Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промылшенности

В последнем уравнении в скобках стоят два слагаемых, которые представляют собой линейные термические сопротивления передачи теплоты теплоотдачей от поверхности цилиндра (электродвигателя) к текучей среде и теплопроводностью в материале цилиндра. Чем больше коэффициент теплоотдачи, и коэффициент теплопроводности, тем меньше отличаются между собой температура жидкости, наружной и внутренней поверхности цилиндра.

Растворение газа сопровождается выделением примерно Qрг на всей длине

насоса и незначительным нагревом потока, так как по сравнению с теплотой, выделяемой насосом, величина теплоты растворения составляет примерно 5%.

Тепловой поток, выделяемый при работе трехжильного плоского медного кабеля (в месте подвески центробежного насоса) приводит к увеличению температуры потока только на десятые доли градуса.

Теплота от электрокабеля выделяется по всей длине скважины от электродвигателя до устья. Суммарный эффект от выделения теплоты от электрокабеля на отрезке скважины выше точки подвеса насоса составляет несколько градусов.

Уменьшение температуры на том же интервале скважины за счет теплопередачи между скважинной продукцией и горной породы оценивается величиной такого же порядка.

Нагнетательные скважины

Нагнетательные скважины используются для закачки в пласт воды и различных теплоносителей. Условная схема нагнетательной скважины представлена на рисунке 2.51. Закачка воды или теплоносителя ведется по колонне на- сосно-компрессорных труб.

В этом случае уравнение распределения температуры воды по стволу скважины принимает следующий вид:

где tу – температура горячей воды на устье скважины; A – комплекс (Шухова), определяемый параметрами конструкции скважины и свойствами воды [8, 12].

Если в скважину нагнетается холодная вода, а для ее подогрева используется забойный нагреватель, то для определения температуры закачиваемой воды в пласт необходимо учитывать тепловой поток Qнагр , выделяемый нагревателем

Паронагнетательная скважина

Водяной пар является высокоэффективным теплоносителем. При нагнетании в пласт влажного пара происходит конденсация и его температура практически не изменяется. С точки зрения закачки в пласт теплоносителя с высокой температурой это является положительным моментом. Но значительно усложняется работа конструкции скважины, необходима тепловая изоляция колонн для того, чтобы избежать значительных перепадов температуры на цементном камне.

Для обеспечения неизменной температуры насыщенного пара необходимо, чтобы потери теплоты не превышали теплоту конденсации r – фазового перехода. Если температура пара вдоль ствола скважины за время закачки τ не изменяется, то потери теплоты в скважине при нагнетании влажного или сухого насыщенного пара определяются на основании решения задачи нестационарного охлаждения полого неограниченного цилиндра [8]

где λэк − эквивалентный коэффициент теплопроводности системы скважина – порода

λi − коэффициенты теплопроводности элементов крепи скважины (колонны на- сосно-компрессорных, обсадных труб); di и di+1 − внутренний и наружный

проводности системы скважина – порода, рассчитываемый по эквивалентным значениям теплопроводности, теплоемкости и плотности системы скважина – порода.

Рис. 2.54. Условная схема бурящейся скважины: 1 – устье; 2 – нисходящий поток;

3 – колонна буровых труб; 4 – восходящий поток; 5 – долото; 6 – горная порода

Температура нисходящего потока в бурильной колонне

2.14. Температурный режим магистральных газонефтепроводов

Одним из первых уравнение температурного режима нефте – и газопроводов получил знаменитый русский инженер В.Г. Шухов, который предложил определять текущую температуру нефти по длине трубопровода при неизотермическом течении

где t1 , tx , tгр – температуры нефти или газа на входе, на расстоянии x от начала участка и грунта на этом участке; L – длина трубопровода; a – параметр Шухова

km – коэффициент теплопередачи от транспортируемого продукта в окружающую среду на участке трубопровода; dн – наружный диаметр трубопровода;

G – массовый расход продукта; cpm – средняя массовая изобарная теплоемкость

продукта.

Уравнение Шухова (2.322), в первую очередь, может быть рекомендовано для определения температуры нефти в любом сечении x линейных участков нефтепроводов, так как изменение энтальпии жидкостей и, в частности нефти, с определенной степенью точности может определяться также как и для идеального газа из соотношения (1.80).

Расчет температурных режимов линейных участков газопроводов по уравнению Шухова дают существенную погрешность, так как оно не учитывает эффект изменения температуры реальных газов в процессе дросселирования. Этот эффект, названный эффектом Джоуля-Томсона, учитывается в уравнении по распределения температуры газа по длине участка газопровода, полученном В.И. Черникиным и С.А. Бобровским

от начала участка, МПа.

Наиболее точно уравнение распределения температуры по длине магистрального газо-нефте- и продуктопроводов получено Н.И. Белоконь на основе первого начала термодинамики по балансу рабочего тела для потока и уравнения теплопередачи. при учете свойств реального газа [1, 7].