Методические указания по выполнению практических работ по дисциплине Специальные методы перекачки углеводородов
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский Индустриальный университет» Институт транспорта Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов» Методические указания по выполнению практических работ по дисциплине «Специальные методы перекачки углеводородов» для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» всех форм обучения Тюмень Методические указания к практическим работам по дисциплине «Специальные методы перекачки углеводородов» 21.03.01 «Нефтегазовое дело»: 21.03.01 Нефтегазовое дело направления / сост. Е.Н. Кабес, к.т.н., доцент, З.Ш.Алескерова, ст.преподаватель; Тюменский индустриальный университет. – Тюмень: Издательский центр БИК, 2017.– 16 с. Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры транспорта углеводородных ресурсов «23» июня 2017 года, протокол № 25. Аннотация Методические указания и индивидуальные задания по практическим работам предназначены для студентов, обучающихся по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело». Приведено содержание основных тем дисциплины, указаны перечень практических работ. Даны методические указания по выполнению практических работ. Теоретические основы Добыча высоковязких нефтей, содержащих большое количество парафина, т.е. застывающих при сравнительно высоких темпеpaтуpax, скаждым годом возрастает. Весьма значительной является выработка высоковязких и высокозастывающих нефтепродуктов. Перекачка таких жидкостей обычным способом нерациональна, а иногда и невозможна вследствие большого гидравлического сопротивления. Имеется немало способов, позволяющих перекачивать высоковязкие жидкости; во всех случаях каким-то образом повышается текучесть нефти, т.е. снижается гидравлическое сопротивление трубопровода. Самый простой способ - смешение высоковязких и маловязких нефтей и совместная их перекачка. По сути близкими к смешению являются различные виды гидротранспорта, когда в качестве маловязкой жидкости используется вода. Применение различных присадок-депрессаторов также позволяет снизить гидравлическое сопротивление трубопровода. Текучесть нефти может быть повышена термообработкой ее. Наиболее технологически отработан и получил широкое практическое применение способ предварительного подогрева высоковязкой нефти. Вязкость перекачиваемой среды можно снизить, насыщая нефть газом. В последнем случае главной целью, как правило, является не снижение гидравлического сопротивления, а утилизация и использование попутного нефтяного газа. Совместная перекачка нефти и газа может предусматриваться и при комплексной разработке близлежащих чисто газовых и нефтяных месторождений. Возможно применение комбинированных способов перекачки, т.е. сочетание вышеперечисленных и других способов снижения гидравлического сопротивления трубопровода. В каждом конкретном случае выбор способа перекачки обосновывается технико-экономическими расчетами, 7.1. Общие сведения о перекачке вязких и застывающих нефтей Свойства жидкости, от которых зависит характер её течения, называются реологическими. Движение реальной жидкости сопровождается потерей энергии, обусловленной вязкостью. Поскольку существует несколько классов жидкостей, то оперируют несколькими понятиями вязкости. Для ньютоновской жидкости причиной потерь является не столько трение о стенки трубопровода, сколько внутреннее трение жидкости. Коэффициент динамической вязкости по кривой течения определяется как  Вязкостно-температурную кривую нефти лучше получать в лаборатории; если нет такой возможности, то пользуются эмпирической формулой Рейнольдса-Филонова  , (7.1)где U - коэффициент крутизны вискограммы, 1/K, ν* - коэффициент кинематической вязкости при известной (произвольной) температуре Т*. Для нахождения U достаточно знать ν1 при Т=Т1 и ν2 при Т=Т2. Плотность нефти ρ при температуре Т может быть определена по формуле  , (7.2)где ρ293 - плотность нефти при температуре 293 К, кг/м3. Расчетная плотность n нефтей с достаточной для практики точностью может быть определена  , (7.3)где ρi - плотность i-й нефти объемом Vi в общем случае V. Расчетную плотность нефти для трубопровода большой протяженности, проложенного в n климатических зонах, усредняют с учетом климатических поясов:  , (7.4)где  - длина трубопровода; ρi - средняя плотность нефти на участке трубопровода длиной li с примерно одинаковой температурой.Удельная теплоемкость Ср нефти изменяется в пределах 1600…2500 Дж/(кг∙К). При расчетах часто пользуются средним значением Ср=2100 Дж/(кг∙К). Для диапазона температур 273…673 К Ср можно вычислять по формуле Крего;  . (7.5)Коэффициент теплопроводности нефти λн изменяется в пределах 0,1…0,16. Обычно при расчетах используют среднее значение λн=0,13 Вт/(м∙К). Для более точных расчетов используют формулу Крего-Смита, справедливую для температур 273…473 K.  . (7.6)Для трубопроводов большой протяженности, прокладываемых в нескольких климатических зонах, расчетные теплоемкость и коэффициент теплопроводности усредняют по длине, аналогично усреднению плотности, для этого в формулу (7.4) вместо ρi подставляют Cpi или λнi. Рассмотрим движение вязкой парафинистой нефти по трубопроводу при неизотермическом установившемся режиме. Полагаем, что, если парафин кристаллизируется, то он уносится потоком, не оседая на стенках трубы. В общем случае уравнение теплового баланса для элемента трубопровода длиной dx .отстоявшего на расстоянии x , будет  . (7.7)Первое слагаемое-это потери в окружающую среду с элемента трубопровода длиной dx (k - коэффициент теплопередачи; D - внутренний диаметр трубопровода; Т - температура нефти в трубопроводе на расстоянии X от начала; Т0 - температура окружающей среды (грунта), постоянная, осредненная по длине). Второе слагаемое представляет собой теплоту трения в рассматриваемом сечения (Q - объемный расход нефти ρ - плотность нефти, i - гидравлический уклон). Так как теплота трения частично компенсирует теплопотери, то перед вторым слагаемым поставлен знак минус. Третье слагаемое - это тепло, выделяющееся при кристаллизации парафина (ε - массовое содержание парафина в нефти (в долях); χ - теплота кристаллизации; Тнп и Ткп - соответственно температура начала и конца выпадения парафина). Тепло кристаллизации также частично компенсирует теплопотери в окружающую среду. Но, имея ввиду, что dT отрицательное (температура по длине падает), то знак перед третьим слагаемым будет плюс (минус на минус дает плюс). В правой части уравнения теплового баланса записано изменение теплосодержания (Ср - теплоемкость нефти). Так как градиент отрицательный, то принят знак минус. Приняв среднее значение гидравлического уклона, разделяя переменные, интегрируя и имея в виду, что при X = 0, Т=Тн, получим  , (7.8)или  , (7.9)где  ;  ;  .Если парафин отсутствует, то положив ε=0, из (7.8) и (7.9) получим формулу Лейбензона. Если к тому же нефть маловязкая, то можно пренебречь теплотой трения (b= 0) и из (7.8) и (7.9) получим формулу Шухова. Для маловязкой, но парафинистой нефти в формуле (7.9) следует положить b=0. Характер изменения температуры по длине трубопровода для различных нефтей показан на рис. 7.1. Видим, что самые высокие темпы снижения температуры присущи формуле Шухова. Тепло трения и теплота кристаллизации снижают интенсивность охлаждения жидкости в трубопроводе. Расчет теплового режима магистрального трубопровода является трудоемким, так как в общем случае могут быть участки, где парафин не выпадает (Тн>Тнп и Т>Ткп) и где он выпадает (Тнп≥Т≥Ткп). В области высоких температур можно не учитывать теплоту трения, а при низких температурах она составляет значимую долю в тепловом балансе. Кроме этого, в трубопроводе могут быть два режима течения: на начальном участке, где температуры высокие, возможен турбулентный режим течения, а на оставшейся длине - ламинарный. Трудность расчета заключается в согласовании условий на границах различных участков. Для упрощения изложения будем рассматривать случай наиболее интенсивного охлаждения, т.е. температура по длине трубопровода выражается формулой Шухова, которая получается из (7.8) при b=0, ε=0;  , (7.10) Рис. 7.1. Изменение температуры нефти по длине трубопровода: 1 – по формуле Шухова, С*p=Ср , b=0; 2 – по формуле Лейбензона, ε=0; 3 – по формуле (7.9), С*p>Ср ,ε≠0 , b≠0; 4 – по формуле (7.9), С*p>Ср ,ε≠0 , b=0  Рис. 7.2. Течение нефти в трубопроводе при двух режимах Применяя ее к турбулентному участку, надо положить К=Кт: (см. рис. 7.2). В конце турбулентного участка температура  , (7.11) где  ; 0 ≤ X ≤ L; Tн ≥ T ≥ Tкр (см. рис. 7.2)В конце трубопроводного участка температура  , (7.12)или  .По аналогии для ламинарного участка можно записать (при К = Кл)  , (7.13)где  ; LТ ≤ x ≤ L; Tкр ≥ T ≥ TкВ конце ламинарного участка температура  , (7.14)или  .На основании (7.12) и (7.14), исключая LТ, можно получить соотношение, связывающее все граничные температуры в трубопроводе с двумя режимами течения: Критическую температуру Ткр, соответствующую переходу турбулентного режима в ламинарный (и наоборот), определяют следующим образом. Исходя из критического значения параметра Re≈2000, находим соответствующий ему коэффициент кинематической вязкости  . (7.15)Затем по вискограмме для данной нефти находим Ткр. Ее можно найти и аналитически. Например, подставив в формулу (7.1) νкр и Ткр и решая совместно с (7.15), найдем  . (7.16)Используя другие аналитические зависимости для вязкости, можно найти соответствующие им формулы для Ткр. Коэффициент теплопередачи для трубопроводов зависит от внутреннего α1 и внешнего α2 коэффициентов тсплоотдатчи, а также от термического сопротивления стенки трубы, изоляции, отложений и т.п.  , (7.17)где D - внутренний диаметр трубопровода; n - число слоев, учитываемых в термическом сопротивлении при расчете; λi коэффициенты теплопроводности слоев (отложений, стали трубы, изоляции и т.п.); Di, Dнi - соответственно внутренний и наружный диаметры каждого слоя; Dн - наружный диаметр трубопровода (диаметр поверхности, соприкасающейся с грунтом). Для определения α1 при вынужденном движении жидкости имеются различные экспериментальные зависимости, например, по Михееву (см. формулы 7.26, 7.27). Теплофизические характеристики в приведенных зависимостях определяются при средних температурах потока и стенки трубы (индекс «СТ»), а за определяющий размер принят внутренний диаметр трубы. Теплофизические характеристики рассчитываются по формулам Крего. В переходной области внутренний коэффициент теплоотдачи α1, можно определять приближенно интерполяцией. Для внешнего коэффициента теплоотдачи α2 подземного трубопровода используют формулу Форхгеймера-Власова  , (7.18)где λГ - коэффициент теплопроводности грунта; Н - глубина заложения трубопровода в грунт (до оси). При 2Н/Дн > 2 (с погрешностью до 1 %)  . (7.19)При малых заглублениях (H/Dн<3-4) пользуются формулой Аронса-Кутателадзе  , (7.20) где  ; Нп - приведенная глубина укладки трубопровода, которая складывается из геометрической глубины заложения Н и эквивалентной глубины Нэ, определяемой по выражению . (7.21)HСН - толщина снежного покрова; λСН - коэффициент теплопроводности снега (λСН ≈ 0,105 Вт/(м∙K) - для свежее выпавшего снега; λСН≈0,465 Вт/(м∙K) - для уплотненного снега); α0 - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух, при расчетах принимают α0 ≈ 11,63 Вт/(м∙K). Для подземных и особенно теплоизолированных трубопроводов при турбулентном режиме течения α1 >> α2, поэтому в большинстве случаев значением 1/α1 D в формуле (7.17) можно пренебречь. Для трубопроводов без специальной тепловой изоляции, прокладываемых в грунтах малой влажности, при турбулентном режиме течения с малой погрешностью можно принять К ≈ α2. При оценочных расчетах коэффициент теплопередачи К принимают: для сухого песка 1,163 Вт/(м∙К), для влажной глины 1,454 Вт/(м∙К), для морского песка 3,489 Вт/(м∙К). Расчет падения температуры можно выполнить более точно, если перегон разбить на отдельные участки в зависимости от грунтовых условий. Этот же расчет можно проводить по некоторому среднему значению λТср. Падение температуры рассчитывают либо, начиная с головного участка при известной начальной температуре подогрева, либо с конца участка при известной конечной температуре. 7.2. Тепловой режим «горячего нефтепровода» Цель задачи: выяснить закон падения температуры по длине неизотермического нефтепровода; определить полный коэффициент теплопередачи К от нефти через стенку в окружающую среду методом последовательных приближений. Для расчета задаются следующие данные: D-диаметр нефтепровода внутренний, [м]; δ-толщина стенки нефтепровода, [м]; Q-производительность нефтепровода, [м3/c]; L-длина нефтепровода, [м], Т - начальная температура или температура подогрева нефти, [К]; Т – температура окружающей среды, [K]; λгр – коэффициент теплопроводности грунта, [Вт/м∙К]; Н-глубина заложения трубопровода до оси трубы, [м]; ρ20- плотность нефти при 20 0С, [кг/м3]; ν20 – вязкость нефти при 20 0С, [м2/с]; ν50 – вязкость нефти при 50 0С, [м2/с]; С – теплоемкость нефти для предварительных расчетов, [Дж/кг∙К]. |