Скорость нефти на четвертом участке
ПРОСТЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 7.1.1
На дожимной насосной станции (ДНС) в сепараторе первой ступени поддерживают давление 0.6 МПа. Длина сборного коллектора, идущего от «Спутника» до ДНС, 10 км и (внутренний) диаметр его 0.3 м. Сборный коллектор горизонтальный. Объем перекачиваемой нефти 3800 т/сутки, ее плотность 0.8 т/м3, вязкость 100 мм2/с. Определить необходимое начальное давление.
Дано: Pк = 0.6 МПа; d = 0.3 м; ρн = 0.8 т/м3; ν = 100 мм2/с; l = 10 км; Q = 3800 т/сутки;
Найти: Рн =?
Решение: W = V / S = G / ρ / S = (3800 * 4 * 1000) / (800 * 3.14 * 0.3 2 * 86400) = 0.76;
Rе = W * d / ν = 760 * 300 / 100 = 2280 < 2320;
λ =64 / Re = 64 / 2280 = 0.028;
ΔP = λ * l / d * W 2 * ρ / 2 = 0.028 * 10000 * 0.76 2 * 800 / 2 = 0.217 МПа;
Pн = Рк + ΔP = 0.6 + 0.217 = 0.817МПа;
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 7.1.2
Определить пропускную способность нефтепровода, если даны перепад давления 0.981 МПа, разность геометрических отметок +20 м, длина трубопровода 1000 м, диаметр его 10 см, плотность нефти 0.8 г/см3, вязкость 20*10-3 Па*с (20сП)
Дано: ΔP = 0.981 МПа; ΔZ = 20 м; l = 1000 м; d = 0.1 м; ρ = 0.8 г/см3; μ = 20 сП;
Найти: Q =?;
Решение
Решаем задачу методом последовательных приближений.
1. Задаем Qi.
2. Рассчитываем Wi.
3. Находим Re = Wi * d * ρ / μ
4. Находим λi
5. Находим hн = λ* l * Wi 2 / d / 2 / g
1Па = 9.81*10-4 кгс/см2 ; 10 кгс/см2 = 10 атм
ΔZ * ρ * g = 20 * 800 * 9.81 = 156960 Па / 981 Па = 1.59 кгс/см2
ΔPобщ = 10 + 1.59 = 11.59 кгс/см2 = 115.9 м вод. ст.
Расчеты представлены в таблице.
| Q, м3/с | W, м/с | λ | hн, м |
| 0,001 | 0,127 | 0,127 | 1,04 |
| 0,003 | 0,372 | 0,0454 | 3,34 |
| 0,008 | 1,02 | 0,0395 | 20,6 |
| 0,012 | 1,52 | 0,0358 | 42,5 |
| 0,02 | 2,55 | 0,0316 | 103,6 |
| 0,03 | 3,82 | 0,0285 | 211,1 |
Построим график и на нем найдем, что Q = 22 м/с
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 7.1.3
Определить диаметр выкидной линии d, способной пропустить нефть в количестве 400 м3/сутки, если разность геодезических высот между устьем скважины и автоматизированной групповой замерной установкой (АГЗУ) равно -20 м, перепад давления между устьем скважины и АГЗУ 4.9 МПа, длина выкидной линии 4 км, плотность нефти 0.8 т/м3, вязкость 20 мм2/с или 20*10-6 м2/c.
Дано: Q = 400 м3/сутки; ΔZ = -20 м; l = 4 км; ΔP = 4.9 МПа; ρ = 0.8 т/м3; μ = 20 мм2/с;
Найти: d =?;
Решение: Решаем задачу графоаналитически.
ΔP = 4.9 МПа = 49000 Па = 50 кгс/см2;
ΔZ * ρ * g= -20 * 800 * 9.81= -156960 / 98100= -1.59 кгс/см2;
ΔP = 50 - 1.59 = 48.41 кгс/см2;
hн = λ * l * W 2 / d / 2 / g = 484 м;
Расчеты представлены в таблице:
| d, м | W, м/с | λ | hн, м |
| 0,05 | 3,01 | 0,0338 | |
| 0,08 | 1,17 | 0,1360 | |
| 0,10 | 0,735 | 0,0405 | 44,0 |
| 0,125 | 0,47 | 0,0427 | 15,2 |
| 0,15 | 0,335 | 0,0444 | 6,76 |
| 0,20 | 3,82 | 0,0285 | 1,20 |
Построим график и на нем найдем, что d = 0.075 м
ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ «ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРОСТЫХ ТРУБОПРОВОДОВ»
ЗАДАЧА 7.1.1.
