Нафтопровід, Детальна інформація

Кінематична в‘язкість нафти при 200С, сСт 2,0 19,36

При експлуатації нафтопроводу протягом року змінюється температура грунту на глибині укладання трубопроводу, що в свою чергу призводить до зміни режимів роботи нафтопроводу. Значення температур грунту на глибині укладання трубопроводу для даного району проходження траси наведені в таблиці 1.4

Таблиця 1.4- Значення середньомісячних температур грунту на глибині укладання трубопроводу

Місяць 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Температура (0С) 3,4 2,4 1,9 4,2 8,7 14,8 21,4 22,8 21,7 17,7 12,3 8,6

Гідравлічні розрахунки та розрахунки пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди, які будуть виконані в наступних розділах дипломного проекту, виконаємо для найгірших умов його роботи – мінімальній температурі грунту на глибині укладання трубопроводу, яка буде в березні місяці і буде становити 1,90С.

Визначимо значення густини і кінематичної в’язкості двох сортів нафт при температурі 1,90С за формулами.

, (1.1)

де \x03C120 – густина нафти при температурі 20°С;

t – розрахункова температура;

\x03B6 – температурна поправка, визначається за формулою

(1.2)

Підставивши у формули (1.2) та (1.1) дані отримаємо результати:

для російської нафти







для каспійської нафти







Визначимо значення кінематичної в’язкості для двох сортів нафт при температурі 1,9°С з використанням моделі Фогеля-Фульчера-Таммана за формулами

(1.3)

де а, в, с – коефіцієнти моделі Фотеля-Фульчера-Таммана, визначаються за формулами

, (1.4)

де t1= 0°С, t2= 10°С, (1 – в’язкість нафти при температурі t1, (2 – в’язкість нафти при температурі t2.



, (1.5)

де t3= 20°С, k- коефіцієнт моделі Фотеля-Фульчера-Таммана, визначається за формулою.

, (1.6)