Физические свойства нефтей и нефтепродуктов. Зависимость плотности от давления и температуры. Вязкость нефтей и нефтепродуктов; ее зависимость от температуры.

Основные физические свойства нефтей и нефтепродуктов характеризуются следующими параметрами:

1. Плотность , , в системе СИ .

2. Динамическая вязкость , , в системе СИ .

3. Кинематическая вязкость , , в системе СИ .

4. Давление насыщенных паров , , в системе СИ .

5. Температура застывания , .

6. Удельная теплоёмкость , в системе СИ .

7. Коэффициент теплопроводности - определяет перенос энергии более нагретых участков жидкости к менее нагретым, в системе СИ .

Физические свойства нефтей и нефтепродуктов зависят от их состава, то есть от соотношения между парафиновыми, нафтеновыми и ароматическими углеводородами и другими углеводородами, водящими в состав нефти и нефтепродуктов.

Параметр	Нефть	Бензин	Дизельное топливо	Керосин
Плотность, .
Кинематическая вязкость.
Температура застывания,
Удельная теплоёмкость, .
Коэффициент теплопроводности, .
Модуль упругости жидкости, .

Плотность нефтей и нефтепродуктов зависит от температуры: , где - температура в градусах Цельсия, - плотность при двадцати градусах Цельсия, - коэффициент объёмного расширения, который обычно берётся из справочников.

Плотность нефтей и нефтепродуктов зависит от давления в трубопроводе: , где - модуль упругости жидкости.

При одновременном отклонении температуры и давления от номинальных значений можно пользоваться следующей объединённой формулой: .

Зависимость кинематической вязкости от температуры выражается формулой Рейнольдса-Филонова: , где - известное значение вязкости при температуре , (каппа) – параметр термовязкограммы.

Некоторые нефти и нефтепродукты при определённых условиях могут проявлять свойства неньютоновских жидкостей. Существует два основных типа неньютоновских жидкостей:

1. Степенная жидкость Освальда: , где - консистентность жидкости, - показатель степени. Параметры и зависят от температуры. При повышении температуры показатель степени стремиться к единице, а консистентность температуры становиться равной динамической вязкости и жидкость становится ньютоновской.

2. Бингамовский пластик: , где - предельное напряжение сдвига. При повышении температуры предельное напряжение сдвига стремиться к нулю и бингамовский пластик становиться ньютоновской жидкостью.

2.Трубопроводы: стальные трубы – осн. Нефтепроводы: промысловые, магистральные( 219-1400мм, 1,2-10 МПа), технологические. также отн продуктопроводы.

Технический коридор магистральных тп – система парал прол труб по одной трассе

Для технологических тп важное хначение имеет правильный выбор параметров трансп. в-ва. Рабочее давление принимается равным избыточному макс давлению, развиваемому насосом/копрес, или давлению, на кот отрегулированы предохранительные устройства. Рабочая температура – макс или мин темп транспортируемого в-ва по регламенту.

Состав линейной части магистрального трубопровода:

1. Трубопровод, то есть трубы, сваренные друг с другом и покрытые слоем антикор. изоляции.

2. Запорная арматура.

3. Специально оборудованные переходы через естественные и искусственные препятствия.

4. Установки противокоррозионной и электрохимической защиты.

5. Линии связи, линии электропередач, дороги вдоль трассы и прочее.

При строительстве трубопроводом используются стальные трубы трёх основных типов: трубы бесшовного типа, трубы с прямым швом, трубы со спиралевидным швом. Промышленностью выпускается нормальный ряд диаметров труб: 219-1420 миллиметров. Толщина стенок труб колеблется от 4 до 19 миллиметров.

Конкретная толщина стенки для трубопровода определяется в процессе технологического расчёта и зависит от рабочего давления в трубопроводе, от типа стали, от условий эксплуатации.

К запорной арматуре относятся задвижки, вентили и краны. Назначениями запорной арматуры являются: отсечение участков трубопровода в случае аварии, перекрытие трубопровода при проведении ремонтных работ.

При пересечении трубопроводом водоёмов, он прокладывается ниже уровня дна реки и закрепляется специальными утяжеляющими устройствами, при этом, параллельно основному трубопроводу, обязательно прокладывается резервная нитка того же диаметра.

