Учебное пособие 1047

Tкон – температура нефти в конце участка трубопровода (К или °С);

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

Kрн – коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую трубопровод среду при ламинарном режиме течения для разбавленной нефти (Вт/(м2·К)).

Если на всём протяжении участка нефтепровода имеет место турбулентный режим течения, то потери напора на трение hτ,рн(L) (м) определяются следующим образом:

(		) (		)		(	(	))	(		(	))
( )									∫				(3.26)
								,				(3.27)

здесь Qн – объёмный расход высоковязкой нефти (м3/с); νн,1 – кинематическая вязкость высоковязкой нефти (м2/с) при некоторой температуре 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);

Шут,рн – число Шухова, вычисленное при турбулентном режиме течения для разбавленной нефти (безразмерная величина);

Tкон – температура нефти в конце участка трубопровода (К или °С);

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

Если на участке нефтепровода имеют место оба режима течения нефти (вначале – турбулентный, затем – ламинарный), то суммарные потери напора hτ,рн(L) (м) определяются суммированием величин потерь, вычисленных для

каждого режима:

( ) ( ) ( ) (3.28)

где hτ,рн( ) – потери напора на трение на отрезке с турбулентным режимом течения разбавленной нефти (м);

hτ(Lл) – потери напора на трение на отрезке с ламинарным режимом течения разбавленной нефти (м). При этом в выражениях (3.24) и (3.26) меняются пределы интегрирования с учётом критической температуры:

	(			)(			)				(		(		))			( (			)(	))
(	)															∫							(3.29)
	(			) (				)					(	(		))		(			(	))
(	)																	∫						(3.30)

31

3.2. Задание по теме

По участку нефтепровода ведётся перекачка высоковязкой нефти в смеси с маловязким углеводородным разбавителем с дополнительным точечным подогревом. Исходные данные для расчёта приведены в таблице 3. Необходимо найти напор, развиваемый НПС, расположенной в начале рассматриваемого участка.

Дополнительные пояснения к выполнению задания по данной теме приведены в разделе 1.2 настоящего пособия.

Таблица 3.1

Исходные данные для расчета перекачки высоковязкой нефти с разбавителем и подогревом

Номер варианта	1	2	3		4	5
Наименование величины		Численное значение
Пропускная способность нефтепровода, млн. т/год	12	17	13		15	33
Наружный диаметр, мм	630	820	630		820	1220
Толщина стенки трубы, мм	10	10	9		11	12
Протяжённость участка нефтепровода, км	101	85	90		85	90
Геодезическая высота начала участка нефтепровода, м	127	35	53		117	12
Геодезическая высота конца участка нефтепрово-	53	125	115		93	75
да, м
Плотность нефти при стандартных условиях, кг/м3	935	935	935		930	935
Кинематическая вязкость нефти при стандартных	6,7	6,8	6,9		6,5	5,9
условиях, Ст
Кинематическая вязкость нефти при температуре 50	0,86	0,84	0,89		0,85	0,81
°С, Ст
Давление насыщенных паров нефти, кПа	35	31	35		35	35
Плотность разбавителя при стандартных условиях,	745	750	760		725	715
кг/м3
Кинематическая вязкость разбавителя при стан-	0,96	0,94	1,1		0,8	0,87
дартных условиях, сСт
Кинематическая вязкость разбавителя при темпе-	1,16	1,25	1,3		1,16	1,16
ратуре 0 °С, сСт
Давление насыщенных паров разбавителя, кПа	1540	1400	1350		1550	1445
Коэффициент теплопроводности материала трубы,	61	55	53		53	40
Вт/(м·К)
Материал изоляционного покрытия		полиэтилен
Толщина слоя изоляции, мм	15	12	11		12	14
			глинис-
Тип грунта	глина	глина	тый		глина	глина
			песок
Средняя влажность грунта, %	40	40	28		40	40
Температура грунта, °С	2	2	-12		2	4
Температура смеси в начале участка, °С	51	54	54		59	58
Величина коэффициента теплоотдачи через при-	35	31	21		35	45
стенный слой, Вт/(м2·К)
Относительная концентрация разбавителя	0,09	0,085	0,11		0,05	0,04

