«Горячий» челночный нефтепровод. Челночная перекачка нефти


СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ ПО ТРУБОПРОВОДУ ПУТЕМ РЕВЕРСИВНОЙ ПЕРЕКАЧКИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам транспортировки нефти, в т.ч. высокопарафинистой, в условиях низких температур, и может быть использовано для предотвращения замерзания нефти в нефтепроводе большого диаметра при ее перекачке с низкой производительностью (до выхода нефтепровода на проектную мощность).

При проектировании «горячего» нефтепровода необходимо обеспечить его бесперебойную работу в различном диапазоне производительностей перекачки (от минимального до максимального) по этапам (годам) развития. Диаметр нефтепровода определяют из условия обеспечения максимальной производительности и возможностей насосного оборудования на нефтеперекачивающих станциях. При минимальной производительности на начальных этапах развития трубопровода скорость течения нефти является низкой, что определяет интенсивное падение температуры по длине нефтепровода вплоть до температуры окружающей среды.

При перекачке нефтей с температурой застывания выше температуры окружающей среды необходимо обеспечить тепловой режим перекачки, при котором температура нефти в трубопроводе не должна опускаться ниже температуры застывания даже после остановки нефтепровода (в течение регламентного времени остановки). Поэтому для безопасной работы трубопровода, например, в условиях Крайнего Севера или при надземной прокладке трубопровода необходимо применять технологии перекачки, исключающие застывание нефти в трубопроводе.

Для решения данной задачи обычно устанавливают путевые пункты подогрева трубопровода. Однако при низких производительностях перекачки необходимо устанавливать большое количество таких пунктов (через каждые 5-10 километров), что экономически нецелесообразно в условиях временной работы нефтепровода с низкой производительностью, до выхода на максимальный проектный режим работы.

Кроме того, возможно также применение систем путевого электроподогрева трубопровода (см., например, патент Китая CN 2280205). Однако данная технология также является экономически не выгодной в условиях значительной протяженности нефтепровода.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения по совокупности признаков является способ челночного прогрева трубопровода на участке между двумя нефтеперекачивающими станциями, снабженными пунктами подогрева (см. А.А.Коршак и др. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. - Спб.: Недра, 2008, с.355-358). Согласно способу греющую жидкость (в частности, нефть) закачивают сначала в прямом, а затем в обратном направлении. Данный способ может быть использован для подогрева участка нефтепровода при предварительной его наладке перед пуском, однако он не подходит для транспортировки нефти.

Задачей заявленного изобретения является создание способа транспортировки нефти при низких производительностях ее перекачки.

Технический результат заявленного изобретения заключается в обеспечении требуемого температурного режима транспортировки нефти при одновременном повышении экономичности транспортировки в условиях низкой производительности.

Указанный технический результат достигается за счет того, что способ транспортировки нефти на участке трубопровода между нефтеперекачивающими станциями включает последовательную перекачку нефти сначала в прямом, а затем в обратном направлении при подогреве нефти на нефтеперекачивающих станциях, при этом в прямом направлении нефть перекачивают в объеме (V0+V), а в обратном направлении - в объеме V, где V0 - объем нефти, который необходимо транспортировать в прямом направлении, V - возвратный объем нефти, необходимый для прогрева участка нефтепровода и составляющий от 1/2 до 2/3 объема участка трубопровода.

Кроме того, указанный технический результат достигается за счет того, что

- транспортированный объем V0 и возвратный объем V нефти размещают в резервуарных парках соответствующих нефтеперекачивающих станций;

- температура подогрева нефти на нефтеперекачивающих станциях составляет от 30°С до 55°С;

- производительность перекачки нефти в прямом и обратном направлениях выбирают из условий поддержания требуемой температуры перекачиваемой нефти с учетом теплообмена с окружающей средой;

- в прямом и обратном направлении нефть перекачивают с одинаковой производительностью, при этом время перекачки в прямом направлении больше, чем в обратном;

- время перекачки нефти в прямом и обратном направлении одинаково, при этом производительность перекачки в прямом направлении больше, чем в обратном.

