Как найти массовый расход нефти

Массовый расход

масса жидкости или газа, протекающей через поперечное сечение потока в единицу времени.

Для обозначения объемного расхода обычно используется буква Q (Q_m). Широко используется при гидравлических и теплотехнических расчетах.

Расчет массового расхода возможен по нескольким формулам исходя из исходных данных:

• • Q_v=m/t, где m — масса жидкости или газа, проходящей через поперечное сечение потока за время t;
  • Q_m=ρ*u*S_c, где u — скорость потока, S_c — площадь поперечного сечения, ρ — плотность жидкости или газа;
  • Q_m=Q_v*ρ , где Q_v —  объемный расход, ρ — плотность жидкости или газа.

При расчетах необходимо учитывать зависимость плотности:

• • для газов от рабочего давления и температуры;
  • для жидкостей от температуры.

Перевод единиц измерения массового расхода онлайн:

Единицы измерения массового расхода:

• • кг в секунду— единица измерения массового расхода. Обозначение в России: кг/с; международное: kg/c. Данная единица измерения широко применяется при инженерных расчетах, в современной справочной литературе, в обозначение параметров оборудования, технических устройств;
  • кг в час— единица измерения массового расхода. Обозначение в России: кг/ч; международное: kg/h. Данная единица измерения широко применяется при инженерных расчетах, в современной справочной литературе, в обозначение параметров оборудования, технических устройств, при разработке проектной и рабочей документации;
  • тон в час— единица измерения массового расхода. Обозначение в России: т/ч. 

Перевод единиц измерения массового расхода (в табличном виде):

Переводимые единицы измерения	Перевод в единицы измерения:
кг/с	кг/ч	т/ч
кг/с	1	1/3600	1/3.6
кг/ч	3600	1	1/1000
т/ч	3.6	1000	1

Приборы для измерения расходов:

Для измерения расходов газа или жидкости используются приборы — расходомеры. Поскольку сжимаемые и несжимаемые вещества имеют свою специфику измерения, то и устройства различаются по принципам действия. Каждый вид расходомера рассчитан на работу в среде с определенными эксплуатационными характеристиками. Существует большое разнообразие расходомеров по принципу действия, но большинство из них связанно с измерением параметров в расчетных формулах приведенных выше с последующим расчетом расходов.

Калькуляторы массового расхода:

Расчет массового расхода с помощью массы (проходящей через сечение) за определенное время:

Расчет массового расхода с помощью СКОРОСТИ потока, площади сечения и плотности газа/жидкости:

Расчет массового расхода с помощью объемного расхода и плотности газа или жидкости:

Поделиться ссылкой:

В процессе добычи нефти в полученной смеси часто содержится некоторое количество воды. Она попадает в смесь либо из нагнетательных скважин в результате применения технологий по увеличению нефтеотдачи пластов, либо это природная вода, которая изначально присутствует в пласте с нефтью. Очень важно уметь вычислять и учитывать процент воды, содержащейся в добытой нефти (обводненность нефти), чтобы вычленить компонент «нефтяной фракции».

Для расчета процентного соотношения объемного расхода нефти и воды обычно используется внешний вычислитель расхода, называемый поточным компьютером. Это специальное электронное устройство, подключенное к расходомерам и другим измерительным приборам для сбора и обработки имеющихся данных, необходимых для определения содержания нефти в смеси.

В массовом расходомере Rotamass TI (рис. 1) предусмотрена специальная функция расчета концентрации жидкой двухфазной среды. Расчет проводится с использованием таблиц данных API или других принятых справочных данных, подходящих для конкретного применения. Для решения задачи с вычислением обводненности нефти расчет проводится с учетом того, что эталонные плотности нефти и воды уже доступны во встроенном ПО устройства. Таким образом, пользователь может исключить применение специального поточного компьютера с очевидным преимуществом с точки зрения затрат и сложности установки.

В ряде случаев нефть реализуется в объемных единицах, например в американских баррелях. Объем нефти зависит от условий эксплуатации, таких как температура и давление. Одно и то же количество нефтяной массы может иметь различный объем при разных условиях. Поэтому измерение нефти по объему должно быть скорректировано до эталонных температуры и давления, чтобы покупатель знал, какой стандартный объем продукта он приобрел.