32

Продолжение табл. 3.1

	Номер варианта	6	7	8	9	10
	Наименование величины		Численное значение
	Пропускная способность нефтепровода, млн. т/год	10	14	35	33	17,5
	Наружный диаметр, мм	630	720	1220	1020	820
	Толщина стенки трубы, мм	10	8,5	12	10	9
	Протяжённость участка нефтепровода, км	110	125	120	110	103
	Геодезическая высота начала участка нефтепровода,	75	117	17	18	57
	м
	Геодезическая высота конца участка нефтепрово-	91	16	29	95	93
	да, м
	Плотность нефти при стандартных условиях, кг/м3	935	910	935	925	935
	Кинематическая вязкость нефти при стандартных	5,9	7,7	5,53	5,73	6,8
	условиях, Ст
	Кинематическая вязкость нефти при температуре 50	0,73	1,0	0,64	0,92	0,64
	°С, Ст
	Давление насыщенных паров нефти, кПа	35	35	41	35	35
	Плотность разбавителя при стандартных условиях,	710	720	755	710	745
	кг/м3
	Кинематическая вязкость разбавителя при стан-	0,91	0,63	0,82	0,84	1,19
	дартных условиях, сСт
	Кинематическая вязкость разбавителя при темпе-	1,15	0,91	1,13	1,12	2,21
	ратуре 0 °С, сСт
	Давление насыщенных паров разбавителя, кПа	1420	1520	1520	1415	1620
	Коэффициент теплопроводности материала трубы,	64	45	65	65	55
	Вт/(м·К)
	Материал изоляционного покрытия	мин.	поли-	пенопо-	поли-	стекло-
				лиуре-
		вата	этилен		этилен	вата
				тан
	Толщина слоя изоляции, мм	8,5	12	12	9	12
		глинис-	глинис-
	Тип грунта	тый пе-	тый пе-	суглинок	глина	глина
		сок	сок
	Средняя влажность грунта, %	28	28	20	40	40
	Температура грунта, °С	-2	-3	2	4	2
	Температура смеси в начале участка, °С	54	45	44	54	53
	Величина коэффициента теплоотдачи через при-	28	33,5	32	29,4	24,5
	стенный слой, Вт/(м2·К)
	Относительная концентрация разбавителя	0,16	0,11	0,09	0,05	0,17
	Пропускная способность нефтепровода, млн. т/год	8	10,3	16	27	52
	Наружный диаметр, мм	530	630	630	820	1220
	Толщина стенки трубы, мм	10	10	9	10	12
	Протяжённость участка нефтепровода, км	103	110	103	90	110
	Геодезическая высота начала участка нефтепровода, м	18	78	103	90	110
	Геодезическая высота конца участка нефтепрово-	27	39	46	109	32
	да, м
	Плотность нефти при стандартных условиях, кг/м3	935	930	905	915	910
	Кинематическая вязкость нефти при стандартных	5,92	7,12	6,9	6,7	7,9
	условиях, Ст

33

	Номер варианта	6	7	8	9	10
	Наименование величины		Численное значение
	Кинематическая вязкость нефти при температуре 50	0,85	0,93	0,9	0,85	0,92
	°С, Ст
	Давление насыщенных паров нефти, кПа	34	35	37	33	35
	Плотность разбавителя при стандартных условиях,	720	755	73	740	755
	кг/м3
	Кинематическая вязкость разбавителя при стан-	0,89	0,81	0,89	0,87	0,92
	дартных условиях, сСт
	Кинематическая вязкость разбавителя при темпе-	1,12	1,55	1,34	1,2	1,3
	ратуре 0 °С, сСт
	Давление насыщенных паров разбавителя, кПа	1420	1420	1480	1470	1450
	Коэффициент теплопроводности материала трубы,	60	65	63	54	50
	Вт/(м·К)
	Материал изоляционного покрытия	поли-	поли-	пенопо-	мин.	поли-
				лиуре-
		этилен	этилен		вата	этилен
				тан
	Толщина слоя изоляции, мм	9	12	10	11	13
	Тип грунта	суглинок	глина	глина	глина	торф
	Средняя влажность грунта, %	28	40	27	18	24
	Температура грунта, °С	4	2	2	6	0
	Температура смеси в начале участка, °С	52	57	54	56	57
	Величина коэффициента теплоотдачи через при-	21,5	24,5	29,5	33	40
	стенный слой, Вт/(м2·К)
	Относительная концентрация разбавителя	0,05	0,17	0,13	0,068	0,08

3.3. Алгоритм выполнения задания

Алгоритм выполнения задания по данной теме аналогичен описанному в разделе 1.3 настоящего пособия с использованием формул, описанных в разделе 3.1, при заданной относительной концентрации разбавителя.

34

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Марон В.И. Гидродинамика однофазных и многофазных потоков в трубопроводе: Учебное пособие. – М.: МАКС Пресс, 2009. – 344 с.

2.Марон В.И. Гидрогазодинамика потока в трубе. – М.: Нефть и газ, 1999.

–176 с.

3.Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для вузов. – М.:

Недра, 1981. – 184 с.

4.Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / Под ред. А.К. Дерцакяна. – Л.: Недра, 1977. – 519 с.

5.Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 336 с.

6.ГОСТ 6134-2007. Насосы динамические. Методы испытаний.

7.ГОСТ Р 53675-2009. Насосы нефтяные для магистральных трубопроводов.

8.РД 23.040.00-КТН-110-07. Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования.

9.СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..…3

1.Проектирование участка нефтепровода, ведущего перекачку высоковязкой нефти методом точечного подогрева……………………………………………….3

1.1Основные расчётные формулы………………..…………………………...…3

1.2.Задание по теме………………………………………………………………10

1.3.Алгоритм выполнения задания……………………………………………..13

2.Проектирование участка нефтепровода, ведущего перекачку высоковязкой нефти методом смешения с маловязким углеводородным разбавителем ……..14

2.1.Основные расчётные формулы………………………………………..…….14

2.2.Задание по теме………………………………………………………………19

2.3.Алгоритм выполнения задания……………………………………………..22

3.Проектирование участка нефтепровода, ведущего перекачку высоковязкой нефти методом смешения с маловязким углеводородным разбавителем с дополнительным точечным подогревом ……………………………………….24

3.1.Основные расчётные формулы……………………………………………..24

3.2.Задание по теме……………………………………………………………...32

3.3.Алгоритм выполнения задания…………………………………………..…34

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………………………………………..……35

35

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СПЕЦИАЛЬНЫХ МЕТОДОВ ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ к проведению практических занятий и самостоятельной работы

для студентов направления 21.04.01 «Нефтегазовое дело» (программа магистерской подготовки «Моделирование и оптимизация рабочих

процессов в энергетических системах газонефтепроводов») всех форм обучения

Составитель Галдин Дмитрий Николаевич

Издается в авторской редакции

Подписано к изданию 14.02.2022. Уч.-изд. л. 2,3.

ФГБОУ ВО «Воронежский государственный технический университет» 394006 Воронеж, ул. 20-летия Октября, 84

36