На ДНС в сепараторе первой ступени поддерживается определенное давление. Известна длина сборного коллектора, идущего от «Спутника» до ДНС, его внутренний диаметр, абсолютная эквивалентная шероховатость (Δ), разность геодезических отметок начала и конца трубопровода, количество перекачиваемой нефти, ее плотность, кинематическая вязкость.
Определить необходимый начальный напор.
ЗАДАЧА 7.1.2.
Графоаналитически определить пропускную способность сборного коллектора, если известен начальный напор, длина коллектора, его внутренний диаметр, разность геодезических отметок, плотность и кинематическая вязкость перекачиваемой нефти.
ЗАДАЧА 7.1.3.
Задан перепад давления на сборном коллекторе DР. Известны: массовый расход нефти G, плотность нефти r и ее кинематическая вязкостьn, разность высот отметок начала и конца коллектора DZ, длина его L, шероховатость стенок трубы D.
Определить диаметр коллектора для перекачки нефти.
Задача такого типа решается графоаналитическим способом, поскольку коэффициент гидравлического сопротивления l зависит от числа Рейнольдса, а, следовательно, и от неизвестного диаметра.
Алгоритм решения задачи 7.1.3.
1. Задаемся несколькими диаметрами коллектора.
Далее для каждого диаметра:
2. Находим по известному расходу нефти скорость течения, ф.3.
3. Рассчитываем параметр Рейнольдса и определяем режим движения, ф.8.
4. Если режим течения турбулентный, то определяем зону сопротивления.
5. Рассчитываем по соответствующей формуле коэффициент гидравлического сопротивления, ф.9 – 12.
6. Вычисляем потери давления c учетом разности высот начала и конца трубопровода, ф.7.
7. Строим график DРZ = ¦(d).
8. Используя этот график и заданный перепад давления, определяем требуемый диаметр коллектора.
Форма таблицы для построения графика по результатам расчетов
Таблица 3.1
| d, м | W, м/с | Re | l | DPZ, МПа |
| 0,05 | 2,93 | 0,034 | 9,48 | |
| 0,06 | 2,05 | 0,036 | 4,48 | |
| 0,10 | 0,74 | 0,041 | 0,52 | |
| 0,12 | 0,47 | 0,043 | 0,29 | |
| 0,15 | 0,34 | 0,046 | 0,22 |
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАНИЮ ПО ТЕМЕ «ПРОСТЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ»
Таблица 7.2
| ЗАДАЧА 7.1.1 «ПРОСТЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ» | ||||||||||
| Исходные данные | Варианты | |||||||||
| Давление конечное,МПа | 0,6 | 0,2 | 0,5 | 0,8 | 0,4 | 0,6 | 0,3 | 0,5 | 0,1 | 0,4 |
| Длина трубопровода, км | ||||||||||
| Диаметр трубопровода,мм | ||||||||||
| Разность геодезических отметок, м | -5 | -8 | -20 | -3 | -8 | |||||
| Массовый расход нефти,т/сут | ||||||||||
| Плотность нефти,кг/м3 | ||||||||||
| Кинематическая вязкость нефти*104,м2/с | 0,1376 | 28,8 | 1,633 | 0,0835 | 0,403 | 0,403 | 0,397 | 0,397 | 0,1422 | 0,0835 |
| Ответ, м | ||||||||||
| ЗАДАЧА 7.1.2 «ПРОСТЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ» | ||||||||||
| Исходные данные | Варианты | |||||||||
| Напор,м | ||||||||||
| Длина,м | 10 000 | |||||||||
| Диаметр,мм | ||||||||||
| Разность геодезических отметок, м | -9 | -13 | -15 | -5 | ||||||
| Плотность нефти,кг/м3 | ||||||||||
| Кинематическая вязкость нефти*104,м2/с | 0,076 | 0,2 | 0,2 | 0,076 | 0,2 | 0,25 | 0,59 | 0,25 | 0,1376 | |
| Абсолютная эквивалентная шероховатость,мм | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 |
| Объемные расходы,м3/с | ||||||||||
| Q1 | 0,018 | 0,018 | 0,02 | 0,025 | 0,030 | 0,012 | 0,013 | 0,016 | 0,012 | 0,10 |
| Q2 | 0,016 | 0,016 | 0,025 | 0,022 | 0,025 | 0,013 | 0,014 | 0,018 | 0,014 | 0,12 |
| Q3 | 0,014 | 0,014 | 0,03 | 0,020 | 0,022 | 0,014 | 0,015 | 0,019 | 0,016 | 0,14 |
| Q4 | 0,012 | 0,012 | 0,04 | 0,018 | 0,020 | 0,015 | 0,016 | 0,020 | 0,018 | 0,16 |
| Q5 | 0,010 | 0,010 | 0,05 | 0,016 | 0,018 | 0,016 | 0,017 | 0,022 | 0,020 | 0,18 |
