Использование Excel в расчете трубопроводов

Аналогично  для диапазона  860< =<960 кг/м³:

Найдем  коэффициент  термического расширения нефти:

;

1/С⁰;

Плотность сепарированной нефти при заданной температуре:

;

;

 

ОТВЕТ:

1. Для нефти ρ=950кг/м³    ρ(74)=918,46кг/м³
2. Для нефти ρ=807кг/м³    ρ(74)=767,43кг/м³

                     

 

                                 

 

 

 

Результаты  решения задачи 1.1                                                 рис. 1

 

                            

                    

 

  Решение задачи 1.1 в режиме отображения  формул                      рис. 2

 

Вывод: плотность сепарированной нефти обратно пропорциональна температуре.

Задача 1.2

Найти молярную массу сепарированной нефти, если известны её плотность и  вязкость при стандартных условиях.

Дано:  ; ;

Найти: ;

Решение:

_{Используя формулу  (1.13) :}       

 кг/кмоль.

Молярную массу сепарированной нефти определяем по формуле Крего  (1.14),для чего находим относительную  плотность нефти при температуре 15,5 ⁰С.Как рассчитано ранее в задаче 1.1 ,коэффициент термического расширения нефти плотностью 807 кг/м³ равен 0,9549*10^-3  1/К тогда плотность нефти при 15,5 ⁰С:

_{Так как относительная  плотность нефти  по воде в 1000 раз меньше, то по формуле Крего  (1.14)}

44,29*0,81048/(1.03-0,81048) = 163, 52 кг/кмоль.

ОТВЕТ:

Для нефти ρ=807кг/м³    М_н=179,81кг/моль        М_нкрего=163,52кг /моль

        

 

     Результаты решения задачи 1.2                                                 рис.3

 

                                          Решение задачи 1.2 в режиме отображения  формул                                   рис. 4

 

Вывод: Значение молекулярной массы по формуле Керго на 9.1% меньше, чем по классической формуле.

 

 

Задача 1.3

 

 

Определить  вязкость сепарированной нефти при  заданной температуре, если известна только ее плотность при 20⁰С в поверхностных условиях.

Дано ; .

Найти: =?

Решение:

При отсутствии экспериментальных данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20°С и атмосферном давлении, можно воспользоваться следующими формулами:

для 845<ρ_н<924 кг/м³, μ_н = ((0.658* ρ_н ²)/(10³ * 886 - ρ_н ²))²;    (1.23)

для 780< ρ_н <845 кг/м³, μ_н = ((0.456* ρ_н ²)/(10³ * 833 - ρ_н ²))²,  (1.24)

 где

Эмпирический  коэффициент  С=1000

Так как  <10 мПа*с, то

a=1,76*10^-3 ;

;

Находим вязкость

мПа*с.

ОТВЕТ:

Для нефти плотностью ρ=807 вязкость μ=0,384мПа*с

 

                             

   Результаты решения задачи 1.3                                                  рис.5

 

Задача 1.3			Решение
ρн2, кг/м3	t, ̊C		μ1	ф	С	a	μн
807	74		0,38436505	0,754345941	1000	0,00176	2,669747608

 

                                          Решение задачи 1.3 в режиме отображения формул                                   рис. 6

Вывод: вязкость при температуре 74 меньше вязкости при в 6,9  раза.

Физико-химические свойства пластовых  и технических вод

 

Пластовые воды нефтяных месторождений - это неотъемлемая часть продукции  добывающих скважин, которая обуславливает  значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах.

Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представляют собой сложные многокомпонентные  системы. Обычно они содержат ионы растворимых  солей:

• Анионы  ОН^(-) ,CL^(-),S0₄^(2-) , С0₃^2(-), НСО₃^-_,
• катионы Н⁽⁺⁾, К⁽⁺⁾, Na⁽⁺⁾,Mg²⁽⁺⁾, Са²⁽⁺⁾, Fe²⁽⁺⁾' и др.
• ионы микроэлементов: Br^(-), J^(-) , и др.
• коллоидные частицы: Si0₂, Fe₂0₃, Al₂O₃;
• растворенные газы: со₂, h₂s, сн₄, н₂, N₂ и др.
• нафтеновые кислоты и их соли.

Количественные соотношения между  этими ионами определяю г тип пластовых и сточных вод.

Из физических свойств пластовой  воды наибольшее значение в процессах сбора и подготовки имеют её плотность и вязкость. Плотность пластовой воды в зависимости от солесодержания рассчитывается по формуле:

ρ_вп = ρ_в+ 0.7647*S,        (2.1)

где ρ_вп — плотность дистиллированной воды при 20°С, кг/м³; S -концентрация соли в воде (растворе), кг/м³.

В диапазоне температур от 0 до 45°С плотность водных рассолей нефтяных месторождений изменяется мало, поэтому  влияние температуры может быть учтено следующим образом:

ρ_вп(Т)= ρ_вп - 0.0714*(t - 20),       (2.2)

где  ρ_вп(Т), ρ_вп — плотность пластовой воды при температуре t и 20°С соответственно, кг/м³.