При пересечении трубопроводом железных или автомобильных дорог, он прокладывается в патроне из труб большего диаметра.

Нарисовать геом пар-ры трубы.

Предельное кольцевое напряжение:

Условие движения жидкости по трубе:

При изменении температуры и давления кроме плотности и вязкости жидкости меняются также геометрические параметры трубопровода. Для учёта объёмного расширения трубопровода при изменении температуры используется следующая формула: , где - объём при температуре , - коэффициент объёмного расширения металла трубы (для стали ). Вследствие разницы внутреннего и внешнего давлений в трубопроводе объём внутренней полости меняется, приращение площади поперечного сечения при этом может быть определено по следующей формуле: , где - внутренний диаметр трубопровода при начальном давлении , - модуль Юнга материала трубы (для стали ), - толщина стенки трубы.

3,4

3.Промысловая подготовка нефти необходима для обеспечения определенных показателей качества сырья для переработки и для создания таких условий при которых влияние вредных компонентов в нефти не будет оказывать серьезного отрицательного влияния на срок службы магистральных нефтепроводов.

Процесс сбора и подготовки нефти начинается непосредственно после ее прохождения фонтанной арматуры скважины на нефтесборных установках, включающих автоматизированную групповую замерную установку, одну или две ступени сепарации и резервуары для сбора нефти, а заканчивается на установках комплексной подготовки нефти (УКПН), составляющих вместе с промысловыми трубопроводами единую технологическую систему.

Отделение газа от нефти осуществляют в сепараторах, в которых может происходить и частичное отделение воды. По конструкции сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные, а по принципу действия — гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др. Процесс получения товарной нефти включает:

Обезвоживание нефти заключается в разрушении водонефтяных эмульсий

Обессоливание нефти — удаление минеральных солей путем смешения предварительно обезвоженной нефти с пресной водой с последующим повторным обезвоживанием."

Стабилизация нефти — отделение легких фракций (пропан-бутанов и части бензиновых) для снижения потерь при транспортировке по магистральным трубопроводам и хранении в резервуарах.

Стабилизация нефти осуществляется методами горячей сепарации или ректификации.УКПН, включают сепараторы, мерники (при самотечной системе сбора нефти) или расходомеры (при напорной системе сбора), резервуары-отстойники, технологические трубопроводы, насосное и компрессорное оборудование.

4.Поступающий из скважины природный газ содержит следующие элементы:

1. Механические примеси (песок, частицы породы), которые приводят к абразивному износу труб и оборудования магистрального газопровода.

2. Конденсат тяжёлых углеводородов, который скапливается в пониженных участках трассы, уменьшая поперечный объём сечения и увеличивая расход энергии на перекачку.

3. Пары воды, которые вызывают коррозию, а также способствуют образованию гидратов (связанные молекулы углеводородов и воды).

4. Сероводород, которые в присутствии воды усиливает коррозию.

5. Углекислый газ, который уменьшает теплоты сгорания газа, а также в присутствии воды усиливает коррозию.

Подготовка газа к транспорту включает в себя очистку газа от механических примесей, удаление конденсата тяжёлых углеводородов, осушку, удаление сероводорода и углекислого газа.

Очистка от механических примесей производится в пылеуловителях, которые бывают следующих типов: 1.Масляные пылеуловители. 2.Циклонные пылеуловители.

Для удаления конденсата тяжёлых углеводородов используются конденсатосборники, входящие в состав линейной части магистрального газопровода.

Осушку газа производят с помощью следующих методов:

1. Охлаждение. Для охлаждения газа используется либо дросселирование, либо специальные установки АВО – автоматы воздушного охлаждения. 2.Абсорбция. 3. Адсорбция. Удаление сероводорода и углекислого газа производится одновременно с помощью абсорбции и адсорбции. При небольшом количестве сероводорода углекислый газ может удаляться с помощью воды.

НЕ ЗАБЫТЬ: Насос(поршневой, шнек, шесерн, центроб), схему ГНПС (8атм, 50-60 атм), диф напор станции (дН= Рн-Рв/рож), резервуар, два принципа НПС(брандмауэр, взрывозащищ исп)

В состав сооружений магистрального нефтепровода входят:

1. Головная нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком.

2. Промежуточные нефтеперекачивающие станции с резервуарными парками.

