МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТмефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА НЕСТАЦИОНАРНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ ТЕПЛОИЗОЛИРОВАННЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ ПРОКЛАДКИ ИХ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ РД 39-30-1061-84

1984

Министерство нефтяной промышленности

ВСЕСОЮЗНЫЙ нАУЧно^ссвдовлттский ИНСТИТУТ ПО СБОРУ, ПОДГОТОВКЕ И ТРАНСПОРТУ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ (БНИИСПТнвфть)

УТВВРДДЭ1

первым заместителем министра нефтяной промышленности В.И.Кремневым

П марта 1984 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА НЕСТАЦИОНАРНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕВИМОВ РАБОТЫ НЕИЭОТЕНМЧБСКИХ ТЕПЛОИЗОЛИРОВАННЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ ПРОКЛАДКИ ИХ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МН0Г0ЛЕТНЖЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

РД 39-30-1061-84

1984

го

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА

Исходные данные должны включать в себя:

1)    Техническую характеристику трубопровода:

а)    производительность перекачки - Q ;

б)    внутренний и наружный диаметры трубопровода -B/_fBg •

в)    длину трубопровода - L ;

г)    глубину заложения трубопровода, считая по оси - h, i

д)    материал и толщину изоляции - и Зщ •

а) начальную температуру жидкости - Тн ;

ж) конечную температуру жидкости - 7к ;

Величины по пунктам в и ж могут совместно не задаваться.

2)    Характеристику перекачиваемой жщдхости - зависимости плотности Q , коэффициента теплопроводности Я , удельной теплоемкости С от температуры Т ; зависимости меры консистенции

К , показателя поведения жидкости а , вязкости ^ и пре -дельного (динамического) напряжения сдвига от температуры, температуру проявления неныотоновских свойств жидкости 7J, , значение коэффициента объемного расширения.

3)    Характеристику внемней среды:

а)    сведения о распределении грунтов по трассе трубопровода;

б)    данные о температуре, влажности, теплоемкости, теплоте фазовых переходов, объемном весе и коэффициенте теплопроводности грунтов на глубине заложения по месяцам года;

в)    данные по срокам выпадения и толщина снегового покрова в районах прохождения трассы трубопровода.

Определение характеристики жидкости необходим Провести в лаборатории непосредственно на нефти (нефтепродукте), предназначенной для перекачки.

Значения ^С_0} п _f 7* определяются из реологических исследований.

II

Определение плотности производится в соответствии с дейст-вусщям ГОСТом при температуре 20°С. Пересчет плотности на плотность при других температурах производится по формуле

О — _2gg..    ,    (I)

™    /    +/(Т~го)

где ув - коэффициент объемного расширения _f величина которого выбирается в соответствии с табл, I (см. приложение).

Определение реологичесхих свойств жидкости позволяет установить» к каким моделям следует отнести данную среду при раз -личных температурах (ньютоновской» псевдопласткчной, нелинейно-вяэкопдасткчной или бингамовской модели жидкости). Зависимость напряжения от скорости сдвига приведена на рис. I. Обобщающей моделью всех этих кривых является модель Балкди-Гершелл

f-H+K-jⁿ,    ^<2>

опксывапцая нелинейно вяэкопдастнчкую жидкость.

Рис. I Зависимость напряженки сдвига от скорости сдвига для различных жидкостей:

I - ньютоновская; 2 - поевдопласткчная; 3 - нелкиеЯ-но-вяэхопластмчнал; 4 - бингамовская.

12

Dpi п» I уравнение (2) принимает вид:

*"<9+4% *    ^(3>

Это модель Шведова-Бингама, описывающая бингамовскую жидкость. При 0 уравнение(2) описывает псевдопластжчную жидкость

<- *7^Л ’    <4>

При л- I и 0 уравнение (2) переходит в уравнение Ньютона для описания ньютоновских жидкостей

⁽⁵⁾

Определение меры консистентное» К и показателя поведения жидкости п проНаводится с помощью кривых *~f дмг различных температур. При атом составляется система уравнений для одной ирнвой:

<£=■“£ * К(Я,)^П ;    (J)

и ревается относительно И и п .

Значения градиентов скорости ft * ft выбирается в диапазоне режима работы трубопровода ( f^x8Vt/Dt )•

Зависимость предельного напряжения сдвига от температуры имеет ввд:

г,-%,(ё^вт-е~^вт,)>    <’>

где <£₀^ ^ g - опытные коэффициенты для данной жадности.

Параметр консистенции /С с повышением температуры уменьшается ( К ^А_кв^^к » приближаясь по численному значению я вязкости ньютоновской ЖИДКОСТИ (при Т>%).

Параметр п с повышением температуры до значения 7* -температуры проявления неньютоновскнх свойств жадности возрастает kn**An    приближаясь    к    единице.

Остальные реологические характеристики также определяются

13

в лабораторных условиях. Если такое определение по каким-либо причинам окажется невозможным, то часть характеристик можно рассчитать.

Весовая теплоемкость рассчитывается по формуле Крего /I/:

С~ (Qt03tQ0008f‘T).    ^<8)

Коэффициент теплопроводности также рассчитывается по формуле Крего /I/:

Л *    - (/-QOOO&-7) .    <9>

Особенностью нелинеймо-вяэкопластичных нефтей и нефтепродуктов является высокое содержание парафина. Поэтому для них дополнительно необходимо иметь лабораторные данные о температуре начала и конца кристаллизации парафина Т#п и Ты7 , а также о количестве парафина в частях единицы £ , выпадающем при температуре 7JJ < Тип•

Темп ввделения £/ (7#л~Тх] можно приближенно оценить по следующему выражению:

£    =    Л .    U°>

Т*~Т>    Тип

При ориентировочных расчетах интервал ( w *кп ) можно принимать равным 40-50°С, а температуру Т_нп выбирать в предег-лах 40-50°С /3/. Содержание парафина в некоторых нефтях, по данным Ашумова, Павловой в др. /4/* /5/, /6/, представлено в табл.

2 (см. приложение).

Теплофиэические свойства (коэффициенты теплопроводности и температуропроводности и теплоемкость) грунтов в мерзлом «талон состоянии являются важным параметрами при тепловом расчете

14

трубопровода. Необходимо определить теплофизи^еские свойства грунтов непосредственно в полевых условиях на трассах трубопроводов. При этом методом статистической обработки более обоснованно выбрать значения их коэффициентов теплопроводности и температуропроводности, определить длину расчетных участков трубопровода, на которых теплофизические свойства грунтов можно принять постоянными.

В качестве основного метода полевых определений теплофизических свойств вечномерзлых грунтов рекомендуется метод регулярного режима /7/+

При определения тепдофизических свойств грунтов, не относящихся к категориям вечномерзлых, наиболее простым является эондовый.

При отсутствии возможности определения тепдофизических свойств грунтов в полевых условиях необходимые параметры могут быть приняты по действующим СНиПам (СНиЛ II-I8-76, СНи{1 II-A. 6-72 и др.) и справочникам по климату СССР .

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРИТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПОТОКА ЖВДКОСТИ

Переход от турбулентного режима течения жидкости в трубопроводе в ламинарный наступает при определенном числе Рейнольдса и критической температуре.

Для определения критической температуры рассчитывается обобщенное число Рейнольдса в рабочем диапазоне температур по формуле

15

Рис.2 Грефк* зависимости значения критического обобщенного числа Рейнольдса от параметра Хедстрема и показателя поведения жидкости

Рнс.З Определение критической температуры потока жидкости

16

м строится график зависимости обобщенного числа Рейнольдса от температуры ( Т ).

b^.Q-D? 3 jSn+t)* 'ffl&ZJY' 2 (2nJ)(5n+3)

(12)

Не *

Затем по форцуле

рассчитывается параметр Хедстрема в интервале температур, при которых перекачивается жадность. При изменении параметра Хедст-рема от 10^ до 10^ и показателя поведения жидкости от 0,25 до 1,0 значение критического обобщенного числа Рейнольдса можно определить по форцуле /9/

йе_ШКр^ (ггз5-тп)Не ^^015п ^^0f3^    (i3>

или по номограмме (рис. 2). Затем строится график зависимости от температуры (7” ) (рис. 3): Точка пересечения кривых    и    йе*кр~Т    дает значение критической

температуры.

