книги / Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту

Обозначим произведение M iCl = W i и M 2C2= W 2, где W носит название водяного эквивалента теплоносителя. Тогда урав­ нение (VI. 52) примет вид:

откуда следует, что отношение изменения температуры теплоноси­ телей обратно пропорционально их водяным эквивалентам.

Рис. 85. Характер изменения температур рабочих жидко­ стей при прямотоке (а)

и протииотокс (б).

При течении жидкостей в теплообменнике температура их из­ меняется: горячая жидкость охлаждается, а холодная нагревается. Характер изменения температуры жидкости, движущейся вдоль поверхности нагрева, зависит от схемы ее движения. В теплоо менных аппаратах применяются в основном три схемы движения жид­ костей: 1) прямоточная — когда горячая и холодная жидкости про­ текают параллельно; 2) противоточная — когда горячая и холод­ ная жидкости протекают в противоположном друг другу направле­ нии; 3) перекрестная — когда жидкости протекают в перекрестном направлении. На рис. 85 приведена схема теплообменников типа «труба в трубе» и распределения температуры при прямотоке (а) и противотоке (б) по соответствующим длинам или сечениям. Из ри­ сунка видно, что движущая сила процесса, т. е. разность температур между потоками, в общем случае является переменной величиной. Рассматривая кривые изменения температур при прямотоке, можно прийти к выводу, что нельзя нагреть входящий холодный теплоно­

сопротивлением стенок теплообменника. При противотоке же ко­ нечная температура холодного теплоносителя tK может быть выше конечной температуры горячего теплоносителя Тк, что и показано на схеме.

При прямотоке и противотоке, которые преимущественно исполь­ зуются в теплообменных аппаратах, температурный напор опреде­ ляется по среднелогарифмической или среднеарифметической раз­ ности температур:

По указанным формулам получаются совпадающие результаты. Поэтому для противотока и прямотока вместо формул (VI. 53) и и (VI. 54) можно написать одну:

где At6 и Д£м — разность температур между потоками; At6 — боль­ шая разность, А£м — меньшая разность.

Если отношение Af6/A£M 2, то определяется среднелогариф­ мическая температура по формуле (VI.55); если отношение Д£б/Д£м < < 2, то определяется среднеарифметическая температура по формуле

При расчетах теплообменной аппаратуры приходится пользо­ ваться эквивалентным диаметром, который определяется из следу­ ющих формул:

а) для кожухотрубчатых теплообменников

б) для теплообменников типа «труба в трубе» при движении теплоносителя в межтрубпом пространстве

4(£)a_da)^.

В формулах (VI.57) л (VI.58) обозначены:

F — площадь сечения потока в м-; Л — смоченный периметр в м; D — внутренний диаметр аппарата или внутренний диаметр наруж­ ной трубы; d — наружный диаметр трубок; и — число трубок.

Большие затруднения встречаются при определении полного коэффициента теплопередачи К по формулам (VI.49) и (VI.50), когда приходится рассчитывать тепловой режим нефтепроводов.

242

Полный коэффициент теплопередачи К от нефти в окружающую среду впервые был исследован при ламинарном режиме В. Г. Шу­ ховым, предложившим принимать его равным 3,49 Вт/(м2-°С) (3,0 ккал/м2-ч°С), затем Форхгеймером и Данфорсом. Форхгеймер, например, считал, что К зависит от физических свойств грунта, окружающего трубопровод, а Данфорс — от критерия Рейнольдса. Форхгеймер и Данфорс были не совсем правы, поскольку полный

сопротивления антикоррозийной изоляции и отложений парафина и грязи на внутренней поверхности трубопровода. Коэффициент a t определяется тепловым и гидравлическим режимом потока нефти (см., рис. 84), а 2 — внешними условиями: теплофизическими свой­ ствами грунтов, глубиной заложения труб в грунт и т. д. Как пра­ вило, а 1^ > а 2, поэтому коэффициент теплопередачи К в большей степени зависит от а 2. Исключение представляют лишь трубопроводы, проложенные на поверхности грунта или в воде. Надежных данных о величине коэффициента теплопередачи К пока не имеется.

Экспериментально установлено, что внутренний коэффициент теплоотдачи ах (от нефти к стенке трубопровода) при турбулентном потоке имеет значительно большую величину, чем при ламинарном режиме движения. Поэтому, исходя из теплового режима, перекачку нефтей, особенно парафинистых, целесообразно осуществлять в об­ ласти ламинарного режима, чтобы уменьшить их остывание в пути.