Во избежание проблем с измерениями зачастую руководствуются стандартами API (American Petroleum Institute). Они определяют набор правил для стандартизации и расчета «скорректированного» объема нефти, который должен учитываться в коммерческих сделках. Это так называемый объем «чистой нефти» (нефти нетто).

В массовом расходомере Rotamass TI расчет обводненности может осуществляться с использованием функций встроенного программного обеспечения. Значение «скорректированный объем чистой нефти» отображается на цифровом дисплее расходомера и доступно для передачи через выходные сигналы прибора, без необходимости использования внешних дополнительных устройств.

Массовые расходомеры Rotamass TI производства Rota Yokogawa могут рассчитывать концентрацию двухфазных смесей в различных комбинациях:

• две жидкости, которые не растворяются друг в друге (эмульсия);
• две жидкости, которые растворяются друг в друге, такие как вода и спирт (раствор);
• твердые элементы, которые однородно растворены в жидком веществе, например соль в воде или сахар в воде (раствор);
• одна жидкость и газ.

В каждом случае концентрация рассчитывается с использованием своего стандартизированного метода.

Функция NOC — Net Oil Computing following API standard, или «вычисление доли чистой нефти по стандарту API», использует процедуру API MPMS, глава 11.1 для расчета плотности нефти и преобразования измеренного объема нефти в «скорректированный» объем, а также вычисляет концентрацию нефти.

Ниже приведены основные шаги, выполняемые в процессе расчета:

Шаг 1. Расчет плотности нефти по стандартному методу API.

Шаг 2. Расчет плотности воды.

Шаг 3. Расчет концентрации и чистого объема нефти.

Шаг 4. Расчет «скорректированного» объема по методу API.

Плотность нефти и воды можно рассчитать, зная свойства обоих элементов во взаимосвязи с температурой и давлением. Таблицы нефти и воды являются необходимыми вводными данными для расчета, эта информация о жидкости предоставляется пользователем.

Шаг 1. Расчет плотности нефти по стандартному методу API.

Для расчета плотности нефти необходимо знать эталонное значение плотности нефти r₆₀ (плотность при температуре 60°F). Стандарт API допускает различные методы расчета, которые также реализованы в прошивке прибора и могут быть выбраны пользователем.

Результат шага 1 — функция определяет плотность нефти r_нефти при измеренных температуре T_и и давлении Р_и.

Шаг 2. Расчет плотности воды. Используется процедура, аналогичная вышеописанной. Здесь пользователь может выбрать различные методы:

1. Плотность воды по стандартной средней океанской воде (SMOW).
2. Плотность воды по данным ЮНЕСКО 1980 г.
3. Плотность пресной воды по API MPMS 11.4 (то же уравнение, что и VSMOW, Vienna Mean Standard Ocean Water).
4. Плотность добываемой воды по API MPMS 20.1, приложение A. 1.
5. Плотность пластовой воды по El-Dessouky, Ettouney (2002).
6. Плотность воды по стандартной формуле.

Результат шага 2 — функция определяет плотность воды r_воды при измеренных температуре T_и и давлении Р_и.

Шаг 3. Расчет концентрации и чистого объема нефти.

При известных параметрах:

• r_изм — измеренная плотность жидкости (нефть + вода — непосредственно измеряется с помощью расходомера Rotamass TI);
• r_нефти — плотность нефти, рассчитанная в шаге 1;
• r_воды — плотность воды, рассчитанная в шаге 2;

можно рассчитать концентрацию:

Зная концентрацию (соnс_{нефть,масс}) и плотность (r_нефти) нефти, можно рассчитать общий чистый массовый расход нефти Q_{масс.нефти} и общий чистый объемный расход нефти Q_{об.нефти}:

Q_{об.нефти} = Q_{масс.нефти}/r_нефти.

где Q_{масс.изм.} — массовый расход (нефть + вода), измеренный расходомером Rotamass TI.

Для определения объема нефти, протекающего за определенный промежуток времени, в расходомере настраивается счетчик (сумматор). Он суммирует значения Q_{об.нефти} за каждый временной интервал Dt:

V_нефти = ∑(Q_{об.нефти} × Dt)_i.

