Использование Excel в расчете трубопроводов

 

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального  образования

Санкт-Петербургский  государственный горный университет

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

по дисциплине  _________________Информатика______________________________

^{(наименование  учебной дисциплины  согласно учебному  плану)}

 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Тема

Исследование физико-химических свойств нефти, различных  жидкостей  и особенностей использования трубопроводов.

 

Автор: студент  гр.   _ТНГ-10-1__       __________________    /Мишин И.И./                         ^{(шифр группы)                       (подпись)                                                          (Ф.И.О.)}

ОЦЕНКА: _____________

 

Дата: _____________

 

ПРОВЕРИЛ:

 

Руководитель  работы     _доцент__         ____________        /_Муста Л.Г. /

           ^{(должность)                         (подпись)                                         (Ф.И.О.)}

 

 

Санкт-Петербург

2011

Кафедра:   ____Информатики и компьютерных технологий_________

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

по дисциплине   ________________Информатика______________________________

                                                  ^{(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)}

         ЗАДАНИЕ

 

студенту  группы      ____ТНГ-10-1_______       _Мишин И.И.

         ^{(шифр группы)                                  (Ф.И.О.)}

1. Тема работы:  Исследование физико-химических свойств нефти, различных     жидкостей и особенностей использования трубопроводов.

 

2. Исходные данные к работе: Информатика. Методические указания к курсовой работе для студентов специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

3. Содержание пояснительной записки: _Пояснительная записка включает в себя титульный лист, аннотацию, оглавление, введение, исследование корреляционных связей физико-химических свойств нефти, физико-химических свойств пластовых и технических вод, неизотермического течения жидкости, парафины.

 

4. Перечень графического материала: _рисунки, графики, таблицы________________

 

 

5. Срок сдачи законченной работы: _                2011г.__________

 

Руководитель  работы:  доцент_           ______________       /_Муста Л.Г. /

       ^{(должность)                              (подпись)                                 (Ф.И.О.)}

Дата  выдачи задания: ___        сентябрь  2011г.

 

Аннотация

Пояснительная записка представляет собой отчет о выполнении курсовой работы. В ней рассматриваются  вопросы по исследованию физико-химических свойств нефти, различных   жидкостей  и особенностей использования трубопроводов  посредством пакета Microsoft Excel 2007.

Страниц 24, таблиц 1, рисунков 12, графиков 1.

 

 

Résumé

Une note explicative est un rapport sur la mise en œuvre du travail en cours. Il aborde des questions sur l'étude des propriétés physico-chimiques de l'huile, liquides divers et les habitudes d'utilisation à travers les pipelines package Microsoft Excel 2007.

Page 24, tableau 1, figure 12, paragraphes 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Оглавление

Аннотация 3

Оглавление 4

Введение 5

Корреляционные связи физико-химических свойств нефти 6

Плотность 6

Молярная масса 7

Вязкость 7

Задача 1.1 9

Задача 1.2 10

Задача 1.3 11

Физико-химические свойства пластовых и технических вод 13

Задача 2 14

Неизотермическое течение жидкости 15

Задача 3 17

Парафины 20

Задача 4 21

Использованная литература 23

Приложение 24

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Специалисты в области нефтегазового дела имеют дело с большим объёмом  данных. Для  обработки такого количества информации необходимо использовать компьютер.

При решении задач, встающих перед  инженером, появляется необходимость  выявлять зависимости между полученными  экспериментально величинами, решать громоздкие системы уравнений и  выполнять прочие виды обработки  данных.