Внутренний коэффициент теплоотдачи при ламинарном те­ чении жидкости определяется из формул (VI.45) и (VI.46). Для тур­ булентного режима движения нефти коэффициент a t определяется из формул (VI.45) и (VI.47).

Для определения внешнего коэффициента теплоотдачи а 2 (от по­ верхности трубопровода в окружающую среду) рекомендуется поль­ зоваться достаточно хорошо подтвержденной экспериментально формулой Форхгеймера — Власова:

где А,гр — коэффициент теплопроводности грунта; h — глубина за­ ложения трубопровода в грунт (до оси); Da — наружный диаметр трубопровода.

При 2h/D >> 2 можно рассчитывать а 2 с точностью до 1 % по фор­ муле вида:

2%гр

а2 (VI.60)

4h

Дн D

Формулы (VI.59) и (VI.60) дают хорошие результаты при сравни­ тельно больших заглублениях нефтепроводов: h/DH> 3 -f- 4. При малых заглублениях в указанные формулы должны вводиться

поправки на тепловое сопротивление на границе грунт — воздух а при наличии снега — и на тепловое сопротивление снежного пок­ рова.

Уточненная формула с поправками Аронса — Кутателадзе имеет вид:

где Nu определяется из формулы (VI.45), в которой К — коэффициент

и для приобретения навыков в расчетах произведем определение основных размеров теплообменника.

кость нефти Cpi при 15е С равна 1,54 кДж/(кг • °С), при 75е С — 1,98 кДжДкг • °С). Количество переданного тепла определяется по формуле

Ш

Режим движения греющей воды турбулентный, поэтому расчет критерия Йуссельта и коэффициента теплоотдачи соответственно производим по форму­ лам (VI.45) и (VI.47) ***.

Так как температура стенки внутренней трубы #CT не известна, то в первом приближении задаемся ее значением

Тогда, подставляя известные значения в формулу (VI.47), получим

NuB= 0,021 (10,9 • ДО4)0,8 (2,45)0-43 ( - |Ц - ) ° ’2б= 321.

Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенке трубы

а1= №,- 4 г = 321 5.о'610Ч =4224 Вт/(“г-°С)-

*Из-за отсутствия данных для нефти принимаем данные для масла.

**К. Ф. П а в л о в и д р . Примеры и задачи по курсу процессов и аппа­

ратов химической технологии. Л., изд-во «Химия», 1970.

*** В формулах .(VI.45) и (VI.47) значения физических констант следует брать: а) для вычислений критерия Ргс — при температуре стенки, соприкаса­ ющейся с потоком; б) для вычисления критериев Nu, Re и Рг — при средней

арифметической температуре жидкости или газа.

**** Эквивалентный диаметр для межтрубного пространства определяется по формуле (VI.58)*

245*

Г Л А В А VI I

НЕФТЯНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

§1 . НАЗНАЧЕНИЕ, КЛАССИФИКАЦИЯ

ИКОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Нефтяные резервуары, устанавливаемые на территории место­ рождения, представляют собой емкости различных размеров, пред­ назначенные для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных

бригадными или промысловыми. Резервуарные парки, служащие для приема и хранения нефти,- прошедшей установки обезвоживания и обессоливания, являются т о в а р н ы м и п а р к а м и . Проме­ жуточные и участковые резервуарные парки при самотечной системе

нефти в товарные резервуарные парки. Часто на небольших место­ рождениях центральный резервуарный парк выполняет функции товарного парка. На площади промежуточных и участковых резер­ вуарных парков устанавливают по два-три резервуара небольшой емкости (200 -г- 400 м3), в центральном парке — четыре-шесть резер­ вуаров объемом 2000 м3 и в товарном парке — от шести до десяти резервуаров объемом 5000—10 000 м3 каждый в зависимости от плановых заданий на разработку месторождения и норм на проекти­ рование обустройства производственных площадей.

На новых месторождениях с напорной системой нефтесбора строительство резервуарных парков резко сокращается, в связи с чем резко сократятся также и потери нефти от испарения из-за негерметичности резервуаров.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в на­ земном, полуподземном и подземном исполнении. Для сбора,

247

хранения и замера нефти на нефтяных месторождениях в большинстве ■случаев сооружают цилиндрические стальные наземные резервуары и реже — бетонные и железобетонные, полностью или частично заглубленные под землю.