Заявленный способ реверсивной (челночной) перекачки нефти, основанный на поочередном изменении направления перекачки, позволяет с одной стороны обеспечить требуемую температуру нефти в трубопроводе при низких производительностях перекачки, а с другой стороны снизить расходы на подогрев нефти, а также сократить требуемые объемы резервуарных парков, необходимые для создания объемов для вытеснения нефти в прямом и обратном направлениях.

При этом авторами изобретения было установлено, что реверсивная перекачка нефти объемом менее 1/2 от объема участка трубопровода не будет обеспечивать требуемой температуры перекачиваемой нефти, а при перекачке объема более 3/4 от объема участка трубопровода резко увеличатся расходы на транспортировку нефти, связанные с увеличением объемов перекачки и объемов резервуарных парков для размещения нефти.

Сущность заявленного способа поясняется фиг.1.

Транспортировку нефти осуществляют между двумя нефтеперекачивающими станциями (НПС) 1 и 2, снабженными, соответственно, пунктами подогрева нефти 3 и 4 и резервуарными парками 5 и 6.

Транспортируемая нефть подогревается соответственно в пунктах подогрева 3 и 4, расположенных на НПС 1 и 2. Температура подогрева нефти в зависимости от условий транспортировки определяется теплогидравлическим расчетом и может составлять от 30°С до 55°С.

На первом этапе (фиг.1,а) нефть перекачивают в прямом направлении (от НПС 1 к НПС 2) в объеме, складывающимся из объема V0, который необходимо транспортировать в НПС 2, и возвратного объема V для прогрева нефтепровода (объем перекачиваемой нефти в прямом направлении=V+V0). Объем V составляет от 1/2 до 2/3 объема трубопровода на участке между НПС. Транспортированный объем нефти V0 размещают в резервуарном парке 6 НПС 2 откуда он может быть перекачен к следующей по ходу движения НПС.

На втором этапе (фиг.1,б) возвратный объем V нефти перекачивают обратно к НПС 1, тем самым обеспечивая прогрев трубопровода. При этом возвратный объем V размещают в резервуарном парке 5 НПС 1 для следующего цикла.

Указанный процесс повторяется циклически, обеспечивая тем самым транспортировку нефти от НПС 1 к НПС 2 в объеме V0 за каждый цикл, при прогреве трубопровода.

Производительность перекачки нефти в прямом и обратном направлениях выбирают из условий поддержания требуемой температуры перекачиваемой нефти с учетом теплообмена с окружающей средой.

При этом для перемещения требуемого объема нефти используют два варианта режимов перекачки:

1) В прямом и обратном направлении нефть перекачивают с одинаковой производительностью, при этом время перекачки в прямом направлении устанавливают большим, чем в обратном.

2) Время перекачки нефти в прямом и обратном направлении выбирают одинаковым, при этом производительность перекачки в прямом направлении устанавливают больше, чем в обратном.

Таким образом, применение заявленного способа транспортировки нефти на начальных этапах развития нефтепровода позволяет избежать дополнительных затрат на подогрев нефти традиционными способами, что значительно удешевляет строительство и эксплуатацию «горячего» нефтепровода.

edrid.ru

«Горячий» челночный нефтепровод. Тюменские известия. Новости Тюмени.

При транспортировке нефти со сложными реологическими (реология — наука, изучающая механическое поведение твердо- и жидкообразных тел) свойствами, а именно такая нефть добывается в Заполярье, требуется реализация комплекса мероприятий по обеспечению её текучести. Сложные климатические условия региона, продолжительные холодные периоды, когда температура воздуха опускается до минус 50 градусов по Цельсию, требуют поддержания необходимой температуры нефти на всём протяжении магистрали.

В результате сравнения вариантов подогрева нефти было принято решение по распределенной подаче тепла в перекачиваемую нефть. В этих целях на всей протяженности нефтепровода организованы восемь пунктов подогрева нефти (ППН).

С целью повышения экологической и промышленной безопасности трубопроводной системы было принято решение об отказе от нагрева нефти в печах прямого нагрева и об использовании подогревателей нефти с промежуточным теплоносителем.

На начальных этапах развития системы, при небольшом грузообороте, проектом предусмотрена челночная перекачка нефти. При этом пункты подогрева нефти осуществляют подогрев при перекачке как в прямом, так и в обратном направлении. Патент на использование данной технологии вошел в список 100 лучших изобретений России в 2014 году.

На ГНПС №1 «Заполярье» применена более современная, адаптированная к условиям Крайнего Севера технология с использованием незамерзающего термального масла.

Требуемая температура нефти определяется из условия исключения её застывания в нефтепроводе при остановке перекачки на 72 часа с учётом температуры окружающей среды, а также обеспечения температуры нефти не ниже 0°С в стационарном режиме с целью исключения образования шуги и, как следствие, пробок в фильтрах-грязеуловителях.

Максимальная рабочая температура термального масла при путевом подогреве — 180°С на входе и 115°С на выходе теплообменников. Максимальная температура нефти на выходе из пункта подогрева достигает 60°С и контролируется датчиками температур, показания которых передаются в операторную ППН.

Пункты подогрева нефти могут входить в состав нефтеперекачивающих станций, а могут функционировать как самостоятельные объекты. Три из них находятся на нефтеперекачивающих станциях: ГНПС №1 «Заполярье», НПС №2 «Ямал» и ЛПДС «Пур-Пе». Еще пять промежуточных ППН расположены на линейной части трубопровода на 87-м, 217-м, 285-м, 358-м и 419-м километрах соответственно. Тепловая мощность котельных ППН индивидуальна и соответствует теплогидравлическому расчёту трубопровода.

Котельные представляют собой сборные здания из отдельных готовых модулей с установленным в них на заводе-изготовителе технологическим и вспомогательным оборудованием.

Такое решение позволило решить проблему быстрого монтажа теплотехнического оборудования в сжатые сроки строительства, унифицировать конструктивно-технологические решения и значительно уменьшить стоимость объектов. В перспективе, по мере изменения ситуации по транспорту нефти, теплотехнические модули могут быть оперативно демонтированы без производственной остановки ППН и смонтированы на новом месте в любом регионе страны для технологических и хозяйственно-бытовых нужд.

Технологические и инженерные трубопроводы ППН проложены надземным способом на низких опорах. Для исключения возникновения аварийных ситуаций предусмотрен автоматический экстренный дренаж горячего термального масла из теплообменников, исключающий возможность перегрева нефти при ее остановке.

Применение тепловой изоляции повышает надёжность транспортировки нефти, ведь при ее использовании увеличивается время его безопасной остановки, а также существенно снижается риск за-стывания нефти при внештатных ситуациях.

Самый крупный пункт подогрева нефти находится на НПС №2 «Ямал». Его суммарная тепловая мощность 54 МВт. Кроме технологических сооружений путевого подогрева и резервуарного парка предусмотрены два центральных тепловых пункта мощностью по 8 МВт для обеспечения теплом зданий и различных хозяйственно-бытовых потребителей НПС и автономной дизельной электростанции. Основное топливо котельных — газ, резервное — нефть.

Таким же, но только меньшим по мощности, является ППН ГНПС №1 «Заполярье».

На 358-м километре линейной части магистрального трубопровода «Заполярье — Пурпе» расположен крупнейший промежуточный ППН. Его общая площадь — 5,5 га предусмотрена с уче-том перспективной возможности строительства в районе ППН промежуточной нефтеперекачивающей станции при необходимости увеличения пропускной способности нефтепровода.

 

Максим Ходюк,  начальник штаба строительства №2 дирекции по строительству инвестроекта:

— Как нам всё это удалось построить?

Для меня стройка началась на НПС №2 — с момента передачи геодезической разбивочной основы для подрядной организации.

В декабре 2012 года мы приступили к расчистке площадки и перебазированию людских и технических ресурсов. 2 января 2013-го на РВСП-20000 №10 была погружена первая буроопускная свая. Строительство разворачивалось. На данном этапе в дирекции велось формирование штабов строительства, и в наше ведение были переданы площадки БПО и ЦРС в Коротчаево, здание управления магистральных нефтепроводов в Новом Уренгое, а НПС №2 была передана специалистам штаба строительства №3.

