Пример 10.13. На надземном участке конденсатопровода обнару жено отверстие, имеющее ромбовидную форму. Измерения на месте показали, что диагонали ромба равны 1,5*Ю'э м и 4*10'3 м, а его можно классифицировать как отверстие в толстой стенке. Давление в трубо проводе в месте обнаружения отверстия составляет 15'10* Па. Кине матическая вязкость нефтегазоконденсатной смеси равна 2,3'Ю'6 м2/с , а её плотность - 740 кг/м3. Определить расход утечки.
Реш ение 1. Напор, при котором происходило истечение
АН = |
15-10* |
------------- = 2 06,6м . |
740-9,81
2.Площадь и периметр отверстия по формулам (10.83):
f= 0,5 • 1,5 •10"3 •4 •10'3 = 3 -Ю ^м2;
К= 2 ^ (l,5 1 0 '’)2 +(4-1<Г’ )г = 8 ,5 4 К Г * м .
3.Характерный размер отверстия по формуле (10.79)
L '= 4 -3 1 (T ‘ /8 ,5 4 к г ’ -1 ,4 Ы Ф * м . |
|
4. Число Рейнольдса для условий истечения по формуле (10.7 |
$) |
R e= |
М Ы О 3 ^ ^ , 81-206,6 |
|
=39031. |
|
|
2,3'Н Г 6 |
|
5.Коэффициент расхода по формуле (10.67) с учетом табл. 10.13
1ц = ехр -0,588+ |
1560 |
= 0 ,5 7 8 . |
39031
6. Расход нефтегазоконденсатной смеси при истечении п о ф ор муле (10.74)
QI = 0 ,5 7 8 -3 -l< r‘ -V 2 -9 ,8 1 -2 0 6 ,6 = y -1 0 HV /e=<M kw ]7 * .
Пр— гр 10.14. Определить расход утечки, и сп о л н и данные примеров 5.1 и 10.13, если место утечки находится на расстоянии 10$ км от головной насосной станции, а разность нивелирных высот м е щ ними AZX = 4 0 M .
Решение
1. Из примера 5.1 Н2= 49,1 м; Н0 = 271 м; а = 0; в = 43,9-КГ*
|
|
|
|
AZ = -125,5M ; |
|
м |
n,=2; |
L=425 км; |
d = 0 ,513 м ; |
р = 878кг/м3; |
V = 0,997-10“4M2/ C; |
(3 = 0,246; m=0,25; i « 0,00704; Нкп=30 м. |
2. Рассчитываем коэффициенты А, В по формулам (3.10)... (3.12) |
|
|
Q, = 0,8 ■1250 = 1000м3 / ч; |
|
|
|
|
|
Q2 = 1,2 -1250 |
= 1500м3 /ч; |
|
|
|
|
(1500-1000)• [О + 43,9-10-6 |
-(1000 + 1500)] |
^ |
^ |
^ ч '-75 |
’• = |
15002"0,25 -ЮОО2 |
025 |
=298,7 |
10 |
А = 271 + 0 - 43,9 • 10-6 • 15002 + 298,7 • 10"4 • 1500 2_0 И= 280,2м ;
С 1' 75
Б= 36002-0’25 ■298,7-10-6 = 499,8- 7 ^- .
м1
3.Так как на каждой насосной станции установлено по три пос ледовательно включенных насоса НМ 1250-260, то, следовательно,
А; = 3-280,2 = 840,6м;
,1,75
Б; = 3 • 499,8 = 1499,4 -
М4’75'
4. Гидравлический уклон при единичном расходе
(0,997-10"1)0’25 |
( |
с V’75 |
f = 0,0246 - |
= 0,0591 — |
0,5 1 2 5-0’25 |
U |
J |
5. Полагало ф=Т находим производительность трубопровода довозникновения утечки по формуле (10.89)
49,1 + 5-840,6-- (—125,5) —30 |
|
1,75 |
"0,0591-(425000-105000)+' |
К 0,0591-105000 + 2-1499,4 + 1- |
[+3-1499,4 |
J |
6. Напор, под которым происходит истечение на 105-м кило метре нефтепровода, по формуле ( 10 .88)
АН = 49,1 - 40 + 2 • 840,6 - (0,059 М 05000 + 2-1499,4) • 0,3162~0'25 =461,4м.
