1.3. Расчет температуры

Температурный режим работы МН определяется температурой нефти в начале нефтепровода, теплообменом с окружающей средой, разогревом в трубопроводе при преодолении сил трения и при кристаллизации парафина и подогревом нефти в насосах НПС. Подогрев нефти в насосах не превышает 1-2 градусов, и чаще всего им при инженерных расчетах пренебрегают. Для нефти с относительно низким содержанием парафина влияние тепла кристаллизации также мало и может не приниматься во внимание.

При определении изменения температуры в трубопроводе с учетом всех указанных факторов используется уравнение Лейбензона-Черникина:

, (32)

где Т - температура нефти на расстоянии x от начала трубопровода;

T₀ - температура грунта на глубине заложения оси трубопровода;

T₁ - температура нефти в начале трубопровода;

b - повышение температуры при преодолении сил трения,

; (33)

- показатель, характеризующий скорость изменения температуры при ее движении по трубопроводу,

; (34)

k - коэффициент теплопередачи от нефти в грунт, Вт/(м² град);

- плотность нефти при средней температуре в трубопроводе;

- кажущаяся удельная теплоемкость нефти при средней температуре в трубопроводе, Дж/(кг град):

, (35)

- скрытая теплота кристаллизации парафина,

=(220-240) кДж/кг;

T_HP - температура начала кристаллизации парафина;

- температура нефти, для которой известна растворимость парафина;

- изменение растворимости парафина в нефти при снижении температуры от T_HP до , доли единицы.

Если пренебречь теплом трения, то уравнение (32) преобразуется в уравнение Шухова.

Из (32) видно, что температура нефти при ее движении по трубопроводу экспоненциально стремится к (T₀+b), и в случае (T₀+b)>T₁ будет происходить не охлаждение, а разогрев нефти. Согласно (32) и (33) повышение температуры возможно при низкой температуре нефти в начале МН, большом диаметре и высокой производительности нефтепровода и малом значении полного коэффициента теплопередачи.

Таким образом, минимальное значение температуры в нефтепроводе, а соответственно, и расчетная температура при проектировании МН будут определяться соотношением Т₁ и (Т₀+b). При T₁>(T₀+b) расчетная температура T_p=T₀+b, в противном случае T_p=T₁.

В связи с нелинейным распределением температуры по длине МН средняя температура определяется как средняя геометрическая:

. (36)

При известных значениях температуры в начале и в конце участка средняя температура определяется уравнением

(37)

или

. (38)

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ:

1. Изучить материалы теоретического раздела;

2. Выполнить комплекс расчетов согласно полученному заданию.

2.ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 2

Оценка условий выноса при скоплении воды и газа в нефтепровода

Цель практической работы: получение навыков оценки условий выноса газа и воды при эксплуатации нефтепровода.

Задачи лабораторной работы:

1. Изучить теоретические основы, методику оценки;

2. Составить алгоритм расчёта и выполнить расчёт;

3. Разработать рекомендации по эксплуатации нефтепровода согласно полученным результатам.

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Нефть, поступающая в трубопровод, содержит в небольших количествах воду (0,5-1,0%). В некоторых случаях возможно попадание газа или образования паров нефти. При движении по трубопроводу капли воды постепенно укрупняются и осаждаются в трубопроводе, накапливаясь в пониженных его участках. Газ аккумулируется в повышенных точках трубопровода. Возможность образования скоплений и их объем зависят от скорости движения нефти, ее физических свойств и профиля трассы МН.

На нисходящих и горизонтальных участках вода перемещается потоком нефти по нижней части труб. На восходящих участках несущей способности потока может оказаться недостаточно для перемещения воды, и тогда будет происходить постепенное накапливание ее в участке. Наличие скоплений воды приводит к снижению эффективного диаметра и, следовательно, к повышению скорости течения нефти, что определяет дальнейшее продвижение воды по восходящему участку. Таким образом, каждому режиму работы МН будет соответствовать свой максимальный объем воды в участке и, соответственно, свой минимальный эффективный диаметр. Повышение производительности МН будет сопровождаться выносом части воды из труб. При определенной, критической скорости течения нефти V_KP в участке вся вода из него будет выносится, то есть при V>V_KP скоплений воды в участке не будет

Критическая скорость зависит от угла наклона участка и физических свойств нефти:

, (51)

где - плотность воды и нефти в участке;

k_B - коэффициент, зависящий от вязкости нефти и угла наклона трубопровода :

, (52)

где - кинематическая вязкость нефти и воды.

При известном значении скорости течения нефти формулы (51) и (52) позволяют определить критический угол наклона трубопровода.

При наличии в трубопроводе паров нефти или воздуха их скопление будет происходить в нисходящих участках МН. В этом случае критическая скорость определится с помощью формул

, (53)

, (54)

где - кинематическая вязкость скоплений газа.

Пример. Определить условия выноса воды и воздуха из МН диаметром 530  7,5 мм на восходящем и нисходящем участках с углом наклона  в 15. Производительность Q = 0,2371 м³/с. Свойства нефти, воды и воздуха: _н = 850 кг/м³; _н = 1000 кг/м³; _н = 20,68 сСт; _н = 1 сСт; _{воздуха} = 13,28 сСт. Эквивалентная шероховатость труб к_э = 0,2 мм.

Определяем при выносе воды :

Вывод: так как вода из пониженного участка не выносятся.

Определяем при выносе газовоздушной пробки по формулам

Вывод: т.к. газовые скопления из повышенных участков не выносятся.

3.ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 3

Моделирование режимов работы нефтепровода при изменении гидравлической эффективности

Цель практической работы: получение навыков оценки гидравлической эффективности нефтепровода.

Задачи лабораторной работы:

1. Изучить теоретические основы, методику оценки;

2. Составить алгоритм расчёта и выполнить расчёт;

3. Разработать рекомендации по эксплуатации нефтепровода согласно полученным результатам.

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Оценка состояния внутренней полости

В процессе эксплуатации внутренняя полость МН постепенно засоряется водой, парафиновыми отложениями и механическими примесями. В некоторых случаях в повышенных участках могут скапливаться пары нефти. Наличие скоплений приводит к повышению гидравлического сопротивления и как следствие - к снижению экономичности работы МН. Кроме того, это отразится на точности прогнозных расчетов режима работы нефтепровода.

Оценка состояния внутренней полости производится по величине эффективного диаметра D_E или по величине коэффициента гидравлической эффективности участка МН E. Эффективность работы является более информативной величиной, так как показывает не только наличие загрязнения, но и дает оценку их влияния на гидравлическое сопротивление участка.

Эффективный диаметр определяется из уравнения (19):

. (39)

Эффективность работы оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов:

, (40)

где i - теоретическое значение гидравлического уклона:

; (41)

i_p - фактическое значение гидравлического уклона:

. (42)

Таким образом, для оценки состояния внутренней полости участка необходимо собрать следующие данные: длина участка, длины подучастков с различной толщиной стенок и с лупингами или резервными нитками, внутренние диаметры всех подучастков, разность геодезических отметок участка, производительность участка, давление в начале и в конце участка при данной производительности, температура нефти в начале и в конце участка, вязкость и плотность нефти, характеристика всех измерительных приборов.

Все собранные величины определены с определенной точностью, в соответствии с возможностью измерительных приборов или других объективных и субъективных причин, что влечет за собой ошибку определения эффективности работы участка:

, (43)

, (44)

, (45)

где и т.д. - относительная ошибка измерения данного параметра.

Относительная ошибка определения Е при обработке одного режима работы участка обычно составляет от 3 до 10%, что соизмеримо с изменением эффективности работы участка в процессе эксплуатации. Для того чтобы сделать достоверный вывод о состоянии внутренней полости участка, необходимо определять Е с точностью порядка (0,1-0,2)% . Такой точности можно добиться усреднением определенного количества режимов работы МГ. Максимальное число режимов, обработка которых позволить получить среднее значение эффективности E_CP с нужной точностью, определяется зависимостью

. (46)

При определении эффективности работы следует производить выбор режимов из промежутка времени стационарной работы МН, и в этом случае необходимое количество режимов будет в несколько раз меньше максимального. Как показали расчеты, при корректном выборе режимов достаточно усреднить результаты 12-20 режимов. Абсолютная ошибка определения E_CP при принятом количестве режимов n оценивается следующим образом:

, (47)

где - дисперсия распределения результатов:

. (48)

При известном значении коэффициента эффективности участка легко определяется эффективный диаметр

. (49)

Приняв, что отложения равномерно распределены по длине участка, можно в первом приближении оценить объем скоплений в нем V_OT:

, (50)

где V_TP - геометрический объем труб участка.