CC BY
423
УДК 681.2.083
М.В. Бодров, В.Н. Мамонов
Институт теплофизики СО РАН, Новосибирск
МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ВЯЗКОСТИ НЕНЬЮТОНОВСКИХ НЕФТЕЙ В ПОТОКЕ
В докладе представлен алгоритм метода динамического определения эффективной вязкости в магистральных трубопроводах. Применимость данного метода обосновывается с точки зрения нефти как неньютоновской жидкости.
M. V. Bodrov, V.N. Mamonov
Institute of Thermophysics of Russian Academy of Science (IT RAS)
Lavrentyev aven., 1, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
THE METHOD FOR DETERMINATION OF EFFICIENT VISCOSITY OF NON-NEWTONIAN OILS IN THE FLOW
This report represents the algorithm of dynamic determination of efficient viscosity in the main pipes. The applicability of this method is grounded on consideration of oil as the non-Newtonian liquid.
Одним из важных контролируемых параметров нефти и её производных является вязкость, определяющая потребительские свойства и влияющая на эффективность транспортировки. Выбор метода и приборов для контроля вязкости определяются областью дальнейшего использования получаемых данных.
Одним примером использования информации о вязкости нефти являются различные методики оценки потерь давления в нефтепроводах при её транспортировке. В большинстве таких методик важно оценить так называемую эффективную вязкость транспортируемого потока нефти, то есть вязкость гипотетической ньютоновской жидкости, перекачиваемой по нефтепроводу с тем же расходом, имеющей ту же плотность и ту же температуру и вызывающей в транспортном нефтепроводе те же потери давления.
Следует заметить, что большинство методов измерения вязкости может быть использовано только для ньютоновских жидкостей, то есть для жидкостей, у которых вязкость не зависит от скорости сдвига в потоке. Однако нефть, подаваемая в нефтепровод с различных месторождений, может обладать свойствами неньютоновской жидкости. При определении реологических характеристик образцов нефти, обладающих свойствами неньютоновской жидкости, обычно используют ротационные вискозиметры, позволяющие получать так называемые «реологические кривые», то есть зависимости вязкости жидкости от скорости сдвига в рассматриваемой точке потока этой жидкости. Однако применение ротационных вискозиметров связанно с жестким соблюдением требований к стабильности температуры нефти (~ 0,05°С), точности установки (~3° отклонения от оси), отсутствию вибраций. Так же
ротационные вискозиметры не предназначены для измерения вязкости непосредственно в потоке.
Нефти, проявляющие неньютоновские свойства, в подавляющем числе случаев можно отнести к так называемым псевдопластичным жидкостям, у которых вязкость уменьшается с ростом скорости сдвига. На рис. 1 приведены «реологические кривые» для четырех образцов неньютоновских нефтей, водного раствора полиэтиленоксида и водного раствора глицерина (70% глицерина). Водный раствор глицерина использован как пример ньютоновской жидкости высокой вязкости, водный раствор полиэтиленоксида - как пример неньютоновской жидкости, которая не является нефтью.
О 50 100 150 200 250 300 350 400 460
Скорость сдвига (с )
| —^проба№1, проба N32, -ч^-лроба №3, —*троба ИЯ, водный р-р глицерина (70%), ~*~Р~Р полиэтиленокоида |
Рис. 1. «Реологические кривые» жидкостей
Анализируя данные, приведенные на рис. 1, можно сделать следующие выводы:
- В области малых скоростей сдвига (от 8 с-1 до 50 с-1) при
незначительном изменении скорости сдвига вязкость образцов нефти изменяется в 6 - 10 раз;
- В области изменения скорости сдвига от 50 (с-1) до 450 (с-1)
динамическая вязкость изменяется не так значительно, как в предыдущей области: от 8 сПз до 2 сПз. Причем зависимости для всех четырех образцов нефти с ростом скорости сдвига асимптотически сходятся к постоянной величине порядка 2 сПз. С физической точки зрения это можно объяснить тем, что все удлиненные структурные единицы в образцах нефти при достаточно больших значениях скоростей сдвига ориентируются вдоль по потоку и не препятствуют передаче импульса поперек потока. В этом случае образцы нефти начинают вести себя как ньютоновские жидкости.
В табл. 1 приведены результаты оценочных расчетов скорости сдвига в трубопроводах двух диаметров (1 м и 0,1 м) на стенке трубы и на расстоянии 0,05.0 от стенки трубы при двух значениях вязкости протекающей по
трубопроводам нефти = 2 сПз и ^ = 150 сПз) при заданных средних скоростях течения (V = 6 м/с и V = 0,5 м/с).
Таблица 1. Расчет скорости сдвига при течении нефти в трубопроводе
Вид трубопровода Динамическая вязкость ^(сПз) Положение точки расчета У = ЯФ Диаметр трубы Ф (м) Средняя скорость течения в трубе и (м/с) Скорость сдвига Б (с-1)
Магистральный нефтепровод 2 d (стенка) 1,00 6,0 10514
2 0,05ё 1,00 6,0 1,32
150 d (стенка) 1,00 6,0 412,6
150 0,05ё 1,00 6,0 1,88
Трубопровод БИК 2 d (стенка) 0,10 0,5 241,7
2 0,05ё 0,10 0,5 1,56
150 d (стенка) 0,10 0,5 16,0
150 0,05ё 0,10 0,5 14,4
Из результатов оценочных расчетов, приведенных в табл. 1, следует несколько важных выводов:
- При турбулентном режиме течения нефти по трубопроводу во всем турбулентном ядре течения, которое включает в себя практически все сечение трубопровода за исключением очень тонкого слоя, прилегающего к стенке трубы, скорость сдвига весьма мала по абсолютной величине. В этой области течения скорость сдвига слабо возрастает от нулевого значения на оси трубы [2] до нескольких единиц или десятков единиц (с-1) вблизи пристенной области течения, которую иногда называют вязким подслоем. Это название связано с тем, что в вязком подслое течение формируется в основном под влиянием сил вязкого трения. Турбулентная составляющая сил трения здесь весьма мала;
- В вязком подслое, как видно из табл. 1, величина скорости сдвига превышает значения скорости сдвига в турбулентном ядре в сотни и даже тысячи раз (в зависимости от течения).
