Учебное пособие 1047

Продолжение таблица 1.1

1.3.Алгоритм выполнения задания

1)На первом шаге итераций все вычисления ведутся при конечной температуре, которая берётся на 10 °С выше заданной температуры застывания нефти:

.

2)Определяется коэффициент теплопроводности нефти по формуле (1.5).

3)Вычисляется число Рейнольдса по формуле (1.12). По найденному числу Рейнольдса определяется режим течения нефти, в зависимости от которого выбирается соответствующая формула для определения числа Нуссельта – (1.11)

или (1.17).

4)По формуле (1.1) вычисляется плотность нефти.

5)По формуле (1.4) определяется удельная теплоёмкость нефти.

6)По двум заданным значениям кинематической вязкости нефти при двух температурах рассчитывается коэффициент термовязкограммы, в соответствии

свыражением (1.3).

7)С найденным коэффициентом термовязкограммы вычисляется кинематическая вязкость нефти по формуле (1.2).

8)Определяется число Прандтля по формуле (1.14).

9) Если режим течения нефти (определённый на втором шаге) ламинарный, то рассчитывается число Грасгофа в соответствии с выражением (1.15).

10) Температура стенки трубы берётся на один градус меньше температуры «ядра» потока нефти:

При этой температуре вычисляется кинематическая вязкость нефти в пристенном слое по формуле (1.2).

11)По формуле (1.16) определяется число Прандтля для пристенного слоя.

12)В зависимости от режима течения нефти (шаг 2) по формуле (1.11) или (1.17) рассчитывается число Нуссельта.

13)Коэффициенты теплопроводности слоя изоляции трубы и грунта берутся из справочной литературы, список которой приведён в конце пособия. Далее по формуле (1.10) вычисляется коэффициент теплопередачи.

14)Вычисляется число Шухова по формуле (1.7).

15)По формуле (1.9) определяется температура нефти в начале участка (температура подогрева).

16)На втором шаге итераций повторяются шаги 2 – 15 со значением температуры нефти, равной среднему арифметическому между найденной температурой подогрева и конечной температурой:

.

Найденное на втором шаге итераций значение температуры подогрева является искомым.

17) Определяется критическая температура по формуле (1.18).

13

18)Рассчитывается координата точки смены режима течения нефти по формуле (1.19). Если её величина меньше протяжённости участка, то на участке будут два режима течения нефти: от начала участка до этой точки – турбулентный, далее до конца участка − ламинарный. Если же рассчитанная величина больше или равна протяжённости участка нефтепровода, то на всей длине участка будет только турбулентный режим.

19)Если на участке нефтепровода существуют два режима течения нефти, то дальнейшие расчёты ведутся раздельно для обеих зон (турбулентной и ламинарной). При этом для каждой из зон вычисляется своя средняя температура, для которой производятся все последующие вычисления:

20)Далее повторяются шаги 2) – 14) для средних температур в турбулентной и ламинарной зонах и вычисляются соответствующие числа Шухова по формулам (1.21) и (1.23).

21)Наконец, рассчитываются потери напора в турбулентной, ламинарной зонах и общие потери на всём участке по формулам (1.27) – (1.29).

2.ПРОЕКТИРОВАНИЕ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА, ВЕДУЩЕГО ПЕРЕКАЧКУ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ СМЕШЕНИЯ

СМАЛОВЯЗКИМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ РАЗБАВИТЕЛЕМ

2.1. Основные расчётные формулы

Объёмная концентрация маловязкого углеводородного разбавителя с (безразмерная величина) определяется следующим образом:

(2.1)

где – объём маловязкого углеводородного разбавителя (м3); Vн – объём высоковязкой нефти (м3).

Зависимость вязкость разбавленной нефти (высоковязкой нефти, смешанной с маловязким углеводородным разбавителем) νрн (м2/с или Ст) от объёмной концентрации разбавителя выражается формулой Кусакова:

здесь νн – кинематическая вязкость высоковязкой нефти (м2/с или Ст);

νр – кинематическая вязкость маловязкого углеводородного разбавителя (м2/с или Ст);

c – объёмная концентрация разбавителя (безразмерная величина).

14

Если маловязкий углеводородный разбавитель вводится непосредственно в нефтепровод, то используется понятие относительной концентрации разбавителя X (безразмерная величина):

Qр – объёмный расход маловязкого углеводородного разбавителя (м3/с); Qн – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/с).

Тогда с учётом относительной концентрации, формулы (5.1) и (5.2) могут быть переписаны в виде:

Если необходимо учесть зависимость кинематической вязкости разбавленной нефти не только от концентрации маловязкого углеводородного разбавителя, но и от температуры, то можно использовать формулу:

где νрн1 – известное значение кинематической вязкости разбавленной нефти (м2/с или Ст) при некоторой температуре T1;

aрн – коэффициент термовязкограммы разбавленной нефти (1/К или 1/°С); T1 – известная температура (К или °С), при которой определяется кинема-

тическая вязкость разбавленной нефти νрн1.