Шаг 4. Расчет скорректированного объема нефти V_{нефти-скорр.} производится путем коррекции объема нефти V_нефти из Шага 3 к плотности при стандартных условиях r_60.

Настройка функции может быть произведена с помощью конфигурационного программного обеспечения Fieldmate (рис. 2). Это инструмент настройки ПК, способный выполнять множество задач, включая первоначальную настройку, ежедневное техническое обслуживание, отчетность и настройку конфигурации функций, таких как NOC — вычисление доли чистой нефти по стандарту API.

Все расчеты производятся внутри прибора. Пользователю остается только определить несколько параметров, связанных с жидкостью.

Заключение

Функция вычисления объема чистой нефти в соответствии со стандартом API встроена в расходомер Rotamass TI, и это дает пользователю реальное преимущество, позволяя сократить дополнительные затраты на специальный поточный компьютер, его защитный корпус, кабели или разработку специального программного обеспечения. Возможность расчета концентрации воды также дает ценное представление о производительности сепаратора.

Расходомеры Rotamass TI (рис. 3) — это не только высокоточные приборы измерения расхода, но и интеллектуальные устройства, способные обрабатывать данные и предоставлять необходимую информацию пользователю.

---

Компания Yokogawa основана в 1915 г., представлена в 60 странах мира и занимается передовыми исследованиями и инновациями, активно работает в сегментах промышленной автоматизации и контроля (IA), испытаний и измерений, авиации и других отраслях. Сегмент IA играет жизненно важную роль в широком спектре отраслей промышленности, включая нефтяную, химическую, газовую, энергетическую, металлургическую, целлюлозно-бумажную, фармацевтическую и пищевую. Ориентируясь на этот сегмент, Yokogawa помогает компаниям максимизировать свою прибыль, предлагая широкий спектр высоконадежных продуктов для предоставления премиальных решений и услуг. Дополнительную информацию о Yokogawa можно получить, посетив сайт www.yokogawa.ru либо www.yokogawa.com.

Выполнить
расчет нефтепровода для перекачки G
млн.т/год. Протяженность нефтепровода
составляет L
км, разность геодезических отметок
конца и начала трубопровода – ΔZ=Z_к-Z_н.
По нефтепроводу перекачивается нефть
с плотностью ρ кг/м³
и вязкостью ν мм²/с.
Подобрать стандартный диаметр трубопровода
и насосное оборудование. Рассчитать
толщину стенки трубы. Определить потери
напора при заданном объеме перекачки.
Определить число перекачивающих станций.
Построить совмещенную характеристику
трубопровода и перекачивающих станций
и выбрать способ регулирования.

Исходные
данные:

G = 25,6
млн.т/г,

L = 1012
км,

ρ
= 857 кг/м³
,

ΔZ
= -80 м,

ν
= 28,8 мм²
/с.

Q
=,
(1)

где
Q
–
объемная производительность, м³/ч;
м³/с.

G_Г
– массовый годовой расход нефти, кг/г.

N_p
– расчетное число рабочих дней в году,
N_p=350
суток.

ρ_p
–
расчетная плотность нефти, кг/м³.

Q_p==3556,15м³/ч;

2)
Ориентировочное
значение внутреннего диаметра нефтепровода
определяется по формуле:

D₀
=,
(2)

где
Q
– секундная подача, м³
/с;

W
– скорость перекачки, определяется по
графику на рис.1.

Рис.1
Зависимость рекомендуемой скорости
перекачки от плановой пропускной
способности нефтепровода.

Q
= 3556,15 м³/ч
= 0,988 м³/с

W
= 1,88 (определили по графику на рис.1)

D₀
==
0,82 м

Примем
ближайший наружный диаметр трубопровода
равным D_н
= 820 мм.

Используем
марку стали труб 17ХГС с пределом прочности
σ_В
=
520 МПа.

3) Расчетное сопротивление металла трубы определяется по формуле:

R₁=,
(3)

где
m
– коэффициент условий работы трубопровода,
который зависит от его категории; для
подземных магистральных нефтепроводов
III,
IV
категории m=0,9;

σ_в
–
предел прочности металла трубы;

K₁
– коэффициент надежности по материалу;
для сварных труб из горячекатаной и
нормализованной низколегированной
стали K₁=1,47;

K_н
– коэффициент надежности по назначению
трубопровода K_н=1
для нефтепровода с диаметром 1020 мм и
менее.

R₁==318,367
МПа.

4) Основные магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающих станций.

НМ
3600-210 – магистральный насос с
производительностью 7000 м³/ч
и напором равным 210 м.

НПВ
3600-90 – два подпорных насоса с
производительностью 3600 м³/ч
и напором равным 90 м.

При
расчетной подаче напоры, развиваемые
насосами равны h_м
=
230 м; h_п
=
91 м.

Рис.
2. Характеристика насоса НПВ 3600-90; n=
25 с^-1
(1500
об/мин)

Рис.
3. Характеристика насоса НМ 7000-210; n=50
с^-1
(3000 об/мин)

5) Рабочее давление, развиваемое насосной станцией, определяется по формуле:

P
= ρ
^.
g
^.
(m_p
^.
h_м
+h_п
)
≤ P_d,
(4)

где
h_м,
h_п
–
соответственно напор, развиваемый
магистральным и подпорным насосом при
расчетной подаче Q
по рабочим характеристикам насосов.

m_p
–
число рабочих магистральных насосов
(обычно 3).

P_d
–
допустимое давление нефтеперерабатывающей
станции, определяется исходя из прочности
корпуса насоса или запорной арматуры
P_D=7,4
МПа

ρ
– плотность нефти , кг/м³;

g=9,81
м/с²
– ускорение свободного падения.

P
= 857
^. 9,81
^. (3
^. 230
+91)
=
6,566 МПа
≤
7,4 МПа.

6) Толщина стенки трубы определяется по формуле:

δ
=
,
(5)

где
P
– рабочее давление в трубопроводе.

D_н
–
наружный диаметр трубы.

n
– коэффициент надежности по нагрузке
(рабочему давлению), для труб с диаметром
от 720 до 1220 мм – n=1,15.

R₁
–
расчетное сопротивление металла трубы;

δ
=

= 9,5 мм.

Ближайшая
большая толщина стенки для труб 17Г1С и
D_н=820
мм равна δ=10
мм.

Соседние файлы в папке ТХНГ

• #
• #
• #
• #
• #

  17.03.2015156.16 Кб28~WRL3656.tmp
• #

У этого термина существуют и другие значения, см. Расход.

Массовый расход — масса вещества, которая проходит через заданную площадь поперечного сечения потока за единицу времени. Измеряется в единицах массы за единицу времени, в системе единиц СИ выражается в килограммах за секунду (кг/с). Обычно обозначается или .

Понятие массового расхода используется для характеристики потоков таких сред, как: газы, жидкости, сыпучие вещества и газопылевые смеси.

Для расчёта массовых расходов используют значения средней скорости потока как усреднённой характеристики интенсивности протекания вещества. Средней скоростью потока в данном сечении называется такая одинаковая для всех точек сечения потока скорость движения вещества, при которой через это сечение проходит тот же расход, что и при действительном распределении скоростей движения вещества.

Массовый расход может быть вычислен через плотность вещества, площадь сечения потока и среднюю скорость потока в этом сечении:

где:

•  — массовый расход, кг/с;
• ρ — плотность вещества, кг/м³;
• V — средняя скорость потока, м/с;
• S — площадь сечения потока, м².

Формула может быть выражена через объёмный расход:

где:

• ρ — плотность вещества, кг/м³;
• Q — объёмный расход, м³/с.

Литература[править | править код]

• Башта Т. М. и др. 1.13. Расход. Уравнение расхода // Гидравлика, гидромашины и гидроприводы. — 2‑е издание, переработанное и дополненное. — Москва: Машиностроение, 1982. — С. 36. — 423 с.

См. также[править | править код]

• Объёмный расход (м³/с).
• Весовой расход (Н/с).
• Расходомер.
• Уравнение непрерывности.

Ссылки[править | править код]

• Конвертер единиц массового расхода