Реферат по предмету "Химия"

Узнать цену реферата по вашей теме


Физико-химические свойства нефти, газа, воды и их смесей

Физико-химические свойства нефти,газа, воды и их смесейСпособы выражения составов смесей и связь между ними
Состав смесихарактеризуется числом компонентов смеси и их соотношением. Соотношенияопределяются долями: массовой, объемной, молярной. Сумма долей всех компонентовсмеси равна 1. Массовая и молярная доли
Массовая доля i-го компонента в смеси:
/>i(1.1)
mi – масса i-го компонента в смеси
r- число компонентов в растворе
Молярная доля i-го компонента в смеси равна:
/>i(1.2)
ni – число молей i-го компонента в смеси
ni=mi/Mi(1.3)
Из 1.2 с учетом 1.1 и 1.3следует:
/> (1.4)
/> (1.5) Массовая и объемная доли
Объемная доля для смесей,подчиняющихся правилу аддитивности, определяется следующим образом:
/> (1.6)
Vi – объем i-го компонента перед смешением при заданных температуре идавлении смеси.
Так как /> (/> — плотность i-го компонента при заданнойтемпературе и давлении)
/> (1.8)
/> (1.9)
Объемная и молярная доли
/> (1.10)
Для газообразныхпродуктов в первом приближении можно принять, что в диапазоне давлений, малоотличающихся от атмосферного, отношение молярной массы газа к его плотностипрактически постоянно, т.е. />const, следовательно, для смеси газов/>
/> (1.13)Перемешивание газонефтяных смесей различного состава
Для расчета составовсмесей, получающихся в результате перемешивания r смесей пользуются следующими формулами:
Для смесей газов внормальных (стандартных) условиях
/> (1.14)
Для смесей нефтей
/> (1.15)

Nij Nis, – молярная доля i-го компонента в j-растворе и в смеси, получаемой врезультате смешивания rрастворов(газов, нефтей); Vj – объем j-раствора принормальных (стандартных) условиях; nj – число молей j-нефти.
Уравнение 1.15 являетсяобщим и справедливо для смесей веществ в любых агрегатных состояниях. Например,при перемешивании пластовых нефтей различных скважин, работающих в единыйсборный коллектор, состав получающегося нефтяного газа может быть рассчитан поформуле 1.16:
/> 1.16
Qнj – дебет сепарированной нефти j-скважины; Гj – газосодержание пластовой нефти j-скважины (объем газа приведен к нормальным или стандартнымусловиям).
При удалении из смесиотдельных компонентов полностью или частично, молярные доли оставшихсякомпонентов можно рассчитать по уравнению 1.17:
/> 1.17
Ni молярная доля i-го компонента в смеси первоначальногосостава Niуд – молярная доля части i-го компонента, удаляемого из смеси:полностью
Ni =Niуд, частично — Niуд/> Niгазосодержание нефти и ее объемный коэффициент
Газосодержание нефтиопределяют как отношение объема газа, выделяющегося из пластовой нефти врезультате ее однократного разгазирования при температуре 20оС иатмосферном давлении к объему сепарированной нефти:
Г0=Vг/Vн (1.18)
Vг – объем газа однократногоразгазирования при температуре 20оС и атмосферном давлении (м3),Vн – объем сепарированной нефти, остающейся послеоднократного разгазирования при температуре 20оС и атмосферномдавлении (м3)
Массовую долюрастворенного в нефти газа можно определить по формуле 1.19:
/> (1.19)
mн, mг – массы сепарированной нефти и газа(кг), />н– плотность сепарированной нефти в стандартных условиях (кг/м3), />г –плотность газа однократного разгазирования при температуре 20оС иатмосферном давлении (кг/м3)
Молярная долярастворенного в нефти газа определяется по формуле:
/> 1.21