В свою очередь, кинематическая вязкость разбавленной нефти νрн1 (м2/с или Ст) при известной температуре T1 определяется следующим образом:

где νн1 – кинематическая вязкость высоковязкой нефти (м2/с или Ст) при той же температуре T1;

νр1 – кинематическая вязкость маловязкого угле-водородного разбавителя (м2/с или Ст) при температуре T1.

Коэффициент термовязкограммы разбавленной нефти aрн (1/К или 1/°С) связан с соответствующими коэффициентами высоковязкой нефти и маловязкого углеводородного разбавителя соотношением:

здесь aн – коэффициент термовязкограммы высоковязкой нефти (1/К или

1/°С);

aр – коэффициент термовязкограммы маловязкого углеводородного разбавителя (1/К или 1/°С).

Число Рейнольдса Re (безразмерная величина) в случае перекачки высоковязкой нефти с маловязким углеводородным разбавителем определяется следующим образом:

15

где – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/с);

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина); d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

νрн – кинематическая вязкость разбавленной нефти (м2/с).

При этом средняя скорость течения разбавленной нефти v (м/с) зависит от относительной концентрации разбавителя следующим образом:

( ), (2.11)

где Qн – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/с);

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина); d – внутренний диаметр нефтепровода (м).

Плотность разбавленной нефти ρрн (кг/м3) связана с плотностями высоко-

здесь ρн – плотность высоковязкой нефти (кг/м3); ρр – плотность маловязкого углеводородного разбавителя (кг/м3);

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина). Величина подпора перед нефтеперекачивающей станцией hп (м) зависит от

антикавитационного запаса магистрального насоса и давления насыщенных паров разбавленной нефти:

где – антикавитационный запас магистральных насосов (м);

–давление насыщенных паров разбавленной нефти (Па);

–плотность разбавленной нефти (кг/м3);

g – ускорение свободного падения (м/с2).

Давление насыщенных паров разбавленной нефти (Па) определяется через соответствующие параметры высоковязкой нефти и маловязкого углеводородного разбавителя:

, (2.14)

где – давление насыщенных паров высоковязкой нефти (Па); ρн – плотность высоковязкой нефти (кг/м3); ρр – плотность маловязкого углеводородного разбавителя (кг/м3);

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина);

– давление насыщенных паров разбавителя (Па).

Потери напора на трение при перекачке высоковязкой нефти в смеси с маловязким углеводородным разбавителем можно определить с помощью формулы Лейбензона:

16

здесь – потери напора на трение, определяемые через параметры высоковязкой нефти (м);

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина);

m – показатель режима течения высоковязкой нефти, определяемый с помощью числа Рейнольдса (безразмерная величина);

νн – кинематическая вязкость высоковязкой нефти (м2/с или Ст);

νр – кинематическая вязкость маловязкого углеводородного разбавителя (м2/с или Ст).

При этом величина hτн (м), входящая в выражение (2.15) определяется по формуле:

(2.16)

где β – числовой коэффициент, величина которого определяется в зависимости от режима течения высоковязкой нефти в трубопроводе (с2/м);

Qн – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/с);

νн – кинематическая вязкость высоковязкой нефти (м2/с); L − длина участка нефтепровода (м);

d – внутренний диаметр нефтепровода (м).

Уравнение баланса напоров для участка нефтепровода, по которому ведётся перекачка высоковязкой нефти в смеси с маловязким углеводородным разбавителем, выглядит следующим образом:

–антикавитационный запас магистральных насосов (м);

–давление насыщенных паров высоковязкой нефти (Па); ρн – плотность высоковязкой нефти (кг/м3);

–давление насыщенных паров маловязкого углеводородного разба-

вителя (Па); ρр – плотность разбавителя (кг/м3);

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина); g – ускорение свободного падения (м/с2);

kп – коэффициент пересчёта характеристик насоса с воды на нефть (безразмерная величина);

HНПС[Qн·(1+X)] – напор, создаваемый магистральными насосами на нефтеперекачивающей станции (м);

– потери напора на трение, определяемые через параметры высоковязкой нефти (м);

17

m – показатель режима течения высоковязкой нефти, определяемый с помощью числа Рейнольдса (безразмерная величина);

νн – кинематическая вязкость высоковязкой нефти (м2/с или Ст);

νр – кинематическая вязкость маловязкого углево-дородного разбавителя (м2/с или Ст);

z = zк – zн – разность геодезических высот конца и начала участка нефтепровода (м) (zк – геодезическая высота конца участка нефтепровода (м); zн − геодезическая высота начала участка нефтепровода (м));

hк – остаточный напор в конце участка нефтепровода, определяемый необходимой величиной подпора в конце участка (м) (если в конце участка расположена следующая нефтеперекачивающая станция, то подпор определяется антикавитационным запасом магистральных насосов, расположенных на станции; если в конце участка расположена перевалочная нефтебаза, то подпор определяется потерями напора в коммуникациях нефтебазы плюс необходимая высота взлива в резервуары).

При этом величина HНПС[Qн·(1+X)] (м), входящая в выражение (2.17), определяется как суммарная (Q – H) – характеристика всех магистральных насосов, работающих на нефтеперекачивающей станции. В частности, если на станции работают n одинаковых магистральных насосов, соединённых последовательно, то:

[ ( )] [ ( ) ], (2.18)

где a, b – аппроксимационные коэффициенты (Q – H)- характеристики насоса (соответственно в м и в ч2/м5);

Qн – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/ч).

Для пересчёта характеристик насоса с воды на высоковязкую нефть необходимо подсчитать эквивалентный диаметр рабочего колеса насоса Dэкв (м) и число Рейнольдса насоса Reн (безразмерная величина):

√ , (2.19)

где D2 – диаметр рабочего колеса насоса (м); B2 – ширина лопатки рабочего колеса (м);

kл – коэффициент сужения выходного сечения рабочего колеса лопатками (безразмерная величина);

здесь Qн – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/с); νн – кинематическая вязкость высоковязкой нефти (м2/с).

Поправочный коэффициент kп (безразмерная величина) к характеристике насоса определяется по ГОСТ. На величину этого коэффициента умножается число, полученное в результате расчёта по формуле (2.18).

Суммарные эксплуатационные затраты при перекачке высоковязкой нефти в смеси с маловязким углеводородным разбавителем S(X) (руб) определяются выражением:

18

где Sм(X) – затраты электроэнергии на перекачку (руб.);

Sр(X) – затраты на маловязкий углеводородный разбавитель (руб). Удельные затраты электроэнергии на перекачку Sм(X) (руб/с) определяют-

ся через потреблённую мощность насосов. Для одного насоса с дифференциальным напором Hнас соответствующая формула имеет вид:

Условные обозначения:

– плотность разбавленной нефти (кг/м3); g – ускорение свободного падения (м/с2);

Qн – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/с);

X – относительная концентрация маловязкого углеводородного разбавителя (безразмерная величина);

Hнас – дифференциальный напор насоса (м); ηнас – КПД насоса (безразмерная величина);

ηэ/прив – КПД электропривода насоса (безразмерная величина); σм – стоимость единицы электроэнергии для привода насосного агрегата

где – плотность маловязкого углеводородного разбавителя (кг/м3); X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина); Qн – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/с);

σр – стоимость единицы массы разбавителя (руб/кг).

2.2. Задание по теме

По участку нефтепровода ведётся перекачка высоковязкой нефти в смеси с маловязким углеводородным разбавителем. Исходные данные для расчёта приведены в таблице 2.1. Конечной целью расчёта является определение концентрации разбавителя, необходимой для перекачки высоковязкой нефти с заданным расходом и проверка экономической целесообразности добавления разбавителя по суммарным эксплуатационным затратам.

Вначале составляется уравнение баланса напоров для перекачки без разбавителя. Насосы подбираются по заданной пропускной способности. Коэффициент пересчёта характеристик насоса с воды на нефть берётся из справочной литературы (приведён в конце пособия). Если уравнение баланса напоров не выполняется (левая часть не равна правой), то делается вывод о необходимости применения разбавителя.

Далее составляется уравнение баланса напоров для случая перекачки с разбавителем, из которого определяется «технологическая» концентрация раз-

19

бавителя. Уравнение решается методом простого перебора: назначается возможный диапазон изменения величины концентрации, затем последовательно просчитываются левая и правая части уравнения баланса напоров при изменении концентрации разбавителя с заданным шагом внутри возможного диапазона. Таким образом определяется значение концентрации разбавителя, при котором разница левой и правой частей уравнения баланса напоров минимальна.

Далее вблизи найденного значения концентрации вычисления повторяются с меньшим шагом для уточнения её величины.

После окончательного определения необходимой концентрации разбавителя, вычисляется расход разбавленной нефти. По левой части уравнения баланса напоров определяется величина давления в начале участка (после нефтеперекачивающей станции) и проверяется её соответствие предельно допустимому давлению выхода из условия прочности труб и насосов.

Далее из уравнения баланса напоров определяется остаточный напор в конце участка нефтепровода и проверяется его соответствие условию безкавитационной работы насосов на следующей станции (в конце участка). Если оба указанных ограничения выполняются, то концентрация разбавителя определена верно.

После расчёта технологической концентрации разбавителя определяется экономическая концентрация, т.е. величина, при которой суммарные эксплуатационные затраты при перекачке высоковязкой нефти с разбавителем будут минимальны.

Далее экономическая концентрация сравнивается с технологической (полученной из решения уравнения баланса напоров) и делается вывод об экономической целесообразности применения данного метода перекачки высоковязкой нефти.

20