Важное значение имеет возможность  учёта изменения вязкости попутной воды при изменении её температуры, солесодержания и, как следствие, плотности. Как показывает обработка экспериментальных  данных, вязкость пластовой воды может  быть рассчитана следующим образом:

при Δρ<=Δρ1:

μ_вп=μ_в(t)*10^{0.8831Δρ*10-3}                                             (2.3)

где μ_вп - вязкость пластовой воды при температуре t, мПа*с;

 μ_в(t) - вязкость дистиллированной воды при температуре t, мПа*с;

значение  её может быть определено по формуле:

μ_в (t) = 1353*(t + 50)^-1.6928       (2.4)

где Δρ разность между плотностью пластовой и дистиллированной вод при 20°С, кг/м³:

Δρ = ρ_вп -998.3,        (2.5)

где плотность пластовой воды при 20°С, кг/м³;  Δρ1 - параметр, определяемый по формуле:

Δρ1 = 0.793*(146.8-t);       (2.6)

при  ρ1> Δρ1 :

      (2.7)

где А (ρ) — функция, значения которой зависят от температуры и плотности:

при 0=<t=<20^oC:

А(ρ) = 2.096*(Δρ - 0.5787*Δр1);      (2.8)

при  20 < t =< 30 ^oС:

А(ρ) = 2.096*(Δρ - 0.5787*Δρl) - 0.032*(t - 20)*(Δρ - Δρl)  (2.9)

при t>30 ⁰С:

А(ρ) = 1.776*(Δρ - 0.503*Δρ1).      (2.10)

 

Задача 2

Температура попутной воды в технологическом  процессе последовательно принимает  ряд значений. Определить изменение  плотности  и вязкости  минерализованной воды в технологическом процессе при известном её солесодержания.

Дано:  S=25; T₁=20; T₂=30; T₃=40.

Найти:

Решение:

Рассчитываем  параметр   

при 20⁰С    

Рассчитываем  параметр для 20⁰С;

зная, что получаем:

кг/м³.

Рассчитываем  параметр для 20⁰С:

кг/м³. 

_{Так как Δρ<=Δρ1  то}

_{Вязкость  пластовой воды при  температуре t рассчитывается по формуле:}

 _где

μ_в(t)=1353*(t+50)^-1,6928

μ_в(20)=1353*(20+50)^-1,6928=1,018мПа*с

мПа*с

Аналогично  делаем расчеты для других заданных температур.

 

Результаты  решения задачи 2.1                                       рис.7

                                          Решение задачи 2,1 в режиме отображения  формул                                   рис. 8

Вывод: вязкость дистиллированной воды уменьшилась в 1,53 раза при изменении температуры с 20 до 40 ⁰С.

Неизотермическое течение жидкости

 

Чтобы определить, какие режимы существуют в трубопроводе, следует рассчитать критическую температуру, при которой происходит смена турбулентного режима на ламинарный:

     (3.1)

где t* - температура в рабочем диапазоне, при которой известна вязкость ν; 

u - коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; d - внутренний диаметр трубопровода, м; Q - объемный расход, м³/с; Re_кр ⁼ 2300.

Коэффициент крутизны вискограммы  рассчитывают по формуле:

       (3.2)

При режим только ламинарный, а при режим только турбулентный. При

t_н >t_kp>t_k в трубопроводе имеют место два режима.

Средняя по сечению трубопровода температура  на любом расстоянии от его начала определяется по формуле Шухова:

     (3.3)

где t_H, t_o - температура нефти в начале трубопровода и температура окружающей среды, соответственно, °С; к - коэффициент теплопередачи, Вт/(м²*К); d - внутренний диаметр трубопровода, м; х - расстояние от начала трубопровода до точки, для которой рассчитывается температура, м; G - массовый расход нефти, кг/с; С_Р - уделыи теплоемкость нефти, Дж/(кг*К).

В конце трубопровода х = L.

Коэффициенты теплопередачи различны для ламинарного и турбулентного  режимов.

Для точки х, находящейся в ламинарной зоне при двух режимах движения нефти в трубопроводе, формула Шухова имеет следующий вид:

      (3.4)

где t_кр — критическая температура, °С; L_t — длина турбулентного м; L - длина всего трубопровода, м; Шу_л:

        (3.5)

Длина турбулентного участка рассчитывается по формуле:

      (3.6)

Температура в конце трубопровода при двух режимах дни же кия нефти рассчитывается по следующей формуле:

  (3.7)

Задача 3

Определить режимы движения нефти  в трубопроводе длины 20 км и внутреннего диаметра 259 мм при определённой его пропускной способности 0,035 м³/с, температуре нефти в начале 70⁰С и необходимой температуре конце трубы 35⁰С. Температура окружающей среды 2⁰С. Тепловая изоляция отсутствует. Рассчитать температуру нефти по длине трубопровода (минимум 6 точек), и температуру нефти в конце трубопровода.

 

Дано:   L=20м;   d=259мм;   Q=0,035м³/с;   кг/м³;   t_н=70⁰С;    t_к=35⁰С;     t₀=2⁰С; C_р=1884Дж/(кг*К);    t₁=10⁰С;   t₂=60⁰С;   v₁=110*10⁴ м²/с;   v₂=2,78*10⁴ м²/с; k_т=5,4Вт/(м²*с); k_л=5,35Вт/(м²*с);

Найти: l_т=?;    l_л=?;    t_кон=?;   t_x=?

Решение:

Определим коэффициент крутизны вискограммы:

Рассчитываем  критическую температуру:

Рассчитаем  среднюю температуру потока:

а) на турбулентном участке:

б) на ламинарном  участке:

_{Рассчитываем  коэффициент термического расширения нефти:}

Т.к  для диапазона 860=< =<960 кг/м³:

;

α_н=10^-3*1,975*(1,272-930*10^-3)=0,68*10^-3

Рассчитаем  плотность нефти при средних  температурах потока:

а) турбулентный участок:

Ρ_н(t)= p_н/(1+α_н*(t-20)=930/(1+0,00068*(131,913-20))=864,64кг/м³.

б) ламинарный участок:

Ρ_н(t)= p_н/(1+α_н*(t-20)=930/(1+0,00068*(114,413-20)=874,24кг/м³.

Рассчитаем  длины участков:

а) турбулентный участок:

б) ламинарный участок:

Рассчитаем  длину трубопровода из суммы данных участков и сравним сданной длиной: