Содержание к диссертации
Введение
РАЗДЕЛ 1. Проблемы трубопроводного транспорта высоковязких нефтей месторождений крайнего севера тюменской области 11
1.1. Реологические свойства высоковязких и высокозастывающих нефтей и влияние на них компонентного состава 13
1.2. Анализ известных технологий трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих жидкостей применительно к условиям Крайнего Севера 19
1.3. Преимущества и проблемы технологии перекачки высоковязких нефтей месторождений Крайнего Севера Тюменской области в смеси с газоконденсатом 30
Выводы по разделу 36
РАЗДЕЛ 2. Экспериметальные исследования реологических свойств нефтеконденсатных смесей и статистическая обработка эмпирических данных 37
2.1. Экспериментальные исследования реологических свойств смесей газоконденсатов и высоковязкой нефти Русского месторождения 37
2.2. Сравнительный анализ экспериментальных и расчетных данных 44
2.3. Получение трехпараметрических аналитических зависимостей реологических свойств нефтеконденсатных смесей 49
Выводы по разделу 58
РАЗДЕЛ 3. Обеспечение рациональной технологии перекачки нефтеконденсатных смесей 59
3.1. Концентрация разбавителя, соответствующая максимуму производительности трубопровода по высоковязкой нефти 60
3.2. Влияние концентрации разбавителя на коэффициент гидравлического сопротивления 67
3.3. Концентрация разбавителя, соответствующая минимуму потерь напора на трение 74
3.4. Концентрация разбавителя, соответствующая минимуму мощности, потребляемой насосно-силовыми агрегатами 78
3.5. Влияние концентрации разбавителя на производительность трубопровода по нефтеконденсатной смеси 81
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 86
РАЗДЕЛ 4. Методика выбора насосно-силового оборудования и обеспечения оптимальных режимов работы при перекачке нефтеконденсатных смесей 87
4.1. Проблемы выбора насосно-силового оборудования для перекачки нефтеконденсатных смесей 87
4.2. Выбор насосно-силового оборудования с учетом изменения характеристик насосов, особенностей трассы трубопровода и гидравлических режимов течения 99
4.3. Регулирование режимов работы станций, перекачивающих нефтеконденсатные смеси ПО
4.4. Методика выбора насосно-силового оборудования и регулирования режимов работы станций, перекачивающих нефтеконденсатные смеси 114
Выводы по разделу 118
Основные выводы по работе 119
Список использованной литературы 121
- Анализ известных технологий трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих жидкостей применительно к условиям Крайнего Севера
- Преимущества и проблемы технологии перекачки высоковязких нефтей месторождений Крайнего Севера Тюменской области в смеси с газоконденсатом
- Сравнительный анализ экспериментальных и расчетных данных
- Выбор насосно-силового оборудования с учетом изменения характеристик насосов, особенностей трассы трубопровода и гидравлических режимов течения
Введение к работе
Актуальность проблемы
В соответствии с энергетической стратегией России объемы добычи нефти составят к 2010-^2012 г.г. 570-ИЮО млн. т. Т.к. в 2005 г. на рынок поставлено около 450 млн. т нефти, то ежегодно уровень добычи должен возрастать на 5-5-7 %. Однако, в течение последних двух десятилетий наблюдается тенденция ухудшения качественного состояния сырьевой базы нефтяной промышленности, что связано, в основном, со значительной выработкой многих высокопродуктивных месторождений.
Таким образом, возникает необходимость ввода в эксплуатацию низкорентабельных мелких месторождений и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Весьма перспективными для разработки оказываются ресурсы высоковязких нефтей, которые вследствие особых реологических свойств являются фактически неиспользованными энергоносителями. Кроме того, высоковязкие нефти обладают уникальным химическим составом и являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности.
По данным Счетной палаты ресурсная база балансовых запасов нефти России оценивается в 25,2 млрд. т., из них - запасы высоковязких нефтей составляют 7,2 млрд. т, т.е. 28,6 % от общероссийских. При этом 3,168 млрд. т высоковязких нефтей России принадлежит территории Тюменской области, причем основная часть располагается в Ямало-Ненецком автономном округе, т.е. в районах Крайнего Севера.
Разработка месторождений высоковязких нефтей и их транспорт в условиях Крайнего Севера сопряжены с рядом важных особенностей, вызываемых факторами климатического, геокриологического, экономического и социального характера. К наиболее существенным факторам относятся: наличие многолетнемерзлых пород, низкая температура воздуха в течение длительного периода, особые требования к сохранению
окружающей среды. Поэтому масштабы использования трубопроводов для перекачки вязких нефтей зависят, прежде всего, от внедрения высокоэффективных технологий, соответствующих специфическим
І4 условиям внешней среды.
В настоящее время наиболее распространенным методом транспорта высоковязких нефтей является «горячая» перекачка. «Горячая» перекачка неизбежно связана с тепловыми потерями энергии, что в условиях Крайнего Севера вызывает значительные осложнения при сохранении устойчивости подземных трубопроводов. Использование изотермических технологий трубопроводного транспорта высоковязких нефтей позволит значительно снизить капитальные и эксплуатационные затраты, поскольку исключит мероприятия, направленные на снижение негативного теплового воздействия транспортируемого продукта на окружающую среду. Однако, использование
*Ъ стандартной технологии для перекачки высоковязких нефтей при подземной
прокладке трубопровода в районах распространения многолетнемерзлых грунтов невозможно из-за значительного повышения вязкости, вплоть до полной потери текучести. Следовательно, снижение температуры нефти, транспортируемой в районах Крайнего Севера, должно сопровождаться мероприятиями по улучшению ее реологических свойств и обеспечению благоприятных гидродинамических параметров, соответствующих условиям внешней среды.
Примером использования изотермических технологий для перекачки высоковязких нефтей в условиях Крайнего Севера являются трубопроводные магистрали республики Коми, где высокопарафинистые нефти обрабатываются депрессорными присадками, что позволяет значительно улучшить их реологические свойства. Однако, высокая вязкость нефтей многих месторождений Крайнего Севера Тюменской области обусловлена
* содержанием в их составе значительного, количества асфальто-смолистых
веществ, а не парафинов. Применение депрессаторов не вызывает улучшения реологических свойств таких жидкостей. В связи с этим накопленный опыт
7 транспортирования высоковязких нефтей в сложных природно-климатических условиях не может быть использован при проектировании и эксплуатации трубопроводов для перекачки нефтей данных месторождений.
Применение углеводородных разбавителей позволит существенно снизить вязкость нефти, что позволит транспортировать ее при отрицательных температурах окружающей среды. Наличие значительного количества залежей газоконденсата в Ямало-Ненецком автономном округе обуславливает высокую перспективность его применения в качестве разбавителя при трубопроводном транспорте высоковязких нефтей. Проблеме перекачки высоковязких нефтей совместно с углеводородными разбавителями посвящено значительное количество работ. Однако, опубликованных данных явно недостаточно для рационального проектирования и экономически эффективной эксплуатации магистральных нефтеконденсатопроводов Крайнего Севера Тюменской области.
Цель диссертационной работы
Совершенствование технологии перекачки высоковязких нефтей в смеси с газоконденсатом применительно к условиям Крайнего Севера Тюменской области.
Основные задачи исследований
Установление закономерностей изменения реологических свойств нефтеконденсатных смесей в зависимости от температуры, концентрации разбавителя и давления стабилизации конденсатов на основе экспериментальных исследований и анализа их результатов.
Выявление зависимостей коэффициента гидравлического сопротивления и производительности трубопровода от концентрации и реологических свойств разбавителя.
Разработка математических моделей, позволяющих определить концентрацию разбавителя, обеспечивающую заданную производительность трубопровода с минимальными потерями энергии.
Создание методики выбора основного оборудования и обеспечения рациональных режимов работы насосных станций магистральных нефтеконденсатопроводов Крайнего Севера.
