Вязкость сст: The page cannot be found

Содержание

Выбираем моторное масло: советы и рекомендации

Давайте разберемся, на что здесь в первую очередь обращать внимание. Большинство производителей авто, создавая свое детище, рассчитывают мощность, экономичность и ресурс двигателя под определенную вязкость масла. В международной системе традиционно используют универсальную характеристику этой вязкости, так называемую SAE (англ. society of automotive engineers ), которая показывает максимальную низкотемпературную вязкость, а также диапазон вязкости при 100 ºС. Возьмем пример условного обозначения, которые указывают обычно производители масел. Для наглядности пусть это будет один бренд: 0W‑40, 5W‑40 и 10W‑40

Первая цифра обозначает минимальную температуру масла. В нашем случае, если сначала стоит ноль, проворачивание коленвала допустимо до -35 ºС, при этом прокачиваемость масла – чуть больше, до -40 ºС. Число после дефиса указывает на вторую характеристику — максимальную вязкость масла при 100 ºС. Так, в нашем примере показатель «40» — это диапазон от 12,6 до 16,3 сСт.

Эти же показатели применимы и для температуры 150 ºС. Для сравнения, «20» — это коридор от 5,6 до 9,3 сСт.

Остался главный вопрос: какая вязкость лучше?

С зимним режимом все просто: густое масло насос прокачать не сможет, и очевидно, что с таким маслом стартер не провернет мотор. Здесь главное смотреть на первое число в обозначении масла. Чем оно меньше, тем меньше будет износ двигателя при пуске. При высоких температурах не все так очевидно, к сожалению. На первый взгляд, чем больше вязкость, тем лучше. Но если, например, залить в обычную легковушку масло с вязкостью «60», то с большой вероятностью, на выходе получим не только снижение мощности, но и рискуем остаться без двигателя. Как-то не логично, подумаете Вы… Ведь чем выше вязкость масла, тем лучше защита деталей от износа, тем больше слой масла в подшипниках и под поршневыми кольцами. Не совсем так. Чем толще слой масла, тем медленнее отводится тепло от поршня, что быстро приведет к перегреву поршня, и, соответственно, к большему трению.

Максимальная вязкость — показатель не только для высоких температур, но и для прогрева двигателя. Чем больше вязкость, тем выше трение. А сама вязкость напрямую зависит от температуры. «Полевые» исследования показали, что при комнатной температуре вязкость при показателях «30» и «50» почти в 2 раза выше, а это значит, что и расход топлива при более вязком топливе будет в разы выше.

Поделиться в соцсетях:

Кинематическая вязкость некоторых распространенных жидкостей — моторного масла, дизельного топлива, орехового масла и т.д.

Жидкость

Температура

Кинематическая вязкость

(oF)

(oC)

сантиСтоксы (cSt)
мм2

Универсальные секунды
Сейболта (SSU)

Аммиак

0

-17. 8

0.30

Ангидрид уксусной кислоты (CH3COO)2O

59

15

0.88

Анилин

68
50

20
10

4.37
6.4

40
46.4

Арахисовое масло

100
130

37.8
54.4

42
23.4

200

Асфальт RC-0, MC-0, SC-0

77
100

25
37.

8

159-324
60-108

737-1.5M(1500)
280-500

Ацетальдегид (уксусный альдегид) CH3CHO

61
68

16.1
20

0.305
0.295

36

Ацетон CH3COCH3

68

20

0.41

Бензин a

60
100

15.6
37.8

0. 88
0.71

Бензин b

60
100

15.6
37.8

0.64

Бензин c

60
100

15.6
37.8

0.46
0.40

Бензол C6H6

32
68

0
20

1.0
0.74

31

Бром

68

20

0. 34

Бромид этила C2H5Br

68

20

0.27

Бромид этилена

68

20

0.787

Бутан

-50
30

-1.1

0.52
0.35

Вазелиновое масло

130
160

54. 4
71.1

20.5
15

100
77

Вода дистиллированная

68

20

1.0038

31

Вода свежая

60
130

15.6
54.4

1.13
0.55

31.5

Вода морская

1.15

31.5

Газойль

70
100

21. 1
37.8

13.9
7.4

73
50

Гексан

0
100

-17.8
37.8

0.683
0.401

Жидкость

Температура

Кинематическая вязкость

(oF)

(oC)

сантиСтоксы (cSt)
мм2

Универсальные секунды
Сейболта (SSU)

Гептан

0
100

-17. 8
37.8

0.928
0.511

Гидроксид натрия (каустик) раствор 20%

65

18.3

4.0

39.4

Гидроксид натрия (каустик) раствор 30%

65

18.3

10.0

58.1

Гидроксид натрия (каустик) раствор 40%

65

18.3

Глицерин 100%

68. 6
100

20.3
37.8

648
176

2950
813

Глицерин с водой ( 50% на 50% )

68
140

20
60

5.29
1.85 (абс. в. сПуаз)

43

Глюкоза

100
150

37.8
65.6

7.7M-22M
880-2420

35000-100000
4M-11M(4000-11000)

Декан

0
100

17. 8
37.8

2.36
1.001

34
31

Дизельное топливо 2D

100
130

37.8
54.4

2-6
1.-3.97

32.6-45.5
-39

Дизельное топливо 3D

100
130

37.8
54.4

6-11.75
3.97-6.78

45.5-65
39-48

Дизельное топливо 4D

100
130

37. 8
54.4

29.8 макс.
13.1 макс.

140 макс.
70 макс.

Дизельное топливо 5D

122
160

50
71.1

86.6 макс.
35.2 макс.

400 макс.
165 макс.

Дизельное топливо CH3COOC2H3

59
68

15
20

0.4
0.49

Диэтилгликоль

70

21. 1

32

149.7

Диэтиловый эфир

68

20

0.32

Закалочное масло

100-120

20.5-25

Карболовая кислота (фенол)

65
194

18.3
90

11.83
1.26 cp

65

Касторовое масло

100
130

37. 8
54.4

259-325
98-130

1200-1500
450-600

Керосин

68

20

2.71

35

Китовый жир

100
130

37.8
54.4

35-39.6
19.9-23.4

163-184
97-112

Кокосовое масло

100
130

37.8
54.4

29.8-31. 6
14.7-15.7

140-148
76-80

Костяное масло (Жидкий костный жир)

130
212

54.4
100

47.5
11.6

220
65

Ксилол

68
104

20
40

0.93
0.623 (абс. в. сПуаз)

Жидкость

Температура

Кинематическая вязкость

(oF)

(oC)

сантиСтоксы (cSt)
мм2

Универсальные секунды
Сейболта (SSU)

Кукурузное масло

130
212

54. 4
100

28.7
8.6

135
54

Кукурузный крахмал раствор 22 Боме

70
100

21.1
37.8

32.1
27.5

150
130

Кукурузный крахмал раствор 24 Боме

70
100

21.1
37.8

129.8
95.2

600
440

Кукурузный крахмал раствор 25 (Baume)

70
100

21. 1
37.8

303
173.2

1400
800

Лак

68
100

20
37.8

313
143

Льняное масло

100
130

37.8
54.4

30.5
18.94

143
93

Мазут 1

70
100

21.1
37.8

2. 39-4.28
-2.69

34-40
32-35

Мазут 2

70
100

21.1
37.8

3.0-7.4
2.11-4.28

36-50
33-40

Мазут 3

70
100

21.1
37.8

2.69-5.84
2.06-3.97

35-45
32.8-39

Мазут 5A

70
100

21.1
37.8

7. 4-26.4
4.91-13.7

50-125
42-72

Мазут 5B

70
100

21.1
37.8

26.4-
13.6-67.1

125-
72-310

Мазут 6

122
160

50
71.1

97.4-660
37.5-172

450-3000
175-780

Масло из семян кунжута, кунжутное масло

100
130

37.8
54.4

39. 6
23

184
110

Масляная кислота (бутановая кислота)

68
32

20
0

1.61
2.3 (абс. в. сПуаз)

31.6

Мед

100

37.8

73.6

349

Меласса (черная патока) А

100
130

37.8
54.4

281-5070
151-1760

1300-23500
700-8160

Меласса (черная патока) B

100
130

37. 8
54.4

1410-13.2M
660-3.3M

6535-61180
3058-15294

C, сырая

100
130

37.8
54.4

2630-55M
1320-16.5M

12190-255M(255000)
6120-76.5M(76500)

Метилацетат

68
104

20
40

0.44
0.32 (абс. в. сПуаз)

Метилйодид

68
104

20
40

0. 213
0.42 (абс. в. сПуаз)

Молоко

68

20

1.13

31.5

Жидкость

Температура

Кинематическая вязкость

(oF)

(oC)

сантиСтоксы (cSt)
мм2

Универсальные секунды
Сейболта (SSU)

Моторное масло SAE 10W

0

-17. 8

1295-2590

6M-12M(6000-12000)

Моторное масло SAE 20W

0

-17.8

2590-10350

12M-48M(12000-48000)

Моторное масло SAE 20

210

98.9

5.7-9.6

45-58

Моторное масло SAE 30

210

98.9

9.6-12.9

58-70

Моторное масло SAE 40

210

98. 9

12.9-16.8

70-85

Моторное масло SAE 50

210

98.9

16.8-22.7

85-110

Муравьиная кислота 10%

68

20

1.04

31

Муравьиная кислота 50%

68

20

1.2

31.5

Муравьиная кислота 80%

68

20

1. 4

31.7

Муравьиная кислота, концентрированная

68
77

20
25

1.48
1.57(абс. в. сПуаз)

31.7

Нафталин

176
212

80
100

0.9
0.78 (абс. в. сПуаз)

Нефть сырая 48o API

60
130

15.6
54.4

3.8
1.6

39
31.8

Нефть сырая 40o API

60
130

15.6
54.4

9.7
3.5

55.7
38

Нефть сырая 35.6o API

60
130

15.6
54.4

17.8
4.9

88.4
42.3

Нефть сырая 32.6o API

60
130

15.6
54.4

23.2
7.1

110
46.8

Нитробензол

68

20

1.67

31.8

Нонан

0
100

-17.8
37.8

1.728
0.807

32

Октан

0
100

-17.8
37.8

1.266
0.645

31.7

Оливковое масло

100
130

37.8
54.4

43.2
24.1

200

Пальмовое масло

100
130

37.8
54.4

47.8
26.4

Пентан

0
80

17.8
26.7

0.508
0.342

Петролейный эфир

60

15.6

31(est)

1.1

Пиво

68

20

1.8

32

Пропиленгликоль

70

21.1

52

241

Пропионовая кислота

32
68

0
20

1.52
1.13 (абс. в. сПуаз)

31.5

Рапсовое (сурепное) масло

100
130

37.8
54.4

54.1
31

250
145

Жидкость

Температура

Кинематическая вязкость

(oF)

(oC)

сантиСтоксы (cSt)
мм2

Универсальные секунды
Сейболта (SSU)

Ретинол

100
130

37.8
54.4

324.7
129.9

1500
600

Ртуть

70
100

21.1
37.8

0.118
0.11

Рыбий жир

100
130

37.8
54.4

32.1
19.4

150
95

Свиное сало, свиной жир

100
130

37.8
54.4

62.1
34.3

287
160

Свиной олеин (лярдовое масло)

100
130

37.8
54.4

41-47.5
23.4-27.1

190-220
112-128

Серная кислота 100%

68
140

20
60

14.56
7.2 (абс. в. сПуаз)

76

Серная кислота 95%

68

20

14.5

75

Серная кислота 60%

68

20

4.4

41

Серная кислота 20%

3M-8M(3000-8000)
650-1400

Сероуглерод CS2

32
68

0
20

0.33
0.298

Скипидар

100
130

37.8
54.4

86.5-95.2
39.9-44.3

1425
650

Смола

100
200

37.8
93.3

216-11M
108-4400

1M-50M(1000-50000)
500-20M(20000)

Соевое масло

100
130

37.8
54.4

35.4
19.64

165
96

Спермацетовое масло

100
130

37.5
54.4

21-23
15.2

110
78

Спирт — аллил

68
104

20
40

1.60
0.90 (абс. в. сПуаз)

31.8

Спирт — бутилен

68

20

3.64

38

Спирт — метиловый CH3OH

59
32

15
0

0.74
1.04

Спирт — пропиловый

68
122

20
50

2.8
1.4

35
31.7

Спирт — этиловый C2H5OH

68
100

20
37.8

1.52
1.2

31.7
31.5

Сульфат аллюминия — 36% раствор

68

20

1.41

31.7

Жидкость

Температура

Кинематическая вязкость

(oF)

(oC)

сантиСтоксы (cSt)
мм2

Универсальные секунды
Сейболта (SSU)

Тетрахлорид углерода CCl4

68
100

20
37.8

0.612
0.53

Толуол

68
140

20
60

0.68
0.38 (абс. в. сПуаз)

185.7

Топливо для реактивных двигателей

-30.