| Ответ,м3/с | 0,0156 | 0,0160 | 0,0410 | 0,0205 | 0,0240 | 0,0128 | 0,0145 | 0,0209 | 0,0165 | 0,115 |
| ЗАДАЧА 7.1.3 «ПРОСТЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ» | ||||||||||
| Исходные данные | Варианты | |||||||||
| Абсолютная эквивалентная шероховатость,мм | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,15 | 0,2 | 0,1 | 0,15 | 0,2 | 0,1 | 0,15 |
| Массовый расход нефти,т/сут | ||||||||||
| Перепад давления,МПа | 0,1 | 0,15 | 0,2 | 0,15 | 0,4 | 0,25 | 0,25 | 0,3 | 0,3 | 0,3 |
| Длина,км | ||||||||||
| Плотность нефти,кг/м3 | ||||||||||
| Кинематическая вязкость нефти*104,м2/с | 0,1376 | 28,8 | 1,633 | 0,590 | 0,403 | 0,59 | 0,397 | |||
| Диаметры, м | ||||||||||
| d1 | 0,20 | 0,30 | 0,40 | 0,20 | 0,50 | 0,25 | 0,25 | 0,30 | 0,30 | 0,35 |
| d2 | 0,25 | 0,35 | 0,45 | 0,25 | 0,55 | 0,30 | 0,30 | 0,35 | 0,35 | 0,40 |
| d3 | 0,30 | 0,40 | 0,50 | 0,30 | 0,60 | 0,35 | 0,35 | 0,40 | 0,40 | 0,45 |
| d4 | 0,35 | 0,45 | 0,55 | 0,35 | 0,65 | 0,40 | 0,40 | 0,45 | 0,45 | 0,50 |
| d5 | 0,40 | 0,50 | 0,60 | 0,40 | 0,70 | 0,45 | 0,45 | 0,50 | 0,50 | 0,55 |
| Ответ,м | 0,292 | 0,416 | 0,600 | 0,250 | 0,570 | 0,359 | 0,374 | 0,413 | 0,414 | 0,400 |
СЛОЖНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 7.2.1
В начало сборного коллектора длиной 10 км, диаметром 0.2 м подают товарную нефть в количестве 180 т/ч, вязкостью 20 мПа*с и плотностью 800 кг/м3. Из сборного коллектора нефть отбирают в трех точках, соответственно, 20 т/ч, 50 т/ч, 100 т/ч.
Расстояния от начала коллектора и до точек отбора нефти, следующие 4000 м, 200 м, 3000 м. Определить общий перепад давления, если начальное давление равно 1.6 МПа. Сборный коллектор проложен горизонтально и местных сопротивлений не имеет.
Дано: L = 10 км; D = 0.2 м; G = 180 т/ч; μ = 20 мПа*с; ρ = 0.8 т/м3; q1 = 20 т/ч, q2 = 50 т/ч; q3 = 100 т/ч, l1 = 4000 м; l2 = 200 м; l3 = 3000 м; Pн = 1.6 МПа;
Найти: ΔР =?.
Решение:
Алгоритм решения данной задачи заключается в представлении сложного трубопровода состоящим из нескольких участков, различающихся по величине расходов. Каждый участок рассчитывается отдельно как простой трубопровод (см задачу 7.1.1). Общий перепад давления равен сумме потерь давления по участкам.
Вначале определяют скорость нефти до первой точки отбора
v1 = G / (S ρ) = 4 * 180 / (3600 * 3.14 * 0.2 2 * 800 * 10 -3) = 1.98 м/с.
Режим движения на данном участке турбулентный, так как
Re1 = v1 * d / ν = v1 * d * ρ / μ = 1.98 * 0.2 * 800 / 20 / 10- 3 = 15750 > 2320 (зона Блазиуса).
Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяют для каждого участка в отдельности.
λi = 0.3164 / Re 0.25 = 0.3164 / 15750 0.25 = 0.028
Потери давления на первом участке определяют по формуле:
Δp = p1 - p2 = λ * L * v 2 * ρ / D / 2
Δp1 = 0.028 * 4000 * 1.98 ^ 2 * 800 / 0.2 / 2 = 0.875 МПа
Для определения потерь давления на втором участке вначале рассчитывают скорость потока нефти
v2 = (G - q1) / S / ρ = (180 - 20) * 4 / (3600 * 3.14 * 0.2 2 * 800 * 10 - 3) = 1.76 м/с
Режим движения на данном участке турбулентный, так как
Re2 = v2 * d * ρ / μ = (1.76 * 0.2 * 800) / (20 * 10 - 3) = 14200 > 2320
Коэффициент гидравлического сопротивления
λ2 = 0.3164 / 14200 0.25 = 0.0292
Потери давления на втором участке
Δp2 = 0.0292 * 200 * 1.76 2 * 800 / 0.2 / 2 = 37300 Па = 0.337 МПа
Аналогично скорость нефти на третьем участке:
v3 = [G - (q1 + q2)] / S / ρ = [180 - (20 + 50)] * 4 / (3600 * 3.14 * 0.2 2 * 800 * 10 -3) = 1.21 м/с
Режим движения на данном участке турбулентный, так как
Re3 = v3 d ρ / μ = (1.21 * 0.2 * 800) / 20 / 10 - 3 = 9560 > 2320
Коэффициент гидравлического сопротивления
λ3 = 0.3164 / Re 0.25 = 0.3164 / 9560 0.25 = 0.0321
Потери давления на третьем участке
Δp3 = 0.0321 * 3000 / 0.2 * 1.21 2 / 2 * 800 = 278000 Па = 0.278 МПа
Алгоритм решения задачи 2.
1. Определяем коэффициент крутизны вискограммы.
2. Рассчитываем критическую температуру и устанавливаем режим движения нефти в трубопроводе.
3. Рассчитываем длину турбулентного участка (если установлено два режима движения нефти в трубопроводе).
4. Рассчитываем температуру нефти в конце трубопровода.
5. Рассчитываем температуру нефти по длине трубопровода – 6 точек.
Рекомендации к решению задачи 2.
· Для определения температуры по длине неизотермического трубопровода при отсутствии парафиновых отложений воспользуйтесь формулами (18, 22). Не забудьте учесть режим движения жидкости на отдельных участках (турбулентный или ламинарный) через коэффициент теплопередачиki.
· Таблица для построения графика по результатам решения задачи 2 имеет следующий вид:
Форма таблицы для построения графика по результатам расчетов
Таблица 7.4
| Параметр | Номера точек | Примечание | |||||||
| L, м | LK | - | |||||||
| t, оС | Задача 2 |
· Для расчетов и построения графиков воспользуйтесь программой EXCEL.
Дано: l = 300 т/сут; Q = 11409 т/сут; d = 359 мм; υ1 = 26.5*10-4 м2/с; t1 = 30 оС; υ2 = 1.61*10-4 м2/с; t2 = 70 оС; Kt = 12.76 Вт/м2/К; tн = 69 оС; Kл = 12.38 Вт/м2/К; tо = 0 оC; Ср = 2093.5 Дж / кг / К; tк = 33 оС; αн = 0.000594 1/ К; X = 12 км; ρ293 = 950 кг/м3.
Найти: lт =?, lл =?, hн =?, tкон =?, tx =?
Решение:
Определим коэффициент крутизны вискограммы
u =[ln(υ1 / υ2)] / (t2 - t1) = [ln(26.5 / 1.61)] / (70 - 30) = 0.07 1/К
Рассчитываем критическую температуру
tкр = t2 + 1 / n * ln(υ2 * π * d * Reкр / 4 / Q) = 70 + 1 / 0.007 * ln(1.61 * 10 -4 * 3.14 * 359 * 10 -3 * 2320) / 4 / 0.139 = 66 оС
если
tk < tkp < Tн, 33 < 66 < 69, то в трубопроводе два режима течения жидкости
Рассчитываем среднюю температуру потока на турбулентном участке
tпт = (tн + tкр) / 2 = (69 + 66) / 2 = 67.5 оС
На ламинарном участке: tпл = (tkp + tk) / 2 = (66 + 33) / 2 = 49.5 оС
Рассчитываем плотность нефти при средних температурах потока:
а) турбулентный участок
ρпт = ρ293 / (1 + αн * (tп - 20)) = 950 / (1 + 0.000594 * (67.5 - 20)) = 950 / 1.0282 = 923.93 кг/м3
в) ламинарный участок ρпл = 950 / (1 + 0.000594 * (49.5 - 20)) = 933.64 кг/м3
Рассчитываем длины участков:
а) турбулентный lt = Q * ρпт * Cр *ln((tн - to) / (tкр - tо)) / Kt / π / d = 0.139 * 923.9 * 2093.5 / 12.76 / 3.14 / 359 / 0.001 * ln(69 / 66) = 830.9 м
в) ламинарный lл = Q * ρпл * Cp / Кл / π / d * ln((tкр - to) / (tk - to)) = 0.139 * 933.6 * 2093.5 / 12.38 / 3.14 / 0.359 * ln(66 / 33) = 13494 м
с) сравниваем расчетные длины участков с заданной длиной трубопровода:
lt + lл = 830.9 + 13494 = 14325 м (lt + lл) = 14.3 км
т.е. заданная температура нефти в конце трубопровода может быть обеспечена без тепловой изоляции.
Расчет потери напора на трение:
а) рассчитываем вязкость при начальной температуре потока:
υн = υ2 * exp[-u * (tн - t2)] = 1.61 * 10 - 4 * exp[-0.07 * (69 - 70)] = 1.727 * 10 - 4 м2/с
в) рассчитываем потери напора на турбулентном участке:
hnт = β * Q (2 - m) * υн m * lт / d (5 - m) = 0.241 / 9.81 * 0.139 1.75 * (0.0001727) 0.25 * 830.9 / 0.359 4.75 = 9.6 м
рассчитываем потери напора на ламинарном участке
hnл = β * Q (2 - m) * υн m * (l - lт) / d (5 - m) = 128 / 3.14 / 9.81 * 0.139 * 0.0001727 * (14300 - 830.9) / 0.359 4 = 80.9 м
Сумма потерь
hnт + hnл = 9.6 + 80.9 = 90.5 м
Рассчитываем температуру нефти в конце трубопровода:
tкон = to + [(tн - to) * exp(-Kл * φ * d * l / Q / ρпл / Cp)] * ((tкр - to) / (tн - to)) (1 – Kл / Кт) = [69 * exp(-12.38 * 3.14 * 0.359 * 14300 / 0.139 / 933.6 / 2093.5)] * (66 / 69) (1 – 12..38 / 12.76) = 69 * exp(-0.73457) * 0.9565 0.02978 = 33.06 оС
Рассчитываем температуру нефти на расстоянии 12 км от начала трубопровода:
точка X находится на ламинарном участке трубопровода, т.к. l > X > lт
Поэтому пользуемся следующей формулой:
tx = to + (tкр - to) * exp[-Кл * π * d * l / Q / ρпл / Cp * ( X / l – lт / l )] = 66 * exp[-12.38 * 3.14 * 0.359 * 14300 / 0.139 / 933.6 / 2093.5 * (12 / 14.3 - 0.831 / 14.3)] = 37.18
Ответ: В трубопроводе 2 режима течения,
lт = 0.831 км; lл = 13.469 км; hnт = 90.5 м; tкон = 33.1 оС; tx = 37.2 оС;
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАНИЮ «НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ»
ЗАДАЧА 7.3.1.
Определить режимы движения нефти в трубопроводе длины L и внутреннего диаметра d при определенной его пропускной способности Q, температуре нефти в начале tН и необходимой температуре в конце трубы tК. Температура окружающей среды tO известна. Тепловая изоляция отсутствует. Рассчитать температуру нефти по длине трубопровода (минимум 6 точек) и температуру нефти в конце трубопровода.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАЧЕ 7.3.1
Таблица 7.5
| Исходные данные | Варианты | |||||||||
| L, км | 6,4 | 14,3 | ||||||||
| d, мм | ||||||||||
| Q, м3/с | 0,035 | 0,069 | 0,05 | 0,04 | 0,15 | 0,05 | 0,139 | 0,083 | 0,08 | 0,139 |
| r293, кг/м3 | ||||||||||
| tН, оС | ||||||||||
| tК, оС | ||||||||||
| tо, оС | -8 | -10 | ||||||||
| CP, Дж/(кг*К) | ||||||||||
| t1, оС | ||||||||||
| t2, оС | ||||||||||
| n1 *104, м2/с | 0,65 | 0,65 | 0,65 | 13,2 | 0,312 | 26,5 | 0,339 | 0,312 | 13,2 | |
| n2 *104, м2/с | 0,17 | 2,78 | 0,17 | 0,17 | 3,24 | 0,066 | 1,61 | 0,076 | 0,066 | 3,24 |
| kТ, Вт/(м2*К) | 14,91 | 5,4 | 14,72 | 14,91 | - | 15,18 | 12,76 | 12,99 | 15,18 | - |
| kЛ, Вт/(м2*К) | 12,97 | 5,35 | - | 12,97 | 12,49 | - | 12,38 | - | - | 12,49 |
| Ответ: tК, оС | 25,9 | 35,1 | 24,0 | 25,6 | 14,9 | 40,7 | 33,5 | Требуется изоляция |
ГАЗОПРОВОДЫ
ЗАДАЧА 7.4.1.
Известно отношение давлений Р1/Р2 в сечениях 1 и 2 газопровода постоянного диаметра. Течение изотермическое, известна скорость газа v1 , м/с. Найти v2.
ЗАДАЧА 7.4.2.
Определить массовый суточный расход газа, который можно передать по газопроводу, уложенному из труб диаметром d мм, на расстояние L км. Абсолютное давление газа на выкиде компрессорной станции P1МПа, в конце участка P2МПа, плотность газа rг при атмосферном давлении (0,1 МПа) и температуре перекачки 20 ° С. Газ считать совершенным, течение изотермическим.
