d = , м
1.4 Определяется внутренний диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода), м
d = Dн - 2·d
1.5 Определяется фактическая скорость движения нефти (нефтепродукта), м/с
v = (4·Qс) /(p·d2),
1.6 Определяется режим движения нефти (нефтепродукта), который характеризуется величиной числа Рейнольдса
Re = (v·d) / n
где n - кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта), м2/с. Выбирается по паспорту на нефть или из справочника.
Если Re < 2300 , то режим движения ламинарный.
Если Re > 2300 , то режим движения турбулентный.
1.7 Определяется зона трения, если режим движения турбулентный.
1.7.1 Определяется первое переходное число Рейнольдса.
Re1пер = 40·d /e
где e – абсолютная шероховатость труб, м. Можно принимать абсолютную шероховатость труб «e» равной эквивалентной абсолютной шероховатости труб kэ ( [58], стр. 55, табл. 5.5.; [59], стр. 45, табл. 4.4.). Значения абсолютной e и эквивалентной шероховатости внутренней поверхности стальных нефтепроводных труб составляют соответственно (в мм): для новых цельнотянутых труб e=0.05-0.15 и kэ=0.02-0.07; для труб находившихсяч в непродолжительной эксплуатации e=0.2-0.3 и kэ=0.2-0.5.
Если 2300 < Re < Re1пер , то зона гидравлически гладких труб (зона гладкого трения, зона Блазиуса)
1.7.2 Если Re > Re1пер , то определяется второе переходное число Рейнольдса
Re2пер = 500·d /e
Если Re1пер < Re < Re2пер , то зона гидравлически шероховатых труб (смешанного трения).
1.7.3 Если Re > Re2пер , то зона вполне шероховатых труб (квадратичного трения)
1.8 В зависимости от режима движения нефти (нефтепродукта) и зоны трения определяются коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона m, A, b (таблица 2) ( [5], стр. 47; [6], стр. 95, табл. 32; [58], стр. 56, табл. 5.6.; [59], стр. 45, табл. 4.5.)
Таблица 2. Значения коэффициентов λ, β и т для различных
режимов течения жидкости
| Режим течения | λ | m | β, с2 /м | |
| ламинарный | 64/Re | 1 | 4,15 | |
| тур- бу- лент- ный | гидравлически гладкие трубы | 0,3164/ Re0,25 | 0,25 | 0,0246 |
| смешанное трение | 0.11∙(68/Re+k)0.25 | 0,123 | 0,0802·10(0.127∙lg k-0.627) | |
| квадратичное трение | 0,llk0.25 | 0 | 0,0826λ | |
1.9 Определяются линейные потери напора (потери напора на трение по длине трубопровода) в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) по обобщенной формуле академика Л.С. Лейбензона, м
h л..п = f ·Qс2-m ,
где
f = (b·nm · L) /d 5-m,
где L – длина нефтепровода (нефтепродуктопровода), м
1.10. Определяются местные потери напора (потери напора в местных сопротивлениях) в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе).
Обычно потери напора (м) в местных сопротивлениях в магистральных нефтепроводах (нефтепродуктопроводах) незначительны и их принимают в размере 1 ¸ 2 % от линейных потерь напора ( a = 1 ¸ 2% = 0,01 ¸ 0,02) ([58],стр.59; [59],стр.47)
hм..п = a· hл..п
hм..п = (0,01 ¸ 0,02)·hл..п
1.11. Определяется гидравлическое сопротивление нефтепровода
(нефтепродуктопровода) (полная потеря напора), м
Но = hл.п + hм.п + hг + hи ,
где hг – геодезическая высота, м. Геодезическая высота равна разности
нивелирных отметок между конечной и начальной точками трассы
hг = Dz, м
hи – требуемый избыточный напор в конце магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м. Для магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) величина избыточного напора часто очень мала по сравнению с другими слагаемыми, тогда ею можно пренебречь, то есть принять hи = 0
Но = hл.п + hм.п + Dz
Гидравлическое сопротивление нефтепровода (нфтепродуктопровда) Но равно полному напору, необходимому для перекачки нефти (нефтепродукта) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу).
Методические указания к решению задачи 2
Расчет физико-химических параметров газа
Все газы подразделяются на два класса: природные и искусственные.
Природные газы подразделяются на три группы:
газы, добываемые из чисто газовых месторождений; они представляют собой газ, содержащий мало тяжелых углеводородов;
газы, добываемые из конденсатных месторождений; они представляют собой смесь газа и конденсата широкой фракции, состоящей из бензина, лигроина, керосина, а иногда и солярового масла;
газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений; это нефтяные газы, представляющие смесь газа с газовым бензином и пропан - бутановой фракцией.
Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, состоит в основном из метана, содержание которого составляет 82-98%. Малое содержание тяжелых углеводородов объясняется процессом избирательной миграции углеводородного вещества через пористые породы. За длительный путь миграции в газе остаются только легкие составляющие.