Строительство базы производственного обслуживания начинали с вертикальной планировки. На площадку завезли порядка полумиллиона кубометров грунта: часть объектов расположена на обводненной местности. После отсыпки была выполнена сложнейшая инженерная система водоотведения, погружено более четырёх тысяч железобетонных свай.

Большим плюсом было то, что БПО расположена в непосредственной близости с федеральной трассой Сургут — Салехард и множеством железнодорожных тупиков в Коротчаево. Строительство велось фактически с колес, поступающий автотранспортом материал разгружался в прямом смысле на объекте.

Безусловно, без будущих хозяев, специалистов Уренгойского УМН, было не обойтись. Эксплуатация принимала в строительстве непосредственное участие, осваивая здание за зданием, и объект на глазах оживал, становясь единым организмом.

Эта стройка не простая, судьбоносная. У нас здесь многие создали семьи. Я и сам женился. Полжизни как будто прожито. Ехал из Тюмени в 2012 году и думал: больше года не проработаю, а задержался на все четыре.

Когда пролетаешь на вертолете над базой, смотришь сверху и думаешь: как же нам это всё удалось построить? И сразу вспоминаешь пустую площадку, болото, бесконечные машины песка. А сейчас это небольшой промышленный город.

t-i.ru

Способ транспортировки нефти по трубопроводу путем реверсивной перекачки

Способ предназначен для транспортировки нефти, в том числе высокопарафинистой, в условиях низких температур, и может быть использован для предотвращения замерзания нефти в нефтепроводе большого диаметра при ее перекачке с низкой производительностью. Способ включает последовательную перекачку нефти сначала в прямом, а затем в обратном направлении при подогреве нефти на нефтеперекачивающих станциях. В прямом направлении нефть перекачивают в объеме (V0+V), а в обратном направлении - в объеме V, где V0 - объем нефти, который необходимо транспортировать в прямом направлении, V - возвратный объем нефти, необходимый для прогрева участка нефтепровода и составляющий от 1/2 до 2/3 объема участка трубопровода. Технический результат - обеспечение требуемого температурного режима транспортировки нефти при одновременном повышении экономичности транспортировки в условиях низкой производительности. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам транспортировки нефти, в т.ч. высокопарафинистой, в условиях низких температур, и может быть использовано для предотвращения замерзания нефти в нефтепроводе большого диаметра при ее перекачке с низкой производительностью (до выхода нефтепровода на проектную мощность).

При проектировании «горячего» нефтепровода необходимо обеспечить его бесперебойную работу в различном диапазоне производительностей перекачки (от минимального до максимального) по этапам (годам) развития. Диаметр нефтепровода определяют из условия обеспечения максимальной производительности и возможностей насосного оборудования на нефтеперекачивающих станциях. При минимальной производительности на начальных этапах развития трубопровода скорость течения нефти является низкой, что определяет интенсивное падение температуры по длине нефтепровода вплоть до температуры окружающей среды.

При перекачке нефтей с температурой застывания выше температуры окружающей среды необходимо обеспечить тепловой режим перекачки, при котором температура нефти в трубопроводе не должна опускаться ниже температуры застывания даже после остановки нефтепровода (в течение регламентного времени остановки). Поэтому для безопасной работы трубопровода, например, в условиях Крайнего Севера или при надземной прокладке трубопровода необходимо применять технологии перекачки, исключающие застывание нефти в трубопроводе.

Для решения данной задачи обычно устанавливают путевые пункты подогрева трубопровода. Однако при низких производительностях перекачки необходимо устанавливать большое количество таких пунктов (через каждые 5-10 километров), что экономически нецелесообразно в условиях временной работы нефтепровода с низкой производительностью, до выхода на максимальный проектный режим работы.