Мнг – молярная масса нефти с растворенным в нейгазом, Мг – молярная масса газа (кг/кмоль). Если неизвестна молярнаямасса нефти с растворенным в ней газом, то молярную долю растворенного в нефтигаза можно рассчитать по уравнению 1.22:
/> (1.22)
Мн – молярнаямасса дегазированной нефти.
Молярную массу пластовойнефти можно определить из 1.21 и 1.22
/> (1.23)
Поскольку молярный объемгаза в стандартных условиях (20оС, 0,1МПа) можно принять равным24,05м3/кмоль, из 1.22 следует
/> (1.24)
Для определения молярной массы пластовой нефти из 1.23следует
/> (1.25)физико-химические свойства пластовых вод
 
Состав:
Анионы: ОН-, СL-, SO42-, CO32-,HCO3 —
Катионы H+, K+,Na+, NH4+, Mg2+, Ca2+,Fe2+ и др.
Микроэлементы Br-, J- и др.
Коллоидные частицы SiO2, Fe2O3, Al2O3
Растворенные газы: СО2,H2S, CH4, H2, N2 и др.Минерализация воды
Под минерализацией воды(М) понимают общее содержание растворенных в ней солей. По В.И. Вернадскомуприродные воды в зависимости от массового содержания (%) в них растворенныхвеществ делят на:
Пресные – М 0,001/>0,1
Минерализованные – М 0,1/> — 5
Рассолы – М 5/>35Понятие об эквивалентной массе и эквиваленте ионов
Эквивалентом ионоввещества (Э), диссоциированного в воде, называется их молекулярная масса иличасть ее, соответствующая единице валентности. Или иначе, эквивалентом ионаназывается отношение молекулярной массы иона к его валентности в данной химическойреакции. Для определения Э нужно молекулярную массу иона, подсчитываемую каксумма атомных масс элементов, его составляющих, разделить на валентность иона (nи) в данной реакции:
Э=Ми/nи
Чтобы выразить содержаниеионов вещества в растворе в миллиграмм-эквивалентах на килограмм (мг-экв/кг),нужно количество миллиграммов ионов вещества в килограмме раствора разделить наего эквивалент:
/>qэi=/>(1.26)
где qэi– концентрация i-тых ионов в растворе (мг-экв/кг), qi – массовая доля i-тых ионов в растворе, mi – масса i-тых ионов в растворе (кг), mв — масса воды в растворе (кг), k- число разновидностей ионов растворенных в воде веществ, qi103 – содержание i-тых ионов в растворе (мг/кг).Значения эквивалентов попутных вод нефтяных месторождений приведены ниже.Ион
Na+
K+
Mg2+
Ca2+
Fe2+
Fe3+
H+
NH4+ Эквивал. 23,00 39,10 12,15 20,04 27,93 18,62 1,01 18,04 Ион
СL-
HCO3-
CO32
SO42-
Br-
J-
HS- Нафтен-ионы Эквивал. 35,45 61,02 30,01 48,03 79,90 126,90 33,07 150-200
Процент-эквивалентнаяформа представления солевого состава воды получается следующим образом:
Ai=/>; Kj=/>; (1.27)
Где Ai, Kj – процент-эквивалентная доля i-аниона и j-катиона соответственно, rAi, rKj – число миллиграмм-эквивалентов влитре раствора i-аниона и j-катиона соответственно (мг-экв/л), /> — сумма миллиграмм-эквивалентов всех катионов ианаионов в литре раствора (мг-экв/л).Жесткость воды
Жесткостью водыназывается суммарное количество содержащихся в воде катионов кальция и магния,выраженное в молях на килограмм (литр) раствора.
В зависимости отсоотношения между общей жесткостью воды Жо и содержанием в ней ионовНСО/>нефтепромысловые сточные воды можно разделить на две группы:
Жо/> — жесткие
Жо/> — щелочные воды
Для вод первой группыразличают жесткость общую Жо, карбонатную Жк и некарбонатнуюЖнк, кальциевую ЖСа и магниевую ЖMg.
Для вод второй группыпонятие карбонатной и некарбонатной жесткости теряет смысл, поэтому онихарактеризуются только общей кальциевой и магниевой жесткостью.
Между различнымижесткостями существует связь:
Жо= Жк+Жнк= ЖСа+ ЖMgПоказатель содержания водородных ионов
Важной характеристикой химическиго состава пластовой источной вод является содержание в ней водородных ионов. Часть молекул водынаходится в диссоциированном состоянии:
Н2О=Н++ОН-
Состояние равновесия при данной температуре характеризуетсяконстантой:
К=/>(1.28)
Где СН+, СОН- — концентрация ионов водорода и гидроксида в воде соответственно, моль/л; СН2О– концентрация молекул воды, моль/л.
Концентрация водыпостоянна и равна 55,56 моль/л. поэтому из (1.28) следует
Кв=55,56К= СН++СОН-, где Кв – ионное произведение воды (табл. 2).
Таблица 2 Ионноепроизведение воды
tоС
Кв 10-14
tоС
Кв 10-14
tоС
Кв 10-14
tоС
Кв 10-14 0,112 25 1,01 60 9,61 150 234 5 0,186 30 1,47 70 21,0 165 315 10 0,293 35 2,09 80 35,0 200 485 15 0,452 40 2,92 90 53,0 250 550 18 0,570 45 4,02 100 59,0 306 304 20 0,680 50 5,47 122 120
При нейтральной реакцииконцентрации ионов водорода и гидроксида равны, следовательно СН++ СОН-=(СН+)2. Так как при температуре 22оС Кв=10-14,то СН+=10-7моль/л. отрицательное значение логарифмаконцентрации водородных ионов обозначается рН.
рН=-lg СН+ (1.29)
Следовательно, реакции водных растворов при 22оС с помощьюэтого показателя будут характеризоваться следующим образом:
рН=7 – нейтральная; рН />7 – щелочная;рН />7 –кислая.Физические свойства пластовых и сточных вод
Плотность воды пластовой(минерализованной) в зависимости от солесодержания может быть рассчитана поформуле:

/>
где /> — плотностьдистиллированной воды при 20оС, кг/м3, S – концентрация соли в растворе, кг/м3.
В диапазоне температур0-45оС плотность водных растворов солей нефтяных месторожденийизменяется мало, поэтому в первом приближении влияние температуры может быть учтеноследующим образом:
/> (1.30)
где /> и /> плотностьминерализованной воды при температуре t и 20оС соответственно, кг/м3.
Вязкость минерализованнойводы может быть рассчитана следующим образом:
при /> 
/> (1.31)
/> (1.32)
где /> -вязкостьминерализованной воды при температуре t, мПа*с; /> — вязкость дистиллированной водыпри температуре t; /> - разность междуплотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20оС, кг/м3(/>); /> — параметр, определяемыйпо формуле:
/> (1.33)
при />

/> (1.34)
где А(/>) – функция, значениекоторой зависит от температуры и плотности:
при 0/>t/>20оC
/> (1.35)
при 20/>t/>30оC
/> (1.36)
при t/>30оC
/> (1.37)корреляционные связи физико-химических свойств нефтиВлияние температуры на плотность сепарированной нефти
Плотность сепарированной нефти в зависимости от температурыможно рассчитать исходя из определения коэффициента термического расширениянефти
/> (1.38)
где />, /> плотность сепарированной нефти при 20оС и температуреt соответственно, кг/м3, /> - коэффициенттермического расширения нефти, зависимостью которого от температуры в диапазоне10 – 120оС можно пренебречь и рассчитывать его по формулам:
/> (1.39)Влияние содержания газа на изменение объема нефти припостоянных температуре и давлении
Для растворения в нефти газа необходимо повысить давление ипривести систему в равновесие. Увеличение давления уменьшает объем нефти,растворение же в ней газа увеличивает его. Эти два процесса противоположногоизменения объема нефти можно учесть раздельно введением двух различныхкоэффициентов: сжимаемости нефти и «набухания» ее.
Таким образом, объемнефти при растворении в ней газа при постоянных давлении и температурегазонасыщенностью Го можно рассчитать по формуле:
/> (1.40)
где V/> — объем сепарированной нефти припостоянных давлении и температуре в системе, м3; Г0–отношение объема газа, растворенного в нефти к объему этой нефти, приведенные кстандартным условиям; /> — коэффициент изменения объеманефти из-за изменения ее насыщенности газом.
/> (1.41)
где /> — плотности нефти игаза, растворяемого в нефти, при 20оС и 0,1 МПа, кг/м3.
Уменьшение объемасепарированной нефти (Vp) из-за сжатия ее до определенного давления (pпл) рассчитывают по формуле:
/> (1.42)
где /> — коэффициентсжимаемости сепарированной нефти (можно принять равным 6,5*10-4 Мпа-1).
Увеличение объема нефтииз-за ее нагревания до температуры tплрассчитывают по формуле:
/> (1.43)
где /> — коэффициенттермического расширения нефти
Кажущуюся плотностьрастворенного газа определяют по формуле
/> (1.44)Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле
/> (1.45)
где p – давление в системе, МПа; t – температура, оС

для нефти в пластовыхусловиях объемный коэффициент в первом приближении можно рассчитать по формуле:
/> (1.46)Плотность нефти с растворенным в ней газом рассчитывают поформуле
/> (1.47)Молярная масса нефти
Молярная массасепарированной нефти (кг/кмоль) в результате ее однократного разгазирования при20оС до атмосферного давления может быть рассчитана по формуле:
/> (1.48)
где /> - вязкостьсепарированной нефти при стандартных условиях, мПа*с
Молярную массу пластовойнефти можно рассчитать по формулам, аналогичным (1.48):
/>, если />мПа*с (1.49)
/>, если />мПа*с (1.50)
или подвухпараметрической формуле

/> (1.51)
При отсутствии данных помолярной массе сепарированной нефти и ее вязкости, а также плотностигазонасыщенной нефти молярную массу пластовой нефти можно определить поформуле:
/> (1.52)Зависимость вязкости сепарированной нефти от температуры
Удовлетворительная связьмежду вязкостью сепарированной нефти и температурой описывается уравнениемВальтерра:
/> (1.53)
где />/> - относительная кинематическаявязкость сепарированной нефти при температуре t, численно совпадающей с кинематической вязкостью нефти,выраженной в мм2/сек; а1 а2 – эмпирическиекоэффициенты, зависящие от состава нефти. Для применения формулы (1.53)необходимо знание экспериментальных значений вязкости нефти при двух температурах,подставляя которые в (1.53) можно определить коэффициенты а1 и а2.
Используя дваэкспериментальных значения вязкости нефти при двух температурах 20 и 50 оС,температурную зависимость динамической вязкости сепарированной нефти можно описатьуравнением (1.54):
/> (1.54)

где /> - относительныединамические вязкости сепарированной нефти при атмосферном давлении итемпературах 20, 50 и t оС соответственно, численно равныединамической вязкости сепарированной нефти, выраженной в мПа*с.
Если известно только одноэкспериментальное значение вязкости нефти при какой-нибудь температуре t0, то значение ее при другой температуре t можно определить по формуле (1.55):
/> (1.55)
где />, /> - динамическая вязкостьнефти при температуре t и t0, а и С – эмпирические коэффициенты: при />1000мПа*с С=101/мПа*с; а= 2,52*10-3 1/оС; при 10/>1000мПа*с С=100 1/мПа*с;а= 1,44*10-3 1/оС; при /> С=1000 1/мПа*с; а= 0,76*10-31/оС.
При отсутствии экспериментальных данных дляориентировочных оценок вязкости нефти при 20оС и атмосферном давлении можнопользоваться следующими формулами:
Если />кг/м3,
то /> (1.56)
Если />кг/м3,
то /> (1.57)
Где /> - вязкость и плотностьсепарированной нефти при 20 оС и атмосферном давлении, мПа*с и кг/м3соответственно.Вязкость газонасыщенной нефти
По формуле Чью и Коннелиможно рассчитать вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения:
/> (1.58)
где /> - вязкость нефти,насыщенной газом, при температуре t и давлении насыщения, мПа*с, /> - вязкость сепарированной нефтипри температуре t, мПа*с, А и В –эмперические коэффициенты, определяемые по формулам:
А= ехр/>
В= ехр/>Теплоемкость нефти
Теплоемкость нефти можетбыть рассчитана по формуле:
/>
гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующиходнофазные жидкости при постоянной температуре
Гидравлический расчетпростых трубопроводов сводится к определению одного из следующих параметров:пропускной способности Q;необходимого начального давления (po) при заданном конечном (pк); диаметра трубопровода.Определение пропускной способности
Поскольку коэффициентгидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса, а, следовательно, иот неизвестного Q, задачи решаютграфоаналитичеким способом. Для этого вначале задаются несколькимипроизвольными значениями Q и определяютлинейную скорость потока:
/> (2.1)
Затем рассчитывают число Рейнольдса и определяют режимдвижения жидкости:
/> (2.2)
В зависимости от негонаходят коэффициент гидравлического сопротивления:
При Re/>2000 ( ламинарный режим)
/> (2.3)
При 2000/>Re/>4000 (критический режим)
/> (2.4)
При Re>4000 (турбулентный режим) длярасчета используют формулу Альтшуля:
/> (2.5),
или частные формулы для трехобластей турбулентного режима:
Зона гладкого трения4000
/> (2.6)
Зона смешанного трения 10D/kэ
/>
Зона шероховатого трения Re>500D/kэ — /> (2.5, а)
После этого рассчитывают полнуюпотерю напора (давления) в трубопроводе по формуле:
/>; /> (2.7)
и строят графикзависимости /> или/> и позаданному />Нили/>Р находятискомую пропускную способность.
Можно воспользоватьсярекомендованными в специальной литературе значениями оптимальной скоростидвижения жидкости в трубопроводе в зависимости от вязкости (табл.1). В этомслучае по известной или рассчитанной вязкости жидкости выбирают оптимальнуюлинейную скорость течения. По известному диаметру рассчитывают пропускнуюспособность и полученное значение проверяют путем расчета полной потеридавления в трубопроводе при найденной пропускной способности. Если полнаяпотеря давления выше заданной – задаются другой скоростью.
Таблица 1 – Рекомендуемыеоптимальные скорости движения жидкости в трубопроводе в зависимости от вязкости
Кинематическая вязкость жидкости ( при температуре перекачки, см2/сек Рекомендуемая скорость, м/сек Во всасывающем трубопроводе В нагнетательном трубопроводе
0,01-0,06
0,06-0,12
0,12-0,28
0,28-0,72
0,72-1,46
1,46-4,38
4,38-9,77
1,5
1,4
1,3
12
1,1
1,0
0,8
2,5
2,2
2,0
1,5
1,2
1,1
1,0 Определение необходимого давления
При известном начальномили конечном напоре (давлении) найти напор (давление) в противоположном концетрубопровода можно, зная полную потерю напора (давления) в трубопроводе, т.е.потерю напора (давления) на трение, преодоление разности геодезических отметокначала и конца трубопровода, преодоление местных сопротивлений (сужений, поворотов,задвижек и т.п.). Расчет полной потери напора (давления) производят следующим образом.Вначале находят линейную скорость течения жидкости по формуле (2.1), затем поформуле (2.2) – Re, коэффициент гидравлическогосопротивления (ф. 2.3-2.6) и />Н (/>Р). Начальное давление рассчитываютпо формуле:
Ро=Рк+/>Р
Пример решения задач
Условие задачи
Нефть в количестве8000м3/сут перекачивается по трубопроводу диаметром 307мм, длиной 15км,разность отметок начала и конца трубопровода 5м, сумма коэффициентов местныхсопротивлений 5, коэффициент эквивалентной шероховатости 0,2мм плотность нефти0,83т/м3. Определить полную потерю напора в трубопроводе (/>Н).
Решение
1. Находим линейнуюскорость потока в трубопроводе по ф.2.1:
/>= 4*(8000/86400)/(3,14*0,3072)=1,51м/сек
2. Поскольку поусловию задачи вязкость неизвестна, находим ее значение по значению плотности,используя формулы 1.56 или 1.57
/>=/>=4,75мПа*с= 0,0048Па*с
3.  Находим число Рейнольдса по ф. 2.2:
/>=4*(8000/86400)*830/3,14*0,307*0,0048=80845
4. Находимкоэффициент гидравлического сопротивления по формуле Альтшуля (2.5), илииспользуя частные формулы после определения зоны турбулентного течения
/>=0,11(0,2/307+68/80845)0,25=0,022
5.  Находим полную потерю напора втрубопроводе по ф.2.7
/>=(0,022*15000*1,512/0,307*2*9,81)+5+(1,512/2*9,81)*5=128,0мОпределение необходимого диаметра
Поскольку коэффициентгидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса, а, следовательно, иот неизвестного D, задачи решаютграфоаналитичеким способом. Для этого вначале задаются несколькимипроизвольными значениями D иопределяют все параметры, как при решении задач на определение пропускнойспособности. По известным параметрам строят график зависимости /> или /> и по заданному />Н или/>Р находятискомый диаметр.
Как и при решении задачпо расчету пропускной способности, можно воспользоваться рекомендованнымизначениями оптимальной скорости течения жидкости (табл.1). В этом случае поизвестной или рассчитанной вязкости жидкости выбирают оптимальную линейнуюскорость течения. По известной пропускной способности рассчитывают диаметр, и полученноезначение проверяют путем расчета полной потери давления в трубопроводе принайденном значении диаметра. Если полная потеря давления выше заданной –задаются другой скоростью.
Гидравлический расчет газопроводов
В зависимости отмаксимального рабочего давления газа промысловые газопроводы подразделяются наследующие категории:
· Газопроводынизкого давления – с давлением газа не более 0,005 МПа
· Газопроводысреднего давления – с давлением газа от 0,005 МПа и не более 0,3МПа
· Газопроводывысокого давления – с давлением газа от 0,3 МПа до 1,2 МПа
Гидравлический расчетгазопроводов низкого давления производится при допущении, что скорость и удельный вес газаостаются по длине газопровода постоянными, течение — изотермическое
Полная потеря давленияопределяется по формуле
/>, (2.8)
где P – потеря давления на трение иместные сопротивления, Н/м2 (*9,81 Па)
hгн –гидростатический напор за счетразности удельных весов воздуха и газа, Н/м2 (*9,81 Па)
Причем, гидростатическийнапор учитывается при расчете газопроводов, прокладываемых в условиях резковыраженного рельефа местности. Гидростатический напор складывается с потерямидавления на трение и местные сопротивления со знаком «плюс» или «минус» взависимости от направления движения газа. Знак «минус» ставится при движении газана подъем, знак «плюс» — на спуск.
Потеря давления на трениеи местные сопротивления определяется по формуле
/> (2.9)
где  – коэффициент гидравлическогосопротивления
Q0– расход газа нормальные м3/час (нм3/час)
D — внутренний диаметр газопровода, см
/> - плотность газа при температуре0оС и атмосферном давлении, кг/нм3
/> - приведенная длина газопровода,м
/>= L+lэкв/>
где L действительная длина газопровода, м;lэкв – эквивалентная длина прямолинейногоучастка трубопровода (м), потери давления на котором равны потерям давления вместном сопротивлении со значением />=1.
lэкв=/>(2.10)
Гидростатический напоропределяется по формуле
/>=(/>-/>)H, (2.11)
где /> - удельный вес воздуха,кг/м3, /> - удельный вес газа, кг/м3;H – разность отметок начала и концарасчетного участка трубопровода
 
Схема расчета потерьнапора в газопроводе низкого давления
1. Определяемсреднюю скорость движения газа
W=3.5368/>, (2.12)
где Q0 — расход газа, м3/час; D2 — диаметр трубопровода, см
2. Рассчитываемчисло Рейнольдса по ф. 2.2
3. Определяемкоэффициент трения по ф. 2.3 – 2.5
4. Находимэквивалентную длину участка газопровода по ф.2.10
5. Определяемприведенную длину газопровода:
Lпр=L+lэкв*/>(2.13)
где/> — сумма коэффициентов местныхсопротивлений
6. Определяем потерюдавления на трение и местные сопротивления по ф.2.9
7. При необходимостиопределяем гидростатический напор по ф.2.11
8. Определяем полнуюпотерю давления газа по ф.2.8.
Схема расчета пропускнойспособности газопровода низкого давления
1. Задавшисьскоростью газа в соответствии с рекомендациями (табл. 2) определяем объемныйрасход газа в нм3/час по формуле:
Q0=2827.4*10-4D2W
2. С учетомнайденного Q0рассчитываем полную потерю давления или напора. Проверяемсоответствие заданных потерь давления или напора расчетным
Схема расчета диаметрагазопровода низкого давления
1. Задавшисьскоростью газа в соответствии с рекомендациями (табл. 2) определяем диаметртрубопровода по формуле:
D=1.88/>
2. С учетомнайденного D рассчитываем полную потерю давленияили напора. Проверяем соответствие заданных потерь давления или напора расчетным
Таблица 2 – Рекомендуемыезначения скорости движения газа в трубопроводахНаименование транспортируемого газа Скорость газа W, м/сек Пары углеводородов (остаточное абсолютное давление ниже 50мм рт ст. (0,0067 МПа) 45 – 60 Пары углеводородов (остаточное абсолютное давление 50 – 100мм рт ст. (0,0067 – 0,013 МПа) 30 – 45 Пары углеводородов (атмосферное давление) 9 – 18 Газ (давление до 3 атм) 5 – 20 Газ (давление 3 – 6 атм) 10 – 30 Газ (давление свыше 6 атм) 10 – 35
Гидравлический расчет газопроводовсреднего и высокого давления во всей области турбулентного режима движения газа следуетпроизводить по формуле:
/> 
где Рн, Рк– соответственно начальное и конечное абсолютное давление газа на расчетномучастке трубопровода, атм.
Lпр – приведенная (расчетная) длинагазопровода, м
kэ – эквивалентная абсолютная шероховатость стенкитрубы, см
 – кинематическая вязкость газа при 0оСи атмосферном давлении, м2/сек
Q0– расход газа, нм3/час
г – удельный вес газа при 0оС и атмосферномдавлении, кг/м3
Величину эквивалентнойабсолютной шероховатости внутренней поверхности стенок трубопровода принимаютсогласно табл. 3
Таблица 3Наименование трубопровода
Эквивалентная шероховатость, мм (kэ) Внутренние газопроводы 0,1 Магистральные газопроводы 0,03 Воздухопроводы сжатого воздуха от компрессоров 0,8 Нефтепродуктопроводы 0,2 Нефтепроводы для средних условий эксплуатации 0,2 Водопроводы 0,5 Трубопроводы водяного конденсата 0,5 Трубопроводы пароводяной смеси 0,5 Паропроводы 0,2
Потери давления наместные сопротивления рассчитывают согласно ф.2.13
lэкв= />
Скорость газа,приведенная к условиям трубопровода, определяется по формуле:
W=3,54/>, Q0тр=/>
 
