Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 [ 41 ] 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

пренебрегая снижением расхода жидкости вследствие повышения ее плотности из-за охлаждения потока, будем иметь l = vt,

Пользуясь этим отношением, можно написать формулу для расчета количества тепла, выделившегося в результате трения в единицу времени на единице пути потока;

Предположим, что снижение температуры потока на 1°С=1 К приводит к отверждению г кг высококипящих компонентов нефти (в последующем для простоты называемых парафинами) на 1 кг нефти. Допустим, что количество тепла, высвободившегося в результате отверждения 1 кг парафина, равно х, тогда общее количество тепла, высвободившееся при снижении температуры нефти на 1 °С, составит дрек, где р -плотность жидкости при расходе q; е и х -величины, зависящие от температуры (допускаем, что в пределах ра[ссматриваемых нами температур их среднее значение постоянно).

Обозначим через К тепловой поток, направленный в сторону грунта в единицу времени, на единицу длины трубы и на единицу перепада температуры, если весь перепад температуры равен Гтр. в-Угр (где 7"тр. в - температура нефти по оси трубопровода, а Ггр - начальная температура грунта на глубине оси трубопровода). К -это коэффициент теплопередачи на единице длины трубы, который будем считать постоянным вдоль всего трубопровода.

Снижение температуры потока нефти на пути dl составит dTxp. в. При расходе q изменение теплосодержания под влиянием указанного перепада температуры равно алгебраической сумме выделившегося тепла, с одной стороны, и потерь тепла в окружающую среду, с другой, отнесенное к бесконечно малой длине трубы dl, т. е.

qpcdT, ,=0*dl-tqpwlT, ,-K (Т..-Т) dl (7.2-13)

или в дифференциальной форме;

qpcdT,,- zqpyidTp „ = Ф*й1- КТ. Jl +KT,dl. Пусть ДОС-едоу. = Л и Ф* -[-КТ = В. После преобразования и интегрирования имеем

Решая это уравнение при начальных условиях /=0 и T = Ti и подставляя исходные значения А и В, находим, что температура потока в конце трубопровода протяженностью / будет

Пр.в.= 7.Р+(7.р.вх-7,,-)ехр-[-4-]. (7.2-14)

Следует отметить, что температура нефти изменяется также и в радиальных направлениях от осевой линии трубопровода в любом его поперечном сечении. При турбулентном течении в радиальных направлениях снижение температуры г)=0,з/7м/с Т=55 65 75 "с незначительно, но при ламинар-п ном потоке оно может быть зна-

чительным.

На рис. 7.2-4 показана одна из возможных конфигураций профилей скоростей движения и распределения температур в потоке (Черникин, 1958). В этом случае температура нефти на осевой линии Ттр.в в какой-то степени выше, чем средняя температура по сечению потока.

Пример 7.2-2. Имеется нефтепровод, сооруженный из труб диаметром (i„„ = = 0,2 м, протяженностью /=20 км. Плотность нефти ,р=850 кг/м=, перекачка ведется с постоянным расходом 9= 100 м/ч. Температура нефти на входе Ттр.в i =50 °С; температура грунта Ггр = 2°С; Ф* = 7 Вт/м; 8 = 3,0-10" ХГС; с=1900 Дж/(кг-°С); х=2,3-10= Дж/кг; К=2 Вт/(м-°С).

Требуется определить температуру нефти Гтр.в 2 на конечном пункте нефтепровода для случаев, когда:

при всех температурах выпадает парафин;

количество выпадающего парафина незначительно и им можно пренебречь; пренебрегается влиянием эффекта выпадения парафина и потерями на трение. 1. Согласно уравнению (7.2-14)

0,7м/с ri=55,5 С

Рис. 7.2-4. Конфигурация профиля скоростей движения и распределения температур (Черникин, 1958)

7тр.в2 = 2-ь(50-2-4-

2-2-10*

0,0278-850 (1900-Ь 3,0- 10-з.2,з. IQS

-f-2- = 28,6°C

2. Считая, что 8 = 0, имеем 7тр.в2 = 2 -ь(50-2-

2-2-104

0,0278-8501900

-f=23,7Т.

3. Считая, что 16 = 0 и Ф* = 0, получим

Ттр.в 2 = 2 + (50 - 2) ехр jy

2-2-104

278-850-1900

= 21,7Т.

Теплота отверждения парафина (Черникин, 1958) редко учитывается при расчетах нефтепроводов. Однако, как видно из примера 7.2-2, она может влиять на режим нефтепровода.

На рис. 7.2-5 даны кривые зависимости теплоты отверждения парафина и других высококипящих углеводородов от температуры их плавления.

Согласно данным, приведенным на рис. 7.2-5, скрытая теплота плавления компонентов, формирующих осадок в нефти, изменяется в широких пределах, в зависимости от состава отверждающейся фазы.

Это обстоятельство усиливает важность того, что следует знать со-

став и тепловые характеристики компонентов нефти, которые могут отверждаться при температурных условиях данного нефтепровода.

Учитывать или не учитывать при расчетах теплоту, выделяющуюся в результате трения, можно на основе следующего правила, установленного на основе практических данных: теплота, выделившаяся

Циклопара/рины Изопарафины

-100

-50 О 50

Температура плавления, С

Рис. 7.2-5. Зависимость теплоты отверждения парафина и других углеводородов от температуры их плавления (Гросс, 1951)

при потере давления, равного 100 МПа, увеличивает температуру потока в конечном пункте трубопровода примерно на 4°С независимо от диаметра и пропускной способности трубопровода (Хедденхорст, 1962).

Уравнение (7.2-14) наиболее часто применяемое в- упрощенной форме, и называемое в СССР уравнением Шухова, имеет вид (при допущении, что 8 и Ф* равны нулю):

7.р..2 = Пр+(Г,,.,1-Г,р)ехр(). (7.2-15)

7.2.3. КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ

В практических расчетах используются две разновидности коэффициента теплопередачи:

- коэффициент К*, выраженный в Вт/(м2-К), характеризующий тепловой поток с единицы площади трубы в грунт на единицу перепада температуры;

- К в Вт/(м-К), характеризующий тепловой поток на единицу длины трубы вместо единицы площади трубы,

K = ndK*. (7.2-16)

На практике трубы обычно заглубляются в землю, т. е. укладываются в специально вырытую траншею и затем засыпаются землей. Если допустить, что грунт, окружающий трубу, характеризуется однородно-