3. Линейная часть с отводами и местами подкачек.

4. Конечный пункт с резервуарным парком.

Головная нефтеперекачивающая станция располагается вблизи промысла после установок подготовки нефти к транспорту.Расположение промежуточных нефтеперекачивающих станций определяется гидравлическим расчетом, расстояние между ними составляет от 70 до 150 километров.Головная нефтеперекачивающая станция и конечный пункт имеют резервуарные парки, объём которых равен двойной или тройной суточной пропускной способности нефтепровода.Если трубопровод имеет протяжённость более 800 километров, то он разбивается на эксплуатационные участки длиной 300-400 километров. На промежуточных ефтеперекачивающих станциях, находящихся на границе эксплуатационных участков, также находятся резервуарные парки, объёмом, составляющим 30-50 процентов от суточной пропускной способности нефтепровода.На магистральных нефтепроводах, которые используются для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, строятся станции подогрева нефти, которые могут быть либо совмещены с промежуточными нефтеперекачивающими станциями, либо находится отдельно.Промежуточные нефтеперекачивающие станции могут иметь наливные пункты для перевалки нефти в железнодорожные цистерны. Конечным пунктом магистрального нефтепровода является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

В магистральных нефтепродуктопроводах используются перекачивающие станции, и не используются подкачки и станции подогрева нефти. Конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода является нефтяная база.

Состав линейной части магистрального трубопровода:

6. Трубопровод, то есть трубы, сваренные друг с другом и покрытые слоем антикор. изоляции.

7. Запорная арматура.

8. Специально оборудованные переходы через естественные и искусственные препятствия.

9. Установки противокоррозионной и электрохимической защиты.

10. Линии связи, линии электропередач, дороги вдоль трассы и прочее.

Существует два вида нефтеперекачивающих станций:

1. Головная нефтеперекачивающая станция, предназначенная для приёма нефти с промысла, закачки её в магистральный нефтепровод и создания напора, необходимого для её перекачки.

2. Промежуточная нефтеперекачивающая станция, предназначенная для поддержания напора для дальнейшей перекачки нефти.

Нефтеперекачивающая станция представляет собой сложный комплекс инженерных сооружений и объектов, которые можно разделить на две основные группы:

1. Объекты основного назначения:Резервуарный парк.Подпорная насосная.Узел учёта нефти с фильтрами.Магистральная насосная.Технологические коммуникации.

2. Объекты вспомогательного назначения: устройства электроснабжения, устройства маслоснабжения, устройства водоснабжения, устройства канализации и сбора утечек, устройства связи. На промежуточных нефтеперекачивающих станциях резервуарный парк и подпорная насосная могут отсутствовать.

6,21

При перекачке газа по магистральному газопроводу используются три основных величины расхода:Об р , , .Мас р , , .ком р - мас р, прив к стандартным условиям, , . Станд условия: 20 С Р=1атм

Описать ламинарное и турбулентное движение.

Стационарные и нестац. течения: , P=P(x), T=T(x) U=U(x), Нестац – наоборот

Соответственно объёмному и массовому расходу, вводят понятия линейных и массовых скоростей.

Линейная скорость , . Массовая скорость , .

При движении газа по газопроводу массовый расхзод и скорость постоянны, а линейная скорость и объёмный расход увеличиваются вследствие снижения плотности.

Уравнение неразрывности: , или .

Установившееся течение жидкости в трубе описывается двумя уравнениями:

1. Уравнение Бернулли: .

2. Уравнение сохранения массы: .

Если трубопровод имеет постоянный диаметр и жидкость, текущая по нему, несжимаемая, то из уравнения сохранения массы следует, что скорость движения жидкости постоянная и уравнение Бернулли принимает вид: , где - потери напора.

Потери напора на трение обусловлены трением слоёв жидкости относительно друг друга и находятся по формуле: .

Потери напора на местное сопротивление , где зависит от числа Рейнольдса и от параметров местного сопротивления. При расчёте магистральных нефтепроводов обычно принимают величину .

Линия гидравлического уклона – линия , представляющая собой зависимость полного напора от координаты по оси трубопровода.

Гидравлический напор – величина, равная тангенсу угла наклона линии гидравлического наклона к горизонту, которую можно найти по следующей формуле: .