-34.4

7.9

52

Трансмиссионное масло SAE 75W

210

98.9

4.2 мин.

40 мин.

Трансмиссионное масло SAE 80W

210

98.9

7.0 мин.

49 мин.

Трансмиссионное масло SAE 85W

210

98.9

11.0 мин.

63 мин.

Трансмиссионное масло SAE 90W

210

98.9

14-25

74-120

Трансмиссионное масло SAE 140

210

98.9

25-43

120-200

Трансмиссионное масло SAE150

210

98.9

43 — мин.

200 мин.

Трансформаторное масло

70
100

21.1
37.8

24.1 макс.
11.75 макс.

115 макс.
65 макс.

Триэтиленгликоль

70

21.1

40

400-440
185-205

Тунговое масло

69
100

20.6
37.8

308.5
125.5

1425
580

Уксусная кислота — уксус — 10% CH3COOH

59

15

1.35

31.7

Уксусная кислота — 50%

59

15

2.27

33

Уксусная кислота — 80%

59

15

2.85

35

Уксусная кислота — концентрированная кристализованная

59

15

1.34

31.7

Фреон -11

70

21.1

0.21

Фреон -12

70

21.1

0.27

Фреон -21

70

21.1

1.45

Фурфурол

68
77

20
25

1.45
1.49 (абс. в. сПуаз)

31.7

Хлопковое масло

100
130

37.8
54.4

37.9
20.6

176
100

Хлорид кальция 5%

65

18.3

1.156

Хлорид кальция 25%

60

15.6

4.0

39

Хлорид натрия (поваренная соль) раствор 5%

68

20

1.097

31.1

Хлорид натрия (поваренная соль) раствор 25%

60

15.6

2.4

34

Хлорид этилена

68

20

0.668

Хлороформ

68
140

20
60

0.38
0.35

Чернила для принтера

100
130

37.8
54.4

550-2200
238-660

2500-10M(10000)
1100-3M(3000)

Этиленгликоль

70

21.1

17.8

88.4

Нефть вязкость — Справочник химика 21

    Нефть Вязкость в сст при 50 Индекс вязкости [c.123]

    Пределы кипения Выход на нефть Вязкость, сст Характеристика гача  [c.110]

    Модель нефти готовили по методике [19]. В дегазированную без контакта с воздухом нефть добавляли такое количество петролейного эфира (3—5% от общего объема нефти), при котором вязкость нефти становилась равной вязкости глубинной пробы. Учитывая, что усадка нефти при ее дегазации составляла 3,9%, была получена модель нефти, вязкость и концентрация активных компонентов в которой были те же, что и в глубинной пробе. [c.156]


    Пределы отбора, С Выход на нефть, % Вязкость при 100 °С, ММ-/С Температура плавления, °С Содержание серы, % 400 — 480 16,0 6,5 29 — 31 0,45 400 — 450 9,0 5,6 37 0,29 400 — 500 7,6 5,4 32 0,82 400 — 450 8,0 6.0 34 1.6 400 — 450 8,4 6,3 34 1.9 400- 450 Ю.О 5.1 37 0.4 400 — 450 7.0 5.5 27 1.6 400 — 450 8,7 5.2 23 1,35 350 — 500 26.2 5.9 38 1.0 350 — 420 7.4 4.1 17 420 — 500 13,8 5.7 44 0Д4 [c.196]

    Пределы отбора, С Выход на нефть. % Вязкость при 50 °С, мм /с Температура плавления, °С Содержание серы, % 330 — 400 16,2 8,0 7,5 300 — 400 14,0 7.3 16 300 — 400 18,0 7,3 15 0,72 300 — 400 15—17 7,4 14 1,6 300 — 400 15 — 17 7,2 13 1.7 300- 400 16.3 6.0 23 0.1 320 — 400 1.3,3 7,7 10 1,4 340 — 400 12,0 8,0 8 1.1 320 — 350 6,6 8.3 23 0.6 350 420 15.3 7.3 32 0,09 [c.196]

    Для мангышлакской нефти вязкость и коксуемость депарафинированного масла ниже вязкости н коксуемости исходного рафината. [c.83]

    НИИ нефти вязкости 2—6,3 мПа с достаточно 5—6 поровых объемов. При вытеснении нефтей с вязкостью 2—6 мПа-с раствором ОП-10 коэффициент вытеснения увеличивается на 9% по сравнению с пресной водой. Показано, что применение водных растворов ОП-10 с концентрацией 0,05% для вытеснения высоковязких нефтей, по мнению автора, нецелесообразно. [c.93]

    Выход мазута после отбора дистиллятных топлив равен 46,6% на нефть. Вязкость такого мазута при 80°С равна 13,1° ВУ, содержание серы составляет 2,55%. Этот мазут используется в качестве котельного топлива, а также является хорошим сырьем для получения масел (рис. 38—42 и табл. 185—191). [c.130]

    Явления, обусловливаемые молекулярным взаимодействием, играют большую роль в условиях нефтяного пласта, высокодисперсной пористой среды с развитой поверхностью, заполненной жидкостями, которые содержат поверхностно-активные вещества. Однако механизм этих явлений не познан настолько, чтобы при разработке нефтяных месторождений их можно было учитывать количественно. Использование изученных закономерностей в технологических процессах возможно лишь тогда, когда они описаны математически, с учетом основных факторов, определяющих эти закономерности. Решить такую задачу для нефтяного пласта трудно, так как геолого-физические и минералогические характеристики пласта и свойства жидкостей и газов, насыщающих его, не постоянны. Как результат молекулярно-поверхностных эффектов на границе раздела фаз в нефтяном пласте наибольшее значение имеет процесс адсорбции активных компонентов нефти на поверхности породообразующих минералов. С этим процессом прежде всего связана гидрофобизация поверхности, а следовательно, и уменьшение нефтеотдачи пласта. Образование адсорбционного слоя ведет к построению на его основе граничного слоя нефти, вязкость которого на порядок выше вязкости нефти в объеме, а толщина в ряде случаев соизмерима с радиусом поровых каналов. В связи с этим уменьшается проницаемость и увеличиваются мик-ро- и макронеоднородности коллектора. [c.37]

    Пределы отбора, °С Выход на нефть, % Вязкость при 100 °С, мм=/с Температура плавления. °С Содержание серы, % 450 — 490 8,0 8,9 43 0,38 450 — 500 7,2 9,1 40 0.90 450 — 500 6,0 9,4 39 1,8 450 — 490 6,6 9,9 39 2.0 450 — 480 6.7 7,1 50 0,57 450 — 490 6,3 7.8 31 1.9 450 — 480 4.8 8.9 30 1.55 420 — 500 22,9 6.7 30  [c.196]


    В результате эксперимента установлено, что при вытеснении нефти вязкостью 40 мПа с через керн необходимо прокачать 8—9 поровых объемов 0,05% -ного раствора ОП-10 для получения на выходе исходной концентрации, при вытесне- [c.92]

    Начало кипения, °С Выход на нефть, % Вязкость условная при 100 С Коксуемость, % Содержание серы, % 480 23,5 12—14 8 — 9 1,3 490 28.5 13 — 26 15 — 16 500 17,9 13 — 15 1,4 500 27,0 80 1 2 2.6 490 30.0 90 16-18 3.0 480 36,3 38 11,6 0,73 490 35.7 39 17 — 20 3.07 480 18.2 23 11 2.18 500 16.5 7 8 500 21,0 22 Ц 500 15.0 6,8 7 0,31 [c.196]

    Поэтому единственной причиной этого может быть различие физико-химических свойств нефтей. Вязкости исходной нефти и нефти без порфиринов одинаковы, содержание асфальтенов одинаково, различно лишь содержание порфиринов 53,7 в исходной нефти и 37,6 мг/100 г в нефти без порфиринов , что и является причиной увеличения коэффициента нефтеотдачи на 22,4%. [c.190]

    Допускается сдача топлива дизельного автотракторного Л, вырабатываемого из сернистых нефтей, вязкостью при 20° С в пределах 3,0—8,5 сст (1,2—1,7°Е), с содержанием серы не более 1,0%. [c.168]

    В масляных фракциях, полученных перегонкой из одной нефти, вязкость правильно возрастает с повышением температур начала и конца кипения данной фракции одновременно возрастают плотность и молекулярный вес. Если, однако, сравнивать масляные фракции различных нефтей, выкипающие в одних и тех же пределах, или даже соответствующие фракции, полученные из одной нефти, но подвергавшиеся разной очистке, то вязкости таких масел могут оказаться совершенно различными. Это объясняется неодинаковым химическим составом нефтей, из которых получены масла, или разным отношением входящих в состав масла углеводородов и других соединений к реагентам, применяемым при очистке. [c.112]

    Очистка дистиллята автола 10 бузовнинской нефти вязкостью 10,6 сст при 100° фенолом и фурфуролом [c.199]

    При всей сложности процессов физико-химического заводнения механизм эффективного вытеснения нефти состоит в изменении фазовых проницаемостей для воды и для нефти, вязкостей воды и нефти, капиллярного давления и в интенсивном межфазном массообмене. Физико-химические реагенты, изменяющие гидродинамические характеристики пластовых флюидов и пористой среды, обычно называют активными примесями. Принято различать растворы активных примесей малых концентраций (химреагенты) и высоких концентраций (растворители) вьщеляют также пассивные примеси, оказывающие влияние на сорбируемость и растворимость активных примесей [24, 25, 27, 30]. [c.175]

    Рассмотрено влияние азота на вязкость нефти и на ее структурно-механические свойства. Показано, что с увеличением содержания азота в нефти вязкость ее увеличивается. [c.168]

    Следовательно, при решении задач выбора параметров системы разработки залежей реологические характеристики нефти (градиент динамического давления сдвига, градиент давления предельного разрушения структуры в нефти, вязкость нефти при малых и больших градиентах давления) должны быть определены с учетом состава нефти и газа, а также физических свойств пласта. Должны быть построены схемы (карты.) распределения этих характеристик. по площади по каждому нефтеносному горизонту. В стадии проектирования такие схемы будут приблизительными, поэтому по мере разбуривания залежи необходимо их уточнять путем проведения дополнительных исследований. [c.138]

    В первой серии опытов исследовались фильтрационные и реологические характеристики рассматриваемых композиций при течении их в пористой среде. Использовалась модель пласта длиной 0,72 м и диаметром 0,026 м, представленная кварцевым песком. В начале модель насыщалась водой, которая вытеснялась нефтью вязкостью 20 спз. Тем самым в пористой среде создавалась связанная вода. Конструкция моделей пласта предусматривала возможность измерения давления в двух точках вдоль пути фильтрации. Замеры давления на входном участке модели пласта позволяли определять способность композиции проникать в пористую среду. Опыты проводились при постоянной скорости фильтрации. В этих опытах определялись фактор, остаточный фактор сопротивления и начальный (предельный) градиент давления по замерам в промежуточных точках. [c.90]

    Объем и тип оторочки. Наиболее подробно исследованы оторочки мицеллярных растворов с внешней нефтяной фазой, а также оторочки из растворимой нефти. Измерения для первого типа мицеллярных растворов проводились на неслоистых образцах песчаника диаметрам 5 см и длиной 120 см, с использованием сырой нефти вязкостью 7 мПа-с и плотностью [c.180]

    В пластовых условиях нефти довольно тяжелые их газосодержание в 1,5—4,0 раза меньше, а коэффициент растворимости в 1,5—2,5 раза меньше, чем в среднем для пластовых нефтей. Вязкость московско-башкирской нефти равна средней, яснополянской нефти — намного выше. [c.99]

    Кроме этого, низкая по сравнению с нефтью вязкость газа способствует возникновению его утечек через неплотности в колоннах и трубопроводах. Цементирование газовой скважины должно обеспечивать надежную герметизацию ствола. Опыт показал, что даже незначительные иогрешности в цементировании приводят к миграции газа через имеющиеся неплотности в другие пористые пласты и могут повлечь истощение залежи. С точки зрения противопожарной защиты такая миграция газа крайне нежелательна из-за возможности выхода газа на поверхность земли в самых непредвиденных местах. Если глубина, на которой произощла утечка газа, велика, то газ, перетекая в вышележащие горизонты, может через трещины, колодцы и ранее пробуренные скважины выйти на поверхность в виде так называемых грифонов. Грифонообразование является одним из наиболее тяжелых осложнений, ликвидация которого требует значительного времени и средств. Если глубина. [c.111]