Для решения многих  задач, исходные данные и полученные результаты, вычисления которых могут быть представлены в табличной форме используют табличные процессоры (электронные  таблицы) и, в частности, Excel. Курсовая работа по информатике позволяет студенту закрепить и развить навыки работы с помощью базовых компьютерных технологий при решении задач в сфере профессиональной деятельности

Из курса информатики известно, что решение задачи с применением  ПК содержит следующие этапы

• постановка задачи, формулирование конкретной цели работы;
• математическое или информационное моделирование;
• алгоритмизация задачи;
• ввод исходных данных и разработанного алгоритма в программную среду ПК;
• отладка решения на ПК;
• выполнение расчётов по отлаженному алгоритму, анализ результатов;

 

 

 

 

 

 

 

 

Корреляционные связи физико-химических свойств нефти

Нефть является смесью множества веществ: алканы, алкены, ароматические углеводороды, некоторые неорганические соединения и т.п. Состав ее может существенно  разниться, поэтому не имеет смысла говорить о каких-либо константах, характеризующих физико-химические свойства нефти. Но тем не менее, вычисление зависимостей между  характеристиками нефти является очень важной частью технического процесса

Плотность

Плотность сепарированной нефти в зависимости от температуры рассчитывают с учётом коэффициента термического расширения нефти:

Ρ_н(t)= p_н/(1+α_н*(t-20),       (1.1)

где ρ_н , ρ_н(t) - плотность сепарированной нефти при 20°С и при текущей температуре t соответственно, кг/м³; α_н — коэффициент термического расширения нефти:

α_н =10^-3 *(2.638*(1.169-р_н*10^-3)),

если 780 =< p_н =< 860 кг/м³       (1.2)

α_н=10^-3*(1.975*(1.272-p_н*10^-3)),       (1.3)

если 860 < p_н =< 960 кг/м³

Увеличение давления уменьшает объём нефти, растворение  в ней газа увеличивает его. Эти  два процесса учитывают введением  двух различных коэффициентов: сжимаемости  нефти и её «набухания».

Объем нефти при растворении в ней  газа при постоянных температуре  и давлении до газонасыщенности Г₀:

V_нг=V1_н*(1+λ_нг*Г_о),                                    (1.4)

где V1_н — объем сепарированной нефти при постоянных давлении и температуре, м³ ; Г₀ — отношение объёма газа, растворяемого в нефти, к ее объему, приведенное к стандартным условиям; λ_нг  — коэффициент изменения объёма нефти из-за изменения насыщенности газом:

λ_нг = 10 ^-3*(4,3 + 0,858*р_г + 5,2*(1-1,5 * Г₀ * 10^-3)*Г₀ * 10^-3-3,54ρ_н*10^-3), (1.5)

где ρ_н ρ_г — плотности нефти и газа, растворяемого в нефти 20^оС и 0,1МПа, кг/м³. Коэффициент λ_нг равен отношению:

λ_нг =ρ_г / ρ_гк                                         (1.6)

где ρ_гк  — кажущаяся плотность газа, растворённого в нефти, кг/м³.

При этом объем  нефти с растворенным в ней  газом при постоянных давлении и  температуре:

V_нг= m_н/ ρ_1н + m_г/ρ_гк,       (1.7)

где m_н , m_г — массы сепарированной нефти и газа, растворенного в ней, соответственно, кг; ρ_1н — плотность сепарированной нефти при текущих давлении и температуре, кг/м³.

Объёмный  коэффициент нефти:

b = 1 +λ_нг*Г_о + α*(t-20)-6.5*10^-4*Р,     (1.8)

где Р — давление в системе, МПа;  t — температура °С

Для нефтей в пластовых условиях объёмный коэффициент:

b=1+3*10^-3*Г_o       (1.9) 

Плотность нефти с растворённым в ней  газом:

ρ_нг=1/b*(ρ_н + ρ_г*Г₀).      (1.10)

Влияние температуры на давление насыщения  нефти газом:

p_st=p_st0+(t-t_o)/(9.157-f_ш),      (1.11)

где p_st , p_{st0 -} давления насыщения при температурах t и t_o соответственно, МПа;

f_ш=0.7532*ρ_н/(Г₀*(N_CH4-0.8*N_A))      (1.12)

где N_CH4 , N_A - молярные доли метана и азота, соответственно, в газе однократного разгазирования нефти при 20°С до атмосферного давления.

