Перекачка вязких и застывающих нефтей. Краткие сведения о реологических свойствах вязких и застывающих нефтей

1. ПЕРЕКАЧКА ВЯЗКИХ И ЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ

Краткие сведения о реологических свойствах вязких
и застывающих нефтей.

2.

Рис.1. Зависимость напряжения сдвига τ от скорости
сдвига dw/dr для различных жидкостей ( температура постоянная )

3.

Напряжение сдвига:
dw
dr
Вязкость пластических жидкостей:
0
dw
пл dr
Предельное напряжение сдвига:
PD
0
4L
Предельное напряжение сдвига для псевдопластичных и
n 1
дилатантных жидкостей:
dw
dw
k
dr
dr
Коэффициент динамической вязкости по кривой течения:
dw
dr

4.

Коэффициенты
кинематической и динамической
вязкости, связаны между собой плотностью:
Плотность
нефти при температуре Т может быть
определена по формуле
Расчетная
293
1,825 0,001315
293
T 293
плотность n нефтей с достаточной для
практики точностью может быть
определена
n
см
Расчетную
1
V
V i 1 i i
плотность нефти для трубопровода
большой протяженности, проложенного в n
климатических
зонах,
усредняют
с
учетом
климатических поясов: 1 n l
ср
L
i 1
i
i

5.

Удельная теплоемкость Ср:
формула Крего:
Cp
формулу
31,56
762 3,39T
293
Крего-Смита
156,6
1 0,00047T
н
293

6. Тепловой режим системы труба-грунт при перекачке подогретой нефти

уравнение
теплового баланса:
k D T T0 d x Q g i d x
Q dT
Q C p dT
T нп T кп
температура
по длине трубопровода выражается
формулой Шухова:
k Dx
T T0 Tн T0 exp
Q C
p
Тепловой режим системы трубагрунт при перекачке подогретой
нефти

7.

Рис. 2. Изменение температуры нефти по длине трубопровода:
1 – по формуле Шухова , С*p = Ср , B = 0
2 – по формуле Лейбензона , ε = 0
3 –С*p > Ср ,ε ≠ 0 , B ≠ 0
4 –С*p > Ср ,ε ≠ 0 , B = 0

8.

Рис. 3. Течение нефти в трубопроводе при двух режимах
В конце турбулентного участка температура:
T T0 Tн T0 exp a Т x
aТ
кТ D
Q C *p

9.

В конце трубопроводного участка температура
Tкр T0 Tн T0 exp a Т LТ
Tн T0
aТ LТ ln
Tкр T0
По аналогии для ламинарного участка
T T0 Tкр T0 exp a л x LТ
aл
к л D
Q C *p
В конце ламинарного участка температура
Tк T0 Tкр T0 exp a л L LТ
a л L LТ ln
Tкр T0
Tк T0

10.

Коэффициент
кинематической вязкости:
кр
Критическая
4Q
D Re кр
температура Ткр:
Tкр Tж
1 * D Re кр
ln
U
4Q
Коэффициент
теплопередачи для трубопроводов
2
1
зависит от внутреннего и внешнего
коэффициентов теплоотдачи:
при
ламинарном режиме (при Re ≤2 103 ):
при
турбулентном режиме (при Re ≥ 104 ):
Pr
1 0,17 н Re 0,33 Pr 0,43 Gr 0,1
D
PrСТ
н 0,8 0,43 Pr
1 0,021 Re Pr
D
PrСТ
0 , 25
0 , 25

11. Потери напора на трение при перекачке подогретой нефти

Потери
напора на трение при переменном
x
гидравлическом уклоне:
h idx
Гидравлический
Влияние
Тогда
h:
0
уклон i по Лейбензону:
Q 2 m m
i
D 5 m
радиального градиента температур:
СТ
r
р
x Q2 m m
h
D5 m
0
Р
СТ
Р
dx
Потери напора на трение при
перекачке подогретой нефти

12.

Потери напора на трение в трубопроводе между
тепловыми станциями при наличии двух режимов
определяются как сумма:
h hИТ Т hИЛ Л
Для высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов,
обладающих неньютоновскими свойствами, потери на
трение приближенно можно определить по формуле
Дарси – Вейсбаха:
LW 2 8 Q 2 L
с
h
D 2 g 2 gD 5

13. Расстановка насосных и тепловых станций по трассе. Применение тепловой изоляции.

Для горизонтального (равнинного) трубопровода с совмещенными насоснотепловыми станциями
Рис.4. Расстановка насосно-тепловых станций по
трассе“горячего“ горизонтального трубопровода(подпоры не показаны)

14.

Для рельефного трубопровода.
1. Ориентировочные значения Тн и Тк;
2. Определяется температура Ткр:
Если Тн > Ткр > Тк
Если Ткр > Тн
Если Ткр < Тк
3. Определяем длину перегона L между тепловыми станциями;
4. Находим необходимое число пунктов подогрева:
L
тр
n
T
L
5. определяем потери напора на трение h;
6. Определяем полные потери напора для всего трубопровода:
H n h Z
Т
7. подбираем тип наcoca, расчетный напор станции:
H СТ mН hМН
Отсюда, исходя из рабочего давления станции:
P g H СТ hПН
8. необходимое число насосных станций:
n
H
H СТ

15.

9. усредненное значение гидравлического уклона:
iСР
nH СТ Z
LТР

16.

Расход,
соответствующий появлению
турбулентного режима в начальном сечении
трубопровода:
D Re
Q1
кр
Для
н
4
кр
нахождения Q2кр:
T T
k DL
0
Т
ln н
T T
Q 2 C
к
0
p
кр
D Re
1
*
кр
T
T
ln
к
* U
4Q 2
кр

17.

Рис.5. Влияние различных параметров на положение характеристики “горячего” трубопровода

18.

Если по тем или иным причинам "горячий"
нефтепровод перешел на работу во 2 зону, его
можно перевести в 3 (рабочую) зону следующими
способами:
а) увеличить температуру подогрева нефти Тн , не
снижая расхода;
б) увеличить напор насосов;
в) перейти на перекачку менее вязкой нефти без
снижения Q и Тн .

19. Оптимальная температура подогрева нефти

Суммарные
затраты на перекачку и подогрев:
S Q gH
м Q C T T
Т
p н
к
м
Т
Полная
потеря напора на перегоне между
тепловыми станциями
L
L
T
H i dx i dx z
Т
л
0
L
T
0,241 Q1,75 0,25
i
T
g
D 4,75
128 Q
i
л
g D4
Оптимальная температура
подогрева нефти

20.

Суммарные
затраты на перекачку и подогрев:
м
Т
S Q gH
Q C T T
p н к
м
Т
м
м
T
T
Q giн
k н D Tн T0
Q giк
k к D Tк T0
м
T
м
T
Затраты
механической энергии в целом сечении
S Q gH м i T
При
этом если Ткр ≥ Т ≥ T0 , то
i T
если
м
Ткр ≤ Т , то
128 Q
g D4
T
0,241 Q1,75 0,25
T
i T
4
,
75
g D

21.

Затраты
При
тепловой энергии в любом сечении:
S k D Т T T0
Т
этом если Ткр ≥ Т ≥ T0 , то k=kл ; если Т > Tкр то k=kТ
Рис. 6. Графическое нахождение оптимальной температуры подогрева нефти

22.

Безопасное
время остановки перекачки по
подземному трубопроводу:
С p 4H
2
0,1113 D
н
D
гр н
T T
0
0 T T
ж
0
2 (1 )
0