    Левая и правая части неравенства (24) выражают в процентах соответственно изменения разности плотностей и вязкости, приходящееся на 1 °С. Для выполнения этого неравенства требуется, чтобы изменение вязкости данной нефти, приходящееся на 1 °С, было достаточно низким. Расчеты показывают, что даже при довольно высокой температуре оно еще имеет значение порядка 1%. В приведенном выше примере с ромашкинской и арланской нефтями снижение вязкости при повышении температуры с 130 до 150 составляет соответственнр 28,6 и 22,2% или в среднем на 1 °С — 1,4 и 1,1%. Даже для нефтей, вязкость которых изменяется сравнительно медленно, процентное снижение вязкости в области температур порядка 160 °С еще достаточно велико. Например, для туймазинской нефти, отличающейся весьма медленным изменением вязкости, находим, подставляя в правую часть неравенства (25) Г = 160, Го =-55, с=90, что снижение вязкости этой нефти при 160°С еще составляет0,45% на 1 °С. [c.45]

    Газотурбинное топливо используется в газовых турбинах, установленных на стационарных и передЕижных электростанциях, речных и морских судах, локомотивах, а1зтомобилях. Оно готовится из дистиллятов коксования и термического крекинга и из фракций прямой перегонки нефти. Вязкость этого топлива не должна превышать 3°ВУ, а коксуемость — 0,5% (масс.). [c.330]

    Для получения пластичных йпумов пригодны также остатки дгханов-ской, тэбукской, каиенноложской, бакинских и котуртепинской нефтей. Вязкость остатков при этом лежит в пределах 10 5-70 с, температура размягчения 21-41°С. [c.53]

    Так, в Краснодарском крае давно известно и разрабатывается месторождение Зыбза-Глубокий Яр. Здесь в IV горизонте миоцена на северо-западе промыслового участка Зыбза имеется линзовидная залежь (лннэа С ) с нефтью вязкостью 2Па-с в пластовых условиях. Попытки разработать ее каким-либо из традиционных способов не увенчались успехом нефтеотдача и темпы добычи оказались весьма низкими. И это несмотря на то, что продуктивные отложения представлены сравнительно проницаемыми породами конгломератами, состоящими из неокатанных остроугольных обломков плотных мергелей, песчаников, доломитов, глин кавернозными, трещиноватыми доломитами и известняками трещиноватыми мергелями и глинами. Лишь небольшое распространение по объему линзы имеют пески и песчаники. По гидродинамическим исследованиям скважин, проницаемость колеблется от 1,5 до 115 мкм , что свидетельствует о развитой трещиноватости или наличии каверн. Насыщающая линзу нефть относится к тяжелой (плотность 975 кг/м ), высоковязкой и высокосмолистой (60% акцизных смол). [c.178]

    Основной эффект присадки заключается в снижении турбу-леетности в потоке жидкости. При введении DR снижается количество энергии, расходуемое на покрытие потерь в турбулентном потоке, что приводит к увеличению производительности насосов. Присадка может работать только в трубопроводах с турбулентным ре жимом течения при числах Рейнольдса более 5000. Эффективность ее использования возрастает при транспорте легких сырых нефтей вязкостью не выше 60 сСт. Рабочий раствор СВК целесообразно использовать при скорости течения жидкости от 0,9 до 3,9 м/с, причем лучше будет работать СВК в трубопроводах с меньшим диаметром из-за более высокой турбулентности. Небольшой объем присадки может значительно повысить производительность трубопровода. Использование присадки СВК в коли- [c.212]

    После разрушения породы, чтобы предотвратить закупорнва-]П1е путеч поступления нефти, вязкост), жилТкос ги понижают введением нефтяных сульфонатов. [c.138]

    Например, при получении масла МС-8 из смеси западносибирских и.туймазинской нефтей, вязкость масляного дистиллята при 50°С должна быть в пределах 8,2+0,5 мм / . При снижении вязкости ниже 7,5 мм /с полученное депара-финированное масло не соответствует установленным требованиям по вязкости при 50°С /не ниже 8 мм /с/, а при вязкости дистиллята выше 9 мм /с — по низкотемпературной вязкости /не более 3700 мм /с при -40°С/. [c.13]

    По данным [4], коэффициенты диффузии нефтерастворимых фракций ОП-10 в воде вязкостью 1 мПа-с при 293 К находятся в ин-тервгипе (0,2…0,3)-10 м7сут. Нетрудно подсчитать, например, что при той же температуре в пластовой нефти вязкостью 20 мПа с коэффициенты диффузии будут составлять (0,010…0,015)-10″ м /сут. Если учесть, что Бысокосмолистые нефти являются аномально вязкими и индекс аномалий вязкости для них в пластовых условиях может достигать 10…20, то соответственно во столько же раз меньшими могут оказаться величины коэффициентов диффузии ПАВ в тих нефтях. [c.13]

    В качестве исходного гудрона для составления смесей использовался типичный гудрон западноенЗирских нефтей вязкостью 24-28с при 80°С и плотностью 0,986-0,988 г/ем , применяемый для получения дорожных битумов улучшенных марок БНД по ГОСТу 22245. [c.85]

    В опытах по вытеснению использовалась модель пластовой нефти. Для приготовления модели нефти применялась безводная дегазированная нефть из каширо-подольских отложений Вятской плош ади Арланского месторождения вязкостью 26,47 мПа С. Модель нефти готовилась путем добавления в дегазированную нефть очиш енного керосина. Для получения модели нефти вязкостью 12,95 мПа с добавляли 16% керосина. Отбор проб нефти из скважины производился в летнее время практически без контакта с воздухом. Охлаждение нефти ниже 18 °С не допускалось. [c.148]

    Согласно данным табл. 3.12, при частоте магнитного поля 30 Гц и добавлении деэмульгатора СНПХ-4705 (100 г/т нефти) вязкость нефти снижается на 20 % (с 35,3 до 27,0 сСт через 1 ч после обработки). [c.86]

    Микромодель полностью заполнялась трансформаторным маслом, моделирующим нефть (вязкость 96,5 мПа-с),и имела форму прямоугольника (54×36 мм) с примыкающими к боковым граням равнобедренными треугольниками (основание 36 и высота 15,5 мм). Закачка воды проводилась через вершину одного треугольника, истечение фаз — из вершины другого (расстояние между точками закачки и отбора 85 мм). Вытеснение проводилось при постоянном перепаде давления 0,003 МПа. [c.21]

    За водонефтяным валом движутся мицеллярный раствор и проталкивающая жидкость. Нефтенасыщенность в тыльной части минимальна, а при оптимальных, условиях вытеснения близка к нулю, как это наблюдалось, например, в опытах П. И. Забродина (рис. 4.45). Модель представляла собой линейные образцы дл ИНой до 3,8 м из несцементированного песчаника проницаемостью 8—10 1мкм . Прокачка мицеллярного раствора обеспечивала практически полное вытеснение модели нефти вязкостью [c.178]

    Кроме того, технол. масла используют для поглощения ароматич. углеводородов (сырой бензол) из коксового газа в коксохим. произ-ве (нефтяное поглотит, масло-легкая неочищенная фракция начало кипения 265 °С, вязкость 3,6-6,2 мм /с, т. заст. не выше — 20 °С), а также для 110глощения пыли из воздуха при его очистке фильтрами (висциновое масло-смесь легкого веретенного и тяжелого (илиндрового масел из малосернистых нефтей вязкость 19-24 мм /с, содержание смолистых в-в 6-10%, т. всп. не ниже 165 °С, т. заст. не выше — 20 °С, зольность 0,015%) для пропитки кож в кожевенном произ-ве (соляровая фракция)  [c.562]


Сантистокс — Энциклопедия по машиностроению XXL

Отношение динамической вязкости к плотности масла называют кинематической вязкостью. Последняя измеряется в стоксах (Ст) или в более мелких единицах—сантистоксах (сСт).  [c.731]

Для перевода условной вязкости в градусах Энглера в кинематическую вязкость в сантистоксах можно также пользоваться формулой  [c.731]

Широко применялась также единица системы СГС — сантиметр в квадрате на секунду, называвшаяся стоке (см /с =Ст), а также ее производная — сантистокс (сСт) 1 м с = 10 Ст = 10 сСт. В соответствии с СТ СЭВ 1052—78 такие единицы вязкости, как пуаз, СТОКС, сантистокс в настоящее время не применяются.  [c.12]


Одному сантистоксу равняется кинематическая вязкость воды при 20° С.  [c.112]

До введения Международной системы единиц кинематическая вязкость V измерялась в стоксах (ст) и сантистоксах (сап)  [c.6]

Иными словами, квадратный метр на секунду есть кинематическая вязкость среды плотностью 1 кг/м , динамическая вязкость которой равна 1 Па-с. На практике кинематическую вязкость все еще измеряют в стоксах 1 стоке (Ст) = 10 м /с. Кинематическая вязкость V воды при 20 °С приблизительно равна 1 сСт (сантистокс— одна сотая доля стокса) при этой температуре динамическая вязкость воды — примерно 1 сП (0,001 Па-с), а плотность — 1 кг/м .  [c.184]

В частности, в ГОСТах на масла кинематический коэффициент вязкости приводится в сантистоксах, причем его среднее значение при температуре 50° С и атмосферном давлении определяет марку масла. Тан, например, марка масла индустриальное 20 означает, что у этого масла среднее значение v = 20 сст (см. Приложение II).  [c.15]

Для сохранения смазочных свойств масло должно иметь определенную вязкость, которая указывается в единицах кинематической вязкости — в сантистоксах (сСт) при 100° С.  [c.168]

Зависимости для перевода различных единиц относительной вязкости в сантистоксы и обратно (1 сСт = м /с)  [c.7]

Кинематическая вязкость СТОКС сантистокс Ст сСт ЫО- м /с 1 10- mV  [c.764]

V — коэффициент кинематической вязкости, сантистоксы dj — средний диаметр капель, мм.  [c.77]

ДО 20 сантистоксов. Воздух и парафин подавались при одинаковой температуре. Средний диаметр капель возрастал с увеличением размера ш,ели для подачи топлива, расхода топлива и его вязкости и с уменьшением расхода воздуха.  [c.108]

Опыты с аналогичным распылителем, но больших размеров (рис. 5-21, б) изложены в работе [Л. 5-19]. Вязкость топлива изменялась. от 20 до 40 сантистоксов, давление топлива и воздуха изменялось в тех же пределах, что и в работе [Л. 5-14]. Средний диаметр капель, подсчитанный по формуле (1-3), возрастал с увеличением отношения расходов топлива и воздуха и с увеличением вязкости топлива. При заданном отношении GJ G увеличение скорости воздушного потока приводило к более мелкому дроблению жидкости.  [c.108]

Приведены предельные значения кинематической вязкости при 50° С в сантистоксах.  [c.461]

Температура застывания, °С Вязкость при 20 С, сантистоксы —58 + 18  [c.82]


Кинематическая вязкость определяет удельный коэфициент внутреннего трения и выражается в стоксах ( m) или в сантистоксах (сап).  [c.406]

Перевод условных единиц вязкости в абсолютные. В равной мере не разработаны методы точного перевода условных (относительных) единиц вязкости в абсолютные, пересчет которых производится по приближенным эмпирическим формулам и таблицам. Так, например, умножив время истечения масла через капилляр вискозиметра (Энглера) на капиллярную постоянную вискозиметра, получают кинематическую вязкость в сантистоксах постоянную вискозиметра определяют по времени истечения из данного капилляра эталонной жидкости при 20° С.  [c.19]

Преимущественно v измеряют в мм /с, т. е. н единицах в 10 раз меньше. Один мм /с равен сантистоксу — одной сотой стокса M Ve — единицы, названной в честь ан1 лийского ученого Стокса.  [c.143]

Единица кинематической вязкости — стокс (см 1сек), условно обозначаемая m 0,01 m называют сантистоксом (сст). Кинематическую вязкость условно обозначают Vjo, где в индексе — температура испытания в °С. Перевод кинематической вязкости в условную (ВУ) — см. табл. 1.  [c.299]

Саптистоксы Градусы ВУ СантиСТОКСЫ Градусы ВУ Сантистоксы Градусы ВУ  [c.444]

Чпслом, стоящим в обозначениях марок полиметилсилоксановых жидкостей, показано значение вязкости в сантистоксах, буква р означает, что жидкость низкотемпературная. Их плотность в пределах 0,91—0,98 г/см , а кидко-стей с вязкостью выше 200 сСт при минус 60° С 1,03—1,04 г/см , средняя удельная теплоемкость 0,39 ккал/(кг град), коэффициент теплопроводности при 20° С 0,144 ккал/ м ч град).  [c.446]

Единица V в системе СГС — стокс. Стокс (с/п) = 1 см сек — = 100 сантистокс ( ni).  [c.167]

Единицей измерения кинематической вязкостп служит стокс ( m)- Он характеризует вязкость масла, плотность которого равна 1 г/см . Сотую часть стокса называют сантистоксо.м (сст). Вязкость дистиллированной воды при 20,2° С равна 1 сст-  [c.69]

Пересчет °ВУ в физические единицы сантистоксы (сст), мм 1сек) может быть сделан по данным табл. 1-4. С ростом температуры вязкость быстро падает (рис. 1-1). Чем выше исходная вязкость мазута, тем круче идет кривая. Поэтому для построения номограммы, показанной на рис. 1-1 необходимо знать вязкость хотя бы при двух температурах (обычно при 50 и 80°С). Если известна всего одна точка, экстраполяция по номограмме может быть произведена только в небольших пределах изменений температуры.  [c.10]

Вязкостью называется свойство слоев смазки сопротивляться относительному сдвигу. С повышением температуры вязкость масел резко падает. Указываемая в стандартах кинематическая вязкость (в сантистоксах) равна отношению динамической вязкости к плотности масла. Условная вязкость в градусах Знглера (°Е) определяется при помощи специального прибора — вискозиметра по времени истечения определенного объема масла через калиброванное отверстие. Вязкость минеральных масел подбирается с учетом удельного давления р и относительной скорости v трущейся пары. С увеличением давления и уменьшением скорости применяются более вязкие масла.  [c.460]

Формулы для перевода технических единиц вязкости в сантистоксы и обратно [1] (I сет = Т0 m I bk)  [c.11]

Величина вязкости, равная 1 см 1сек, называется стоксом (ст). В технической практике получили распространение сантистоксы (сст), причем 1 сст = 0,01 ст — мм 1сек.  [c.17]

В табл. 1.6 приведены приближенные соотношения между следующими распространенными единицами вязкости сантистоксами, градусами Энглера (°Е), секундами Сейболта («5) и секундами Редвуда («Р).  [c.19]

Единица V (1 см сек) называется стокс ( m). Обычно применяют более удобную величину — сантистокс (сст), равный 0,01 m Кинематический коэффициент вязкости определяется по ГОСТу 33—66 при помощи вискозиметра Пинкевича. При обозначении вязкости обязательно указывают температуру, при которой она замерена, например Vjo при 50° С, v 4o при —40° С. Часто вязкость выражают в условных единицах путем сравнения времени истечения 200 см масла при температуре t° С со временем истечения 200 см дистиллированной воды при 20° С в вискозиметре типа ВУ (ГОСТ 6258—52). Величина этого отношения выражается как число условных градусов ВУ (раньше обозначалась в градусах Энглера Е°). Перевод единиц вязкости из градусов Энглера в СТОКСЫ можно производить по формуле  [c.100]



ГНИИХТЭОС — Полиэтилсилоксановые жидкости

Состав: Жидкость 132-316 представляет собой полимер линейной и частично разветвленной структуры.

Назначение:

— рабочая жидкость для лопастных гидроамортизаторов транспортных средств на рабочие температуры от — 60°С до +200°С в различных климатических условиях.

Свойства:

• низкое давление паров

• гидрофобность

• высокая сжимаемость

•· химическая и физическая инертность

• высокие диэлектрические показатели

• повышенная радиационная стойкость

• полная совместимость с минеральными маслами

• незначительное изменение физических свойств при резких колебаниях температуры

•  удовлетворительными смазывающими свойствами.

Кремнийорганическая жидкость ПЭС 132-316 обладает:

• устойчивостью к окислению при следующих температурах: длительно –до 200°С и кратковременно –до 250°С

•относительно малым изменением вязкости в рабочем диапазоне температур: — от -60°С до +200°С.

• повышает энергоемкость гидроамортизаторов, не  разрушает туплотнительные материалы.

 

Физико-химические показатели на  жидкость 132-316 ТУ 6-02-1-016-90

Наименование показателей

Требования по ТУ 6-02-1-016-90

1. Внешний вид

Прозрачная жидкость от бесцветного до темно желтого цвета

2. Механические примеси

Отсутствие

3. Кинематическая вязкость, сСт, при плюс 200С

плюс 1000С

минус 600С, не более

250-300

30-40

17000

4. Температура вспышки в открытом тигле,0С, не ниже

265

5. Содержание этоксильных групп, %, не более

0,25

6. Кислотное число, мг КОН на 1 г жидкости, не более

0,1

7. Содержание воды, %, не более

0,01

Классы вязкости горюче-смазочных материалов

мм2
(сСт)
°Е SUS R.I.
2 1,12 32,6 30,4
4 1,31 39,2 35,3
6 1,48 45,6 40,6
8 1,65 52,1 46,1
10 1,83 58,9 51,9
12 2,02 66,0 58,0
14 2,22 73,6 64,5
16 2,34 81,3 71,2
18 2,65 89,4 78,1
20 2,88 97,8 85,2
24 3,3 115 100
28 3,8 133 116
32 4,3 150 131
36 4,8 168 147
40 5,4 186 164
44 5,9 204 180
48 6,4 223 196
52 6,9 241 212
56 7,4 260 228
60 8,0 278 244
65 8,6 301 265
70 9,3 324 285
75 9,9 348 305
80 10,6 371 325
85 11,2 394 345
90 11,9 417 366
95 12,6 440 386
100 13,2 464 406
110 14,5 510 447
120 15,8 556 487
130 17,2 603 528
140 18,5 649 568
150 19,8 695 609
160 21,1 742 650
170 22,4 788 690
180 23,8 834 731
190 25,1 881 771
200 26,4 927 812
220 29,0 1020 893
240 31,7 1112 974
260 34,3 1205 1056
280 37,0 1298 1137
300 39,6 1390 1218
340 44,9 1576 1380
380 50,2 1761 1543
420 55,4 1947 1705
460 60,7 2132 1868
500 66,0 2317 2030
540 71,3 2503 2192
580 76,6 2688 2355
620 81,8 2874 2517
660 87,1 3059 2680
700 92,4 3245 2842
750 99,0 3476 3045
800 105,6 3708 3248
850 112,2 3940 3451
900 118,8 4172 3654
950 125,4 4403 3857
1000 132,0 4635 4060

Комплексное решение ГК «ССТ» для обогрева нефтяных скважин с вязкими и парафинистыми нефтями, предотвращающее образование асфальтосмолопарафинистых отложений

По материалам доклада на Второй ежегодной встрече по подводным силовым и нагревательным кабелям для нефтегазовой промышленности (27-28 сентября 2016, Осло)

Новая реальность — рост доли скважин с «тяжелой» нефтью в общей структуре мировой добычи


По прогнозам экспертов, к 2050 году мировое потребление энергии вырастет на 100 %, по сравнению с сегодняшним уровнем. Несмотря на бурное развитие альтернативной энергетики, основным источником энергии останется нефть. Пик добычи так называемых легких и средних нефтей планируется на следующие 10-15 лет, после чего добыча данных нефтей будет падать.

Для удовлетворения потребностей общества в энергии, мировой нефтедобывающий комплекс обращает все большее внимание на дорогостоящие нетрадиционные и труднодоступные источники углеводородов. Тяжелые нефти и газовые гидраты в условиях истощения традиционных нефтей приобретают все большее значение в мировой экономике. Их добыча все еще представляет трудности, но она уже стала рентабельной.

В мировой практике чаще всего используется следующая классификация:

  • Тяжелыми нефтями считаются углеводородные жидкости с плотностью 920 — 1000 кг/м3 и вязкостью от 10 до 100 мПа·с;
  • К природным битумам относят слаботекучие или полутвердые смеси преимущественно углеводородного состава с плотностью более 1000 кг/м3 и вязкостью выше 10000 мПа·с;
  •  Промежуточную группу между битумами и тяжелыми нефтями образуют так называемые сверхтяжелые нефти с вязкостью от 100 до 10000 мПа·с и плотностью около или несколько более 1000 кг/м3. Тяжелые и сверхтяжелые нефти часто объединяют под общим названием — тяжелые или высоковязкие нефти.

По разным оценкам запасы тяжелых нефтей и природных битумов составляют от 790 млрд. тонн до 1 трлн. тонн, что в 5-6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, которые составляют около 162 млрд. тонн. Разведанных запасов тяжелых нефтей и природных битумов гораздо меньше, но и эти запасы на 6 % превышают известные на сегодня запасы легких и средних нефтей.

Наибольшими запасами тяжелых нефтей и природных битумов обладают Венесуэла, Канада и Россия. После истощения мировых запасов обычной нефти и при условии эффективного применения методов добычи тяжелых нефтей и битумов, эти страны смогут усилить свою роль на глобальном рынке энергоресурсов.

В России запасы тяжелой нефти составляют около 55 % от общего объема нефтяных запасов. Российские месторождения высоковязкой нефти расположены в Пермском крае, Татарстане, Башкирии, Удмуртии в Республике Коми. Помимо энергетической составляющей, тяжелая нефть содержит большое количество редких металлов: таких как ванадий, никель, молибден и других.

Нефтедобывающая отрасль заинтересована в технологических решениях, которые повысят рентабельность добычи тяжелых нефтей. Статья посвящена одному из таких решений — комплексу Stream TracerTM для защиты скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений на основе гибкого нагревателя с переменной по длине мощностью.

Защита скважины от образования АСПО — критически важная задача ближайших лет

Проблема образования АСПО в нефтедобывающих скважинах известна давно. Она связана с тем, что при понижении температуры и разгазировании флюида, поднимающегося по НКТ, нефть теряет способность растворять содержащиеся в ней парафин и смолы.

При добыче парафинистой нефти в верхней части скважины на стенках НКТ происходит отложение парафина и смол. Из-за этого поперечное сечение НКТ сужается, возрастает сопротивление движению жидкости, увеличивается нагрузка на насос.

Образование АСПО приводит к таким негативным факторам как:

  • сокращение добычи нефти;
  • неэффективное использование нефтяных ресурсов;
  • преждевременный выход из строя дорогостоящего оборудования;
  • сокращение межремонтного периода оборудования;
  • ухудшение технико-экономических показателей месторождений.

Учитывая возрастающее значение добычи тяжелых нефтей, предотвращение образования АСПО в НКТ сегодня является одной из ключевых технологий эффективной добычи нефти.

Для решения данной проблемы в настоящее время используются следующие методы:

  • обработка скважин химическими реагентами;
  • очистка от отложений механическими скребками;
  • тепловая обработка.

Каждый из данных способов имеет свои преимущества и недостатки. Но наиболее эффективным способом тепловой обработки является обогрев ствола скважины электрическим нагревательным кабелем.

Система обогрева скважин на основе нагревательного кабеля — поиск оптимального решения

Системы кабельного электрообогрева скважин используются на нефтяных месторождениях России с начала 2000-х годов. Основная задача таких систем — обеспечить поддержание температуры движущегося флюида выше температуры выпадения парафина.

Как правило для обогрева скважин используются двух- или трехжильные резистивные кабели постоянной мощности. Данные нагревательные кабели решают задачу обогрева, но не являются оптимальными с точки зрения энергоэффективности. Длина таких нагревательных кабелей подбирается с большим запасом, мощность тепловыделения кабеля определяется зачастую только теплостойкостью изоляции кабеля, а не реальными теплопотерями флюида в насосно-компрессорной трубе (НКТ).

Внешние граничные условия, определяющие теплопотери НКТ, переменны по глубине скважины — геотерма грунта имеет наклон около 20-30 °С на километр. Соответственно, обогрев скважины нагревательным кабелем с линейной мощностью, постоянной по всей длине приводит к избыточному энергопотреблению системы электрообогрева.

Оптимальным с точки зрения энергопотребления является решение, когда система обогрева работает только в той зоне, где температура флюида в обычных условиях опускается ниже температуры выпадения парафина, а нагревательный кабель имеет переменное тепловыделение по глубине скважины. Причем мощность такого кабеля должна изменяться плавно в широком диапазоне: линейная мощность нижней части кабеля будет близка к нулю, тогда как в приповерхностной части мощность может достигать 70 Вт/м.

Разработка конструкции такого нагревательного кабеля является сложнейшей инженерной задачей, в особенности при учете комплекса требований, которые предъявляются к скважинным кабелям. Нам удалось решить эту задачу и разработать гибкий кабельный самонесущий СКИН-нагреватель, а также комплексное решение для защиты скважин от АСПО на его основе.

Рис. 1. Гибкий самонесущий нагреватель.

Нагревательный кабель с переменной по длине мощностью — основа энергоэффективной защиты скважины от АСПО

В 2015 году специалисты ГК «ССТ» разработали и презентовали комплексное решение для защиты нефтяных скважин от АСПО.