7,11

Коэффициент гидравлического сопротивления: , где , .

1. Ламинарный режим течения, при котором . Формула Стокса: .

2. Турбулентный переходный режим, при котором . , где - коэффициент перемежаемости.

3. Развитый турбулентный режим:

a. Зона гидравлически гладких труб, в которой . Формула Блазиуса: .

b. Зона смешанного трения, в которой . Формула Альтштуля: .

c. Зона квадратичного трения, в которой . Формула Шефринсона .

Под участком нефтепровода в дальнейшем будем понимать перегон между двумя соседними нефтеперекачивающими станциями.

Величина полного напора на выходе из нефтеперекачивающую станции в начале участка можно найти по следующей формуле: (1), где - высотная отметка начала участка; - подпор на входе в нефтеперекачивающую станцию; - дифференциальный напор нефтеперекачивающей станции (величина напора создаваемого непосредственно насосами нефтеперекачивающей станции).

Величину полного напора на входе нефтеперекачивающей станции можно найти по следующей формуле: (2), где - высотная отметка конца участка; - остаточный напор в конце участка.

С учётом формул (1) и (2) уравнение Бернулли для рассматриваемого участка может быть представлено в следующем виде: . Преобразовав его, получим: (3) – уравнение баланса напоров для участка нефтепровода. Оно служит для определения расхода перекачки . В этом уравнении левая часть - гидравлическая характеристика нефтеперекачивающей станции, а правая часть - гидравлическая характеристика участка трубопровода.

Рассмотрим нефтепровод с нефтеперекачивающими станциями. В случае отсутствия сбросов и подкачек для такого нефтепровода можно записать систему из уравнений баланса напоров для каждого участка: (1), где - остаточный напор в конце трубопровода; - высотная отметка конца трубопровода. Сложив все уравнения получим: (2) - уравнение баланса напора для всего трубопровода. В этом уравнении левая часть - суммарная гидравлическая характеристика всех нефтеперекачивающих станций, а правая часть - суммарная гидравлическая характеристика всего трубопровода.

С помощью системы (1) можно определить величину подпоров на входе в каждую нефтеперекачивающую станцию: . Зная величину подпора на второй нефтеперекачивающей станции, можно определить давление на входе второй нефтеперекачивающей станции и давление на нагнетании второй нефтеперекачивающей станции .

Если сложить первые уравнений системы (1) можно получить подпор перед -ой нефтеперекачивающей станцией: (3), зная который можно вычислить давление на входе -ой нефтеперекачивающей станции и давление на нагнетательной линии -ой нефтеперекачивающей станции .

Величина подпора на любой станции должна больше величины анти кавитационного запаса работы насоса, то есть (4). Давление на нагнетательной линии любого насоса должно превосходить давление, определяемое прочностью труб и корпуса насоса, то есть (5).

Для нормальной работы нефтепровода необходимо выполнение уравнения баланса напора (2) и условий (4) и (5), которые определяются с помощью уравнения (3), и называются условиями согласования работы нефтепровода.

На нефтеперекачивающей станции, как правило, устанавливается несколько насосов. Суммарная (Q-H)-характеристика нефтеперекачивающей станции – суммарные характеристики всех насосов, включённых последовательно и параллельно.

Чаще всего, на нефтеперекачивающих станциях насосы включены последовательно для повышения напора.

Полезная мощность центробежного насоса – мощность, расходуемая на преодоление разности напора между нагнетанием и всасывание насоса.

Полезную мощность можно найти по следующей формуле: , где - подача насоса; - напор, создаваемый насосом.

Мощность, затрачиваемая насосным агрегатом, определяется по следующей формуле: , где - коэффициент полезного действия насоса, который обычно составляет восемьдесят процентов; - коэффициент полезного действия привода, который для электропривода обычно составляет 95 процентов.

Зависимость коэффициента полезного действия насоса от подачи выглядит следующим образом:

Видно, что на графике имеется ярко выраженный максимум. Обычно, насосы подбирают таким образом, чтобы рабочая подача была при максимальном коэффициенте полезного действия.

При последовательном соединении насосов коэффициент полезного действия данного соединения определяется из системы уравнений: , следующим образом:

; ;

;

При параллельном соединении насосов коэффициент полезного действия данного соединения определяется из системы уравнений: , следующим образом:

; ; ;

10,12

10.На нефтеперекачивающих станциях центробежные насосы могут быть соединены двумя способами:

1. Последовательное соединение, при котором расходы равны, то есть , а общий напор равен сумме напоров первого и второго насосов, то есть . Если характеристику одного насоса представить в виде , а характеристику второго насоса в виде , то суммарная характеристика этих двух насосов, соединённых последовательно, будет иметь вид: .

2. Параллельное соединение, при котором общий расход равен сумме расходов первого и второго насосов, то есть , а напоры равны, то есть . Если характеристику одного насоса представить в виде , а характеристику второго насоса в виде , то суммарная характеристика этих двух насосов, соединённых параллельно, будет иметь вид: .

2. Суммарная характеристика при параллельном соединении насосов

12.При эксплуатации нефтепроводов могут существовать такие гидравлические режимы, при которых жидкость на отдельных участках движется неполным сечением или самотёком только под действием силы тяжести. Давление в парогазовой полости над свободной поверхностью жидкости на самотёчном участке равно . Разность напоров между началом и концом самотёчного участка определяется разностью высотных отметок, то есть . Начало самотёчного участка называется перевальной точкой нефтепровода. Величина гидравлического уклона на самотёчном участке равна тангенсу угла наклона профиля нефтепровода к горизонту, то есть .

Закон сохранения массы: . Поскольку , то очевидно, что , то есть на самотёчном участке жидкость движется быстрее.

Рассмотрим алгоритм графического определения самотёчных участков в нефтепроводе. Линию гидравлического уклона начинают строить с конца трубопровода. На участке линия гидравлического уклона проходит выше линии профиля трассы, поэтому на этом участке невозможно самотёчное движение жидкости. В точке линия гидравлического уклона подходит к линии профиля трассы, таким образом, точка является концом самотёчного участка. Ближайшая предыдущая к ней вершина профиля является точкой начала самотёчного участка. От перевальной точки строится линия гидравлического напора , которая параллельна линии .

Самотечныеучастки в мн приводят к увеличению начального напора Н₁ (и давления р₁) на станции, т.е. требуют более высоких энергетических затрат по сравнению с тп без самотечных участков.

В определённых случаях нефтепровод может иметь структуру, отличную от структуры обычного трубопровода.

Вставка – участок трубопровода с отличным от основного диаметром.

Вставка представляет собой последовательное соединение трубопроводов с различными диаметрами, и служит для увеличения пропускной способности трубопровода и для снижения потерь напора.

Расход:

Потери: .

Скорости: ; .

Байпас — обводной трубопровод с запорной арматурой для перепуска транспортируемой среды (жидкости, газа) мимо основного трубопровода на участке его ремонта и для возвращения потока в сеть в конце участка.

Лупинг – дополнительный трубопровод, проложенный параллельно основному и соединённый с ним.

Лупинг представляет собой два параллельно соединённых трубопровода, и служит для увеличения пропускной способности трубопровода и для снижения потерь напора.

Расход: .

Потери: .

Система уравнений легко разрешима в двух случаях.

Если режим течения в обеих ветвях трубопровода находится в зоне гидравлически гладких труб, то и .

Если режим течения в обеих ветвях трубопровода находится в зоне квадратичного трения, то и .

Потери напора и, соответственно, значения гидравлического уклона на участках с лупингами и вставками меньше, чем в основной магистрали.

Высоковязкая и застывающая нефть – нефть, температура застывания которой равна или выше среднемесячных мин температур окр тп среды. Используется два вида технологий перекачки:

1. не изм реологические свойства( мех устройства, изменение свойств трубы и тд

2. изменяющие реологические св-ва (а. физические б. химические в. физ-химические)

Горячая перекачка – физический способ, наиболее распространен. подогрев 70-120град. промежуточные станции подогрева. Принципиальная схема:

При горяей перекачке пропускная способность не может бфть меньше некоторго минимального значения, => перекачка ведется в нек случаях циклами (полн загрузка\остановка). В режиме остановки нефть остывает и потери на ее перекачку при пуске повышаются. Безопасная остановка: продолжительность такова, чтобы макс потери напора при пуске не превышали напора, развиваемого насос. агр. а давление в начале тп было меньше бопустимого по прочности.