Молярная масса

Молярная  масса сепарированной нефти (кг/кмоль) в результате ее однократного разгазирования при 20°С до атмосферного:

М_н=0.2*ρ_н*μ_н^0.11,         (1.13)

где μ_н — вязкость сепарированной нефти при стандартных условиях, мПа-с.

Или по формуле Крего: 

М_н=44.29* ρ_1н /(1.03- ρ_1н),      (1.14)

где ρ_1н — отношение плотности сепарированной нефти при 15, 5°С к плотности воды при той же температуре.

При отсутствии данных по молярной массе  сепарированной нефти и ee вязкости, а также по плотности газонасыщенной нефти, молярную массу пластовой нефти можно определить по формуле:

М_н=44.3*(ρ_н+ρ_г*Г_о)/(1030-ρ_н+ 1.845*Г_о)     (1.15)

Вязкость

Связь между вязкостью сепарированной нефти и температурой описывается уравнением Вальтера:

lg(μ_н + 0.8) = al -a2*lg(l + t/273),       (1.16)

где μ_н — относительная кинематическая вязкость сепарированной нефти при температуре t, численно совпадающей с кинематической вязкостью нефти, выраженной в квадратных миллиметрах на секунду; al, а2 — эмпирические коэффициенты, зависящие от состава нефти.

Для применения (1.16) необходимо знание экспериментальных значений вязкости нефти при двух температурах, подставляя которые в (1.16), можно определить коэффициенты, зависящие от состава нефти. Используя два экспериментальных значения вязкости нефти при температуре 20 и 50°С, температурную зависимость динамической вязкости нефти можно описать:

lgμt = (lgμ20) * (lgμ50 / lgμ20) ^(t-20)/30 ;     (1.17)

где μ20, μ50, μt — относительные динамические вязкости нефти при атмосферном давлении и температурах 20, 50, и t °С соответственно, численно равные соответствующим значениям динамикой вязкости сепарированной нефти, выраженной в миллипаскалях в секунду.

Если известно только одно экспериментальное  значение вязкости нефти при какой-либо температуре t_o, то ее значение при другой температуре определяется по формуле:

μ_t=(1/C)*(C*μ_t0)^φ        (1.18)

где 

φ=1/(1+a*(t-t₀)*lg(C*μ_t0))

μ_t , μ_t0 -  динамическая вязкость нефти при температуре t и t₀ соответственно, мПа*с;

  С — эмпирический коэффициент:

для  μ>1000 мПа*с   С=10 1/ мПа*с ;  а = 2.52 * I0^-3  1/°С ;   (1.20)

для 10=<μ =<1000 мПа*с С=100 1/мПа*с ; а=1.44*10^-3 1/°С;     (1.21)

для μ< 10 мПа*c  C=1000 1/МПа*с; а = 1.76 * ^10-3 1/°С               (1.22)

При отсутствии экспериментальных  данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20°С и атмосферном  давлении, можно воспользоваться  следующими формулами:

для 845<ρ_н<924 кг/м³, μ_н = ((0.658* ρ_н ²)/(10³ * 886 - ρ_н ²))²;    (1.23)

для 780< ρ_н <845 кг/м³, μ_н = ((0.456* ρ_н ²)/(10³ * 833 - ρ_н ²))²,  (1.24)

где μ_н  , ρ_н — вязкость и плотность сепарированной нефти при 20 °С и атмосферном давлении, мПа*С и кг/м , соответственно.

По формуле Чью и Каннели  можно рассчитать вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения

μ_s= А*μ_t^B,          (1.25)

   где μ_s — вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t и давлении насыщения, мПа*с; μ_t — вязкость сепарированной нефти при температуре t, мПа*с;

А, В — эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам

А = ехр((12.4 * 10 ^-3 * Г₀ - 8.576) * 10 ^-3 * Г₀)     (1.26)

В = ехр((8.02 * 10^{- 3} * Г₀ - 4.631) * 10 ^-3 * Г₀)    (1.27)

Теплоёмкость нефти

C_p=l07.325*(496.8-t)/(ρ_н)^(1/2)       (1.28)

где ρ_н — плотность нефти, кг/м³; t — температура, °С

Задача 1.1

Найти плотности сепарированных нефтей двух месторождений при заданной температуре, если известны их плотности  при 20⁰. Дать заключение о влиянии температуры на плотность нефти.

