Учебное пособие 1047

Таблица 2.1

Исходные данные для расчета перекачки высоковязкой нефти с разбавителем

Продолжение таблицы 2.1

2.3.Алгоритм выполнения задания

1)По заданной годовой пропускной способности нефтепровода вычисляется часовой расход из условия работы 350 дней в году. По часовому расходу подбираются насосы марки НМ.

2)В справочной литературе отыскиваются характеристики насоса, из которых определяется величина антикавитационного запаса насоса.

3)По формуле Дарси – Вейсбаха определяются потери напора при перекачке высоковязкой нефти без разбавителя.

4)Из уравнения баланса напоров (при условии, что подпор на станции в начале участка равен остаточному напору в конце участка) рассчитывается количество насосов, которые необходимо поставить на станции в последовательном соединении.

5)По формуле (2.19) вычисляется эквивалентный диаметр рабочего колеса насоса. Необходимые для расчёта данные (фактический диаметр рабочего колеса, ширина лопаток и пр.) берутся из справочной литературы (приведёна в конце настоящего пособия).

6)Определяется число Рейнольдса на выходе насоса по формуле (2.20).

7)По номограмме, приведённой в приложении к ГОСТ (выбирается из списка литературы), отыскивается поправочный коэффициент к величине дифференциального напора насоса при пересчёте характеристик насоса с воды на нефть.

8)Составляется уравнение баланса напоров для участка нефтепровода в соответствии с выражениями (2.16) – (2.18). Коэффициенты β и m, входящие в формулу (2.16), определяются по режиму течения высоковязкой нефти без разбавителя в соответствии с рассчитанным числом Рейнольдса. При этом потери напора на трение могут быть определены как по формуле Лейбензона (в соответствии с (2.15) и (2.16)), так и по формуле Дарси – Вейсбаха, в которой коэффициент гидравлического сопротивления λ вычисляется в зависимости от величины числа Рейнольдса для нефти без разбавителя.

9)Уравнение баланса напоров (2.17) решается методом простого перебора: величина относительной концентрации меняется с определённым шагом в выбранном диапазоне возможных её значений. На каждом шаге вычисляется отдельно левая и правая части уравнения баланса напоров. Искомой величиной концентрации разбавителя является та, при которой разность значений левой и правой частей уравнения баланса напоров минимальна.

10)После определения из уравнения баланса напоров технологической концентрации разбавителя рассчитывается экономическая концентрация по условию минимума суммарных эксплуатационных затрат (2.21). Для этого вычисляются эксплуатационные затраты на энергию для работы насосов по формуле (2.22) и эксплуатационные затраты на разбавитель по формуле (2.23). При этом затраты определяются методом простого перебора величины относительной концентрации (см. шаг 9).

11)Полученные значения технологической и экономической концентрации сравниваются, и делается вывод о целесообразности применения такой технологии перекачки при имеющихся условиях работы нефтепровода.

23

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

СМАЛОВЯЗКИМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ РАЗБАВИТЕЛЕМ

СДОПОЛНИТЕЛЬНЫМ ТОЧЕЧНЫМ ПОДОГРЕВОМ

3.1. Основные расчётные формулы

Зависимость плотности как высоковязкой нефти ρн, так и маловязкого углеводородного разбавителя ρр (кг/м3) от температуры выражается формулой

(1.1).

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

где ρн – плотность высоковязкой нефти при данной температуре (кг/м3); ρр – плотность маловязкого углеводородного разбавителя при данной тем-

пературе (кг/м3);

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина). Зависимость кинематической вязкости разбавленной нефти от концентра-

ции маловязкого углеводородного разбавителя и от температуры выражается формулой:

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-

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

νр1 – кинематическая вязкость маловязкого углеводородного разбавителя (м2/с или Ст) при температуре T1;

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина). Коэффициент термовязкограммы разбавленной нефти aрн (1/К или 1/°С)

связан с соответствующими коэффициентами высоковязкой нефти и маловязкого углеводородного разбавителя соотношением:

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

1/°С);

24

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

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина).

В свою очередь, коэффициент термовязкограммы высоковязкой нефти aн или маловязкого углеводородного разбавителя aр (1/К или 1/°С) определяется из формулы Рейнольдса – Филонова (1.2).