Стальные резервуары строят с постоянной и переменной толщиной стенок корпуса. В зависимости от объема и высоты резервуаров их изготовляют из листовой стали толщиной от 4 до 10 мм. По техноло­ гическим условиям изготовления резервуаров (сварка) листовая сталь толщиной менее 4 мм не может применяться. В связи с этим на прак­ тике делаются отступления от теоретической толщины стенок. Резер­

вуары малой емкости, когда расчетная толщина стенки получается меньше 3 -г- А мм, выполня­ ются с постоянной толщиной стенки 4 мм. Резервуары средней и большой емкости в целях экономии металла изготовляются с переменной толщиной стенки в нижней части резервуара. Стенки вертикальных цилиндрических резер­ вуаров при1отсутствии избыточного давления над поверхностью жидкости испытывают дав­ ление, распределяющееся по закону треуголь­ ника, а при избыточном давлении — по закону трапеции. В первом случае давление в ниж­ ней точке резервуара будет

метр резервуара в м; R z — допустимое напряжение на растяжение на мартеновскую сталь Ст.З (Rz = 1400-9,81 -104Н/м2).

Толщину днища резервуара обычно не рассчитывают, поскольку гидростатическое давление, создаваемое столбом жидкости, восприни­

аров строят трех типов: конические, сферические и плоские. На нефтя­ ных месторождениях чаще всего применяются резервуары с плоскими крышами, имеющие наименьшее газовое пространство, а следова­ тельно, и обеспечивающие наименьшие потери легких фракций от малых и больших «дыханий» (см. §§ 3 и 4 данной главы). Крыши резервуаров располагаются на стропильных перекрытиях (фермах 2), которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки.

Стальные резервуары стандартизированы. Размеры их приведены в табл. 27.

Геометрические размеры типовых резервуаров определены из условия минимального расхода стали при использовании листов стандартных размеров.

Весьма ответственной операцией при строительстве резервуаров является сооружение фундамента, который при неправильном выполнении может давать неравномерную осадку резервуара, в ре­ зультате чего могут образоваться трещины в сварных швах, по­ явиться течь в корпусе и днище, а также может обрушиться строи­ тельное перекрытие. Поэтому при выборе площадки под резервуары руководствуются удельным давлением на грунт, которое не должно быть ниже 11,8 *104 Н/м2 (1,2 кГ/см2). В качестве строительного материала для фундамента под резервуар используют песок, супесь и суглинок. Вокруг фундамента для отвода ливневых вод устраивают кювет с уклоном i = 0,005 в сторону сети технической канализации.

б 2. ОБОРУДОВАНИЕ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

На рис. 88 приведена схема расположения оборудования на на­ земных вертикальных цилиндрических стальных резервуарах.

Для проведения операций по приему, хранению и отпуску сырой

итоварной нефти резервуары оборудуют специальной гарнитурой

иарматурой.

240

Оборудование резервуаров имеет своим назначением обеспечивать правильную и безопасную эксплуатацию резервуаров, в частности:

нефти и удаление подтоварной воды; 6) поддержание давления в ре­ зервуаре в безопасных пределах.

На нефтяных резервуарах монтируется следующее оборудо­ вание.

Люк-лаз 7 устанавливается на нижнем поясе резервуара и пред­ назначается для проникновения людей внутрь резервуара при

Рис88. Схема расположе­ ния оборудования на на­ земном вертикальном ци­ линдрическом стальном ре­ зервуаре.

I — световой люк; 2 — вен­ тиляционный патрубок; з — огневой предохранитель; 4— дыхательный клапан; 5 — замерный люк; 6 — указа­ тель уровня УДУ; 7 — люклаз; 8 — сифонный кран; 9 — хлопушка; 10 — прие­

ство; 12 — управление хло­ пушкой; 13 — лебедка; 14— подъемная труба; 15 — шарнир подъемной трубы; 16 — роликовый блок.

ремонте и очистке его от грязи, а также для освещения и проветри­ вания резервуара при проведении этих работ.

Замерный люк 5 служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Замерный люк устанавливается на патрубке, вваренном вертикально в крышу резервуара. Крышка замерного люка герметично соеди­ няется с корпусом посредством прокладки и нажимного откидного болта. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Колодка изготовляется из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.

Световой люк 1 устанавливается на крыше резервуара над при­ емо-раздаточным патрубком. При открытой крышке через него внутрь резервуара проникает свет и производится проветривание резервуара перед зачисткой или ремонтом.

Приемо-раздаточные патрубки 10 предназначаются для присо­ единения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров, а хлопушка и шарнир подъемной трубы — внутри

250