Схема расчета потерьнапора в газопроводе среднего и высокого давления
1. Определяемприведенную длину газопровода по ф.
2. Находимэквивалентную абсолютную шероховатость трубы kэ по табл.3
3. Определяемконечное давление по формуле:
Рк=/>Гидравлический расчет трубопроводов при движениинефтегазовых смесей
Перепаддавления, обусловленный гидравлическим сопротивлением при движении газожидкостногопотока, определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:
/>
Число Рейнольдса:
/>
При Re
/>
При Re > 2300
/>
Кинематическаявязкость определяется по формуле Монна:
/>
гдеb- расходное объёмное газосодержание двухфазного потока (расходный параметр,определяется для трубных условий):
/>
гдеVг, Vж – объёмный расход газа и жидкости при среднихдавлении и температуре в трубопроводе.
Плотность смеси:
/>
где
rж,rг– плотность жидкости и газа при средних давлении и температуре в трубе;
j- величина истинного газосодержания.
Истинноегазосодержание является сложной функцией, зависящей от физических свойствжидкости и газа, диаметра и наклона трубопровода, расхода жидкости и газа. Закономерностиизменения j — доли сечения потока, занятой газом, от указанныхпараметров устанавливаются только экспериментально – путём мгновенных отсечекпотока или просвечиванием гамма-лучами.
/>.
Долясечения потока, занятая жидкостью, составит: />.
Средняя скорость смеси:
/>
Определениеструктур потока и истинного газосодержания производится по критериям,разработанным во ВНИИГаз Мамаевым и Одишария.
Эмульсионная структура
Критерий Фруда:
/>
При b
/>
При b ³ 0,988
определяется поспециальным графикам.
Пробковая структура
При движении смеси наподъём:
/>
При движении смеси погоризонтальным и нисходящим трубопроводам:
/>/>
/>
где a — угол между осью трубы и горизонталью.
/>
Расслоенная структура.
/>
Перепад давления,обусловленный гравитационными силами, определяется из уравнения:
/>
где
hв hy– высоты восходящих и нисходящих участков, м;
rв, rн – истиннаяплотность смеси на этих участках, определённая с учётом истинного газасодержанияj:
/>
при восходящем потоке:
/>
при нисходящем потоке:
/>
Тогда:
/>
Гидравлическийрасчет трубопроводов, транспортирующих многофазные жидкости
Для расчета трубопроводов,транспортирующих разрушенные неустойчивые эмульсии используют методику ГужоваА.И. и Медведева В.Ф. порядок расчета по этой методике следующий.
1. Рассчитывают объемнуюдолю дисперсной фазы в эмульсии:
/>, />
2. Определяют типдисперсной фазы исходя из того, что наиболее плотная упаковка капель пластовойводы в эмульсии достигается при /> и дальнейшая концентрация их приводитк инверсии фаз в эмульсии.
/> и />

