При перекачке с подогревом

Большую опасность представляют остановки перекачки подогретой нефти, так как при снижении температуры нефти возможны ситуации полной закупорки трубопровода остывшей нефтью. Чтобы этого не допустить, необходимо с помощью тепловых расчетов оценить возможное время остановки, в течение которого температура на расчетном участке достигает критического значения, когда весь участок начинает заполняться твердыми парафинами.

Схема для приближенного расчета может выглядеть следующим образом.

1. По уравнению теплопередачи определяем потери тепла в единицу времени, используя среднюю температуру потока и температуру окружающей среды на момент остановки трубопровода

    Q_T = KF(T_ср – T_{окр. ср.}), кДж/час                                        (6.21)

2. Максимально возможные потери тепла для нефти, находящейся в остановленном трубопроводе, определяем по уравнению

    Q_k = G(q_Tср – q_Tд), кДж,                                          (6.22)

где

К - коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду, ;

F - поверхность теплообмена, м²;

G - количество нефти в остановленном трубопроводе, кг;

T_ср - средняя температура нефти в остановленном трубопроводе на момент остановки, °С;

T_д - минимальная температура, до которой можно допустить охлаждение нефти, зависит от природы нефти, определяется лабораторным путем;

q_{T ср}, q_{T D} – энтальпии нефти при T_ср и T_д, кДж/кг;

Для трубопровода поверхность теплообмена равна:

F = πD_н∙ L, м².

Количество нефти в остановленном трубопроводе определяется из геометрического объёма трубопровода:

, м³,

где ρ – плотность нефти при температуре на заданном участке трубопровода, кг/м³.

3. Расчет по уравнениям 6.21 и 6.22 желательно вести, задаваясь малыми расстояниями, решая для каждого участка оба уравнения. При этом очень важно правильно определить коэффициент теплопередачи К. Наиболее целесообразно коэффициент К принимать по данным эксплуатации подобных трубопроводов при условиях перекачки, аналогичных заданным. Уравнения для расчета К приведены в литературе [10].

4. После решения уравнений 6.21, 6.22 для каждого участка можно определить время возможного простоя каждого i-того участка трубопровода по уравнению

, час                                          (6.23)

Общее время простоя трубопровода будет равно τ_{i min}, т.е. минимальному времени простоя i-того участка, на котором достигается значение температуры, равное величине Т_Д.

Авторы [2] считают, что приближенно безопасное время остановки нефтепровода можно оценить по уравнению )

,                                      (6.24)

где Н – глубина заложения нефтепровода, м;

;

Т_Н – начальная температура стенки трубы (в момент остановки), °С;

Т – допустимая температура стенки трубы, при которой возможно возобновление перекачки без дополнительных мероприятий, °С;

а – коэффициент тепературопроводности грунта,

,

γ_гр - коэффициент теплопроводности грунта, ;

С_гр – теплоёмкость грунта, ;

ρ_гр – плотность грунта, кг/м³.

Эти же авторы приводят уравнение для определения давления станции, которое достаточно для преодоления остаточного напряжения сдвига τ_сд остывшей нефти на участке длиной l: .

τ_сд, как правило, определяется в лабораторных условиях при изучении характеристик перекачиваемой нефти.

РАЗДЕЛ 7. ВОПРОСЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНП

Тема 7.1

Состав сооружений МТП.