«Сердцем» данной системы является специальный гибкий самонесущий нагреватель, который имеет зоны повышенной и пониженной мощности, что позволяет существенно снизить энергопотребление системы обогрева скважины. 

Специалисты ГК «ССТ» первыми в мире разработали и запатентовали решение по обогреву нефтяных скважин подобными нагревателями.

Рис. 2. Распределение температуры флюида по глубине скважины.

Нагреватель выполнен по коаксиальной схеме, причем тепло выделяется, как за счет протекания тока в проводниках, так и за счет токов, наведенных в сложном внешнем проводнике. 

Данное техническое решение позволяет повысить эффективность теплоотдачи от нагревателя в нефтяной флюид по сравнению с классическими резистивными системами электрообогрева.

Питание на нагреватель подается с верхнего конца. На нижнем конце нагревателя установлена герметичная муфта. Нагреватель имеет ступенчато изменяемую мощность по длине в соответствии с температурным графиком скважины.

На рис. 2 показано распределение температуры флюида по глубине в реальной скважине, на которой была установлен комплекс Stream TracerTM, в режиме непрерывной прокачки. 

Синяя кривая показывает изменение температуры флюида при номинальном дебите и отсутствии обогрева, зеленая прямая — граничное значение температуры, ниже которого не должна опускаться температура выкачиваемой нефти, чтобы исключить образование АСПО.

Красная кривая соответствует обогреву скважины кабелем с постоянной по длине мощностью, оранжевая — обогреву скважины разработанным в ГК «ССТ» нагревателем с участком повышенной мощности длиной 300 м у поверхности грунта.

Область между этими кривыми показывает переизбыток мощности при обогреве кабелем с одной ступенью по мощности относительно двухступенчатого обогрева. 

Рис. 3. Тепловыделение нагревателя комплекса Stream TracerTM.

Наши исследования показали, что для определения оптимальной конфигурации обогрева конкретной скважины в две ступени следует принимать мощность «горячего» участка нагревателя на 30 %, выше мощности «холодного» участка.

Нагреватель для комплекса Stream TracerTM выполнен по коаксиальной схеме, причем тепло выделяется, как за счет протекания тока в проводниках, так и за счет токов, наведенных в сложном внешнем проводнике. 

Данное техническое решение позволяет повысить эффективность теплоотдачи от нагревателя в нефтяной флюид по сравнению с классическими резистивными системами электрообогрева (рис. 3).

Разделение нагревателя на зоны разной мощности приводит к снижению уровня перегрева флюида и повышению техникоэкономических показателей месторождений. 

Применение оригинального нагревателя ГК «ССТ» с переменной по длине линейной мощностью позволяет снизить энергопотребление системы обогрева ствола скважины практически на 50 %. 

Рис. 4. Сравнение эффективности нагрева флюида гибким нагревателем и резистивным кабелем.

Такие преимущества новой разработки ГК «ССТ», как повышенная гибкость, механическая прочность, а также возможность изменения тепловыделения по длине, позволяют использовать наше решение не только для предотвращения образования АСПО в нефтяных скважинах, но также для предотвращения образования газогидратов в газовых скважинах, для обогрева подводных трубопроводов и участков трубопроводов в местах перехода через реку.

В отличии от классических способов электрообогрева, гибкий нагреватель размещается внутри НКТ, в непосредственном контакте с нефтяной жидкостью. Это обеспечивает большую эффективность обогрева по сравнению с другими решениями (Рис. 4)

Комплексное решение для обогрева скважин — путь к снижению эксплуатационных затрат на добычу

ГК «ССТ» более 20 лет оснащает системами электрообогрева объекты крупнейших российских нефтегазовых корпораций. 

В большинстве проектов мы выступаем, как отраслевой интегратор, который берет на себя весь комплекс задач, связанных с проектированием, комплектованием, логистикой, инсталляцией и эксплуатацией систем электрообогрева. 

Комплексная экспертиза является нашим преимуществом и представляет значимую ценность для заказчиков. 

Разработка уникального нагревателя с переменной по длине мощностью для обогрева скважин стала первой фазой нашего проекта. Мы ставили перед собой задачу — предложить готовую систему, которая не потребует отвлечения дополнительных ресурсов заказчиков.

Использование этой системы на основе гибкого кабельного самонесущего СКИН-нагревателя увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины и повышает эффективность использования энергоресурсов. Таким образом наше решение позволяет заказчикам снизить затраты на эксплуатацию скважины и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.

Комплекс Stream TracerTM состоит из нагревателя, станции управления, трансформатора, устьевого шлюза. Для монтажа и обслуживания Stream TracerTM используется мобильный комплекс на базе автомобиля повышенной проходимости и спуско-подъемный механизм (рис. 6 и 7).

Рис. 6. Мобильный комплекс.Рис.7. Схема расстановки спускоподъемного оборудования комплекса Stream TracerTM.         Рис.8. Выход нагревателя через лубрикаторный узел.Рис.9. Система управления комплекса Stream TracerTM.

Специальный нагревательный кабель, с помощью мобильного комплекса для установки, помещается внутрь насосно-компрессорной трубы. Нефть в скважине нагревается до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафинов, что предотвращает появление отложений.

Станция управления нагревом контролирует работу всей системы и позволяет, как в ручном, так и в автоматическом режимах:

  • осуществлять и прекращать подачу электрического тока на нагревательный элемент;
  • контролировать ток, протекающий через нагревательный элемент;
  • контролировать напряжение, приложенное к нагревательному элементу;
  • регулировать температуру нагревательного элемента в скважине;
  • отключать нагреватель при отключении станции управления работой центробежного насоса;
  • измерять температуру добываемой жидкости в термокармане, врезанном в нефтесборный коллектор;
  • измерять и регулировать температуру внутри герметичного шкафа станции управления прогревом;
  • автоматически отключать силовой пускатель (снимать напряжение с силового трансформатора и, соответственно, нагревательного элемента) от промышленной сети при наличии тока утечки, а также управлять другими устройствами системы.

Эффективность предлагаемого нами решения и надежность всех элементов системы подтверждена опытно-промышленными испытаниями на Казаковском месторождении ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Комплекс обеспечил увеличение температуры добываемой нефти на уровне устья скважины от +7 °С до +22,5 °С, обеспечив стабильный дебит скважины. При этом энергопотребление системы для поддержания оптимальной температуры нефти уменьшилось на 47 % по сравнению с системами подогрева на основе нагревателя постоянной мощности.

Таким образом, система обогрева скважин от ГК «ССТ» решает задачу предотвращения образования АСПО в энергоэффективном режиме, не отвлекая человеческие и временные ресурсы заказчика.

Выводы

  1. Решение проблемы образования АСПО — критически важная технология наступающей эпохи добычи «тяжелых» нефтей;
  2. Специалистами ГК «ССТ» разработан комплекс Stream TracerTM на основе уникального гибкого самонесущего нагревателя для предотвращения образования АСПО. Данное решение позволяет вести эксплуатацию осложненных парафинами нефтяных скважин, увеличив их межремонтный период, а также существенно снижает энергопотребление по сравнению с другими способами предотвращения АСПО;
  3. В ГК «ССТ» внедрена технология серийного производства гибких нагревателей и разработан комплекс оборудования для монтажа, пуско-наладки и демонтажа комплекса;
  4. Комплекс Stream TracerTM успешно прошел испытания на объекте ОАО «Лукойл» и подтвердил свою надежность и энергоэффективность.

Назад

Коэффициенты пересчета вязкости: Saybolt SSU в Centistokes

Приблизительное преобразование вязкости

Таблица прокручивается по горизонтали

9000 центистоксов 2 / сек 57 0,0045 09
Секунды
Saybolt
Universal
SSU
SS12 Kinematic visacity Секунды
Редвуд 1
Стандарт
Секунды
Редвуд 2
Адмиралтейство
Градусы
Энглер
Градусы
Барби
Кинематика
центистоксов
9000 центистоксов
31 1.00 0,00001076 29 1,00 6200 1,00
31,5 1,13 0,00001216 29,4 1,01 5486 1,13
32 1,81 0,00001948 29,8 1,08 3425 1,81
32.6 2,00 0,00002153 30,2 1,10 3100 2,00
33 2,11 0,00002271 30,6 1,11 2938 2,11
34 2,40 0,00002583 31,3 1,14 2583 2.40
35 2,71 0,00002917 32,1 1,17 2287 2,71
36 3,00 0,00003229 32,9 1,20 2066 3,00
38 3,64 0,00003918 33,7 1.26 1703 3,64
39,2 4,00 0,00004306 35,5 1,30 1550 4,00
40 4,25 36,2 5,10 1,32 1459 4,25
42 4,88 0,00005253 38.2 5,25 1,36 1270 4,88
42,4 5,00 0,00005382 38,6 5,28 1,37 1240 5,00
44 0,00005920 40,6 5,39 1,40 1127 5,50
45,6 6,00 0.00006458 41,8 5,51 1,43 1033 6,00
46 6,13 0,00006598 42,3 5,54 1,44 1011 6,54 1,44 1011
46,8 7,00 0,00007535 43,1 5,60 1,48 885 7,00
50 7.36 0,00007922 44,3 5,83 1,58 842 7,36
52,1 8,00 0,00008611 46,0 6,03 1,64 7 8,00
55 8,88 0,00009558 48,3 6,30 1,73 698 8.88
55,4 9,00 0,00009688 48,6 6,34 1,74 689 9,00
58,8 10,00 0,0001076 6 6 6 0,0001076 1,83 620 10,00
60 10,32 0,0001111 52,3 6.77 1,87 601 10,32
65 11,72 0,0001262 56,7 7,19 2,01 529 11,72
70 0,0009 13,08 60,9 7,60 2,16 474 13,08
75 14,38 0,0001548 65.1 8,02 2,37 431 14,38
80 15,66 0,0001686 69,2 8,44 2,45 396 15,66
0,0001819 73,4 8,87 2,59 367 16,90
90 18,12 0.0001950 77,6 9,30 2,73 342 18,12
95 19,32 0,0002080 81,6 9,71 2,88 321 9,71 2,88 321
100 20,52 0,0002209 85,6 10,12 3,02 302 20,52
120 25.15 0,0002707 102 11,88 3,57 246 25,15
140 29,65 0,0003191 119 13,63 4,11 29,65
160 34,10 0,0003670 136 15,39 4,64 182 34.10
180 38,52 0,0004146 153 17,14 5,12 161 38,52
200 42,95 0,0004623 0,0004623 5,92 144 42,95
300 64,60 0,0006953 32,7 253 28.00 8,79 96 64,60
400 86,20 0,0009275 42,4 338 37,10 11,70 71,9 86,20
50016 52,3 423 46,20 14,60 57,4 108,00
600 129,40 0.001393 62,0 507 55,30 17,50 47,9 129,40
700 151,00 0,001625 72,0 592 64,60 20,44
800 172,60 0,001858 82,0 677 73,80 23,36 35,9 172.60
900 194.20 0,002090 92,1 762 83,00 26,28 31,9 194.20
1000 215,80 0,002323 102,1 29,20 28,7 215,80
1200 259,00 0,002788 122 1016 111 35.1 23.9 259.00
1400 302.30 0.003254 143 1185 129 40.9 20.5 302.30
1600 345.30 1354 148 46,7 18,0 345,30
1800 388,50 0,004182 183 1524 166 52.6 15,6 388,50
2000 431,70 0,004647 204 1693 185 58,4 14,4 431,70
250057 539.406 539.406 2115 231 73,0 11,5 539,40
3000 647,30 0,006967 305 2538 277 87.6 9,6 647,30
3500 755,20 0,008129 356 2961 323 102 8,21 755,20
4000 863.1090 3385 369 117 7,18 863,10
4500 970,90 0,01045 458 3807 415 131 6.39 970,90
5000 1078,80 0,01161 509 4230 461 146 5,75 1078,80
6000 1294.60 0,07 6000 1294.60 0,0 553 175 4,78 1294,60
7000 1510,30 0,01626 712 5922 646 204 4.11 1510,30
8000 1726,10 0,01858 814 6769 728 234 3,59 1726,10
9000 1941,90 0,02092 830 263 3,19 1941,90
10COMMACOMMACOMMASTEVE000 2157,60 0,02322 1018 8461 922 292 2.87 2157.60
15COMMACOMMACOMMASTEVE000 3236.50 0,03483 1526 12692 438 1,92 3236.50
20COMMACMACMACMAC45
20COMMACMACMAC45 584 1,44 4315,30

Кинематическая вязкость

.04
Умножьте , чтобы получить
, чтобы получить Разделение
футов 2 / сек
сантистоксов
футов 2 / сек 0,0
кв. Метров / сек
кв. Метров / сек 10.7639 футов 2 / сек
кв. 1000000,0 сантистоксов
сантистоксов 0,000001 кв. Метров / сек
сантистоксов 0,0000107639 футов 2 / сек

Абсолютная или динамическая

, чтобы получить , чтобы получить Разделить фунт-сила-сек / фут 2 47880.26 сантипуаз фунт-сила-сек / фут 2 47,8803 Паскаль-сек сантипуаз 0,000102 кг-сек / квадратный метр сантипуаз 0,0057 фунт-сила-сек / кв фут * Паскаль-сек 0,0208854 Паскаль-сек Паскаль-сек 1000 сантипуаз

* Иногда абсолютная вязкость выражается в фунтах массы .В данном случае сантипуаз x 0,000672 = фунт / фут-сек.