Для наловяэкой нефти критическая температура определяется по формуле

где \    -    температура,    при    которой    известна    вязкость    дан

ной нефти, йе^ - значение Рейнольдса при температуре Tj значение йвкр равное 2320.

4. ПУСК ТРУБОПРОВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

4.1. Тепловой расчет

Тепловой расчет при пусие трубопровода ставит своей задачей установить распределение средней по сечению температуры потока по длине трубопровода в зависимости от времени с начала его

17

заполнения.

Подземная прокладка

Изменение температуры жидкости в трубопроводе в период цус-ка и выхода на стационарный режим определяется по уравнении ДО/:

Г- T_mc*(T„-T„₀)l^JS^\-e'^x(^t'^t№)x

L    (15)

, -KtSiDLk]

*0 - е -*ф-)}да) ,

где 9(t) ~ ступенчатая функция

0 ♦ при tutsan.

'    /    •    при    f

- время работы трубопровода с момента начала заполнения;

время заполнения участка трубопровода длиной L со средней скоростью VI/ :

t*p=c/Wj

При наличии снегового покрова его теплоизолирующее влияние учитывается введением в расчет вместо геометрической величины "фиктивной** глубины заложения :

/, «а + 2ж А    (16)

л₀<р !%,+ Осы )

где (^толщина снежного покрова.

Значения коэффициента теплопроводкостм снега ("Хсн) определяются по данным работы flTj или приближенно принимаются для рыхлого снега - 0,23; для плотного - 0,58.

10

Величина коэффициента теплопередачи от жидкости в окружающую среду определяется по форцуле:

(17)

(18)

(19)

(20)

и    +    1    +

\cxrCo ot£ Co-a&oJ

где а_г = 2'Аг$/Ц‘0(₀ )

Q. -/JL +]к (дЗк + IL L. Мдз\⁴-.

^а' (а/    ^    Д    2лнГПг/    >

Я#з    2 Аэ.

Величина коэффициентов теплопроводности различных типов тепловой изоляции приведена в таблице /3/ (сы. приложение).

Значение коэффициентов теплоотдачи от жидкости к внутренней стенке трубы определяется в зависимости от режима течения: при ламинарном режиме

~ =л/7_2ло ⁴⁹³о. ^0/аг Q./ЗьУ*⁵.    (я*

a<~on-^-Re₄-Pr,_t -evjgjy •

при турбулентном режиме

Здесь теплофизические характеристики определяются при средних темлературых потока ( 7^ ) и стенки трубы ( 7уу ) • Температу-ра стенки трубы ( 7#/ ) находится методом последовательных приближений с проверкой по уравнению теплового баланса:

(Tf~ Тф) — К{ ^нз(Т^^Тесто) •    ⁽²³*

При ориентировочных расчетах для вычисления CLt в период пуска нефтепровода можно принимать температуру стенки трубы на 5-Ю°С ниже средней температуры жидкости в области турбулентного

19

течения и на 10-15°С ниже в ламинарной области. В стационарных условиях перекачки lw на I-I ,5°С ниже 7уг в турбулентной области и на 3-4°С ниже в ламинарной- области.

Коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу вклвчает значение .коэффициентов конвективного ( 01 вк ) и радиа-двойного теплообмена С (X ер ):

О1а,о. ~ &8к ^СХер .    (24)

Конвективная составляющая определяется по формуле:

OLeK—HSi-Tp \/v7 .

Значение коэффициента СХ^р находится по формуле:

„ _ 6ч.т.'С₅\/Т_п+273\^ч (Ть+Е15\^ч)

⁰¹ вр Т_п -т_в К 100 ) ( 100 /1'

Численность значения величины приведенной степени черноты трубы в зависимости от материала и вида поверхности приведены в таблице 4 (см. приложение).

При практических расчетах допускается принимать ОСдо порядка 4 Вт/м^ град.

Коэффициент, учитывающий особенности теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой при пуске, определяется по зависимости:

(27)

'о "OLpo>

В результате падения температуры нефти, закачиваемой в нефтепровод, ее физические свойства изменяются по длине трубопровода. Вследствие этого в трубопроводе может быть несколько режимов течения. На рис. 4федставкен наиболее общий случай, встречающийся при транспорте высоковязких жадностей.

На начальном участке трубопровода от температуры закачиваемой жидкости ( Тц ) до температуры качала проявления виэхоплас-

Методика предназначена для расчета трубопроводов _f перекачивающих жидкости, подчиняющиеся реологической модели нелинейновязкопластичной, псевдопластичной, линейно-вяэкопдастичной и ньютоновской жидкостей. Методика охватывает области ламинарного и турбулентного режимов движения жидкости в трубопроводе.

Базой для составления методики явились теоретические и экспериментальные исследования отдела трубопроводного транспорта ВНИИСПТнефть и литературные рекомендации.

Методика разработана к,т,н, Тоикоокуровым Б.А.

3

РУКОВОДВЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методика расчете, нестационарных технологических режимов работы неиэотермгческих теплоизолированных магистральных трубопроводов при различных способах прокладки их в районах распространения многолетнемерзлых грунтов

РД 39-30-1061-84

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной

промышленности от 13,06,84 г. Я 360

срок введения с 01.08.84 г.

Срок действия до 01.08.09 г.

Настоящая методика предназначена для тешгогвдравличесхкх расчетов нестационарных технологических режимов работы действующих и проектируемых трубопроводов.

Методика позволяет:

1.    Определить критическую температуру перехода турбулентного режима движения жидкости в ламинарный.

2.    Произвести тепловой и гидравлический расчеты пускового участка трубопровода.

3.    Определить безопасное время остановки трубопровода.

4.    Определить о^еол протайвания грунтов вокруг трубопровода.

I. ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

I.I. Индексы:

без - величина, характеризующая безопасность остановки перекачки;

в - величина откосится к воздуху;

4

вк - величина откосятся к конвектиь'ому теплообмену;

в.о, - величина относится к теплообмену на границе грунт-воздух;

вр - величина относится к радиационному теплообмену;

гр    -    величина    относится к    грунту;

доп.    -    допустимая величина;

ест.о. - величина относится к округ вицей среде;

Ж - величина относится к жидкости; вал. - величина, характеризующая заполнение трубопровода; вест. - величина, характеризующая процесс застывания; на    -    величина    относится к    изоляции;

К    ~    конечное    значение величины;

КП - величина относится к концу кристаллизации парафина; кр - критическое значение величины, соответствующее условиям смены режима движения; лам. - ве ичина относится к ламинарному течению;

М - величина относится к мерзлому грунту;

Н - начальное значение величины;

МП - величина относится к началу парафинязацнм; ост. - величина относится к периоду остановки перекачхи;

П - величина относится к поверхности;

СН - величина относится к снегу;

Т - величина относится х талому грунту;

тр - величина относится к трубопроводу;

тур - величина относится к турбулентному режиму;

t/j. - величина, характеризующая черноту поверхности;

9ф - величина, относящаяся к эффективному показателю; t - величина относится я нестационарным условиям; сю - величина относится к стационарным условиям;

Л - величина берется при температуре > при которой из нефти вид влилось £ парафина (в частях единицы);

5

W    - параметр взят яри средней температуре стенки;

•f    - параметр взят при средней температуре потока;

#    -    величина, характеризующая проявление иеььвтоновсккх

свойств жидкости;

20    -    величина берется при температуре 20°С;

15    -    величина берется при температуре 15°С;

1.2. Обозначения

а)    техническая характеристика трубопровода:

D( - внутренний диаметр трубы, м;

-    внутренний радиус трубы, м;

Л_г - наружный диамэтр трубы, ы;

-    наружный радиус трубы, м;

Ънй - внешний диаметр трубопровода с учетом слоя теплоизоляции, м;

-    внешний радиус трубопровода с учетом слоя теплоизоляции,м; L, - полная длина участка, м;

I - текущая длина участка, м;

h₀ ~ глубина заложения оси трубопровода, ы;

Ьф - фиктивная глубина заложения, м;