В противном случае – замораживание тп и высокие потери нефти и денег.

Труба:

Формула Ньютона:

- значение потока тепла в единицу времени. d-внутренний диаметр тп, К-коэф. теплопередачи, Тг-температура окр среды.

Уравнение Шухова: - описывает изменение температуры в потоке нефти.

- уравнение, описывающее нестац процесс теплообм при постоянном расходе.

Для трубопровода перекачивающего высоковязкие нефти производят тепловой и гидравлический расчёты. Целью теплового расчёта является определение распределения температуры по длине трубопровода. Такое определение осуществляется с помощью формулы Шухова, которое получается при решении уравнения Шухова: , где - температура окружающей среды; - начальная температура жидкости в начале трубопровода; - полный коэффициент теплопередачи от жидкости в окружающую среду, который определяется по следующей формуле: , ; - внутренний диаметр; - наружный диаметр; - коэффициент теплопередачи от жидкости к внутренней поверхности металла трубы; , - наружный и внутренний диаметры -ого изолирующего слоя, включая металл трубы; - коэффициент теплопроводности -ого изолирующего слоя, включая металл трубы; - коэффициент теплопередачи от внешней поверхности внешнего изолирующего слоя в окружающую среду; - диаметр трубопровода с учётом всех слоёв изоляции; - плотность нефти; - расход; - удельная теплоёмкость при постоянном объёме перекачиваемой жидкости, .

Гидравлический режим «горячего» нефтепровода определяется условиями его теплообмена с окружающей средой. По мере понижения температуры на участке трубопровода вязкость перекачиваемой нефти увеличивается и, следовательно, возрастают потери напора. Для определения потерь напора при «горячей» перекачке используется формула Дарси-Вейсбаха в дифференциальной форме: , тогда изменение потерь напора на участке длиною можно найти по формуле: .

Алгоритм определения потерь напора при «горячей» перекачке:

1. Определяется распределение температуры по длине трубопровода по формуле Шухова.

2. Определяется распределение кинематической вязкости по длине трубопровода по формуле Рейнольдса-Филонова.

3. В зависимости от значения кинематической вязкости определяется число Рейнольдса .

4. С помощью числа Рейнольдса определяется коэффициент гидравлического сопротивления .

5. Вычисляется интеграл .

6. Определяются потери напора по формуле: .

15.

Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов представляет собой специальную технологию транспортировки нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам, при которой в одном трубопроводе в любой момент времени находятся несколько жидкостей, различающихся по своим физико-химическим свойствам. Последовательная перекачка применяется в основном при транспортировке нефтепродуктов, в редких случаях – разных сортов нефтей. Нефтепродуктами, которые перекачиваются по трубопроводу, являются несколько сортов, дизельных топлив, авиационных керосинов.

Автомобильные бензины различаются по октановому числу, которое указывается в их маркировке. Последовательной перекачке чаще всего подвергаются бензины следующих марок: А-76, А-80, А-92.

Маркировка дизельных топлив: Л-0.2-65, где Л – тип топлива (летнее, зимнее, арктическое); 0.2 – содержание серы (0.2, 0.4, 0.5); 65 – температура вспышки (65, 40).

Авиационные керосины бывают следующих сортов: ТС-1 и ТС-2.

Сорта нефтей различаются по содержанию серы, солей и по коэффициенту обводнённости (содержанию серы).

Перекачка нефтепродуктов:

Различные сорта нефти поступают с нефтеперерабатывающего завода, каждый в свой резервуар, а затем последовательно, один за другим, закачиваются в магистральный нефтепродуктопровод. При этом какие-либо разделители между различными жидкостями отсутствуют, поэтому такой метод также называется последовательной перекачкой прямым контактированием.

Партия – любая последовательно движущаяся в трубопроводе жидкость.

Закачка партий нефтепродуктов организуется таким образом, чтобы друг с другом контактировали нефтепродукты, наименее различающиеся по своим свойствам.

Цикл перекачки – совокупность партий всех нефтепродуктов, перекачиваемых по данному трубопроводу.

Цикл перекачки может иметь следующий вид: А-0.5-40 → А-0.2-65 → А-80 → А-92 → А-80 → А-0.2-65.