3. Определяютплотность эмульсии по одной из формул:
/>; />; />
где />, /> - плотность нефти и воды,кг/м3; />-обводненность в долях единицы; Gн иGв объемные расходы нефти и воды
4. Рассчитывают динамическуювязкость эмульсии по формуле Бринкмана
/> при />
/> при />
5. Определяютсреднюю скорость течения эмульсии в трубопроводе:
/>
6. Находяткинематическую вязкость эмульсии:
/>
7. Вычисляют числоРейнольдса:
/>; />
8. Рассчитываюткоэффициент гидравлического сопротивления

/>
9. Определяютперепад давления на расчетной длине трубопровода
/> (/> — разность начальной и конечнойгеодезических отметок трубопровода, м; g – ускорение свободного падения, м/с2)


Не сдавайте скачаную работу преподавателю!
Данный реферат Вы можете использовать для подготовки курсовых проектов.

Доработать Узнать цену написания по вашей теме
Поделись с друзьями, за репост + 100 мильонов к студенческой карме :

Пишем реферат самостоятельно:
! Как писать рефераты
Практические рекомендации по написанию студенческих рефератов.
! План реферата Краткий список разделов, отражающий структура и порядок работы над будующим рефератом.
! Введение реферата Вводная часть работы, в которой отражается цель и обозначается список задач.
! Заключение реферата В заключении подводятся итоги, описывается была ли достигнута поставленная цель, каковы результаты.
! Оформление рефератов Методические рекомендации по грамотному оформлению работы по ГОСТ.

Читайте также:
Виды рефератов Какими бывают рефераты по своему назначению и структуре.