/l/f - глубина нейтрального слоя, ниже которой не сказывается сезонное изменение температуры воздуха, к; бцт. ~ приведенная степень черноты трубы;

б)    тепловая в гидравлическая характеристика перекачиваемой жидкости:

Q - объемный расход, м^/с;

W - скорость течения, м/с; р - плотность, кг/м^;

Р - коэффициент объемного расширения, 1/°С; h - динамическая вязкость, нс/м^;

6

V    - кянематическа/ вязкость, м^/с;

jf - градквнт скорости, 1/с;    '

К - мера консистенции, Н•с^п/м^;

Т - температура, °С;

^ - предельное напряжение сдвига, Н/м²; п - показатель поведения жидкости, 0~<-П ^ !•

/7 - общее содержанке парафина в нефти (в пастях единицы);

£ - количество парафина (в частях единицы), выпавшее ив нефти в интервале температур ’Jf_4n‘^Tf_xn)

X - скрытая теплота кристаллизации парафина;

X • (2,26 : 2,3) IQ⁶, Дж/кг, а¹ - коэффициент температуропроводности, м^/с; q - весовая теплоемкость, Дк/жг°С;

Д - коэффициент теплопроводности, 0т/м°С; .

Q - б(1размерная температура;

-£ - время;

~ ^ЛОвштельность безопасной остановки трубопровода;

OCf - внутренний коэффициент теплоотдачи от жидкости к стенке, Вт/м² град;

Н - потери капора на трение, м;

ZrT'-li    AT^Tf'Tw’

в) характеристика окружапцей среды:

Т₀ - температура окружающей среды в ненарушенном тепловом состоянии в плоскости (горизонтальной) расположения оси трубопровода, град;

V    - скорость ветра, м/с;

S - толщина слоя, м;

£(₂ - внешний коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности трубы в окружающую среду, Ет/м² град;

7

Kf - коэффициент, учитывающий особенности теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой при пуске, Вт/м² град;

Коо- полный коэффициент теплопередачи при стационарном режиме, Вт/м² град;

Q<p ~ теплота фазовых переходов воды в грунте, Вт с/м^;

Г Радиус протаивания (промерзания): Г_в - верха,/*_н - ннэа,м;

(Х_м~ обобщенный (с учетом радиационного баланса) коэффициент теплоотдачи от грунта в атмосферу, Вт/м² град;

Cjq. - удельная теплота плавления льда;

СО - естественная влажность грунта;

СОиз~ количество незамерэшей воды в грунте.

1.3. Константы

CL - константа в формуле для коэффициента гидравлического сопротивления;

5 - показатель степени в формуле для коэффициента гидравли -чесхого сопротивления;

§ - константа в формуле для предельного напряжения сдвига, 1/град;

коэффициент,в формуле для определения предельного напряжения сдвига, h/w²;

ц - показатель крутизны вискограммы (консистеитограммы), 1/град;

§ - ускорение силы тяжести д = 9,81 м/с²;

Д/- - поправка на неиэотермичность по радиусу трубы;

Д0 - поправка на неиэотермичность по длине трубы;

-    коэффициент в формуле для определения потерь напора при движении неньютоиовской нефти, с²/м;

-    постоянная Планка, - 5,7 Вт/м² °К^.

8

Pi - приведение числа Чебышева P₄ • 0,0838;    Р_е ш    0,3127;

Р_ч • 0,6873;    p_f ш 0,9163

1.4. Параметры Ньютоновская жидкость

□севдопластичная жидкость

ду. о

^Re~t(WT

р_а - Р* ‘У1 ',9 . j2. . —(Snti) _    параметр

Re, ffastfi ₂ М(5п.₃₎ Рвйнмьдса;

л. к mⁿ(6n+sf 2 ММ-

^Hr* Sga'iwj ( п ) з 0п+1)^г

д-в-дТ-ц-о¹ [> (Зп+1)^гЛ2.

Бингамовская жидкость

И-

- число Рейнольдса;

*    ^/    I    -    обобщенный    параметр    Прандтля;

И+ЗпГ/ [^п '    ]

- обобщенный параметр Грасгофа ¹

1

(2fu!)(5n+$)