Преимущества последовательной перекачки прямым контактированием:

1. Возможность использование одного трубопровода для перекачки нескольких нефтепродуктов.

2. Наиболее полная загруженность трубопровода.

3. Равномерное снабжение потребителей.

4. Снижение себестоимости перекачки.

Основным недостатком последовательной перекачки прямым контактированием является образование смеси в зоне контакта партий. Однако количество образующейся смеси относительно невелико и не превышает одного процента от общего объёма трубопровода.

Смесь, образующаяся при последовательной перекачке, бывает двух видов: технологическая и первичная.

Технологическая смесь образуется непосредственно в зоне контакта двух партий разнородных жидкостей при последовательной перекачке.

Первичная смесь образуется в начале участка трубопровода вследствие конечности времени переключения задвижек трубопроводов ведущих от различных резервуаров.

На конечном пункте трубопровода организуется раскладка смеси, то есть добавление смеси к партиям чистых нефтепродуктов с сохранением показателей качества последних.

Рассмотрим механизм смесеобразование при последовательной перекачке.

На смесеобразование при последовательной перекачке влияют два основных процесса: конвективная и турбулентная диффузии.

15.

Конвективная диффузия обусловлена неравномерностью скоростей частиц жидкости при её течении. Процесс конвективной диффузии в чистом виде имеет место при ламинарном режиме течения жидкости.

Если режим течения турбулентный, то к конвективной диффузии добавляется турбулентная диффузия, которая обусловлена хаотическим движением частиц жидкости в области смеси.

Зона первоначального контакта нефтепродуктов внутри области смеси двигается со средней скоростью перекачки .

При турбулентной диффузии объём образующейся смеси меньше, чем при чистой конвективной диффузии, и составляет около одного процента от объёма всего трубопровода.

При последовательной перекачке средняя скорость должна быть меньше величины , чтобы сохранился развитый турбулентный режим, и объём смеси был минимальным.

Объём образующейся смеси определяется из следующей формулы: .

Объёмные концентрации: , . При этом должно выполняться следующее условие: . Обычно используется концентрация замещающего нефтепродукта смеси , тогда концентрацию замещаемого нефтепродукта смеси будет равна .

Массу смеси можно определить по формуле: .

Тогда: ; ;

; ,

поэтому можно сделать вывод, что: .

Определение объема области смеси. Особенности смесеобразования при остановках перекачки.

При практических расчётах под областью смеси понимают область, в которой концентрация замещающего нефтепродукта изменяется в пределах от одного до девяносто девяти процентов. В этом случае длина области смеси может быть определена по следующей формуле: , где - длина трубопровода; - коэффициент продольного перемеживания; - скорость течения жидкости. Коэффициент продольного перемеживания можно найти с помощью формулы Тейлора: . Объём области смеси определяется по формуле: , где - объём трубопровода.

Формула для определения объёма смеси, полученная теоретическим путём, даёт заниженные результаты, по сравнению с теми, что имеют место на практике. Поэтому для определения объёма скорректированными формулами, полученными в результате обработки экспериментальных данных.

Формулы Съенитцера: или .

При последовательной перекачке нефтепродуктов возможны ситуации, когда перекачка останавливается (аварии, ремонтные работы, нехватка ресурсов). При остановке перекачки объём смеси существенно увеличивается.

При последовательной перекачке одним из требований является создание изгибов.

16.

Физические свойства газов характеризуются следующими основными параметрами:

1. Плотность , .2. Удельный объём , . 3. Динамическая вязкость , .

4. Удельная теплоёмкость , , . 5. Относительная плотность: .

Плотность р природного газа зависит от его состава, от давления и температуры. При стандартных условиях, используемых в газовой промышленности, т.е. при давлении р = 101325 Па (1,033 атм. или 760 мм. рт. ст.) и температуре Т - 293 К (+20 °С), плотность р_ст природного газа составляет примерно 0,7 кг/м³. Если учесть, что плотность воздуха при тех же условиях равна 1,204 кг/м³, то становится ясно, что природный газ в 1,5 раза легче воздуха.

Вязкость газов, в отличие от вязкости жидкости, при увеличении температуры тоже увеличивается: , где - вязкость при температуре 273 кельвина.