Кроме того, возможно также применение систем путевого электроподогрева трубопровода (см., например, патент Китая CN 2280205). Однако данная технология также является экономически не выгодной в условиях значительной протяженности нефтепровода.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения по совокупности признаков является способ челночного прогрева трубопровода на участке между двумя нефтеперекачивающими станциями, снабженными пунктами подогрева (см. А.А.Коршак и др. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. - Спб.: Недра, 2008, с.355-358). Согласно способу греющую жидкость (в частности, нефть) закачивают сначала в прямом, а затем в обратном направлении. Данный способ может быть использован для подогрева участка нефтепровода при предварительной его наладке перед пуском, однако он не подходит для транспортировки нефти.

Задачей заявленного изобретения является создание способа транспортировки нефти при низких производительностях ее перекачки.

Технический результат заявленного изобретения заключается в обеспечении требуемого температурного режима транспортировки нефти при одновременном повышении экономичности транспортировки в условиях низкой производительности.

Указанный технический результат достигается за счет того, что способ транспортировки нефти на участке трубопровода между нефтеперекачивающими станциями включает последовательную перекачку нефти сначала в прямом, а затем в обратном направлении при подогреве нефти на нефтеперекачивающих станциях, при этом в прямом направлении нефть перекачивают в объеме (V0+V), а в обратном направлении - в объеме V, где V0 - объем нефти, который необходимо транспортировать в прямом направлении, V - возвратный объем нефти, необходимый для прогрева участка нефтепровода и составляющий от 1/2 до 2/3 объема участка трубопровода.

Кроме того, указанный технический результат достигается за счет того, что

- транспортированный объем V0 и возвратный объем V нефти размещают в резервуарных парках соответствующих нефтеперекачивающих станций;

- температура подогрева нефти на нефтеперекачивающих станциях составляет от 30°С до 55°С;

- производительность перекачки нефти в прямом и обратном направлениях выбирают из условий поддержания требуемой температуры перекачиваемой нефти с учетом теплообмена с окружающей средой;

- в прямом и обратном направлении нефть перекачивают с одинаковой производительностью, при этом время перекачки в прямом направлении больше, чем в обратном;

- время перекачки нефти в прямом и обратном направлении одинаково, при этом производительность перекачки в прямом направлении больше, чем в обратном.

Заявленный способ реверсивной (челночной) перекачки нефти, основанный на поочередном изменении направления перекачки, позволяет с одной стороны обеспечить требуемую температуру нефти в трубопроводе при низких производительностях перекачки, а с другой стороны снизить расходы на подогрев нефти, а также сократить требуемые объемы резервуарных парков, необходимые для создания объемов для вытеснения нефти в прямом и обратном направлениях.

При этом авторами изобретения было установлено, что реверсивная перекачка нефти объемом менее 1/2 от объема участка трубопровода не будет обеспечивать требуемой температуры перекачиваемой нефти, а при перекачке объема более 3/4 от объема участка трубопровода резко увеличатся расходы на транспортировку нефти, связанные с увеличением объемов перекачки и объемов резервуарных парков для размещения нефти.

Сущность заявленного способа поясняется фиг.1.

Транспортировку нефти осуществляют между двумя нефтеперекачивающими станциями (НПС) 1 и 2, снабженными, соответственно, пунктами подогрева нефти 3 и 4 и резервуарными парками 5 и 6.

Транспортируемая нефть подогревается соответственно в пунктах подогрева 3 и 4, расположенных на НПС 1 и 2. Температура подогрева нефти в зависимости от условий транспортировки определяется теплогидравлическим расчетом и может составлять от 30°С до 55°С.

На первом этапе (фиг.1,а) нефть перекачивают в прямом направлении (от НПС 1 к НПС 2) в объеме, складывающимся из объема V0, который необходимо транспортировать в НПС 2, и возвратного объема V для прогрева нефтепровода (объем перекачиваемой нефти в прямом направлении=V+V0). Объем V составляет от 1/2 до 2/3 объема трубопровода на участке между НПС. Транспортированный объем нефти V0 размещают в резервуарном парке 6 НПС 2 откуда он может быть перекачен к следующей по ходу движения НПС.

На втором этапе (фиг.1,б) возвратный объем V нефти перекачивают обратно к НПС 1, тем самым обеспечивая прогрев трубопровода. При этом возвратный объем V размещают в резервуарном парке 5 НПС 1 для следующего цикла.