Дано: ; ; .

Найти: ; .

Решение:

Для диапазона 780=< =<860 кг/м³:

;

1/С⁰;

Плотность сепарированной нефти при заданной температуре:

;

;

Аналогично  для диапазона  860< =<960 кг/м³:

Найдем  коэффициент  термического расширения нефти:

;

1/С⁰;

Плотность сепарированной нефти при заданной температуре:

;

;

 

ОТВЕТ:

1. Для нефти ρ=950кг/м³    ρ(74)=918,46кг/м³
2. Для нефти ρ=807кг/м³    ρ(74)=767,43кг/м³

                     

 

                                 

 

 

 

Результаты  решения задачи 1.1                                                 рис. 1

 

                            

                    

 

  Решение задачи 1.1 в режиме отображения  формул                      рис. 2

 

Вывод: плотность сепарированной нефти обратно пропорциональна температуре.

Задача 1.2

Найти молярную массу сепарированной нефти, если известны её плотность и  вязкость при стандартных условиях.

Дано:  ; ;

Найти: ;

Решение:

_{Используя формулу  (1.13) :}       

 кг/кмоль.

Молярную массу сепарированной нефти определяем по формуле Крего  (1.14),для чего находим относительную  плотность нефти при температуре 15,5 ⁰С.Как рассчитано ранее в задаче 1.1 ,коэффициент термического расширения нефти плотностью 807 кг/м³ равен 0,9549*10^-3  1/К тогда плотность нефти при 15,5 ⁰С:

_{Так как относительная  плотность нефти  по воде в 1000 раз меньше, то по формуле Крего  (1.14)}

44,29*0,81048/(1.03-0,81048) = 163, 52 кг/кмоль.

ОТВЕТ:

Для нефти ρ=807кг/м³    М_н=179,81кг/моль        М_нкрего=163,52кг /моль

        

 

     Результаты решения задачи 1.2                                                 рис.3

 

                                          Решение задачи 1.2 в режиме отображения  формул                                   рис. 4

 

Вывод: Значение молекулярной массы по формуле Керго на 9.1% меньше, чем по классической формуле.

 

 

Задача 1.3

 

 

Определить  вязкость сепарированной нефти при  заданной температуре, если известна только ее плотность при 20⁰С в поверхностных условиях.

Дано ; .

Найти: =?

Решение:

При отсутствии экспериментальных данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20°С и атмосферном давлении, можно воспользоваться следующими формулами:

для 845<ρ_н<924 кг/м³, μ_н = ((0.658* ρ_н ²)/(10³ * 886 - ρ_н ²))²;    (1.23)

для 780< ρ_н <845 кг/м³, μ_н = ((0.456* ρ_н ²)/(10³ * 833 - ρ_н ²))²,  (1.24)

 где

Эмпирический  коэффициент  С=1000

Так как  <10 мПа*с, то

a=1,76*10^-3 ;

;

Находим вязкость

мПа*с.

ОТВЕТ:

Для нефти плотностью ρ=807 вязкость μ=0,384мПа*с

 

                             

   Результаты решения задачи 1.3                                                  рис.5

 

Задача 1.3			Решение
ρн2, кг/м3	t, ̊C		μ1	ф	С	a	μн
807	74		0,38436505	0,754345941	1000	0,00176	2,669747608

 

                                          Решение задачи 1.3 в режиме отображения формул                                   рис. 6

Вывод: вязкость при температуре 74 меньше вязкости при в 6,9  раза.

Физико-химические свойства пластовых  и технических вод

 

Пластовые воды нефтяных месторождений - это неотъемлемая часть продукции  добывающих скважин, которая обуславливает  значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах.

Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представляют собой сложные многокомпонентные  системы. Обычно они содержат ионы растворимых  солей:

• Анионы  ОН^(-) ,CL^(-),S0₄^(2-) , С0₃^2(-), НСО₃^-_,
• катионы Н⁽⁺⁾, К⁽⁺⁾, Na⁽⁺⁾,Mg²⁽⁺⁾, Са²⁽⁺⁾, Fe²⁽⁺⁾' и др.
• ионы микроэлементов: Br^(-), J^(-) , и др.
• коллоидные частицы: Si0₂, Fe₂0₃, Al₂O₃;
• растворенные газы: со₂, h₂s, сн₄, н₂, N₂ и др.
• нафтеновые кислоты и их соли.

Количественные соотношения между  этими ионами определяю г тип пластовых и сточных вод.

Из физических свойств пластовой  воды наибольшее значение в процессах сбора и подготовки имеют её плотность и вязкость. Плотность пластовой воды в зависимости от солесодержания рассчитывается по формуле:

ρ_вп = ρ_в+ 0.7647*S,        (2.1)

где ρ_вп — плотность дистиллированной воды при 20°С, кг/м³; S -концентрация соли в воде (растворе), кг/м³.

В диапазоне температур от 0 до 45°С плотность водных рассолей нефтяных месторождений изменяется мало, поэтому  влияние температуры может быть учтено следующим образом:

ρ_вп(Т)= ρ_вп - 0.0714*(t - 20),       (2.2)

где  ρ_вп(Т), ρ_вп — плотность пластовой воды при температуре t и 20°С соответственно, кг/м³.

Важное значение имеет возможность  учёта изменения вязкости попутной воды при изменении её температуры, солесодержания и, как следствие, плотности. Как показывает обработка экспериментальных  данных, вязкость пластовой воды может  быть рассчитана следующим образом:

при Δρ<=Δρ1:

μ_вп=μ_в(t)*10^{0.8831Δρ*10-3}                                             (2.3)

где μ_вп - вязкость пластовой воды при температуре t, мПа*с;

 μ_в(t) - вязкость дистиллированной воды при температуре t, мПа*с;

значение  её может быть определено по формуле:

μ_в (t) = 1353*(t + 50)^-1.6928       (2.4)

где Δρ разность между плотностью пластовой и дистиллированной вод при 20°С, кг/м³:

Δρ = ρ_вп -998.3,        (2.5)

где плотность пластовой воды при 20°С, кг/м³;  Δρ1 - параметр, определяемый по формуле:

Δρ1 = 0.793*(146.8-t);       (2.6)

при  ρ1> Δρ1 :

      (2.7)

где А (ρ) — функция, значения которой зависят от температуры и плотности:

при 0=<t=<20^oC:

А(ρ) = 2.096*(Δρ - 0.5787*Δр1);      (2.8)

при  20 < t =< 30 ^oС:

А(ρ) = 2.096*(Δρ - 0.5787*Δρl) - 0.032*(t - 20)*(Δρ - Δρl)  (2.9)

при t>30 ⁰С:

А(ρ) = 1.776*(Δρ - 0.503*Δρ1).      (2.10)

 

Задача 2

Температура попутной воды в технологическом  процессе последовательно принимает  ряд значений. Определить изменение  плотности  и вязкости  минерализованной воды в технологическом процессе при известном её солесодержания.

Дано:  S=25; T₁=20; T₂=30; T₃=40.

Найти:

Решение:

Рассчитываем  параметр   

при 20⁰С    

Рассчитываем  параметр для 20⁰С;

зная, что получаем:

кг/м³.

Рассчитываем  параметр для 20⁰С:

кг/м³. 

_{Так как Δρ<=Δρ1  то}

_{Вязкость  пластовой воды при  температуре t рассчитывается по формуле:}

 _где

μ_в(t)=1353*(t+50)^-1,6928

μ_в(20)=1353*(20+50)^-1,6928=1,018мПа*с

мПа*с

Аналогично  делаем расчеты для других заданных температур.