Существует две основные модели, описывающие поведение газа: модель идеального газа и модель реального газа. Вязкость идеального газа с повышением давления не меняется, а вязкость реального газа с повышением давления увеличивается.

Теплоёмкостьгаза зависит от процесса, который происходит с газом и от свойств самого газа. При изохорном процессе теплоёмкость можно вычислить по следующей формуле: .

Теплоёмкость при изобарном процессе определяется из следующего уравнения: .

При движении газа по трубопроводу наблюдается эффект Джоуля-Томпсона, который заключатся в снижении температуры газа по мере его продвижения по трубопроводу, так как при понижении давления уменьшается кинетическая энергия газа, что приводит к уменьшению его температуры.

Природный газ состоит на 90-93% из метана; остальную его часть составляют гомологи метана - этап, пропан, бутан, пентан и др., а также азот, кислород, углекислый газ, сероводород, водород и инертные газы.

17.

Уравнение состояния газа – функциональная зависимость между давлением , удельным объёмом и температурой , которая существует для всех газов, находящихся в состоянии термодинамического равновесия, то есть .

Графически эта зависимость изображается семейством изотерм.

При температуре большей критической газ всегда остаётся в газообразном состоянии при любом давлении. При температуре меньшей критической, при сжатии газа, если достигается некоторого удельного объёма , начинается конденсация газа, и он переходит в двухфазное состояние. При достижении некоторого удельного объёма конденсация газа прекращается, и он приобретает свойства жидкости.

Для каждого газа существуют так называемая критические параметры: критическое давление и критическая температура. Если температура природного газа выше критического значения, то состояние газа всегда газообразное; если же температура природного газа ниже критического значения, то для каждого ее значения существует такое значение давления, при котором газ превращается в жидкость.

Так, например, для метана, основной компоненты природного газа, критическая температура составляет -82,5 С (190,55 К), а критическое давление «46 атм.

Это означает, что метан может быть сжижен, если его охладить на 82,5 ниже нуля и сжать до 46 атмосфер. Конечно, метан можно охладить еще глубже, тогда давление, при котором он станет жидким, будет меньше 46 атм. Если метан охладить на 190° ниже нуля, то он может быть жидким даже при атмосферном давлении.

Аналогичными свойствами обладают и другие компоненты природного газа. Константы компонентов, составляющих природный газ

Природный газ можно сжижать, а затем транспортировать в жидком виде, однако технология сжижения газа весьма сложна и дорогостояща. Главная сложность состоит в том, что для превращения природного газа в жидкость необходимо охладить его более чем на 100°С ниже нуля, и далее транспортировать в особых сосудах (танках) со сложной технологией поддержания газа в жидком агрегатном состоянии. Несмотря на то, что такая технология существует и даже практически реализуется, во многих случаях она проигрывает, с экономической и технологической точек зрения, транспорту газа более стандартным способом, т.е. по газопроводам.

18,19. Совершенный газ - газ, параметры которого удовлетворяют уравнению Клапейрона. Совершенный газ имеет постоянные удельные теплоемкости при постоянном объеме и давлении , в совершенном газе отсутствует вязкость и теплопроводность. Модель совершенного газа удовлетворительно описывает поведение реальных газов и газовых смесей (например, воздуха) в ограниченном диапазоне изменения p и T и широко используется при расчетно-теоретических исследованиях течения газов.

Уравнением Менделеева-Клапейрона: , или ,

где . Газовая постоянная , .

Для метана, имеющ молярную массу , газовая постоянная равна .

Основное свойство природного газа, как и вообще всех газообразных сред, состоит в его сжимаемости. Для природных газов величина плотности не является постоянной величиной (как для слабо сжимаемых жидкостей - воды, нефти, нефтепродуктов и т.п.), а зависит от давления и температуры. Плотность р природного газа возрастает с увеличением давления примерно пропорционально ему. Так, например, плотность газа, сжатого до давления 50 атм. превышает 0,7 х 50 - 35 кг/м и составляет 38-40 кг/м .

При больших давлениях и температурах характерных для магистральных газопроводов используются различные модели реальных газов, который обладает явлением сверхсжимаемости. Эти модели описываются скорректированным уравнением Менделеева-Клайперона: , где - коэффициент сверхсжимаемости, который для реальных газов всегда меньше единицы; - приведённое давление; - приведённое давление.