Указанный процесс повторяется циклически, обеспечивая тем самым транспортировку нефти от НПС 1 к НПС 2 в объеме V0 за каждый цикл, при прогреве трубопровода.

Производительность перекачки нефти в прямом и обратном направлениях выбирают из условий поддержания требуемой температуры перекачиваемой нефти с учетом теплообмена с окружающей средой.

При этом для перемещения требуемого объема нефти используют два варианта режимов перекачки:

1) В прямом и обратном направлении нефть перекачивают с одинаковой производительностью, при этом время перекачки в прямом направлении устанавливают большим, чем в обратном.

2) Время перекачки нефти в прямом и обратном направлении выбирают одинаковым, при этом производительность перекачки в прямом направлении устанавливают больше, чем в обратном.

Таким образом, применение заявленного способа транспортировки нефти на начальных этапах развития нефтепровода позволяет избежать дополнительных затрат на подогрев нефти традиционными способами, что значительно удешевляет строительство и эксплуатацию «горячего» нефтепровода.

bankpatentov.ru

Обратная перекачка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Обратная перекачка

Cтраница 1

Обратная перекачка от ф-й и / - и станций, кроме / - 1, до а-й и fr - й НС может осуществляться с помощью лупингов.  [1]

В первый период времени обратной перекачки, когда прощ ходит вытеснение находящейся в трубе жидкости, тепловыделение резко уменьшается.  [2]

Трубопровод Л служит для обратной перекачки черного щелока из бака печного отдела в финишер в тех случаях, когда плотность сгущенного щелока в баке почему-либо ниже, чем требуется для сжигания в печах.  [3]

Приведенная схема обвязки позволяет также осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резервуарный парк при помощи коллектора С и подпорных насосных агрегатов.  [5]

Технологические трубопроводы промежуточной перекачивающей станции обеспечивают прямую и обратную перекачку, а также перекачку, минуя данную станцию.  [6]

При отварочном способе часть затора кипятится и путем обратной перекачки прокипяченного затора к оставше. Повышение т мп пнту ры атооа осуществляется постепенно. Как ППЯПИГКУ зятипяние происходит П И 30 - 50 С.  [7]

Время челночного прогрева больше, чем прямого, на значение обратных перекачек, но средняя по длине температура системы получается значительно выше, чем при прямом прогреве.  [8]

Ниже рассматривается расчет оптимальной трассы нефтепровода с учетом его реконструкции для обратной перекачки.  [9]

При применении труб с различной толщиной стенок необходимо иметь в виду, что обратная перекачка по такому трубопроводу возможна лишь с пониженным давлением, соответствующим уменьшенной толщине стенок трубопровода в его конце. Однако в подавляющем большинстве случаев соответствующее снижение производительности нефтепровода при обратной перекачке допустимо, так как такая перекачка применяется лишь как редкое исключение.  [10]

Технологические трубопроводы головной перекачивающей станции ( рис. 26) и обвязка насосных агрегатов обеспечивают прямую и обратную перекачку нефти.  [11]

Обвязка насосов на НПС позволяет обеспечивать последовательную и параллельную работу насосов в различном сочетании, прямую и обратную перекачку.  [12]

Быстрее всего нарастают волны с волновыми векторами, удовлетворяющими равенству А со5, поэтому для оценки скорости обратной перекачки энергии по спектру можно в б-функции воспользоваться этим равенством. Проинтегрируем уравнение (4.153) по krz, учтем указанное соотношение и то, что sin2 6Г мало.  [13]

При применении труб Рис - 55 - Распределение труб со стенками со стенкой различной толщины необходимо иметь в виду, что обратная перекачка по такому трубопроводу возможна лишь с пониженным давлением, соответствующим уменьшенной толщине стенки трубопровода в ьго конце. Однако в подавляющем большинстве случаев соответствующее снижение производительности нефтепровода при обратной перекачке допустимо, так как такая перекачка применяется лишь как редкое исключение и сниженная производительность перекачки все же отвечает необходимой потребности.  [14]

Установка обратных клапанов при отсутствии достаточно серьезных к тому оснований не рекомендуется, так как они вызывают дополнительные гидравлические сопротивления и осложняют обратную перекачку пли спуск самотека в обратном направлении, если в таких операциях возникает необходимость.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Министерство образования и науки РФ

Компания «Транснефть» и АО «Гипротрубопровод» недавно получили диплом в номинации «100 лучших изобретений России» за разработку способа транспортировки нефти по трубопроводу путем реверсивной перекачки (патент РФ №2523923). Вручение диплома состоялось на заседании Научно-технического совета Роспатента и Федерального института промышленной собственности, посвященном Международному дню интеллектуальной собственности.