Абсолютная к кинематической вязкости

7 сент. / плотность (г / см 3 )
Умножьте , чтобы получить
, чтобы получить Divide
сантистоксов
сантипуаз 0,00067197 / плотность (фунт / фут 3 ) фут 2 / сек
фунт-сила-сек / фут 2 32.174 / плотность (фунт / фут 3 ) фут 2 / сек
кг-сек / м 2 9,80665 / плотность (кг / м 3 ) кв.
Паскаль-сек 1000 / плотность (г / см 3 ) сантистоксов

Кинематическая вязкость в абсолютную вязкость

900, чтобы получить
Умножьте
, чтобы получить Разделить
сантистоксов плотность (г / см 3 ) сантипуаз
кв. М / сек 0.10197 x плотность (кг / м 3 ) кг-сек / кв.м
футов 2 / сек 0,03108 x плотность (фунт / фут 3 ) фунт-сила-сек / фут 2
футов 2 / сек 1488,16 x плотность (фунт / фут 3 ) сантипуаз
сантистоксов 0,001 x плотность (г / см 3 ) Паскаль- сек
кв. м / сек 1000 x плотность (г / см 3 ) Паскаль-сек

FoodTech Источник: Вязкость

Вязкость

Все жидкости обладают определенным сопротивлением изменению формы, а многие твердые тела постепенно поддаются воздействию сил, которые могут изменить их форму.Это свойство, своего рода внутреннее трение, называется вязкостью. Он выражается в дин-секундах на см 2 , или пуазах.

Определения

Ньютоновская жидкость: Вязкость остается постоянная при изменении скорости сдвига. Пример: вода.

Неньютоновская жидкость: Вязкость зависит от изменение скорости сдвига. Пример: кетчуп, отбивает.

Кинематическая вязкость

Кинематическая вязкость — это отношение вязкости к плотности.C.g.s. единицей кинематической вязкости является ход.

Течение жидкости по трубке; где l — длина трубки, r — ее радиус, p — разность давлений на концах, n — коэффициент вязкости, объем утечки в секунду,

v = pi x pr 4
8ln
(Пуазейля)

Объем будет указан в см. 3 в секунду, если l и r указаны в см, p — в дин на см 2 и n — в пуазах или дин-секундах на см 2 .

Значения вязкости
Сантипуаз * (cp) Сантистоксов (сСт) Saybolt Second Universal (SSU) Обычная жидкость
1 1 31 Вода
3,2 4 40 Молоко
12,6 15.7 80 Мазут № 4
16,5 20,6 100 Кремовый
34,6 43,2 200 Растительное масло
88 110 500 Масло SAE 10
176 220 1000 Томатный сок
352 440 2000 Масло SAE 30
880 1100 5000 Глицерин
1561 1735 8000 Масло SAE 50
1760 2200 10,000 Мед
3000 4500 20,000 Клей
5000 6250 28000 Майонез
8640 10,800 50,000 Меласса B
15200 19000 86000 Сметана
17,640 19,600 90,000 Масло SAE 70

* Сантипуаз = сантистоксы x удельный вес, где удельный вес гравитация принимается равной 0.8 (кроме воды). Чтобы найти точное сП вашей жидкости: сП = сСт x (вес на галлон x 0,120).

Ресурсный центр
Содержание
Федеральные агентства
Ресурсы и правила
Национальные ассоциации
Независимые испытательные лаборатории
Документы с техническими данными


Стандарты вязкости | VWR

Стандарты вязкости (сСт) чтения; 0,47 20 ° C, 0,45 25 ° C, 0,41 37,78 ° C, 0,4 40 ° C 500 мл 85067.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 0,74 20 ° C, 0,7 25 ° C, 0,61 37,78 ° C, 0,6 40 ° C 500 мл 85068.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 1,3 20 ° C, 1,2 25 ° C, 1 37,78 ° C, 0,97 40 ° C, 0,87 50 ° C 500 мл 85069.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 20 20 ° C, 16 25 ° C, 11 37,78 ° C, 10 40 ° C, 7,5 50 ° C 500 мл 85070.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 320 20 ° C, 230 25 ° C, 110 37,78 ° C, 98 40 ° C, 61 50 ° C 500 мл 85071.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 3300 20 ° C, 2300 25 ° C, 1100 37,78 ° C, 940 40 ° C, 560 50 ° C 500 мл 85072.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 58000 20 ° C, 36000 25 ° C, 10 000 40 ° C, 4900 50 ° C 500 мл 85073.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 30 20 ° C, 24 25 ° C, 15 37,78 ° C, 14 40 ° C, 10 50 ° C 500 мл 85074.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 400 20 ° C, 300 25 ° C, 160 37,78 ° C, 140 40 ° C, 90 50 ° C 500 мл 85075.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 4900 20 ° C, 3500 25 ° C, 1600 37,78 ° C, 1400 40 ° C, 30 50 ° C 500 мл 85076.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 100000 20 ° C, 64000 25 ° C, 18000 40 ° C, 8500 50 ° C 500 мл 85077.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 2,9 20 ° C, 2,6 25 ° C, 2,1 37,78 ° C, 2 40 ° C, 1,7 50 ° C 500 мл 85078.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 790 20 ° C, 580 25 ° C, 280 37,78 ° C, 250 40 ° C, 160 50 ° C 500 мл 85079.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 7900 20 ° C, 5800 25 ° C, 2800 37,78 ° C, 2500 40 ° C, 1500 50 ° C 500 мл 85080.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 59 20 ° C, 47 25 ° C, 27 37,78 ° C, 25 40 ° C, 18 50 ° C 500 мл 85081.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 88 20 ° C, 66 25 ° C, 35 37,78 ° C, 32 40 ° C, 21 50 ° C 500 мл 85082.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 980 20 ° C и 710 25 ° C, 340 37,78 ° C, 310 40 ° C, 190 50 ° C 500 мл 85083.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 6,7 20 ° C, 5,8 25 ° C, 4,2 37,78 ° C, 4 40 ° C, 3,2 50 ° C 500 мл 85084.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 19000 20 ° C, 12000 25 ° C, 4000 37,78 ° C, 3400 40 ° C, 1700 50 ° C 500 мл 85085.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 1400 20 ° C, 1000 25 ° C, 470 37,78 ° C, 410 40 ° C, 250 50 ° C 500 мл 85086.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 110 20 ° C, 87 25 ° C, 48 37,78 ° C, 44 40 ° C, 30 50 ° C 500 мл 85087.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 28000 20 ° C, 17000 25 ° C, 6000 37,78 ° C, 5100 40 ° C, 2500 50 ° C 500 мл 85088.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 14 20 ° C, 12 25 ° C, 8 37,78 ° C, 7,5 40 ° C, 5,8 50 ° C 500 мл 85089.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 210 20 ° C, 160 25 ° C, 83 37,78 ° C, 75 40 ° C, 50 50 ° C 500 мл 85090.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 2600 20 ° C, 1800 25 ° C, 850 37,78 ° C, 750 40 ° C, 450 50 ° C 500 мл 85091.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 43 20 ° C, 34 25 ° C, 20 37,78 ° C, 18 40 ° C, 13 50 ° C 500 мл 85092.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 550 20 ° C, 400 25 ° C, 200 37,78 ° C, 180 40 ° C, 110 50 ° C 500 мл 85093.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 8400 20 ° C, 5300 25 ° C, 1900 37,78 ° C, 1600 40 ° C, 810 50 ° C 500 мл 85094.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 4,4 20 ° C, 3,9 25 ° C, 3 37,78 ° C, 2,9 40 ° C, 2,4 50 ° C 500 мл 85095.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 10 20 ° C, 8,7 25 ° C, 6 37,78 ° C, 5,7 40 ° C, 4,4 50 ° C 500 мл 85097.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 160 20 ° C, 120 25 ° C, 60 37,78 ° C, 54 40 ° C, 35 50 ° C 500 мл 85098.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 1800 20 ° C, 1300 25 ° C, 590 37,78 ° C, 520 40 ° C, 310 50 ° C 500 мл 85099.260E
Стандарты вязкости (сСт) чтения; 41000 20 ° C, 25000 25 ° C, 8000 37,78 ° C, 6700 40 ° C, 3200 50 ° C 500 мл 85100.260E

Общие сведения о вязкости — Технический брифинг

Когда люди говорят о вязкости, они имеют в виду одну из двух вещей: динамическая (также известная как абсолютная) вязкость или кинематическая вязкость.

Как измерить вязкость

Один из способов — измерить сопротивление жидкости потоку при приложении внешней силы. Это динамическая вязкость, а единицей измерения динамической вязкости является сантипуаз (сП)

.

Другой способ — измерить сопротивление потока жидкости под действием силы тяжести. Результат — кинематическая вязкость. Таким образом, кинематическая вязкость — это мера внутреннего сопротивления жидкости потоку, когда на нее не действует никакая внешняя сила, кроме силы тяжести.Единица измерения кинематической вязкости — сантистокс (сСт).

В чем разница между динамической и кинематической вязкостью?

Основное различие между измерениями динамической и кинематической вязкости — это плотность. Фактически плотность обеспечивает способ преобразования между кинематическим и динамическим измерением вязкости. Формула преобразования:

Кинематическая (сСт) x плотность = динамическая (сП)
динамическая (сП) / плотность = кинематическая (сСт)

Плотность — это отношение массы (или веса) образца к его объему.Представьте себе кубик льда объемом 1 см3 и стальной куб объемом 1 см3. Они могут быть одинакового размера, но стальной куб весит больше, чем кубик льда. Поэтому мы говорим, что сталь имеет большую плотность, чем лед.

Кинематическая вязкость используется для измерения ньютоновских жидкостей, динамическая вязкость для неньютоновских жидкостей. Проще говоря, вязкость жидкости Ньютона остается постоянной, независимо от величины сдвига, приложенного для постоянной температуры (например, вода, спирт, минеральное масло). Неньютоновские жидкости противоположны ньютоновским жидкостям.Когда сдвиг применяется к неньютоновским жидкостям, вязкость жидкости изменяется (например, томатный кетчуп, клей, зыбучие пески).

Влияние вязкости на центробежные насосы

Вязкость будет иметь значительное влияние на скорость потока и давление центробежных насосов, а также крутящий момент на валу и доступную мощность, эффективность, очевидно, будет ниже. Все, что превышает 25 сП, окажет значительное влияние на производительность центробежных насосов. Существуют способы расчета (или определения из диаграмм), но это выходит за рамки данной статьи, поэтому для практических целей:

Максимальная вязкость:
Насос Assoma может выдерживать 150 сП (из-за передачи крутящего момента через магниты)
Crest может выдерживать 300 сП (при определенных обстоятельствах допускаются более высокие значения

Сравнение вязкости (сантипуаз при 20 ° C)
Метанол 0.6
Вода 1
Молоко 3
Кровь 10
Антифриз (этиленгликоль) 15
Оливковое масло 84
Моторное масло — SAE20 140-420
Моторное масло — SAE40 650-950
Касторовое масло 966
Глицерин 1490
Мед 10,000
Патока 20,000

Преобразование вязкости
1 пуаз = 100 сантипуаз (сП)
сантипуаз (сП) = сантистоксы (сСт) x S.G.
сантипуаз (сСт) = сантипуаз (сП) / S.G.

Мы часто публикуем статьи и другие новости на нашей странице в LinkedIn, например, эту статью «Напор против давления», поэтому, пожалуйста, идите и следите, чтобы быть в курсе последних событий или по любым вопросам, связанным с помпой, которые могут у вас возникнуть, свяжитесь с нами.

Blending Tool — Индекс вязкости | Evonik Oil Присадки

  • Evonik в мире
  • Языки

    английский 中文
  • О
  • Технологии
  • Приложения
  • Продукты
  • Инструменты для смешивания
  • Медиа центр
  • Контакт
  • Инструменты для смешивания
  • Индекс вязкости
  • Дом
  • О
  • Технологии
  • Приложения
  • Продукты
  • Инструменты для смешивания
    • Индекс вязкости
  • Медиа центр
  • Контакт
  • Контакт
  • Загрузки
  • Карта сайта
  • Информация о компании
  • Правовая информация
  • Политика конфиденциальности

Влияние вязкости на производительность центробежного насоса с низкой удельной скоростью

Напор и расход центробежного насоса эффективно падают во время перекачивания вязких жидкостей.Было разработано несколько методов и корреляций для прогнозирования скорости снижения производительности центробежного насоса при работе с вязкими жидкостями, но их результаты не очень хорошо согласуются друг с другом. В этом исследовании изучается обычный промышленный насос с низкой удельной скоростью, который широко используется в различных приложениях. Весь насос, включая рабочее колесо, улитку, трубы, зазоры в передней и задней стенках, а также уравновешивающие отверстия, моделируется в Computational Fluid Dynamics, и решаются полные трехмерные уравнения Навье-Стокса.Результаты CFD сравниваются с экспериментальными данными, такими как кривые производительности насоса, статическое давление в обсадной колонне и потери на трение диска. Исследованы безразмерная угловая скорость и скорость утечки в зазоре боковой стенки, изучено изменение эффективности из-за вязкости. Результаты показывают, что поведение жидкости в зазоре боковой стенки строго зависит от вязкости. Повышение вязкости улучшает объемный КПД за счет уменьшения внутренней утечки через компенсационные кольца и уравновешивающие отверстия, что, однако, приводит к значительному падению диска и общей эффективности.Результаты приводят к некоторым рекомендациям по проектированию центробежных насосов, которые могут использоваться для перекачки вязких жидкостей.

1. Введение

Центробежные насосы обычно могут перекачивать жидкости с вязкостью ниже 520–760 сСт. Вязкость может быть увеличена до 1000 сСт с помощью специальных крыльчаток. Однако для того, чтобы насос был экономически эффективным, максимальная рекомендуемая вязкость жидкости составляет 150 сСт [1]. Для небольшого промышленного насоса с радиусом рабочего колеса 100 мм и скоростью вращения 1450 об / мин перекачка жидкости с 150 сСт соответствует числу Рейнольдса рабочего колеса Re = 10 4 , а 520 и 760 сСт соответствуют Re = 2900 и 2000 соответственно.Иппен [2] указывает, что ожидаемый КПД даже для больших насосов для числа Рейнольдса 5000 будет порядка 30 процентов.

Рабочие характеристики центробежных насосов, представленные в документации производителя, относятся к испытаниям с холодной водой. Кроме того, прогнозируемая производительность насосов для работы с вязкой жидкостью обычно рассчитывается с помощью корректирующих диаграмм некоторых компаний, таких как [3], и диаграммы вязкости по стандартам Института гидравлики [4]. В любой насосной системе, когда вода заменяется вязкой жидкостью, потребляемая мощность увеличивается, а напор и скорость потока, создаваемые насосом, уменьшаются.Это явление является результатом снижения эффективности насоса и более очевидно в насосах с низкой удельной скоростью, в которых вязкость играет решающую роль в потерях на трение диска. Этот вид потерь представляет собой мощность, потребляемую для вращения жидкости между внешней поверхностью рабочего колеса и внутренней стенкой корпуса. В этой статье исследуется центробежный насос с низкой удельной мощностью, который изначально был разработан для обработки воды, чтобы проанализировать влияние числа Рейнольдса на эффективность из-за перекачивания вязкой жидкости.

Для центробежного насоса с низкой удельной скоростью некоторые исследования потерь на трение диска, такие как [5–7], были основаны на упрощенной модели, в которой есть вращающийся диск в цилиндре, заполненном вязкой жидкостью, с радиальным притоком или выпуском или без него. как показано на рисунке 1. Литтел и Итон [8] измерили характеристики турбулентности пограничного слоя на эффективно бесконечном вращающемся диске в спокойной среде. Debuchy et al. [9, 10] представили новый закон, связывающий коэффициент закрутки бокового зазора с безразмерным коэффициентом потока в системе ротор-статор с наложенным потоком, и, кроме того, представили аналитическое моделирование потока в центральном сердечнике в системе ротор-статор с несколькими предвихрями. условия.


В последние годы некоторые экспериментальные и численные исследования влияния вязкости на производительность насоса были выполнены в реальных центробежных насосах. Ли [11–13] провел экспериментальное исследование производительности центробежного масляного насоса и численно изучил влияние вязкости на производительность центробежного насоса. Ли [14] также исследовал влияние расхода и вязкости на коэффициент скольжения. Он получил оптимальное количество лопастей для перекачивания жидкости с разной вязкостью и показал некоторые эффекты вязкости на режим жидкости внутри рабочего колеса и улитки.Shojaeefard и Boyaghchi [15] выполнили CFD и экспериментальные исследования влияния вязкости на скорость в крыльчатке и показали, что при увеличении угла выхода лопасти ширина следа на выходе крыльчатки уменьшается, что приводит к лучшей производительности насоса при перекачивании вязких жидкостей. Немдили и Хеллманн [16] использовали метод измерения потерь на трение в дисках и протестировали диски без и с модифицированными выходными секциями с различными числами, углами и шириной. Гюлих в 2003 г. [17] представил различные корреляции для оценки потерь на трение диска в закрытых рабочих колесах турбомашин.Juckelandt и Wurm [18] изучили влияние пограничного слоя на расчет потерь в насосах с низкой удельной скоростью и представили некоторые рекомендации по зацеплению для этих типов насосов.

2. Теоретический анализ

Потребляемая мощность насоса может быть определена следующим образом: где — плотность жидкости, — расход насоса, — напор насоса, — объемный КПД, — гидравлический КПД, — потери на трение в диске и — механические потери. При увеличении вязкости баланс мощности изменится следующим образом: (i) С увеличением коэффициента трения внутренняя утечка через компенсационные кольца уменьшается.(ii) С увеличением числа Рейнольдса увеличивается гидравлический КПД. (iii) Потери на трение диска на боковых стенках рабочего колеса растут вместе с увеличением вязкости. (iv) Механические потери не зависят от вязкости жидкости.

2.1. Потери на трение диска

Напряжение сдвига стенки, возникающее на поверхностях вращающегося диска в корпусе, заполненном жидкостью, можно записать следующим образом: где — коэффициент трения, — радиус и — угловая скорость диска. Результирующий крутящий момент, приложенный к элементу поверхности, равен силе трения диска, равной внешнему радиусу рабочего колеса.

2.2. Гидравлический эффект

Теоретический напор центробежного насоса складывается из полезного напора, и гидравлических потерь. Можно продемонстрировать, что теоретический напор практически одинаков, когда насос работает с водой (нижний индекс) или вязкой жидкостью (нижний индекс). Считается, что гидравлические потери состоят из потерь на трение, и потерь при смешивании [19]: потери на трение — это термин, который изменяется в зависимости от вязкости; следовательно, поправочный коэффициент напора при вязкой перекачке может быть рассчитан по следующей формуле [19]: где — доля потерь на трение напора и может быть определена в основном по геометрическим характеристикам.Корреляция, которая может использоваться для вычисления этой доли для широкого диапазона удельной скорости, представлена ​​[19]. Более подробная процедура вычисления приведена в [17, 19].

3. Геометрия насоса

Исследуемый насос (рис. 2) представляет собой одноступенчатый насос со спиральным корпусом с односторонним всасыванием и удельной скоростью вращения рабочего колеса полного диаметра и номинального рабочего колеса. Насос представляет собой выдвижную конструкцию с шестилопастным закрытым рабочим колесом и шестью уравновешивающими отверстиями для уменьшения осевого усилия.В расчетной точке гидравлические характеристики насоса в точке наилучшего КПД номинального рабочего колеса составляют 3 / ч, м,%, об / мин и кВт, а число Рейнольдса рабочего колеса для перекачивания воды Re = 1,5 × 10 6 . Более подробные размеры можно найти в Таблице 1.


Номинальный диаметр рабочего колеса (мм) 200
Полный диаметр рабочего колеса (мм) 209
Выход рабочего колеса ширина, (мм) 4.2
Угол выхода лопастей, (град.) 20
Количество лопастей 6
Количество балансировочных отверстий 6
Толщина кожуха на конце рабочего колеса (мм) 3,7
Диаметр основной окружности спирали (мм) 210
Диаметр всасывающего сопла (мм) 50
Диаметр нагнетательного сопла (мм) 40
Диаметр всасывающего отверстия рабочего колеса ( мм) 61
Радиальный зазор компенсационного кольца (мм) 0.4
Диаметр балансировочных отверстий (мм) 7
Толщина ступицы на конце рабочего колеса (мм) 4,1


4. Численное моделирование

Коммерческий CFD-код ANSYS CFX был использован для численного моделирования области насосной жидкости (рис. 3), в котором используется контрольный объем, центрированный по ячейкам, с идентичными узлами для скорости и давления. Локально вычисляется коэффициент смешения, который используется для метода пространственной дискретизации конвективных членов, реализованного с помощью гибридной схемы.Предполагалось, что течение является стационарным, несжимаемым и изотермическим. Эффекты турбулентности моделировались с помощью процедуры — SST с адиабатическими граничными условиями на стенке. Этот турбулентный метод, по мнению ряда ученых [17, 20], считается лучшим выбором для моделирования потока в центробежных насосах, поскольку он показал хороший компромисс между точностью и вычислительными затратами даже для области зазора боковой стенки рабочего колеса [21]. . Результаты подобных исследований, таких как [15, 18], демонстрируют удовлетворительные результаты с моделью — SST.Более того, для моделирования перехода мы использовали корреляцию Лэнгтри и Ментера и «Гамма-тета-модель» в этой симуляции.


Для достижения улучшенного качества сетки для областей, расположенных около стен, использовалась структурированная сетка, тогда как неструктурированная сетка использовалась для областей вдали от стены, чтобы должным образом покрыть сложную геометрию (рис. 4). Таким образом, было получено лучшее соответствие между сеточной областью и сложной геометрией. Неструктурированная сетка состоит из шестигранной пирамиды и клиновидных элементов.

Ортогональное качество, соотношение сторон и асимметрия были проверены в процессе создания сетки, чтобы они находились в соответствующем диапазоне. Решетки между вращающимися и неподвижными частями, такими как рабочее колесо и улитка или всасывающая труба и рабочее колесо, были соединены посредством замороженного интерфейса ротора. Массовый расход с направлением потока и постоянным давлением были реализованы для входных и выходных граничных условий соответственно.

5. Экспериментальная установка

Испытательная установка с замкнутым контуром, отвечающая требованиям ISO 9906 [22], использовалась для измерения экспериментальных параметров насоса.На рисунке 5 представлен схематический вид испытательной установки, в которой жидкость забирается из резервуара (1) с объемом нетто 2,1 м 3 и после прохождения через задвижку (2) и всасывающую трубу (длина 1,5 м и 40 мм. внутренний диаметр) он поступает в исследуемый насос (4), а затем возвращается в резервуар по напорному патрубку (длиной 4 м и внутренним диаметром 50 мм). Внутри резервуара имеется поперечная перегородка для уменьшения выплескивания жидкости и обеспечения плавного поступления жидкости во всасывающую трубу. Насос соединен с электродвигателем переменного тока (5), номинальная мощность и скорость которого составляют 3 кВт и 1450 об / мин соответственно.Напор насоса рассчитывается с использованием датчиков давления с точностью 0,25% от полной шкалы в (3) и (7). Скорость потока регулируется с помощью шарового клапана (8), расположенного в напорной линии насоса. Установившийся расход измеряется магнитным расходомером (9) с точностью 0,5%. Для расчета мощности крутящий момент и скорость двигателя измеряются с помощью измерителя крутящего момента (6) и тахометра, точность которых составляет 0,3% и 0,1% соответственно.


Для определения поля давления в зазоре боковой стенки и подтверждения численных результатов периферийное распределение статического давления измеряется с помощью датчика давления с точностью до 0.25% от полной шкалы. Сигналы от преобразователей оцифровываются устройством сбора данных, и после сбора достаточного количества выборок данные усредняются арифметически. Погрешности расхода, напора, мощности и эффективности составляют приблизительно 0,5%, 0,3%, 0,5% и 1% соответственно.

6. Результаты и обсуждение

Для подтверждения моделирования CFD, в таблице 2, в условиях BEP, показаны результаты безразмерного установившегося состояния, статического давления и распределения на стенке обсадной колонны вокруг рабочего колеса в миллиметрах для воды.Улитка разделена на 6 секторов, по четыре отверстия в стенке корпуса каждого сектора. Статическое давление измерялось в каждой точке, а затем усреднялось в каждом секторе. Результаты CFD также усреднялись в каждом секторе и сравнивались с соответствующими измерениями. Спиральный язычок расположен в °, в котором колебания давления больше, чем в других местах. Экспериментальные данные и результаты CFD согласуются, а усредненная ошибка составляет около 2%. Результаты перекачки масла также находятся в том же диапазоне погрешности.


Сектор CFD Exp. Ошибка%

1 0,390 0,379 2,9%
2 0,409 0,397 3,0%
3 0,403 0,403 900 0%
4 0,407 0,404 0.7%
5 0,408 0,400 1,9%
6 0,405 0,393 2,9%

На рисунке 6 представлено сравнение между Результаты CFD и экспериментальные данные, включая безразмерный напор, и зависимость КПД от безразмерного расхода, где — ширина на выходе рабочего колеса и — внешний радиус рабочего колеса. Как показано, имеется хорошее согласие между данными CFD и экспериментальными данными даже в областях частичной нагрузки и перегрузки.БЭП расположен в головке.


Кривая производительности насоса для нефти с (), полученная в результате другого метода, представлена ​​на рисунке 7. Аналитическая кривая основана на вычислении на основе значения из (6), и, как показано, аналитический метод не близок к эксперименты в этом вопросе и могут быть использованы для оценки или определения тенденции изменения.


На графике, опубликованном в [3] для расчета влияния вязкости, представлена ​​процедура, дающая поправочные коэффициенты (и) в зависимости от расхода, напора, кинематической вязкости, скорости вращения, а также значительного влияния удельной вязкости. скорость, .Этот метод основан на измерениях от 6,5 до 45 и вязкости даже до 4000 сСт. Поскольку этот метод не учитывает влияние отношения фактического расхода к расходу на BEP (), результаты для низкого расхода отличаются от экспериментальных данных; однако вблизи BEP он показывает точные результаты. Таким образом, этот метод, кажется, переоценивает величину потерь вязких масел и, следовательно, является более осторожным методом.

Кривая CFD получена при моделировании потока в 6 рабочих точках, и, как показано, согласие между результатами CFD и экспериментальными данными является приемлемым, особенно при более низких расходах.Самая большая ошибка, как и ожидалось, произошла в условиях перегрузки, которая составляет менее 10% в

. На Рисунке 7 показано, что при низком расходе влияние вязкости на напор насоса меньше, чем при более высоком расходе; поэтому запорная высота насоса с вязкой жидкостью не сильно отличается от напора для воды. С этой точки зрения частичная нагрузка более предпочтительна, чем перегрузка при выборе насоса для подачи вязких жидкостей. Разработчик может выбрать насос большего размера, чтобы рабочая точка располагалась в левой части BEP, и, таким образом, влияние вязкости на производительность насоса уменьшилось.Таблица 3 демонстрирует влияние местоположения рабочей точки при 3 постоянном абсолютном расходе () на снижение напора на основе экспериментальных данных.

69 69


0,5 0,07 0,12 0,14
0,12
0,6 0,20
0.8 0,12 0,20 0,26
1,1 0,2 0,32 0,38

На рис. с сСт () и = 880 кг / м 3 . Основываясь на результатах экспериментов, поправочный коэффициент для расхода в BEP, который равен смещению местоположения BEP из-за вязкости, составляет около, и падение эффективности в этой точке близко, в то время как на Рисунке 7 показано, что уменьшение коэффициента напора по сравнению с кривой воды составляет приблизительно .Поскольку напор и расход уменьшаются, а плотность масла составляет 88% от воды, поглощенные мощности этих двух точек близки друг к другу. CFD и экспериментальные значения полностью согласуются с BEP, в то время как в нестандартных условиях ошибка увеличилась, как и ожидалось.


На рис. 9 показана линия обтекания потока, включая переднюю и заднюю утечки через компенсационные кольца. Внутренняя утечка в сторону проушины рабочего колеса обычно влияет на первичный поток всасывания рабочего колеса. Скорость утечки в передних и задних компенсационных кольцах не сильно различается, поскольку балансировочные отверстия достаточно велики, а результирующее сопротивление трению незначительно по сравнению с компенсационными кольцами.Формирование вихревого потока в зазоре боковой стенки зависит от нескольких параметров, таких как угловой момент входящего потока, геометрия ядра и число Рейнольдса.


На рисунке 10 показан вектор скорости потока утечки через передние компенсационные кольца. Утечка потока к всасывающей проушине рабочего колеса формирует в этой области зону вихря, которая влияет на равномерный режим поступления жидкости в рабочее колесо. Как показано на рисунке 10, эта зона имеет большую площадь, когда насос используется для перекачивания жидкости с низкой вязкостью, такой как вода.

Безразмерная скорость внутренней утечки () через передние компенсационные кольца показана на рисунке 11. При увеличении вязкости с 1 до 90 сСт скорость утечки снижается более чем на 80%. Другой способ ограничить внутреннюю утечку — ограничить зазор компенсационного кольца, чтобы повысить объемный КПД.


Когда насос используется для перекачивания вязких жидкостей, использование обратных лопаток рабочего колеса или экспеллера для уравновешивания осевого усилия не рекомендуется из-за увеличения потерь на трение диска.Лучше всего использовать балансировочные отверстия и сопрягаемые компенсационные кольца даже с большим зазором, чтобы минимизировать интервалы между ремонтами и продлить срок службы колец. Эта геометрическая оптимизация снижает риск торцевого контакта щелевых колец из-за прогиба или несоосности вала и, таким образом, повышает надежность оборудования, что очень важно в определенных областях применения. Стандарт API 610 [23] перечисляет минимально допустимый рабочий зазор щелевых колец для центробежных насосов, используемых в нефтяной, нефтяной и газовой промышленности, который равен 0.Радиальный зазор 15 мм для этого насоса. Пунктирная линия на рисунке 11 показывает минимальную скорость утечки, соответствующую этому зазору. Хотя эта модификация эффективно ограничивает утечку, объемный КПД вряд ли может достичь 90%, если среда представляет собой воду или любую другую жидкую жидкость. Чтобы компенсировать значительное отрицательное влияние большого зазора на объемный КПД, можно использовать компенсационные кольца большей длины или лабиринтной формы и небольшие балансировочные отверстия. Следует признать, что количества и диаметра балансировочных отверстий должно быть достаточно, чтобы обеспечить удовлетворительное управление осевым усилием.

Окружная скорость жидкости в зазоре боковой стенки обычно описывается безразмерной угловой скоростью, определяемой как отношение угловой скорости жидкости к угловой скорости рабочего колеса. На рис. 12 показан радиус зазора в боковой стенке.


Когда центробежный насос перекачивает воду вместо масла, число Рейнольдса и скорость потока утечки через кольца () увеличиваются, в то время как оба они являются основными параметрами, которые влияют. В случае воды безразмерная локальная угловая скорость возрастает к внутреннему радиусу до 0.9, а для масла (90 сСт) — менее 0,6. Аналогичное измерение было выполнено Шубертом [24], которое демонстрирует влияние потока утечки и числа Рейнольдса на угловую скорость. Результаты испытаний, проведенных Хергтом и Прагером [25] для центробежного насоса с уровнем утечки, представлены на рисунке 12, который показывает хорошее совпадение с кривой для воды.

На Рисунке 13 сравнивается влияние уменьшения числа Рейнольдса с помощью вязкой жидкости на КПД насоса при НПБ, которое включает положительное влияние на объемный КПД и отрицательное влияние на трение диска и гидравлический КПД.Согласно результатам CFD, в случае перекачивания воды (Re = 1,5 × 10 6 ) объемный КПД составляет около 75%, гидравлический КПД составляет 77%, а КПД диска составляет около 84%, и, таким образом, общий КПД составляет около 47%. %. При уменьшении числа Рейнольдса до Re = 17 × 10 3 в случае перекачки нефти с вязкостью 90 сСт значения существенно меняются. Объемный КПД повышается примерно на 20%, тогда как гидравлический КПД снижается на 14%, а эффективность трения диска снижается на 38%, и, соответственно, общий КПД снижается примерно на 21%.


Если предполагается перекачка высоковязкой жидкости (сСт) с помощью этого насоса, кажется, что при числе Рейнольдса меньше 15000 объемный КПД не может быть заметно улучшен, в то время как эффективность трения диска будет продолжать резко падать и, соответственно, общий КПД будет деградировать больше.

Количество данных об эффективности в зависимости от вязкости масла сведено в Таблицу 4. Повышение объемного КПД более существенно при более низкой вязкости. Например, при увеличении вязкости от 1 до 35 сСт объемный КПД увеличивается на 14%; однако он вырос всего на 5% с 35 до 90 сСт.Аналогичная зависимость имеет место для эффективности трения диска, но степень снижения выше в обоих диапазонах, то есть падение на 26% для вязкости от 1 до 35 сСт и на 13% для от 35 до 90 сСт. Кроме того, результаты CFD показывают, что в случае перекачивания воды отношение мощности трения диска к мощности вала составляет около 15%, но когда вязкость жидкости составляет 90 сСт, это соотношение резко возрастает до более чем 50%. Следовательно, когда вязкость увеличивается, хотя гидравлические потери из-за трения и турбулентной диссипации во всех компонентах увеличиваются, основной причиной снижения эффективности являются потери на трение диска, которые возникают в зазорах боковых стенок.


1 сСт 35 сСт 64 сСт 90 сСт

0,75 0,89
0,77 0,69 0,66 0,63
0,84 0,58 0,50 0,45
0.98 0,98 0,98 0,98
0,47 0,35 0,30 0,26

7. Выводы

В этой статье Уменьшение числа Рейнольдса из-за изменения вязкости на производительности центробежного насоса было изучено для насоса с низкой удельной скоростью. Результаты CFD хорошо согласуются с экспериментальными данными в области BEP; однако в условиях перегрузки точность CFD была ограничена.На основании экспериментальных и численных исследований можно сделать следующие выводы: (i) В области частичной нагрузки влияние вязкости на производительность насоса меньше, чем в областях BEP и перегрузки. Для масла 90 сСт коэффициент напора уменьшается всего на 14% при постоянном расходе, в то время как для него он падает примерно на 38%. (Ii) При уменьшении числа Рейнольдса утечка через компенсационные кольца и уравновешивающие отверстия уменьшается, и, таким образом, объемный КПД заметно увеличивается. Для компенсационных колец с 0.Зазор 4 мм, объемный КПД увеличивается примерно на 20%, если число Рейнольдса рабочего колеса уменьшается до 17 × 10 3 с 1,5 × 10 6 . (Iii) Безразмерная угловая скорость вращения в зазоре боковой стенки эффективно снижается за счет уменьшения Число Рейнольдса, приводящее к большему сопротивлению крыльчатки. При уменьшении вязкости с 1,5 × 10 6 до 17 × 10 3 происходит уменьшение внешнего и внутреннего радиусов на 10% и 30% соответственно. (Iv) Сила трения диска увеличивается с 15% от общей мощности на валу до более чем 50% при замене воды жидкостью 90 сСт.Следовательно, хотя объемный КПД повышается, общий КПД насоса снизился на 21%. (V) В случае перекачивания масел следует избегать использования экспеллера для ограничения осевой нагрузки и очень узкого зазора компенсационного кольца для повышения объемного КПД. Отверстия для балансировки рабочего колеса с оптимальным зазором заднего и переднего колец могут использоваться для предотвращения нежелательных гидравлических и механических воздействий.

Номенклатура
9 0057:
: Ширина на выходе рабочего колеса
: Коэффициент трения
: Диаметр на выходе рабочего колеса
: Поправочный коэффициент для вязкости
Поправочный коэффициент вязкости для расхода
: Поправочный коэффициент вязкости для КПД
: Напор
: Вращение жидкости в боковом зазоре рабочего колеса
: Насос удельная скорость
: Давление
: Безразмерное давление
: Сила трения диска
: Мощность на валу
: Механическая мощность
: Полезная гидравлическая мощность
: Объемный расход
: Внешний радиус рабочего колеса
: Радиус
: Безразмерный радиус
: Число Рейнольдса
: Гидравлические потери на трение
: Гидравлические потери при смешивании
: Безразмерный поток утечки
: Доля потерь на трение в головке
: Угловая скорость жидкости
: Кинематическая вязкость
: Плотность жидкости
: Коэффициент напора
: Коэффициент расхода
: Мощность коэффициент
Общий КПД насоса
: Объемный КПД насоса
: Гидравлический КПД насоса
: Механический КПД насоса
: Эффективность трения диска насоса.

Автор: alexxlab

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *