38

16) Тепловой расчет сборных трубопроводов.

Задачи решаемые по результатам теплов.расчетов

1)распределение температуры по длине трубопровода

2)изменение вязкости по длине трубопровода

3)места установки нагрев.установок

4)принятие о заглубление трубопровода

Формула Шухова(значение Т по длине трубопровода)

При эксплуатации трубопровода происходит понижение производительности трубопровода и выход из строя

ПРИЧИНЫ:

1) недостаточная скорость потоков частиц выносимых из СКВ и осаждение за счет гравитационных сил (ЗАИЛИВАНИЕ)

2 )Выпадения парафина и солей

3) в газопроводе образуется кристаллы гидраты

4) Процесс карозии

Говоря об изотермическом движении однофазных жидкостей по трубопроводам, мы полагали, что температура, а следовательно, плотность и вязкость жидкости, остается неизменной на всем протяжении потока и в любой точке его поперечного сечения. Однако, реальные потоки жидкости или подогревают в различных печах или теплообменниках или их естественная теплота рассеивается в окружающей среде.

При движении продукции скважины от забоя к устью и далее до установок подготовки нефти происходит постепенное понижение температуры и разгазирование флюидов (нефти и воды), транспортируемых по одному трубопроводу. С понижением температуры и разгазированием флюидов увеличивается вязкость нефти (эмульсии), понижается Re и, в конечном итоге, увеличивается гидравлическое сопротивление:

t↓→ν↑→Rе→λ↑.

Падение температуры и глубокое разгазирование особенно нежелательны для высоковязких и парафинистых нефтей.

Также по этой причине транспортирование нефтей на месторождениях Севера должно осуществляться в газонасыщенном состоянии, чтобы снизить их вязкость, а следовательно, и потери от гидравлических сопротивлений.

Последняя ступень сепарации в данном случае должна устанавливаться на центральном пункте сбора нефти или на НПЗ.

Потери теплоты от элементарного участка dX в единицу времени в окружающую среду составят:

(112)

где – поверхность охлаждения элементарного участка, м;

k - коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду.

Шухова для расчета температуры в любой точке трубопровода:

(115)

Это и есть закон распределения температуры жидкости по длине трубопровода.

Температура в конечной точке трубопровода при x=l

, (116)

где Шу – параметр Шухова:

(117)

Если в трубопроводе охлаждается парафинистая нефть и выпадает парафин, то нужно учитывать скрытую теплоту кристаллизации парафина. Черникин В.И. предложил внести для этого изменения в параметр Шухова:

(118)

где k – скрытая теплота кристаллизации парафина, равная 226-230 кДж/кг;

ε - относительное содержание парафина, выпадающего из нефти;

T_* - температура, при которой начинается выпадение парафина;

Tε - температура, для которой известно ε.

Лейбензон Л.С. внес поправку в формулу Шухова, учитывающую работу трения потока жидкости, превращающуюся в теплоту. С учетом поправки Лейбензона формула записывается так:

(119)

где i – средний гидравлический уклон.

Для нефти C_P ~2,09 кДж/(кг град), для воды C_P ~4,19 кДж/(кг град).

В неизотермическом трубопроводе в общем случае могут наблюдаться два режима течения: на начальном участке при сравнительно высокой температуре жидкости – турбулентный режим, а в конце- ламинарный. Температура, соответствующая переходу турбулентного режима в ламинарный, называется критической.

Критическое значение вязкости, при которой турбулентный режим переходит в ламинарный, определяется исходя из значения Re_кр :

(120)

Вязкость жидкости можно вычислить по формуле Филонова П.А.:

(121)

где u– коэффициент крутизны вискограммы, 1/град.

Проведем следующие преобразования уравнения (121) с учетом уравнения (120):

Отсюда:

(122)

Обозначения:

t - температура нефти, при которой требуется узнать вязкость, ^oC;

t_x - произвольная температура, выбранная в рабочем интервале температур;

ν_x - кинематическая вязкость нефти при температуре t_x.

Если мы не располагаем экспериментальной кривой температурной зависимости вязкости, то для аналитического определения показателя крутизны вискограммы необходимо знать вязкость нефти ν₁ и ν₂ при двух температурах t₁ и t₂. Подставляя эти данные в уравнение (121) и логарифмируя его, получим:

Вычитая из первого равенства второе, найдем:

(123)

Для ориентировочного определения вязкости нефтей в зависимости от их температуры и плотности можно пользоваться графическими зависимостями.

Очевидно, что при t_KP ≥ t_H в трубопроводе только ламинарный режим, а при t_KP ≤ t_К - режим только турбулентный. При t_H >t_KP >t_K в трубопроводе имеют место два режима.

Длина турбулентного участка l_t определится из формулы Шухова:

(124)

По этой же формуле определится длина ламинарного участка, заменяя t_H на t_KP - в числителе и t_KP на t_K - в знаменателе, а также K_T на K_Л.

Если в трубопроводе два режима, то температура потока в конце трубопровода:

(67)

Потерю напора на трение в неизотермическом трубопроводе определяют отдельно для ламинарного и турбулентного участков. Сумма - дает потерю напора для всего трубопровода:

Потеря напора на трение в неизотермических условиях определяется по формуле:

(126)

где – потеря напора на трение при t = t_H по всей длине соответствующего участка трубопровода;

Δ - поправочный множитель, учитывающий неизотермичность потока вследствие падения температуры как по длине потока, так и радиусу трубы.