Указание. Для расчета коэффициента гидравлического сопротивления вспользоваться формулой Веймаута.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАНИЮ ПО ТЕМЕ «ГАЗОПРОВОДЫ»
Таблица 7.6
| Задача 7.4.1. | ||||||||||
| Параметр | Варианты | |||||||||
| Р1/Р2 | 3,5 | 4,2 | 2,8 | 3,2 | 1,9 | 2,4 | 1,5 | |||
| V1, м/с | ||||||||||
| Задача 7.4.2. | ||||||||||
| Диаметр газопровода, мм | ||||||||||
| Длина газопровода, км | ||||||||||
| Р1, МПа | 6,5 | 5,2 | 6,6 | 5,6 | 8,0 | 7,5 | 7,0 | 7,2 | 6,8 | 5,0 |
| Р2, МПа | 4,7 | 3,4 | 5,5 | 4,5 | 6,8 | 5,0 | 4,6 | 5,2 | 3,8 | 3,2 |
| ρг, кг/м3 | 0,86 | 0,80 | 0,74 | 0,88 | 0,9 | 0,68 | 0,78 | 0,62 | 0,70 | 0,72 |
ОТСТОЙНИКИ
ЗАДАЧА 8.1.
Как будет влиять температура на скорость процесса разделения нефти и воды методом отстаивания в резервуарах?
Рекомендации. Сравните влияние температуры на изменение плотностей минерализованной воды и нефти и на разность плотностей нефти и воды. Результат представьте графически.
Диапазон изменения температуры и характеристику воды принять по условиям задачи 3.1 («Физико-химические свойства пластовых и сточных вод»). Для расчета плотности нефти при заданных температурах воспользуйтесь формулой из раздела 2 для вычисления величины коэффициента термического расширения в зависимости от плотности нефти.
Результат представьте графически.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАНИЮ ПО ТЕМЕ «ОТСТОЙНИКИ»
Таблица 8.1
| Вариант | Плотность нефти при 20 оС, кг/м3 |
Решение
Определяем температуру в газовом пространстве резервуара:
а) среднемесячная амплитуда колебания температуры воздуха:
Δtb / 2 = tbср - tbmin
Δtb = 2 * (17.8 - 12.3) = 11 оС
в) минимальная температура в газовом пространстве резервуара:
tгmin = tbmin = 12.3 оС
с) максимальная температура в газовом пространстве резервуара:
tгmax = tгmin + Δtг = 12.3 + 27.8 = 40.1 оС
Определяем температуру верхних слоев нефти:
tbcmin = tbcp - 0.3 * Δtг / 2 = 17.8 - 0.3 * 27.8 / 2 = 13.7 оС
tbcmax = tbcp + 0.3 * Δtг / 2 = 17.8 + 0.3 * 27.8 / 2 = 21.9 оС
Определяем объемную концентрацию паров нефти или нефтепродукта в газовом пространстве резервуара:
а) для этого, пользуясь графиком зависимости давления насыщенных паров нефтей или нефтепродуктов от температуры), находим давление насыщенных паров Py при tbcmin и tbcmax:
Py1 = 0.027 МПА и Py2 = 0.04 МПа
в) соответствующие концентрации паров:
C1 = Py1 / Pa = 0.027 / 0.1 = 0.27 C2 = Py2 / Pa = 0.04 / 0.1 = 0.4
с) средняя объемная концентрация:
С = (С1 + С2) / 2 = (0.27 + 0.4) / 2 = 0.335
Определяем молекулярный вес бензиновых паров:
Мб = 60 + 0.3 * tк + 0.001 * tк 2 = 60 + 0.3 * 46 + 0.001 * 46 2 = 75.9 кг/(кмоль)
Потери бензина за одно «малое дыхание»
Gtмд = V * Pa * [(1 - C1) / T1 - (1 - C2) / T2] * C / (1 - C) * Мб / R' = 4600 * 0.5 * 10 5 * [(1 - 0.27) / (273 + 12.3) - (1 - 0.4) / (273 + 40.1)] * 0.335 / (1 - 0.335) * 75.9 / 8314 = 679.487 кг
где Т1 = tгmin + 273, Т2 = tгmax + 273.
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 9.2
По условиям типовой задачи 9.1 определить потери от одного «большого дыхания».
Решение
По графику определить давление насыщенных паров бензина при его средней температуре
tbccp = tbcp = 17.8 оС, при t = 17.8 оС Py = 0.035 МПа
Средняя объемная концентрация бензиновых паров в газовом пространстве резервуара:
C = Py / Pa = 0.035 / 0.1 = 0.35
Средняя температура в газовом пространстве резервуара:
tгcp = (tгmax + tгmin) / 2 = tbcp + (Δtг - Δtb) / 2 = 17.8 + (28.7 - 11) / 2 = 26.2
Потери бензина за одно «большое дыхание», при коэффициенте использования емкости 0.95, составляет:
Gбд = (V1 - V2) * Pa / T * C * Mб / R' = 4600 * 0.95 * 10 5 * 0.35 * 75.9 / 8314 / (273 + 26.2) = 4666.8 кг
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАНИЮ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ «РЕЗЕРВУАРЫ»
ЗАДАЧА 9.1
Определить потери нефти от одного «малого дыхания» в стальном цилиндрическом вертикальном резервуаре заданного объема (V), заполненного на определенную часть. Среднее атмосферное давление Ра=105 Па. Заданы: температура начала кипения нефти (tнк), среднемесячная температура воздуха (tвср), среднемесячная минимальная температура (tвmin), амплитуда суточного колебания температуры газового пространства резервуара (λ tг), плотность нефти (ρ).
ЗАДАЧА 9.2
По условиям задачи 9.1 определить потери нефти от одного «большого дыхания» при заполнении 95% объема резервуара.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАНИЮ ПО ТЕМЕ «РЕЗЕРВУАРЫ»
Таблица 9.1
| N варианта | V, м3 | Степень заполнения | tнк, оС | tв ср, оС | tв min, оС | Δ tг, оС | ρ, т/м3 |
| 1/3 | 0,90 | ||||||
| 1/2 | 0,84 | ||||||
| 1/2 | 0,84 | ||||||
| 1/3 | 0,90 | ||||||
| 0.8 | 0,90 | ||||||
| 2/3 | 0,84 | ||||||
| 3/4 | 0,86 | ||||||
| 3/4 | 17,8 | 12,5 | 27,8 | 0,87 | |||
| 1/2 | 0,90 | ||||||
| 3/4 | 0,85 |
ПРИЛОЖЕНИЕ К РАЗДЕЛУ 9
Рисунок 9.1 — Зависимость давления насыщенных паров нефтей от температуры
1-нефти легкие, ρ = 0.8 т/м3; 2-нефти средние, ρ = 0.87 т/м3 ; 3-нефти тяжелые, ρ = 0.97 т/м3
ЗАДАЧА 10.2.1
При перекачке нефти вязкости n с расходом Q по трубопроводу внутренним диаметром d и абсолютной эквивалентной шероховатости D постепенно на его стенках образовался слой парафина толщиной d.
Рассчитайте во сколько раз изменятся потери напора на трение?
Таблица 10.5
| Исходные данные | Варианты | |||||||||
| n * 10 4,м2/с | 0,0520 | 0,0480 | 0,0360 | 1,0000 | 0,0765 | 0,1422 | 0,1376 | 0,0835 | 3,2500 | 16,4000 |
| Q,дм3/с | 8,45 | 9,15 | 10,00 | 7,85 | 6,85 | 5,495 | 4,71 | 8,64 | 7,85 | 8,15 |
| d,мм | ||||||||||
| D,мм | 0,010 | 0,015 | 0,012 | 0,200 | 0,200 | 0,150 | 0,020 | 0,140 | 0,150 | 0,200 |
| d,мм | 5,5 |
10.3 ГИДРАТЫ
Основными факторами гидратообразования являются влажность газа, его состав, давление и температура в газопроводе.
Применяемые ингибиторы (метанол СН3ОН, этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, 30% -ный раствор хлористого кальция и. т. д.) процессов гидратообразования способствуют снижению температуры гидратообразования. Необходимый расход ингибитора можно вычислить по следующей формуле:
q = (W1 - W2) * C2 / (C1 - C2) , кг/1000 м3 (10.24)
где W1, W2 - содержание влаги в газе до и после ввода ингибитора, кг/1000 м3 газа; C1, C2 - массовая концентрация свежего и отработанного ингибитора, %.
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 10.3.1
Рассчитать количество ингибиторов для следующих условий движения газа по газопроводу: начальные давление газа в газопроводе 0.981 МПа (10кгс/см2) и температура +25 оС, конечные давление 0.1962 МПа (2 кгс/см2) и температура 0 оС; количество газа, транспортируемого по газопроводу, равно 900 тыс. м3/сут. Относительная плотность газа по воздуху 0.7.
Дано: Pн = 0.981 МПа; tн = 25 оС; Pк = 0.1962 МПа; tк = 0 оС; G = 900 тыс. м3/сут; Δ = 0.7;
Найти: суточный расход диэтиленгликоля (ДЭГ) qcут =?
Решение:
q = (W1 - W2) * C2 / (C1 - C2)
Согласно номограмме, количество влаги в начале газопровода W1 = 2.2 кг на 1000 м3 газа, количество влаги в конце газопровода W2 = 2.0 кг на 1000 м3 газа. Разность W1 - W2 даст количество воды, конденсирующейся на каждых 1000 м3 газа:
ΔW = W1 - W2 = 2.2 -2.0 = 0.2 кг
Температура начала образования гидратов определяется из графика. Для нашего случая она будет +3.5 оC. Величина понижения равновесной температуры Δt, определяется по рисунку, для раствора хлористого кальция составит:
Δt = 3.5 – 0 оС = 3.5 оС
По графику находим, что для Δt = 3.5 оС концентрация отработанного раствора хлористого кальция равна 10% масс. По уравнению определяем удельный расход 30% - ного раствора:
q = 0.2 * 10 / (30 -10) = 0.2 кг на 1000 м3
Суточный расход составит qсут = 0.2 * 900 = 180 кг
Определим количество ДЭГ, которое следует ввести в поток газа для предотвращения образования гидратов при условиях, рассмотренных выше.
Начальная концентрация ДЭГ С1 = 80%. Для Δt = 3.5 оС по графику определяем С2 = 12.5% - концентрацию отработанного ДЭГ, которую надо поддерживать для указанной величины снижения температуры начала образования гидратов. По уравнению определяем удельный расход гликоля:
q = 0.2 * 12.5 / (80 - 12.5) = 0.39 кг на 1000 м3
Суточный расход ДЭГ составит:
qсут = 0.39 * 900 = 35.1 кг
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАНИЮ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ «ГИДРАТЫ»
ЗАДАЧА 10.3.1
Рассчитать количество ингибиторов гидратообразования, подаваемых в газопровод. Условия движения газа определены давлением (Рн) и температурой газа (tн) в начале газопровода и давлением (Рк) и температурой (tк) в конце газопровода. Известно количество транспортируемого газа (Q) и плотность газа по воздуху, а также начальные концентрации ингибиторов (С1).
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАЧЕ 10.3.1
Таблица 10.6
| N варианта | Pн, МПа | tн, оС | Pк, МПа | tк, оС | Q*10-3, м3/сут | ρ | C1,% метанол | C1,% ДЭГ | C1,% СаСl2 |
| 1,2 | 0,2 | -8 | 0,8 | - | |||||
| 0,6 | 0,2 | -8 | 0,8 | - | |||||
| 1,5 | 0,3 | -2 | 0,7 | - | |||||
| 0,2 | -12 | 0,7 | - | ||||||
| 0,2 | -10 | 0,7 | - | ||||||
| 1,2 | 0,2 | -8 | 0,6 | - | |||||
| 1,5 | 0,5 | 0,8 | - | ||||||
| 0,2 | -10 | 0,7 | - | ||||||
| 1,2 | 0,2 | -6 | 0,6 | - | |||||
| 0,2 | -10 | 0,6 | - |
ПРИЛОЖЕНИЕ К РАЗДЕЛУ 10.3
Графические зависимости к расчету возможности образования гидратов
Рисунок10.2 — нормограмма равновесного содержания водяного пара в природном газе
Рисунок 10.3 — Зависимости для определения равновесных условий начала образования гидратов для природных газов разной относительной плотности
Рисунок 10.4— Снижение температуры гидратообразования в зависимости от концентрации отработанного ингибитора: 1 — CaCl2; 2 — CH3OH; 3 — ТЭГ; 4 — ДЭГ; 5 — ЭГ
*** При решении всех задач обязательно обращаться к соответствующим разделам теоретической части, изложенным в учебном пособии «Сбор и подготовка скважинной продукции», расчетную часть выполнять в программе EXCEL.
ПРИЛОЖЕНИЕ
1.Таблицы констант фазового равновесия углеводородов
При давлении схождения 68,95 МПа
АЗОТ
| Температура, оС оС | Давление (абсолютное), МПа | ||||||||||||||
| 0,1 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,5 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | 3,0 | 5,0 | 10,0 | 15,0 | 20,0 | 30,0 | 50,0 | |
| 592 609 648 | 324 342 362 | 226 235 249 | 172 178 187 | 149 154 160 | 41,5 42,5 44 | 27,5 30,0 30,5 | 18 18,5 19 | 9,15 9,45 9,8 | 6,2 6,4 6,65 | 4,6 4,8 4,95 | 2,8 2,95 3,1 | 1,56 1,59 1,625 | |||
| 85,5 | 6,8 | 5,05 | 3,2 | 1,65 | |||||||||||
| 81,5 | 56,5 | 29,5 | 19,5 | 9,65 | 6,5 | 4,85 | 3,1 | 1,63 | |||||||
| 51,5 | 17,5 | 9,05 | 6,05 | 4,55 | 2,9 | 1,595 | |||||||||
| 24,5 | 15,5 | 8,3 | 5,6 | 4,2 | 2,75 Наши рекомендации |