Удельную теплоёмкость как высоковязкой нефти СVн, так и маловязкого углеводородного разбавителя СVр (Дж/(кг·К)) при данной температуре можно рассчитать по формуле Крего (1.4).

Удельная теплоёмкость разбавленной нефти СVрн (Дж/(кг·К)) связана с удельными теплоёмкостями высоковязкой нефти и маловязкого углеводородного разбавителя соотношением:

где – удельная теплоёмкость высоковязкой нефти при данной температуре (Дж/(кг·К));

– удельная теплоёмкость маловязкого углеводородного разбавителя при данной температуре (Дж/(кг·К));

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина). Коэффициент теплопроводности как высоковязкой нефти λн, так и мало-

вязкого углеводородного разбавителя λр (Вт/(м·К)) при данной температуре определяется по формуле (1.5).

Коэффициент теплопроводности разбавленной нефти λрн (Вт/(м·К)) связан с коэффициентами теплопроводности высоковязкой нефти и маловязкого углеводородного разбавителя соотношением:

здесь λн – коэффициент теплопроводности высоковязкой нефти при данной температуре (Вт/(м·К));

λр – коэффициент теплопроводности маловязкого углеводородного разбавителя при данной температуре (Вт/(м·К));

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина). Распределение температуры T (К или °С) по длине участка нефтепровода

при неизотермической перекачке смеси высоковязкой нефти и маловязкого углеводородного разбавителя определяется формулой Шухова:

Условные обозначения:

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

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

25

Tнач – температура смеси высоковязкой нефти и мало-вязкого углеводородного разбавителя в начале участка нефтепровода (при x = 0) (в случае перекачки с подогревом – температура подогрева смеси) (К или °С);

Шурн – число Шухова разбавленной нефти (смеси) (безразмерная величина); L – длина участка нефтепровода (м).

Число Шухова разбавленной нефти, входящее в формулу Шухова, определяется следующим образом:

где d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

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

L – длина участка нефтепровода (м);

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

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина); Qн – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/с);

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

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

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

здесь d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

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

Nuрн – число Нуссельта для разбавленной нефти (безразмерная величина); тр – толщина стенки трубы (м);

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

из – толщина слоя изоляции трубы (м); λиз − коэффициент теплопроводности материала изоляции трубы

(Вт/(м·К));

Dиз – самый наружный диаметр нефтепровода с учётом толщины слоя изо-

ляции (Dиз = D + 2Δиз) (м);

h – глубина заложения нефтепровода от поверхности земли до оси трубы (м); λгр – коэффициент теплопроводности грунта (Вт/(м·К)).

26

Формулы Михеева для расчёта числа Нуссельта разбавленной нефти Nuрн (безразмерная величина) выбираются в зависимости от режима её течения, который, в свою очередь, определяется величиной числа Рейнольдса. Если режим течения ламинарный, то формула имеет вид:

где Reрн – число Рейнольдса разбавленной нефти (безразмерная величина); Prрн – число Прандтля разбавленной нефти (безразмерная величина);

Grрн – число Грасгофа разбавленной нефти (безразмерная величина);

Prтр,рн – число Прандтля (безразмерная величина), вычисленное для вязкости разбавленной нефти в пристенном слое при температуре стенки трубы Tтр.

Число Рейнольдса разбавленной нефти Reрн (безразмерная величина) вычисляется в соответствии с выражением:

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

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

d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

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

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

Gн – массовый расход высоковязкой нефти (кг/с); ρн – плотность высоковязкой нефти (кг/м3).

Число Прандтля разбавленной нефти Prрн (безразмерная величина) вычисляется в соответствии с выражением:

параметры разбавленной нефти: ρрн – плотность (кг/м3); cV,рн – удельная теплоёмкость (Дж/(кг·К));

νрн – кинематическая вязкость (м2/с); λрн – коэффициент теплопроводности (Вт/(м·К)).

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

где d – внутренний диаметр нефтепровода (м); g – ускорение свободного падения (м2/с);

ξ – коэффициент температурного объёмного расширения нефти (1/К или

1/°С);

T – температура нефти в трубопроводе (температура «ядра» потока) (К или °С); Tтр – температура стенки трубы (температура нефти в пристенном слое) (К

или °С);

27

νрн – кинематическая вязкость разбавленной нефти (м2/с). Число Прандтля в пристенном слое для разбавленной нефти Pr

мерная величина) определяется для кинематической вязкости разбавленной нефти при температуре стенки трубы Tтр (К или °С):

где ρрн – плотность разбавленной нефти (кг/м3);

cV,рн – удельная теплоёмкость разбавленной нефти (Дж/(кг·К));

νтр,рн – кинематическая вязкость разбавленной нефти в пристенном слое

(м2/с); λрн – коэффициент теплопроводности разбавленной нефти (Вт/(м·К)).