Анализ экспериментальных и расчетных данных приведенных рис. 1 и в табл. 1, позволяет сделать заключение, что при движении неньютоновской нефти по трубопроводам она ведет себя в вязком подслое как ньютоновская жидкость, так как в вязком подслое (на стенке трубы) весьма высоки градиенты скорости (скорости сдвига).
Такое же заключение можно сделать и для СУ, потери давления в котором определяются скоростью сдвига на внутренней смоченной поверхности СУ (если через СУ прокачивать неньютоновскую нефть).
Проведенные исследования позволяют построить измерительное устройства поточного типа на основе сужающего (СУ), с помощью которого можно проводить с достаточной точностью оценку эффективной вязкости неньютоновской нефти.
СУ является одним из традиционных инструментов, используемых для измерения расхода жидкостей и газов. Метод измерения расхода жидкости или газа с помощью СУ основан на измерении перепада давления, возникающего в результате преобразования в СУ части потенциальной энергии потока в кинетическую.
В общем случае можно показать [1], что зависимость массового расхода жидкости через СУ зависит от перепада давления ДP на СУ, геометрии проточной части СУ и свойств жидкости (плотности и вязкости) и погрешность определяется классом приборов и точностью изготовления СУ.
Диапазон расхода измеряемой среды, когда силами трения (вязкостью жидкости) можно пренебречь, реализуются при достаточно больших числах Рейнольдса. При работе с нефтью и нефтепродуктами в общем случае пренебрегать силами трения нельзя, так как их вязкость может быть достаточно высока, а расходы весьма умеренны. В этом случае очень удобно характеризовать коэффициентом сопротивления СУ, универсальным для любых несжимаемых жидкостей зависимостью:
X = А^е) =ДР/(ри2/2), (1)
Здесь Re = рШ/ц - число Рейнольдса, ДР - перепад давления на СУ, и -средняя скорость во входном сечении СУ, ё - диаметр входного сечения СУ, р -плотность жидкости, ц - динамическая вязкость жидкости.
Безразмерная зависимость (1) индивидуальна для каждого СУ, так как в нее входят параметры, описывающие геометрию СУ Но эта индивидуальная с точки зрения геометрии СУ зависимость универсальна для любых жидкостей во всем доступном для практики диапазоне расходов, так как она учитывает кинематику потока (скорость) и свойства жидкости (плотность и вязкость).
Используя обратную универсальную зависимость можно определить действующее значение динамической вязкости ^:
Re = g(^) ^ (рШ)/ц = 8(2ДР/ри2) (2)
На рис. 2 приведена безразмерная зависимость (2) для оригинального СУ [3], полученная на специальном экспериментальном проливном стенде ИТ СО РАН. Стенд позволяет осуществлять циркуляцию жидкости с различными фиксированными значениями динамической вязкости при различных фиксированных температурах циркулирующей жидкости.
СУ представляло собой плоское сужение в канале круглого сечения диаметром 50 мм и длиной 250 мм, имело конфузорный и диффузорный участки, плавно сопрягающие входное и выходное сечения СУ с плоским сужением.
В качестве рабочей ньютоновской жидкости использовался водный раствор глицерина. Вязкость рабочей жидкости изменялась за счет изменения концентрации смеси вода-глицерин и изменения температуры. Измерения проведены при трех значениях концентрации глицерина в смеси: 80%, 70% и 0% (вода). Температура рабочей жидкости изменялась в диапазоне от 22°С до 69°С, что позволило охватить диапазон значений динамической вязкости от 1,2
сП до 40 сП. Перепад давления регистрировался дифференциальным манометром «Метран - 100 ДД» с погрешностью 8 = +/- 0,5%, расход весовым методом с погрешностью 5 = +/- 0,5%, скорость потока определялась ультразвуковым измерителем скорости с 8 = +/- 0,5%.
Рис. 2. Безразмерная зависимость для СУ 1§Яе=§(1§ X)
Полученные экспериментальные данные позволили разработать алгоритм для оснащения им устройства для определения эффективной вязкости неньютоновской нефти в потоке (рис. 3).
Рис. 3. Алгоритм поточного вискозиметра
1. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества веществ [Текст] / П.П. Кремлёвский. - С.-Петербург.: Политехника, 2002. - 410 с.
2. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя [Текст] / Г. Шлихтинг. - М.: Наука, 1969. -
742 с.
3. Серов А.Ф. Определение текущего значения вязкости нефтеводяной эмульсии [Текст] / А.Ф. Серов, В.Н. Мамонов, А.Д. Назаров, М.В. Бодров // сборник материалов международного научного конгресса «Гео-Сибирь-2009», 20-24 апреля 2009 года: Сб. матер. Т. 5, Ч. 2 / СГГА. - Новосибирск, 2009. - С. 163-167.
© М.В. Бодров, В.Н. Мамонов, 2010
