Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.

Целью теплового расчета является определение тепловых потерь по длине н/пров. и оценка этих потерь. С учетом данных теплового расчета определяют пропускную способность, шаг НТС, рассчитывают трубопровод на прочность и устойчивость. выбирают толщину и тип изоляции. В процессе эксплуатации результаты теплового расчета используются для оперативного диспетчерского управления за работой трубопровода.

Целью теплового расчета при проектировании м.н., особенно горячего: определить распределение температуры по его длине и оценить тепловые потери. График 1 дает распределение тем-ы по длине труб-да. Пусть в труб-де ч|з его нач.сечение поступает нефть, подогретая до темпер-ры Тн. Тогда на некотором расстоянии x от начала т|да в следствии теплообмена с окр средой темп-ра нефти понизится до Т. Для определения Т в сечении x выделим элементарный участок длиной dx и рассмотрим его тепловой баланс (см . ф-у 1). КПД(T-Tо)dx - потери нефти в окр-ю среду с эл-та т|да длиной dx. К- общ. Коэф-т теплопередачи (Вт|м2К)-он показывает какое кол-во тепла теряется с 1м2 площади ч|з стенку в окр.среду при изменении темп-ы на 1К;

Д- внутр диаметр тр|а, м, Т- тем-ра нефти в т|п, То- темп-ра окр. Среды; Qrgidx - теплота трения потока в рассматриваемом сечении.. Q-объемный расход нефти. Т.к. теплота трения компенсирует, т.е. ум-ет теплопотери, то перед 2-ым слагаемым стоит знак “-” , QrexdT - тепло, выделяющееся при кристаллизации парафина. e- массовое содержание парафина в нефти в долях ед, выделяющегося из нефти при понижении тем-ры от Тнп до Ткп. Тнп - тем-ра начала парафинизации, Ткп- тем-ра конца парафиниз-ии, x - скрытая теплота кристаллизации парафина.. Тепло кристаллизации парафина также частично компенсирует теплопотери в окр.среду. Но имея в виду, что dT величина отриц-ая, т.к. тем-ры по длине падает, два минуса дают + перед слагаемым. В правой части ур-ия теплового баланса - QrCpdT - изменение теплосодержания, Cp- теплоемкость нефти, т.к. в выражении есть dT, то знак отрицательный. Приняв среднее значение гидр.уклона, разделяя переменные и интегрируя, имея в виду, что при х=0, Т=Тн, получим: ax=ln Тн-То-b| Т-То-b (2), где b=Qrgi|КПД (4) или

Т=То+b + (Тн-То-b)exp (-ax) (3)- з-н падения тем-ры или ур-е Лейбензона, ax- показатель Шухова a=КПД| QrCp* (5) - характ-ет ск-ть изменения темпер-ы в трубе, Cp*=Cp(1+ex|Cp(Тнп-Ткп)) (6), если e=0, то Cp*=Cp Если Cp*=Cp, то получится чистая ф-ла Лейбензона. А если еще нефть маловязкая или труба маленького диаметра и маленького расхода, и мы пренебрегаем теплом трения потока (b=0), то получим ф-лу Шухова Т=То+(Тн-То)e^-ax (7) ф-ла Шухова Горячие труб-ы чаще всего считают по Шухову. График изменения тем-ры горячего т-да по разным формулам.

Из графика 2 видно, что теплота трения и теплота кристаллизации снижают интенсивность охлаждения ж-ть в тр-де. Сравнивая ур-я Лейбензона и Шухова, видим, что, при учете тепла трения потока прирост темп-ы D=b(1 - exp(-ax)) (8). А Max прирост будет равен . Определение режима течения горячего н|провода.

Тнач£ Ткр - ламинарный Ткон ³ Ткр - турбулентный, Тнач>Ткр>Ткон - 2 режима

В горячем нефт-де могут быть 2 режима течения: 1. На уч-ке, где тем-ры высокие, возможен турбул-ый режим. 2. А на оставшейся длине ламинарный. График 3 показывает з-н падения тем-ры при 2-х режимах течения. В горячем труб-де при определ-и Re этой формулой непользуются. Режим течения в горячем тр-де определяют с учетои Ткр - это тем-ра, которая соот-ет переходу турбулентного режима в ламинарный и нооборот. Ткр опред-ся по ф-ле 9 Ткр= Т*+1|u lnn* ПDReкр|4Q Reкр =2000 Режим определяют с Ткр, сравнивая ее с Тнач и Ткон , Re1,Re2 потери напора на трение по длине H=bQ^2-mn^mL|D^5-m.

Ннеизот=hизотD h изот-потери напора при начальной температуре или температуре подогрева D- множитель который говорит об увеличении потерь напора по длине и в радиальном направлении за счет неизотермичности потока. D- величина >1

Характеристика горячего нефтепровода: H=f(q )

При малых расходах нефть быстро остывает и тем-ра ее приближается к То поэтому в начале характеристика Q-H близка к линии То=const, т.е. к харак-ке изотермического труб-да. При больших расходах за время движения м|у пунктами подогрева нефть не успевает остыть, поэтому хар-ка близка к линии изображ-ей хар-ку изотермич-го труб-да при Тнач=const, наличие горба на харак-ке связано с харак-ом изменения напора, т.о. при увеличении - вязкость уменьшается, а на потери напора во второй зоне изменение вязкости сказывается больше чем рост производительности. Первая зона - не рабочая т.к. малы расходы, 2 зона- зона неустойчевой работы- при уменьшени Qпотери могут возрасти настолько что установленное обору-ие не сможет их преодолеть. 3 зона- зона больших расходов, или устойчевая зона, она рекомендуется в качестве рабочей7 нельзя допустить снижение производ-и вывод-их нефт-д из 3 зоны во вторую. Если труб-д по каким-то причинам оказался во 2 зоне, то в 3 зону его можно перевести следующими способами: 1. Увеличить Тнач подогрева нефти не снижая Q2. Увеличить напор насоса 3. Перейти на перекачку менее вязкой нефти.

27. Особые режимы работы горячих н/пров.

1. Запуск горячего нефт-да.Как показывает опыт пуска горячего неф-да к (коэффициент теплопередачи)холодного т-да в несколько раз превышает к т-да после прогрева. В связи с этим прямой пуск протяженного тр-да практически невозможен. Пуск возможен после предварительного прогрева трубы. Прогрев возможен: 1. Горячей маловязкой нефтью или н|продуктом. 2. Горячей водой. Существуют 4 возможных способа прогрева: 1 прямой прогрев (при прямом прогреве маловязкий теплоноситель прокачивается от начала до конца участка н|да. Степень прогрева контролируется по температуре нефти в конце участка. Т\д считается прогретым при достижении тем-ры нефти = Ткон стенки трубы.); 2. Обратный (Теплоноситель перекачивают в направлении от конца к началу уч-ка. Обратный прогрев прим-ют в случае, когда на головных пунктах отсутствуют источники воды или маловязкой нефти, а также технологическая обвязка НС позволяет обратную перекачку. При таком прогреве Тк>Тнач стенки трубы. Но при этом возможна термическое перенапряжение в технологич. трубах НПС, в обвязке ТО, а также на линейной части. Тепловой режим пуска более благоприятен. Как при прямом , так и при обратном подогреве значителен расход теплоносителя.); 3. Челночный (Чтобы уменьшить расход теплоносителя применяют челночный прогрев или чтобы уменьшить время прогрева. При челночном прогреве сокращается объем греющей жидкости, сред температура сис-мы становится выше, труба прогревается более равномерно.); 4 Встречный (Встречный прогрев: применяют для ускорения времени прогрева. Теплоноситель закачивается одновременно с начала и конца т|да а сброс произ-ся в середине уч-ка.). 2. Безопасное время остановки г.н. Остановки т|да м.б. связаны с необходим-ю планово-предупредительных или аварийных ремонтов и с цикличностью работы т|да. Естественно при остановке происходит снижение тем-ры и ув-ие вязкости нефти в трубе осюда следует чем дольше будет стоять т|д, тем больше будет величина напора для обеспечения достаточного расхода. Время, по истечению к-го возможно возобновление перекачки нефти без осложнений наз-ся безопасным временем остановки. В случае недостатка надлежащей производительности возможны след варианты работы т|а: 1. работа с пониженным расходом (Это бывает в начальный и заключительный этапы разработки месторождений. Работа с пониженной производительностью связана с необх-ю дополнительного подогрева нефти и с работой насосов на пониженном КПД.); 2. циклическая перекачка (состоит из периодов работы т|да с Qопт и прекращение работы (Q=0). Циклическая работа связана с необходимостью строительства дополнительных рез-ов и при времени остановки> времени безопасной ост-ки замещением вязкого продукта маловязким. ) 3. Вытеснение застывшей ж-ти. При остановке тр-да на время > чем время безопасной остановки запуск т|да становится невозможным. Для запуска т|да необх-мо освободить его от застывшей Ввн производится маловязкой нефтью. Давление, необх-ое для вытеснения опр-ся из условия P πD² /4 ≥ πD lt_ст ; Р≥ 4 lt_ст/ D≤[ Р_доп] Р-давление развиваемое станцией t_ст- статическое напряжение сдвига, D,l - диаметр и длина перегона м|у станциями , Рдоп- давление к-ое может выдержать труба при дан.толщине стенки. Если Р>Р_доп - вытеснение нефти из всего уч-ка невозможно- вытеснение можно производить отд участками, длину которых можно определить l_i= P_дD/4 t_ст В этом случае время замещения можно разбить на 2 периода: 1. Когда напор НПС>напора допустимого. Замещение идет при напоре в т\п Ндоп=const 2. Когда напор НПС< Нд. Полное время замещения определяется суммой 2-х времен.