7. Согласно примера 10.13, площадь отверстия в нефтепроводе fp = 3-10'6м2, а его характерный линейный размер L’ = 1,41 *10'3 м.
8. Число Рейнольдса для условий истечения по формуле (10.78)
|
Re = 1,41-Ю'3 -^2-9,81 |
-461,4 |
=1346. |
|
0,997 -1O'4 |
|
|
9. |
Коэффициент расхода по формуле (10.75) |
|
0,27 |
0,673. |
|
Р р = 0,592 + |
|
13461/б |
|
10. |
Оценка расхода утечки по формуле (10.90) |
|
Qy = 0,673-3-10-6 -72-9,81-461,4 =1,93 • lO 'V /с . |
11. Оценка величины относительной утечки |
|
0,316 —1,93 • 10"4 |
|
|
= 999,3-10"3 |
|
0,316 |
|
12. |
Уточнённая величина производительности трубопровода по- |
формуле (10.89) |
|
Q= |
49,1 + 5-840,6 -(-1 2 5 ,5 )-3 0 |
|
-3 0,0591-(425000- |
1,75 |
0,0591 • 105000 + 2 • 1499,4 + 999,3-10 |
|
-105000) + 3-1499,4 |
|
|
= 0,316м |
|
Так как величины Q и Q0 практически совпали (в пределах погреш
ности вычислений), то пересчитывать расход утечки нет необходимости.
Пример 10.15. Используя данные примера 10.14, рассчитать по тери нефти от инфильтрации в грунт. Истечение продолжалось в - течение 11 часов на наклонную поверхность (0«1,5°). Грунт в мес те утечки представлен легкими суглинками. В результате аварийно-восстановительных работ удалось собрать 0,5 м3 нефти.
Решение 1. Объём вытекшей нефти
Vy= l ,93 Ю^-ЗбОО 11= 7,65м3.
2. Площадь нефтяного загрязнения по формуле (10.89)
SHn =10,71 -(1,5 + l)0'205 • (0,997-Ю-4 )0'727 (1,86-10"V >257
•(П-ЗбООУ’^ Ш З Ы 2.
3. |
По табл. 10.15 выбираем величины кф=5,10 6м/с и шп = 0,07. |
4. |
Расчётный коэффициент kh по формуле (10.95) |
|
К = |
5 10-6 -11-3600-0,07 = 0,0583м 0.5 |
5. Средняя высота испаряющегося слоя нефти на поверхности грунта по формуле (10.94)
)2 . |
7,65 -0 ,5 \ 2 |
^н.п — -0,0583+ ./0,0583 + |
= 2,15-10-5м |
|
12731 |
6. Потери нефти от инфильтрации в грунт по формуле (10.93)
GHr =878 (7,65 -0,5 -12731 -2,15 -10"5) = 6038кг.
Пример 10.16. Используя данные примеров 10.14, 10.15, рассчи тать потери нефти от испарения с поверхности воды. Продолжитель ность испарения 20 часов, скорость ветра на поверхности испаре
ния 0,5 м/с, средняя за период испарения температура нефти 19° С. Кинематическая вязкость нефти при 293 К равна 0,8-10'4 м2/с, а при 323 К — 0,55* 10-4 м2/с. Плотность нефти при стандартных ус
ловиях - 865 кг/м3.
Решение 1. По табл. 1.1 находим температурную поправку
Рр =0,0007931/К.
Плотность нефти при температуре 323 К по формуле (1.1)
865 |
, з |
р323 = -------------------------------- |
= 832кг/м |
321 + 0,000793(323-293)
2.Динамическая вязкость нефти при температурах 293К и 323К
р293= 0,8• 10"4 • 865 = 69,2 • 10"3Па • с;
М-згз0,55-10-4 -832 = 45,8 10~3П ас.
3. Массовая доля углеводородов, выкипающих до 200°С по фор муле (10.92)
ПОДОГРЕВ ВЫСОКОВЯЗКИХ
н е ф те й и н е ф т е п р о д у к т о в
§ 11.1. Вероятная температура нефтепродукта в емкостях
Для тепловых расчетов при хранении и отпус ке вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов необхо димо знать начальную температуру (перед подогревом), которая за висит от времени хранения, температуры окружающей среды, конструкции, габаритных размеров емкости и т.д. Так как учесть все факторы, от которых зависит температура нефтепродукта в емкости, практически невозможно, ее определяют с некоторой степенью ве роятности (вероятная температура) по формуле
Тв - Т 0 + (ТЗАЛ Т0 ) • ехр |
Кт -F |
( 11.1) |
|
G-c |
где Тввероятная температура нефтепродукта в конце периода хране ния; Т0—температура окружающей среды; Т^,—температура нефтепро дукта, с которой он был залит в емкость; К,. —коэффициент теплопере дачи от нефтепродукта в окружающую среду; F - полная поверхность охлаждения емкости; т - время хранения нефтепродукта; G - масса нефтепродукта; ср - его удельная массовая теплоемкость.
Средняя за время хранения температура нефтепродукта в емкости
Т |
=Т |
|
1 -ехр |
KTFT |
|
(11.1а) |
•" |
0 |
KT-F-T |
|
G c р / |
Температуру окружающей среды определяют следующим образом:
-для железнодорожных цистерн Т0= Твозд (где Твозд - температу ра воздуха);
-для емкостей, находящихся в двух средах,
(11.2)
F
где Fcl, Fc2 - поверхности емкостей, соприкасающиеся С разными средами; ТС1,ТС2 - средние температуры этих сред.
Например, стенки надземных и полуподземных резервуаров всту пают в контакт с грунтом (среда 1 ) и воздухом (среда 2 ), стенки танкеров - с водой (среда 1 ) и воздухом (среда 2 ).
Для подземных емкостей Т0определяется как средняя темпера
тура грунта, соответствующая средней части заглубленной емкости. Коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в емкости (ре
зервуаре) в окружающую среду определяют по выражению
СГ.Ж + Кк ' мс
(11.3)
где Кд, Кстг, КстЖ, Кк - коэффициенты теплопередачи соответ ственно через днище, стенку (в области газового пространства и жидкости) и крышу резервуара; Ffl, FCTr, FCT)K FK - поверхности вышеперечисленных элементов резервуара.
Коэффициент теплопередачи через стенку емкости
(11.4)
где а 1СХ, а2СТ, азсх - коэффициенты теплоотдачи соответственно от нефтепродукта к стенке емкости, от наружной поверхности стенки в окружающую среду, от стенки емкости радиацией; 8; - толщина стен
ки емкости, изоляции и т.д.; - коэффициент теплопроводности материала стенки, изоляции и т.д.
Коэффициент теплоотдачи конвекцией от нефтепродукта к вер тикальной стенке емкости определяют по следующим формулам:
- |
при (Grh |
Рг) „ = 103 109 (ламинарный режим) |
|
|
(11.5) |
|
|
Ч1 ЧЛ- у |
- |
при (Grh |
Рг)п > 109 (турбулентный режим) |
|
|
(П.6) |
- для горизонтальных |
цилиндрических емкостей |
и труб при |
(Grd • Рг)п = 103...108 |
|
|
|
\0,25 |
|
a lcT= 0 ,5 -i(G r d Pr)0,25 Ргп |
(11.7) |
|
V ^ ГСТ J |
|
(обозначения те же, что и в § 7.1). |
|
Т |
- Т |
|
Если отношение — ----- - < 2, среднюю температуру определяют |
Т |
- Т |
|
1 к |
1 о |
|
как среднеарифметическую величину от начальной Тн и конечной Тк температур нефтепродукта:
Тп = 0,5 (Тн + Тк). |
( 11.8) |
Т - Т |
|
|
|
Если отношение —------ - > 2, среднюю температуру определяют |
Тк —Т0 |
|
|
|
как среднелогарифмическую величину по формуле |
|
т п = т 0 + Д а _ Ь _ |
(11.9) |
in |
н |
° |
|
|
Т |
- Т |
|
|
1 к |
1 о |
|
Так как в выражениях (11.8), |
(11.9) Тк - искомая |
величина |
(ТК=ТН), то при определении средней температуры нефтепродукта можно принять, что
|
ТП= 0 ,5 ( Т „ + ТВОИ), |
(11.10) |
где |
- температура нефтепродукта, с которой он заливается (за |
качивается) в емкость. |
|
|
Среднюю температуру стенки емкости определяют методом пос |
ледовательных приближений по формуле |
|
|
TCT= T n - b L ( T n - T (,)> |
(11.11) |
|
а 1СТ |
|
Коэффициент теплоотдачи а2 при вынужденной конвекции (об
дувание емкости или надземного трубопровода ветром) определяют по формуле (7.31).
Коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки горизонталь ной емкости или трубопровода а3ст определяют по формуле
(тст/1оо)4—(твозд /юру
а зет —ECT^S |
(11.13) |
|
Тег —Твозд. |
где Cs = 5,768 Вт/(м2 К4) - |
постоянная Планка; ест —степень чер |
ноты поверхности стенки. |
|
Зависимость £ст от материала и вида поверхности:
Алюминий шероховатый |
0,055 |
Железо шероховатое |
0,242 |
Железо литое необработанное |
0,87 ... 0,96 |
Сталь окисленная шероховатая |
0,94 ... 0,97 |
Чугун обточенный |
0,6 ... 0,7 |
Чугун шероховатый, сильно окисленный |
0,95 |
Асбестовый картон |
0,96 |
Кирпич красный шероховатый |
0,93 |
Известковая штукатурка шероховатая |
0,91 |
Сажа ламповая |
0,95 |
Для полуподземных вертикальных цилиндрических резервуаров коэффициент теплопередачи через стенку
Кст = ^СТ.ВОЗД. ‘ Твозд + 1^СТ.ГР ' Трр |
(11.14) |
1СТ |
|
где Кствозд, К ст ф - коэффициенты теплопередачи через стенку соот ветственно в воздух и грунт; FB0M, F — части поверхности стенки резервуара, соприкасающиеся с воздухом и грунтом.
Коэффициент теплопередачи через стенку в воздух определяют по формуле (11.4), а в грунт - по выражению
1 |
1 |
^ 8j Hr |
1 |
(11.15) |
Кст.г |
|
+ > — + ——+ — , |
а ICT |
2ХГ |
а 0 |
|
где Нф - расстояние от поверхности грунта до днища резервуара (заглубление резервуара в грунт); Хг - коэффициент теплопроводно сти грунта, окружающего резервуар; а0 « 11,63 Вт/(м2 К) - коэф
фициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух.
Для подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров коэффициент теплопередачи К,. принимают приближенно рав ным коэффициенту теплопередачи через стенку [см. формулу (11.4)], в этом случае а 3 ст= 0. Коэффициент теплоотдачи а 2 ст
определяют по формуле
|
|
|
2 ХГ |
|
а 2СТ — |
Tj2 |
(11.16) |
|
8НГРА.Г |
|
|
|
|
In 4 — у - + 1 |
|
|
+ |
|
|
R2 |
<X0 ( R 2 + 4 H * p ) |
где R —радиус резервуара; Н^, —глубина заложения резервуара до оси. Идя железнодорожных цистерн при движении поезда коэффициент теплопередачи К,, принимают равным коэффициенту теплопередачи че рез стенку [см. формулу (11.4)], коэффициент теплоотдачи а 1ст вычисля
ют по формуле (11.7), а коэффициент теплоотдачи |
- по формуле |
a 2CT= 0 ,0 3 2 ^ 2 .R e “-‘3fl> |
(11.17) |
где ReB0Mчисло Рейнольдса при обдувании цистерны ветром
V B03fl
оц - сумма скоростей ветра и поезда, оц = овет +оП0ЕЗДА; D u, Lu - соответственно наружный диаметр и длина котла цистерны.
Коэффициент теплопередачи через днище емкости, установлен ной на грунте, находят по следующей зависимости
1 |
^ 5: |
7IDP |
К, а 1Д |
+ |
(11.18) |
i=l |
8X7 ’ |
где а 1д - коэффициент теплоотдачи через днище емкости, определя емый по формуле (11.7); 5; - толщина гидрофобного слоя, днища емкости, отложений, воды и т.д.; X; - коэффициенты теплопровод ности указанных слоев; DP - диаметр резервуара.
Коэффициент теплопередачи через крышу резервуара
1 _ |
1 |
| ^г.п |
+ 1 |
8‘ |
(11.19) |
Кк |
а, к |
Я,э |
|
где а 1к - коэффициент теплоотдачи от зеркала нефтепродукта в га зовое пространство резервуара:
- |
при (Grh |
Рг)п = 5 |
102 2 -107 |
|
|
|
|
а ж ~ 5 ,4 6 6 ^ Т 3 —Т г п ; |
(11.20) |
- |
при (Grh |
Рг)п > 2 |
107 |
|
