Начальная температура - нефть
Cтраница 1
Начальная температура нефти или газа, залегающих в пласте, соответствует геотермической. В процессе эксплуатации залежи температура восходящего потока зависит от начальной температуры с учетом последующих изменений в пласте вследствие дроссельного и адиабатического эффектов и в стволе скважины в результате теплообмена с окружающими породами и пр. [1]
 |
Термометры сопротивления медные с неподвижным штуцером. [2] |
Начальной температурой нефти или нефтепродукта при подогреве является температура, которую они имеют при поступлении на нефтебазу или в конце хранения перед выдачей из резервуара. Эта температура называется вероятной температурой нефтепродукта. [3]
Варьирование начальной температуры нефти ( 10 и 50 С) обусловлено использованием во втором случае ( 50 С) тепла пародистиллятного потока атмосферной колонны. Как показывает анализ, увеличение подогрева сырья при использовании пародистиллятных теплообменников незначительно. [4]
Сповышением начальной температуры нефти ( рис. 2.17, в), как и следовало ожидать, потери напора на трение резко уменьшаются. Наоборот, значительное понижение Т немедленно приводит к переходу рабочей точки в I зону характеристики, т.е. практически означает его остановку. Наиболее чувствительна к изменению Тп рабочая III зона характеристики. [5]
С повышением начальной температуры нефти ( рис. 2.17 в), как и следовало ожидать, потери напора на трение резко уменьшаются. Наоборот, значительное понижение Тн немедленно приводит к переходу рабочей точки в III зону характеристики, т.е. практически означает его остановку. Наиболее чувствительна к изменению Ти рабочая III зона характеристики. С повышением Тн диапазон расходов, соответствующий зоне неустойчивой работы, увеличивается. [6]
С повышением начальной температуры нефти ( рис. 2.17, в), как и следовало ожидать, потери напора на трение резко уменьшаются. Наоборот, значительное понижение Тн немедленно приводит к переходу рабочей точки в I зону характеристики, т.е. практически означает его остановку. Наиболее чувствительна к изменению Тч рабочая III зона характеристики. [7]
При сохранении неизменной начальной температуры нефти характер изменения ее конечной температуры такой же, как и температуры грунта ( сдвиг по фазе равен нулю), но амплитуда колебаний Тк меньше, чем у То. Изменение температурного режима, в свою очередь, приводит к изменению расхода в трубопроводе, т.е. к гидравлической нестациоиарности. [8]
Обычно задаются начальной температурой подогреваемой нефти ( или нефтепродукта) tH, подаваемой в начале трубопровода, не свыше 80 - 90 С по соображениям прочности трубопровода и сохранения качества нефти как сырья для нефтепереработки; при температурах свыше 100 С происходит разложение нефти на фракции и закоксовывание труб теплообмен-ных аппаратов, вследствие чего резко снижается их эффективность. Температуру нефти ( нефтепродукта) tK, в конце участка трубопровода принимают на 3 - 5 С выше температуры застывания нефги ( нефтепродукта), а также из-за того, чтобы она при этой температуре не обладала слишком высокой вязкостью. Большинство подземных горячих нефтепроводов и нефтепродуктопроводов укладывают непосредственно в грунт, без специальной тепловой изоляции, так как грунт средней влажности обладает достаточно хорошими теплоизоляционными качествами. Глубину заложения принимают, исходя из факторов, учитывающих характер грунтов, условия сокращения объема земляных работ и уменьшения тепловых потерь. Однако к температурному режиму трубопроводов, транспортирующих высоковязкие нефти или нефтепродукты, предъявляются повышенные требования, поэтому их выполняют с теплоизоляцией. Эксплуатация горячих трубопроводов имеет свои особенности; основные из них заключаются в том, чтобы не допустить застывания нефти или нефтепродукта в трубопроводе при его остановках. Пуск трубопровода в работу после продолжительных остановок, когда грунт, окружающий трубопровод, остынет, является наиболее сложным и трудоемким процессом. Это относится также и к пуску вновь построенного горячего магистрального трубопровода. В первом случае на перекачивающих и тепловых станциях создается запас маловязкой и низкозастывающей жидкости, которая после ее подогрева до более высокой температуры или до температуры основной вязкой жидкости закачивается в трубопровод. Благодаря этому происходит предварительный прогрев как трубопровода, так и окружающего его грунта, что облегчает последующую перекачку высоковязкой жидкосги без больших потерь. [9]
Температуру и вязкость нефти в нефтепроводе принимают с учетом начальной температуры нефти на головной станции, а также тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трспием потока, и теплоотдачи в грунт в холодное время года. Температуру нефтепродуктов принимают равной температуре грунта на уровне осп трубопровода в холодное время года. [10]
Таким образом, по уравнениям (2.78) и (2.81) определяют длину запарифиненного участка при изменении начальной температуры нефти и окружающего грунта. Они также характеризуют сте-дтень парафинизации трубопровода. [11]
 |
Перемещение границы запарафиненной зоны в зависимости от температуры окружающей среды ( Tf и начальной температуры нефти ( Тн ( т. [12] |
Таким образом, полученные уравнения (5.48) и (5.51) определяют длину запарафиненного участка при изменении начальной температуры нефти и температуры окружающего грунта. Они также характеризуют степень пара-финизации трубопровода. Так, если х 0, то парафинизация трубопровода начинается с его начала; условия х 0 или x - L ( L - длина рассматриваемого участка трубопровода) указывают на отсутствие парафинизации. O и х - L, то трубопровод запарафинивается по всей длине. [13]
 |
Схема трубопровода горячей перекачки. [14] |
При расстановке НС и тепловых станций ( ТС) расчет начинают от начального участка, где известна начальная температура нефти. По (2.61) рассчитывают падение температуры по длине, а по (2.59) - падение напора. [15]
Страницы: 1 2 3