Разработка нужна, чтобы не допустить замерзания нефти в нефтепроводе большого диаметра при ее перекачке с низкой производительностью.

Известен способ челночного прогрева трубопровода на участке между двумя нефтеперекачивающими станциями, снабженными пунктами подогрева: греющую жидкость (например, ту же нефть) прокачивают сначала в прямом, а затем в обратном направлении. Способ хорошо подходит для подогрева участка нефтепровода при предварительной его наладке перед пуском, но совершенно не годится для транспортировки нефти.

Новое изобретение решает задачу транспортировки нефти при перекачке с небольшой производительностью. Технический результат изобретения заключается в обеспечении требуемого температурного режима транспортировки нефти при одновременном повышении экономичности транспортировки в условиях низкой производительности.

Задача решается следующим образом. В прямом направлении от одной нефтеперекачивающей станции до другой отправляется объем нефти, назначенный к транспортировке, плюс еще половина или две трети от полного объема участка трубопровода. Первый объем по достижении станции назначения размещается в ее резервуарном парке, а затем перекачивается дальше, а второй объем – возвращается на станцию отправления и размещается в ее резервуарном парке. Возможны два варианта: либо производительность прокачки и в прямом, и в обратном направлении одинаковая, так что перекачка в прямом направлении занимает больше времени; либо время прокачки одинаковое, тогда в прямом направлении она ведется с большей производительностью.

Температура нефти при перекачке доводится до 30–35°С, объем возвратной нефти рассчитывается по температуре окружающей среды: чем она ниже, тем больше нужно возвратной нефти.

Новый способ реверсивной (челночной) перекачки нефти, основанный на поочередном изменении направления перекачки, позволяет, с одной стороны, обеспечить требуемую температуру нефти в трубопроводе при низких производительностях перекачки, а с другой стороны, снизить расходы на подогрев нефти, а также сократить требуемые объемы резервуарных парков, необходимые для создания объемов для вытеснения нефти в прямом и обратном направлениях.

Авторы изобретения установили, что реверсивная перекачка нефти объемом менее половины от объема участка трубопровода не будет обеспечивать требуемой температуры перекачиваемой нефти, а при перекачке объема более 3/4 от объема участка трубопровода резко увеличатся расходы на транспортировку нефти, связанные с увеличением объемов перекачки и объемов резервуарных парков для размещения нефти.

Транспортировку нефти осуществляют между двумя нефтеперекачивающими станциями (НПС) 1 и 2, снабженными, соответственно, пунктами подогрева нефти 3 и 4 и резервуарными парками 5 и 6.

Транспортируемая нефть подогревается соответственно в пунктах подогрева 3 и 4, расположенных на НПС 1 и 2. Температура подогрева нефти в зависимости от условий транспортировки определяется теплогидравлическим расчетом и может составлять от 30°С до 55°С.

Применение заявленного способа транспортировки нефти на начальных этапах развития нефтепровода позволяет избежать дополнительных затрат на подогрев нефти традиционными способами, что значительно удешевляет строительство и эксплуатацию «горячего» нефтепровода.

Инновационная методика позволяет транспортировать нефть, в том числе высокопарафинистую, в условиях низких температур. Данный способ также может быть использован для предотвращения замерзания нефти в нефтепроводе большого диаметра при ее перекачке с низкой производительностью.

Результаты разработки будут применяться в системе «Транснефти».

А.А.Коршак и др. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. - Спб.: Недра, 2008, с.355–358

xn--80abucjiibhv9a.xn--p1ai