Научная новизна работы
Установлены многофакторные зависимости динамической вязкости смесей нефтей и газоконденсатов месторождений Крайнего Севера Тюменской области от концентрации разбавителя (до 50 % об.) и давления стабилизации конденсатов при температурах многолетнемерзлых пород.
Получены аналитические зависимости для оценки влияния концентрации и вязкости разбавителя на коэффициент гидравлического сопротивления и производительность трубопровода при различных гидравлических режимах течения и температурах нефтеконденсатной смеси.
Разработаны математические модели, позволяющие определить концентрацию разбавителя, соответствующую минимальным потерям напора в трубопроводе, минимальной мощности, потребляемой насосно-силовыми агрегатами, а также максимальной производительности по вязкой нефти.
Создана методика выбора основного оборудования насосных станций магистральных нефтеконденсатопроводов Западной Сибири и обеспечения рациональных режимов их работы при изменениях термических условий внешней среды.
Практическая ценность работы
Полученные аналитические зависимости позволяют при проектировании и эксплуатации трубопроводов с точностью достаточной для инженерных расчетов спрогнозировать вязкость исследованных
9 нефтеконденсатных смесей в зависимости от концентрации разбавителя и температуры.
Методика выбора основного оборудования и обеспечения оптимальных режимов работы насосных станций может быть использована при разработке нормативных документов, регламентирующих процессы проектирования и эксплуатации трубопроводов, перекачивающих нефтеконденсатные смеси.
Апробация работы
Основные положения диссертации доложены и обсуждены на научно-технических конференциях и семинарах различного уровня:
- регионального: Региональной научно-практической конференции
«Нефть и газ. Новые технологии в системах транспорта» (Тюмень, 2004 г.);
Региональном научно-методическом семинаре «Современные тенденции и
перспективы развития графических и компьютерных технологий в
образовании, дизайн-проектировании и нефтегазовой отрасли» (Тюмень,
2004 г.); научных семинарах молодых ученых, аспирантов, студентов
«Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника» (Тюмень, 2004, 2005, 2006
г.г.); Региональной научно-практической конференции «Проблемы
эксплуатации систем транспорта» (Тюмень, 2005 г.); Региональных научно-
практических конференциях студентов, аспирантов, молодых ученых «Новые.
технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2005, 2006 г.)
всероссийского'. VIII симпозиуме им. академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 400-летию города Томска «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2004 г.); Всероссийском конкурсе молодых ученых и специалистов на лучшую научно-техническую разработку ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005 г.);
международного: Международной научно-технической конференции Интерстроймех2005» (Тюмень, 2005 г.); Международной конференции «Теория и практика оценки состояния криосферы земли и прогноз ее изменения» (Тюмень, 2005 г.).
10 Публикации
По материалам работы опубликовано 13 печатных работ, в том числе 2 учебных пособия, 7 статей, 2 тезисов докладов, 1 патент на изобретение, 1 авторское свидетельство.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, содержит 148 страниц машинописного текста, 16 таблиц, 21 рисунок, библиографический список использованной литературы из 145 наименований, 12 приложений.
Анализ известных технологий трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих жидкостей применительно к условиям Крайнего Севера
Известно значительное число методов и способов трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей. Условная классификация данных методов и способов представлена на рис. 1.2. При огромном разнообразии характеристик нефтей, климатических и геокриологических условий в которых работают трубопроводы, их протяженности и производительности каждый отдельный способ обладает своими недостатками, поэтому в настоящее время не существует универсальной технологии, обеспечивающей рациональную транспортировку всех высоковязких и высокозастывающих нефтей. В этой связи в каждом случае выбор способа перекачки является сложной задачей и должен быть обоснован технико-экономически.
Наибольшее распространение в нашей стране и за рубежом получил способ «горячей» перекачки. Теоретические исследования и опыт эксплуатации «горячих» нефтепроводов позволяют считать, что накопленный опыт является достаточным для проектирования и эксплуатации трубопроводов [61,109,118,2, ПО, 30,102, 75,103, 51, 93,133, 140].
Однако, данному методу присущи свои серьезные недостатки, связанные с тем, что перекачиваемый продукт подогревается до значительных температур (40-80С). «Горячая» перекачка сопряжена с существенными потерями энергии, расходуемой на подогрев транспортируемого продукта. Кроме того, выделяющаяся теплота может оказывать негативное воздействие на окружающую среду [129, 45,4,99]. водопровод и др.) используется на нефтебазах, перекачивающих станциях, нефтеперерабатывающих заводах, где теплопроводы и трубопроводы для высокозастывающих продуктов укладываются в один канал и изолируются. При большой протяженности подогрев при помощи теплоспутников естественно будет иметь высокую стоимость, поэтому для магистральных трубопроводов он не применяется.
Электроподогрев трубопроводов применяется в следующих вариациях: ток движется по телу трубопровода (индукционный нагрев, прямой электроподогрев трубы); применение нагревательных элементов из специальных кабелей или лент [61,123,16,139,136]. Электроподогрев имеет ряд преимуществ перед нагревом теплоносителями: более высокий коэффициент полезного действия, возможность регулирования температуры в широких пределах, легкость монтажа, компактность, возможность работы подогревателя по любому временному графику (например, только в случае остановки трубопровода). Однако, для магистральных трубопроводов внедрение электроподогрева сдерживается по причине высоких эксплуатационных затрат. Возможно использование электроподогрева в комбинации с другими методами улучшения реологических свойств («горячая» перекачка, перекачка с разбавителями и т.д.) [128].
Применение неизотермических способов перекачки для транспортирования высоковязких нефтей в условиях Крайнего Севера Тюменской области ограничивается факторами природно-климатического и геокриологического характера. При подземной или наземной прокладке трубопровода в районах распространения мерзлых грунтов по причине теплового взаимодействия трубопровода и грунта возможно оттаивание почвенной влаги и потеря несущей способности породы [63, 90, 65]. В этой связи использование неизотермических способов перекачки в условиях Крайнего Севера может оказаться экономически эффективным при создании условий, которые обеспечивают минимальное тепловое взаимодействие трубопровода и окружающей среды, не вызывающее оттаивание несущей породы. Теоретически такие условия могут быть созданы путем использования тепловых изоляций со значительной толщиной, либо теплоизоляции, обладающих малыми коэффициентами теплопроводности.
В соответствии с методикой изложенной в [92] толщина теплоизоляции для трубопроводов подземной и наземной прокладки при недопустимости образования ореолов оттаивания мерзлых грунтов основания трубопроводов, определяется по формуле: и ( ( 8 = ш-. ехр „" / -1 (1.6) / ГР ч ЛГР ан где S - толщина изоляции, м; dm - внутренний диаметр трубопровода, м; dn - наружный диаметр трубопровода, м; Хиз - коэффициент теплопроводности изоляции, Вт/м-К; агр - коэффициент температуропроводности грунта вне зоны теплового влияния трубопровода, м /ч; г - срок эксплуатации трубопровода, ч; Хрр - коэффициент теплопроводности грунта Вт/м-К; t„ - температура транспортируемого продукта, С; t/ - температура начала замерзания почвенной влаги в грунте, С; trP - среднегодовая температура грунта, С.
Преимущества и проблемы технологии перекачки высоковязких нефтей месторождений Крайнего Севера Тюменской области в смеси с газоконденсатом
При трубопроводном транспорте нефти с температурой выше температуры многолетнемерзлой породы происходит оттаивание грунта, окружающего трубопровод. Возникающая вследствие этого просадка нефтепровода приводит к появлению дополнительных напряжений в теле трубы, которые во многих случаях могут явиться причиной его разрушения [129,19,47,63,95,90,65].
В зоне распространения многолетнемерзлых пород такая ситуация опасна не только из-за временного прекращения перекачки вследствие необходимости проведения ремонтньк работ и высокой их стоимости, но и в значительной степени из-за вредного влияния на окружающую среду.
В связи с этим необходимо максимально снизить и по возможности предотвратить вредное влияние тепла, выделяемого трубопроводом. Можно назвать несколько возможных путей решения этой проблемы [62,15, 66]: - применение специальных способов прокладки нефтепровода; - применение тепловой изоляции; - транспорт нефти при температуре окружающей среды.
Транспорт нефти при температуре окружающей среды является наиболее естественным методом перекачки, обеспечивающим наименьшее негативное влияние на окружающую среду. При этом в большинстве случаев может быть использована обычная подземная прокладка, не требующая применения специальных дорогостоящих методов укладки и конструкций.
Однако, перекачка высоковязкой нефти при температуре вечномерзлого грунта невозможна из-за значительного повышения вязкости, а иногда и просто из-за потери текучести. В связи с этим снижение температуры нефти, транспортируемой в районах вечной мерзлоты, должно сопровождаться мероприятиями по улучшению ее реологических свойств и обеспечению благоприятных транспортабельных параметров.
Как было показано выше, для транспортирования высокосмолистых нефтей месторождений Крайнего Севера Тюменской области может быть применено несколько изотермических технологий: перекачка в потоке носителя; транспорт газонасыщенных нефтей; перекачка нефтей, подвергшихся термодеструктивной обработке; транспорт нефтей в смеси с жидкими разбавителями.
Выбор технологии перекачки должен быть обоснован технико-экономически. Для осуществления такого обоснования необходима масса информации экономического характера (стоимость оборудования, цена газа или разбавителя, стоимость их доставки и введения и т.д.). По причине того, что технико-экономическое обоснование выбора той или иной технологии не является научной новизной, а также из-за отсутствия необходимой информации, в работе не ставится задача по проведению таких исследований.
Для ранжирования технологий перекачки по критерию технико-экономической эффективности был использован метод экспертных оценок [24, 38]. Подбор экспертов производился из числа профессорско-преподавательского состава Тюменского государственного нефтегазового университета, специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Сибнефтепровод», ООО «Уренгойгазпром», 000 «Тюментрансгаз», ОАО Тюменнефтегаз. Было проведено анкетирование шести групп экспертов, в каждую из которых входило от трех до шести специалистов. Технико-экономическая эффективность того, или иного метода оценивалась по интервальной шкале. Допустимый интервал оценки лежал в пределах от 0 до 1, масштаб измерений составлял 0,1. Результаты анкетирования представлены в табл. 1.1. В ячейках табл. 1.1 приведены средние значения оценок по группам экспертов (строки) для каждой технологии (столбцы).
Сравнительный анализ экспериментальных и расчетных данных
Значения коэффициентов корреляции г функциональных зависимостей (2.20), (2.21) не менее 0,93. Это означает что выходной параметр (вязкость смеси) тесно связан с оцениваемыми факторами (температура, концентрация разбавителя). Коэффициент детерминации, найденный по формуле (2.22), составляет не менее 0,86. Это означает, что 86 % разброса значений вязкости определяется изменчивостью температуры и концентрации разбавителя, а 14% - другими причинами, т.е. изменчивость функции pi=f(t,C) почти полностью характеризуется разбросом (природой) факторов t, С.
Модели (2.20), (2.21) адекватно описывают зависимость вязкости от t и С, поскольку расчетные значения критериев Фишера не превышают табличные при доверительной вероятности 95 %, а средняя ошибка аппроксимации не выше 5,3 5 %
1. С целью получения зависимостей вязкости нефтеконденсатной смеси от различных факторов выполнены экспериментальные исследования свойств смесей нефти Русского месторождения и конденсата Уренгойского месторождения при пониженных температурах. По результатам экспериментов аппроксимированы графические зависимости вязкости от концентрации разбавителя, температуры и давления стабилизации конденсатов.
2. В результате сравнительного анализа экспериментальных данных и результатов расчетов, полученных по зависимостям различных авторов, было установлено, что наиболее точно вязкость смеси нефти Русского месторождения и конденсата Уренгойского месторождения можно рассчитать по формуле (2.12) Исхакова Р.Г., Тугунова П.И., Абрамзона Л.С., Ахатова Ш.Н.. Однако, данная зависимость не учитывает в явном виде влияние фактора температуры.
3. В результате статистической обработки экспериментальных данных были получены трехфакторные экспоненциальные зависимости вязкости смеси нефти Русского месторождения и газоконденсата Уренгойского месторождения от концентрации разбавителя, температуры и давления стабилизации конденсата.
4. При статистической обработке эмпирических данных использовался метод наименьших квадратов, а также метод средних. В результате оценки погрешностей полученных зависимостей, был сделан вывод о необходимости использования менее громоздкого метода средних. Полученные зависимости были рекомендованы для инженерных расчетов, поскольку расчетные значения критериев Фишера не превышают табличные при доверительной вероятности 95 %, а средняя ошибка аппроксимации не выше 6 %.
Технико-экономическая эффективность перекачки нефти с разбавителем существенно зависит от различных факторов. Во-первых, к этим факторам можно отнести параметры, характеризующие разбавление: подбор разбавителя, выбор его концентрации и способа введения в разбавляемую нефть. Во-вторых, к ним относятся физико-химические свойства разбавляемой нефти, и, прежде всего, ее вязкость, количество парафинов, смол и асфальтенов. И, наконец, определяющее значение имеют критерии оптимальности, на основании которых устанавливается рациональность исследуемой технологии перекачки [1, 77].
Общезначимые критерии оптимальности условно можно разделить на гидравлические и технико-экономические. К гидравлическим можно отнести следующие критерии оптимальности: минимум потерь на гидравлическое сопротивление; максимум производительности трубопровода по перекачиваемой нефти; минимум мощности, затрачиваемой на перекачку. К технико-экономическим относятся критерии, требующие такой организации перекачки нефти с разбавителем, чтобы затраты на перекачку были минимальными, либо была максимальной прибыль [1]. В работе не ставятся задачи по оптимизации на основе технико-экономических критериев, поскольку при получении экономической информации возникли трудности известного характера.
Выбор насосно-силового оборудования с учетом изменения характеристик насосов, особенностей трассы трубопровода и гидравлических режимов течения
При решении поставленной задачи по подбору насосно-силового оборудования для перекачки нефтеконденсатных смесей принимались некоторые допущения.
Во-первых, не учитывалось то обстоятельство, что при перекачке вязких жидкостей характеристики центробежных насосов становятся отличными от паспортных характеристик, составленных для насосов перекачивающих воду.
Во-вторых, при расчетах не учитывались такие величины, как разность геодезических отметок начала и конца трубопровода, необходимый остаточный напор в конечном пункте трубопровода, а также напор, развиваемый подпорными насосами.
В-третьих, предполагалось, что режим движения нефтеконденсатных смесей в трубопроводе не меняется. Независимо от концентрации разбавителя и температуры режим движения принимался турбулентным, в области гидравлически гладких труб, что не обязательно соответствует действительности.
При перекачке вязких жидкостей напор и подача на режиме максимального КПД меньше, чем при работе на воде, вследствие возрастания потерь на трение. Чтобы определить характеристику насоса, перекачивающего вязкий продукт, необходимо пересчитать характеристики, построенные для воды, с учетом поправочных коэффициентов. Существует несколько методов пересчета характеристик центробежных насосов с воды на вязкую жидкость. Наиболее распространен метод, предложенный М.Д. Айзенштейном, изложенный в работе [112]. Согласно данному методу подачу, напор и КПД насоса при работе на вязких жидкостях определяют с помощью поправочных коэффициентов ICQ, кн, кп\ 100 QH= Q QB\ (4.11) Нн=кн-Нв; (4.12) 1н=К 11в, (4.13) где QH, НН, ЦН, QB, НВ, ЦВ - соответственно подача, напор, и КПД для вязкой нефти и воды.
Значения поправочных коэффициентов ItQ, кн, кп определяют по графикам [112, 127, 23], либо из специальных таблиц [98], где представлены их зависимости от числа Рейнольдса Re. Число Рейнольдса, необходимое для определения поправочных коэффициентов, рассчитывают по формуле [112]: Re = _JL,_ (414) где QH0M - номинальная производительность насоса, v, -кинематическая вязкость жидкости при температуре перекачке, D3Ke -эквивалентный диаметр рабочего колеса: ЭКв=2р2-Ъ2-, (4.15) где Т 2 - наружный диаметр рабочего колеса, Z 2 - ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре, у - коэффициент сжатия сечения каналов лопатками на выходе ( =0,90 -0,95) [112].
Определим по зависимости (4.15) эквивалентные диаметры рабочих колес насосов НМ 7000-210 и НМ 10000-210. Для НМ 7000-210 с номинальным размером ротора 1,0 Q в соответствии с [98] D2=465 мм, Ъ2 - 61 мм, тогда D3Ke = 2V0,465-0,061-0,95 = 0,3283 м.
Для НМ 10000-210 с номинальным размером ротора 1,0 Q в соответствии с [98] D =475 мм, b2 = 66 мм, тогда D3Ke = 2д/0,475-0,066-0,95 = 0,3452 м. Далее из уравнения (4.14) рассчитаем числа Рейнольдса (для насосов двух марок - НМ 7000-210 и НМ 10000-210), необходимые для определения поправочного коэффициента, соответствующие кинематической вязкости Рис.4.3. Вязкости нефтеконденсатных смесей при которых необходим пересчет характеристик насосов: линии 1,2- вязкости соответствующие числам Рейнольдса, до которых требуется пересчет подачи и напора насосов (соответственно для НМ 10000-210 и НМ 7000-210); линии 3,4 - вязкости соответствующие числам Рейнольдса, до которых требуется пересчет КПД насосов (соответственно для НМ 10000-210 и НМ 7000-210); линия 5 - вязкость смеси равная З їв м /с
Данные значения приведены в прил. 11,12.
Согласно методике М.Д. Айзенштейна [112, 98, 127, 23], при Re 8000 коэффициенты kQ, кн мало отличаются от единицы, т.е. увеличение гидравлических потерь при пересчете с воды на вязкую жидкость незначительно. Коэффициент кп при Re 8000 существенно отличается от единицы, что объясняется увеличением потерь на дисковое трение, и только при Re = 50000 значение кп соответствует единице.
На рис. 4.3. в виде таблицы представлена зависимость кинематической вязкости нефтеконденсатной смеси от температуры и концентрации разбавителя. Линиями на рис. 4 обозначены вязкости соответствующие числам Рейнольдса, до которых требуется пересчет подачи и напора насосов (линии 1, 2), а также коэффициента полезного действия (линии 3, 4). Т.е. вязкости смесей, при которых Re=8000 представлены линиями 1, 2 (соответственно для насосов марки НМ 10000-210 и НМ 7000-210), а вязкости, при которых Re=50000 представлены линиями 3, 4 (соответственно для насосов марки НМ 10000-210 и НМ 7000-210). Кроме того, на рис. 4.3 нанесена линия 5, соответствующая вязкости смеси 3-Ю"4 м2/с и ограничивающая, согласно нормативной документации, область применения центробежных насосов.
Легко можно видеть, что пересчет подачи и напора насоса требуется в тех случаях, когда вязкость смеси больше, чем 3-Ю"4 м2/с. Т.е. требования нормативной документации исключают возможность использования насосов для перекачки жидкостей с вязкостями, при которых необходим пересчет подачи и напора. Поэтому при решении поставленной задачи нет необходимости вводить поправочные коэффициенты kQ, кн в уравнение (4.19).