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

здесь Reрн – число Рейнольдса разбавленной нефти (безразмерная величина); Prрн – число Прандтля разбавленной нефти (безразмерная величина);

Prтр,рн – число Прандтля (безразмерная величина), вычисленное для вязкости разбавленной нефти в пристенном слое при температуре стенки трубы Tтр.

Формулы (3.7) – (3.9) справедливы, если на всём протяжении участка нефтепровода наблюдается один режим течения разбавленной нефти – турбулентный или ламинарный. Если же имеют место оба режима течения (в начале участка – турбулентный, а в конце – ламинарный), то необходимо определить координату точки изменения режима и температуру нефти в этой точке.

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

Условные обозначения:

T1 – некоторая температура (К или °С), при которой определяется кинематическая вязкость разбавленной нефти νрн,1;

aрн – коэффициент термовязкограммы разбавленной нефти (1/К или 1/°С); Reкр = 2320 – критическое значение числа Рейнольдса, определяющее из-

менение режима течения нефти (безразмерная величина); d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

νрн,1 – кинематическая вязкость разбавленной нефти (м2/с) при некоторой температур T1;

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

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

Координата точки изменения режима течения разбавленной нефти на участке трубопровода xкр,рн (м) определяется следующим образом:

28

где L – протяжённость участка нефтепровода (м);

Шурн – число Шухова разбавленной нефти (безразмерная величина);

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

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

Tкр,рн – критическая температура разбавленной нефти (К или °С).

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

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

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

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

Шут,рн – число Шухова для разбавленной нефти, вычисленное при условии турбулентности потока (безразмерная величина);

L – протяжённость участка нефтепровода (м).

Число Шухова для разбавленной нефти при турбулентном режиме течения (безразмерная величина) определяется при соответствующей величине

коэффициента теплопередачи:

здесь d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

Kт,рн – коэффициент теплопередачи для разбавленной нефти при турбулентном режиме течения (Вт/(м2·К));

L – протяжённость участка нефтепровода (м); ρн – плотность высоковязкой нефти (кг/м3);

ρр – плотность маловязкого углеводородного разбавителя (кг/м3);

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина);

Qн – объёмный расход высоковязкой нефти, рассчитанный из годового объёма перекачки (м3/с);

cV,рн – удельная теплоёмкость разбавленной нефти (Дж/(кг·К)).

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

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

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

29

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

Шул,рн – число Шухова для разбавленной нефти, вычисленное при ламинарном режиме (безразмерная величина);

L – протяжённость участка нефтепровода (м);

xкр,рн – критическая координата (координата точки изменения режима течения разбавленной нефти) (м).

Число Шухова при ламинарном режиме течения разбавленной нефти Шул,рн (безразмерная величина) определяется при соответствующей величине коэффициента теплопередачи:

где d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

Kл,рн – коэффициент теплопередачи для разбавленной нефти при ламинарном режиме течения (Вт/(м2·К));

L – протяжённость участка нефтепровода (м); ρн – плотность высоковязкой нефти (кг/м3);

ρр – плотность маловязкого углеводородного разбавителя (кг/м3);

X – относительная концентрация разбавителя (безразмерная величина);

Qн – объёмный расход высоковязкой нефти, рассчитанный из годового объёма перекачки (м3/с);

cV,рн – удельная теплоёмкость разбавленной нефти (Дж/(кг·К)).

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

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

νн,1 – кинематическая вязкость высоковязкой нефти (м2/с) при некоторой температур T1;

L – протяжённость участка нефтепровода (м);

aрн – коэффициент термовязкограммы разбавленной нефти (1/К или 1/°С); Tгр – температура окружающей нефтепровод среды (при подземной про-

кладке – температура грунта) (К или °С);

T1 – температура, при которой определена кинематическая вязкость νн,1 (К или °С);

d – внутренний диаметр нефтепровода (м);

Шул,рн – число Шухова при ламинарном режиме течения для разбавленной нефти (безразмерная величина);

30