Розрахунок фізичних властивостей нафти

Вступ

 

Важко знайти таку галузь народного господарства, яка б не використовувала рідке паливо, мастила та інші продукти нафтової промисловості.

Для надійного забезпечення народного господарства нафтою, нафтопродуктами і газом необхідно, щоб засоби транспорту відповідали рівню видобутку і переробки.

Є декілька видів транспорту нафти і нафтопродуктів, зокрема, залізничний, морський і трубопровідний транспорт. Для транспортування газу використовують трубопровідний транспорт, або в деяких випадках транспортують як зріджений газ.

Трубопровідний транспорт має ряд переваг порівняно з іншими видами транспорту. Трубопровідний транспорт є найбільш продуктивний, економічний, надійний, безпечний.

Транспорт нафти і газу повинен бути безперебійним, з мінімальними втратами.

Споживання газу характеризується змінним в часі режимом. Система газопостачання повинна забезпечити в будь-який момент подачу газу в необхідній кількості в умовах змінних навантажень газоспоживання. Найбільш точно цим вимогам відповідає трубопровідний транспорт нафти і газу.

Розрахунок фізичних властивостей нафти

 

Вхідні дані для розрахунку фізичних властивостей нафти подані в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 — Вхідні дані для розрахунку фізичних властивостей нафти.

Т, 0С	r20, т/м3	n20, сСт	n50, сСт
7.3	0.843	4.36	2.3

Значення густини r_t при заданій температурі t розраховуємо за формулою:

                       r_t=r₂₀-x×(t-20),                                                              (1.1)

де r₂₀ — густина нафти при 20 ⁰С, кг/м³;

x — температурна поправка, кг/(м³×град).

Температурна поправка знаходиться за формулою:

                       x=1.825-0.001315×r₂₀,                                                  (1.2)

де r₂₀ — густина нафти при 20 ⁰С, кг/м³.

Для визначення в’язкості скористаємося формулою:

                       n_t=n_*×e^-u(t-t_*⁾,                                                                   (1.3)

де n_t — кінематична в’язкість при температурі t;

n_* — кінематична в’язкість при температурі t_*;

u — коефіцієнт крутизни віскограми.

Коефіцієнт крутизни віскограми розраховуємо за формулою:

                       u= ln(n₂/n₁)/(t₁-t₂),                                                         (1.4)

де n₁ — кінематична в’язкість при температурі t₁,

n₂— кінематична в’язкість при температурі t₂.

Розрахунок фізичних властивостей нафти і побудову графіків залежності густини і в’язкості від температури виконаємо з допомогою MathCad 2001 Pro (додаток А).

Отже, при даних умовах (табл. 1.1) густина і в’язкість будуть дорівнювати:

                       r=852.099 кг/м³;

                       n=5.716 сСт.

Вибір об’єму резервуарного парку

На головній НПС згідно норм технологічного проектування встановлюють резервуарний парк. Об’єм резервуарного парку визначається по формулі:

                       V_рез=(2¸3)×Q_доб,                                                      (2.2)

де Q_доб — добова пропускна здатність НПС.

Отже, за формулою 2.2 знаходимо:

                       V_рез=(2¸3)×134415.381=268830.762¸403246.143 м³.

Для встановлення на головній НПС вибираємо вертикальні сталеві резервуари з щитовою покрівлею і сталевим понтоном. Характеристики даних резервуарів подані в таблиці 2.3.

Таблиця 2.3 — Характеристики резервуарів

Номінальний об’єм, м3	10000
Геометричний об’єм, м3	10950
Діаметр, м	34.2
Висота, м	11.98

Отже, на НПС що проектується, необхідно встановити від 27 до 41 таких резервуарів.

Характеристика насосної станції

Для побудови характеристики насосної станції скористаємося формулою:

                       H_ст=A_ст-B_ст×Q²,                                                        (2.3)

де A_ст=a_п-n×а_м; B_ст=b_п-n×b_м.

a_п, b_п, а_м, b_м — коефіцієнти з рівнянь залежності напору від подачі для підпірного і магістрального насосів;

n — кількість магістральних насосів на НПС (при Q>360 м³/год n=1,2,3).

Знаходження математичної моделі НПС і побудови її характеристики виконаємо з допомогою MathCad 2001 Pro (додаток В).

Отже, математичні моделі НПС матимуть вигляд:

                       H_ст1=477.482-5.785×10^-6×Q², при n=1;

                       H_ст2=801.408-1.018×10^-5×Q², при n=2;

                       H_ст3=1125-1.458×10^-5×Q², при n=3.

 

Визначення пропускної здатності системи “НПС — прилегла дільниця нафтопроводу” графоаналітичним способом

 

Вступ

 

Важко знайти таку галузь народного господарства, яка б не використовувала рідке паливо, мастила та інші продукти нафтової промисловості.

Для надійного забезпечення народного господарства нафтою, нафтопродуктами і газом необхідно, щоб засоби транспорту відповідали рівню видобутку і переробки.

Є декілька видів транспорту нафти і нафтопродуктів, зокрема, залізничний, морський і трубопровідний транспорт. Для транспортування газу використовують трубопровідний транспорт, або в деяких випадках транспортують як зріджений газ.

Трубопровідний транспорт має ряд переваг порівняно з іншими видами транспорту. Трубопровідний транспорт є найбільш продуктивний, економічний, надійний, безпечний.

Транспорт нафти і газу повинен бути безперебійним, з мінімальними втратами.

Споживання газу характеризується змінним в часі режимом. Система газопостачання повинна забезпечити в будь-який момент подачу газу в необхідній кількості в умовах змінних навантажень газоспоживання. Найбільш точно цим вимогам відповідає трубопровідний транспорт нафти і газу.

Розрахунок фізичних властивостей нафти

 

Вхідні дані для розрахунку фізичних властивостей нафти подані в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 — Вхідні дані для розрахунку фізичних властивостей нафти.

Т, 0С	r20, т/м3	n20, сСт	n50, сСт
7.3	0.843	4.36	2.3

Значення густини r_t при заданій температурі t розраховуємо за формулою:

                       r_t=r₂₀-x×(t-20),                                                              (1.1)

де r₂₀ — густина нафти при 20 ⁰С, кг/м³;

x — температурна поправка, кг/(м³×град).

Температурна поправка знаходиться за формулою:

                       x=1.825-0.001315×r₂₀,                                                  (1.2)

де r₂₀ — густина нафти при 20 ⁰С, кг/м³.

Для визначення в’язкості скористаємося формулою:

                       n_t=n_*×e^-u(t-t_*⁾,                                                                   (1.3)

де n_t — кінематична в’язкість при температурі t;

n_* — кінематична в’язкість при температурі t_*;

u — коефіцієнт крутизни віскограми.

Коефіцієнт крутизни віскограми розраховуємо за формулою:

                       u= ln(n₂/n₁)/(t₁-t₂),                                                         (1.4)

де n₁ — кінематична в’язкість при температурі t₁,

n₂— кінематична в’язкість при температурі t₂.

Розрахунок фізичних властивостей нафти і побудову графіків залежності густини і в’язкості від температури виконаємо з допомогою MathCad 2001 Pro (додаток А).

Отже, при даних умовах (табл. 1.1) густина і в’язкість будуть дорівнювати:

                       r=852.099 кг/м³;

                       n=5.716 сСт.

123Следующая ⇒

Поделиться: