);

− температура стенки трубы (температура нефти в пристенном слое) (К

или °С); ν – кинематическая вязкость нефти (м2/с).

Число Прандтля в пристенном слое (безразмерная величина) определяется для кинематической вязкости нефти при температуре стенки трубы Tтр (К или °С):

где ρ – плотность нефти (кг/м3);

–удельная теплоёмкость нефти (Дж/(кг·К));

−кинематическая вязкость нефти в пристеночном слое (м2/с);

λн – коэффициент теплопроводности нефти (Вт/(м·К)).

Если режим течения высоковязкой нефти турбулентный, то формула Михеева имеет вид:

, (1.17)

где – число Рейнольдса (безразмерная величина);

–число Прандтля (безразмерная величина);

–число Прандтля (безразмерная величина), вычисленное для вязкости

нефти в пристенном слое при температуре стенки трубы Tтр.

Формулы (1.6)–(1.9) справедливы, если на всём протяжении участка нефтепровода наблюдается один режим течения высоковязкой нефти – турбулентный или ламинарный. Если же имеют место оба режима течения (в начале

6

участка – турбулентный, а в конце − ламинарный), то необходимо определить координату точки изменения режима и температуру нефти в этой точке.

Критическую температуру Tкр (К или °С), при которой происходит изменение режима течения высоковязкой нефти, можно рассчитать по формуле:

где – некоторая температура (К или °С), при которой известна кинематическая вязкость нефти ;

a – коэффициент термовязкограммы нефти ( или );

= 2320 – критическое значение числа Рейнольдса, определяющее изменение режима течения нефти (безразмерная величина);

d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

− кинематическая вязкость нефти (м2/с) при неко-торой температуре ; Q – объёмный расход нефти (м3/с).

Координата точки изменения режима течения высоковязкой нефти на

где L – протяжённость участка нефтепровода (м); Шу – число Шухова (безразмерная величина);

– температура нефти в начале участка (температура подогрева) (К или

°С);

– температура окружающей нефтепровод среды (при подземной прокладке – температура грунта) (К или °С);

– критическая температура (К или °С).

При наличии на участке нефтепровода двух режимов течения высоковязкой нефти на отрезке с турбулентным режимом (0 < x ≤ xкр) распределение температуры T (К или °С) по длине даётся формулой:

( ) ( ) , (1.20)

где x – координата сечения нефтепровода, в котором определяется температура нефти (м);

– температура окружающей нефтепровод среды (при подземной прокладке – температура грунта) (К или °С);

– температура высоковязкой нефти в начале участка трубопровода (температура подогрева) (К или °С);

– число Шухова, вычисленное при условии турбулентности потока (безразмерная величина);

L – протяжённость участка нефтепровода (м).

Число Шухова при турбулентном режиме течения высоковязкой нефти (безразмерная величина) определяется при соответствующей величине ко-

эффициента теплопередачи:

7

здесь d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

– коэффициент теплопередачи при турбулентном режиме течения

(Вт/(м2·К));

L – протяжённость участка нефтепровода (м);

G – массовый расход высоковязкой нефти (кг/с);

– удельная теплоёмкость нефти (Дж/(кг·К)).

На отрезке с ламинарным режимом (xкр < x ≤ L) распределение температуры T (К или °С) по длине даётся формулой:

( ) ( ) ( ), (1.22)

где x – координата сечения нефтепровода, в котором определяется температура нефти (м);

– температура окружающей нефтепровод среды (при подземной прокладке – температура грунта) (К или °С);

– критическая температура высоковязкой нефти, при которой происходит изменение режима течения с турбулентного на ламинарный (К или °С);

– число Шухова, вычисленное при ламинарном режиме (безразмерная величина);

L – протяжённость участка нефтепровода (м);

xкр – критическая координата (координата точки изменения режима течения высоковязкой нефти) (м).

Число Шухова при ламинарном режиме течения высоковязкой нефти (безразмерная величина) определяется при соответствующей величине коэффи-

здесь d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

– коэффициент теплопередачи при ламинарном режиме течения

(Вт/(м2·К));

L – протяжённость участка нефтепровода (м);

G – массовый расход высоковязкой нефти (кг/с);

– удельная теплоёмкость нефти (Дж/(кг·К)).

Потери напора на трение hτ(L) (м) при перекачке по трубопроводу высоковязкой нефти определяются в зависимости от режима течения нефти. Если на всём протяжении участка нефтепровода имеет место ламинарный режим течения, то соответствующая формула имеет вид:

где Q – объёмный расход нефти (м3/с);

– кинематическая вязкость нефти при некоторой температуре (м2/с); L – протяжённость участка нефтепровода (м);

8

a – коэффициент термовязкограммы нефти ( или );

– температура окружающей нефтепровод среды (при подземной про-

– число Шухова при ламинарном режиме течения высоковязкой нефти (безразмерная величина);

Tкон – температура нефти в конце участка трубопровода (К или °С);

Tнач – температура нефти в начале участка трубопровода (температура подогрева) (К или °С);

Kл – коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую трубопровод среду при ламинарном режиме течения высоковязкой нефти (Вт/(м2·К));

α – коэффициент теплоотдачи в пристенном слое нефти (Вт/(м2·К)). Коэффициент теплоотдачи в пристенном слое α (Вт/(м2·К)) определяется

Если на всём протяжении участка нефтепровода имеет место турбулентный режим течения, то потери напора на трение hτ(L) (м) определяются следующим образом:

где Q – объёмный расход нефти (м3/с);

ν1 – кинематическая вязкость нефти при некоторой температуре T1 (м2/с); L – протяжённость участка нефтепровода (м);

a – коэффициент термовязкограммы нефти ( или );

Tгр – температура окружающей нефтепровод среды (при подземной прокладке – температура грунта) (К или °С);

T1 – температура, при которой определена кинематическая вязкость ν1 (К или °С);

d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

Шут – число Шухова, вычисленное при турбулентном режиме течения высоковязкой нефти (безразмерная ве-личина);

Tкон – температура нефти в конце участка трубопровода (К или °С);

Tнач – температура нефти в начале участка трубопровода (температура подогрева) (К или °С).

Если на участке нефтепровода имеют место оба режима течения нефти (вначале – турбулентный, затем – ламинарный), то суммарные потери напора hτ(L) (м) определяются суммированием величин потерь, вычисленных для каждого режима:

9