 

Результаты  решения задачи 2.1                                       рис.7

                                          Решение задачи 2,1 в режиме отображения  формул                                   рис. 8

Вывод: вязкость дистиллированной воды уменьшилась в 1,53 раза при изменении температуры с 20 до 40 ⁰С.

Неизотермическое течение жидкости

 

Чтобы определить, какие режимы существуют в трубопроводе, следует рассчитать критическую температуру, при которой происходит смена турбулентного режима на ламинарный:

     (3.1)

где t* - температура в рабочем диапазоне, при которой известна вязкость ν; 

u - коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; d - внутренний диаметр трубопровода, м; Q - объемный расход, м³/с; Re_кр ⁼ 2300.

Коэффициент крутизны вискограммы  рассчитывают по формуле:

       (3.2)

При режим только ламинарный, а при режим только турбулентный. При

t_н >t_kp>t_k в трубопроводе имеют место два режима.

Средняя по сечению трубопровода температура  на любом расстоянии от его начала определяется по формуле Шухова:

     (3.3)

где t_H, t_o - температура нефти в начале трубопровода и температура окружающей среды, соответственно, °С; к - коэффициент теплопередачи, Вт/(м²*К); d - внутренний диаметр трубопровода, м; х - расстояние от начала трубопровода до точки, для которой рассчитывается температура, м; G - массовый расход нефти, кг/с; С_Р - уделыи теплоемкость нефти, Дж/(кг*К).

В конце трубопровода х = L.

Коэффициенты теплопередачи различны для ламинарного и турбулентного  режимов.

Для точки х, находящейся в ламинарной зоне при двух режимах движения нефти в трубопроводе, формула Шухова имеет следующий вид:

      (3.4)

где t_кр — критическая температура, °С; L_t — длина турбулентного м; L - длина всего трубопровода, м; Шу_л:

        (3.5)

Длина турбулентного участка рассчитывается по формуле:

      (3.6)

Температура в конце трубопровода при двух режимах дни же кия нефти рассчитывается по следующей формуле:

  (3.7)

Задача 3

Определить режимы движения нефти  в трубопроводе длины 20 км и внутреннего диаметра 259 мм при определённой его пропускной способности 0,035 м³/с, температуре нефти в начале 70⁰С и необходимой температуре конце трубы 35⁰С. Температура окружающей среды 2⁰С. Тепловая изоляция отсутствует. Рассчитать температуру нефти по длине трубопровода (минимум 6 точек), и температуру нефти в конце трубопровода.

 

Дано:   L=20м;   d=259мм;   Q=0,035м³/с;   кг/м³;   t_н=70⁰С;    t_к=35⁰С;     t₀=2⁰С; C_р=1884Дж/(кг*К);    t₁=10⁰С;   t₂=60⁰С;   v₁=110*10⁴ м²/с;   v₂=2,78*10⁴ м²/с; k_т=5,4Вт/(м²*с); k_л=5,35Вт/(м²*с);

Найти: l_т=?;    l_л=?;    t_кон=?;   t_x=?

Решение:

Определим коэффициент крутизны вискограммы:

Рассчитываем  критическую температуру:

Рассчитаем  среднюю температуру потока:

а) на турбулентном участке:

б) на ламинарном  участке:

_{Рассчитываем  коэффициент термического расширения нефти:}

Т.к  для диапазона 860=< =<960 кг/м³:

;

α_н=10^-3*1,975*(1,272-930*10^-3)=0,68*10^-3

Рассчитаем  плотность нефти при средних  температурах потока:

а) турбулентный участок:

Ρ_н(t)= p_н/(1+α_н*(t-20)=930/(1+0,00068*(131,913-20))=864,64кг/м³.

б) ламинарный участок:

Ρ_н(t)= p_н/(1+α_н*(t-20)=930/(1+0,00068*(114,413-20)=874,24кг/м³.

Рассчитаем  длины участков:

а) турбулентный участок:

б) ламинарный участок:

Рассчитаем  длину трубопровода из суммы данных участков и сравним сданной длиной: