Перекачка высоковязкой и застывающей нефти, страница 11. Горячая перекачка нефти


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

Горячая перекачка

Cтраница 1

Горячая перекачка относится ко второй группе технологий и связана с изменением реологических свойств нефти ( вязкости и предельного напряжения сдвига) путем предварительного подогрева жидкости.  [2]

Горячая перекачка сопряжена с существенными потерями энергии, расходуемой на подогрев транспортируемого продукта. Кроме того, выделяющаяся теплота может оказывать негативное воздействие на окружающую среду. Применение данной технологии для подземной или наземной прокладки трубопровода в районах распространения мерзлых грунтов ограничивается по причине оттаивания почвенной влаги и потери несущей способности породы. Использование горячей перекачки при надземной прокладке нецелесообразно из-за внушительных потерь тепловой энергии.  [3]

Горячая перекачка сопряжена с существенными Потерями энергии, расходуемой на подогрев транспортируемого продукта. Кроме того, выделяющаяся теплота может оказывать негативное воздействие на окруясающую среду. Применение данной технологии для подземной или наземной прокладки трубопровода в районах распространения мерзлых грунтов ограничивается по причине оттаивания почвенной влаги и потери несущей способности породы. Использование горячей перекачки лри надземной прокладке нецелесообразно из-за внушительных потерь тепловой энергии.  [4]

Технология горячей перекачки предполагает поддержание температуры транспортируемого продукта в заданном диапазоне. Верхняя граница возможного изменения температуры определяется ограничениями на устойчивость трубопровода и химическую стабильность мазута. Кроме того, увеличение температуры выше оптимального уровня приводит к экономически необоснованному росту энергетических затрат.  [5]

Технология горячей перекачки, заключающаяся в снижении вязкости и уменьшении гидравлического сопротивления при подогреве нефти, используется на ряде действующих нефтепроводов. Однако возможно застывание нефти в трубопроводе при остановке перекачки, и, кроме того, затраты на эксплуатацию горячих трубопроводов значительны.  [6]

Для горячей перекачки высоковязких нефтей и нефтепродуктов применяют поршневые и центробежные насосы. Однако они конструктивно сложны, дороги, малопроизводительны, их подача неравномерна.  [7]

Для горячей перекачки высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов применяются поршневые и центробежные насосы.  [8]

Для горячей перекачки высоковязкнх нефтей и нефтепродуктов применяют поршневые и центробежные насосы. Однако они конструктивно сложны, дороги, малопроизводительны, их подача неравномерна.  [9]

При горячей перекачке высокозастывающая нефть нагревается на головной станции и насосами подается в трубопровод. При движении по трубопроводу она охлаждается, что приводит к увеличению потерь на трение. Поэтому нефть снова подогревается на промежуточных тепловых станциях.  [11]

При горячей перекачке пропускная способность не может быть меньше некоторого минимального значения. Отсюда вытекает необходимость циклической эксплуатации горячих трубопроводов, при которой часть времени нефтепровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекращается. В данном случае под циклом понимается период времени, включающий длительность одного интервала непрерывной перекачки и одного интервала простоя. С одной стороны, чем больше число циклов перекачки, тем меньше должен быть объем резервуаров для накапливания нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а значит потребуется меньше затрат на них.  [12]

При горячей перекачке высокопарафинистых нефтей на подогрев нефти в речах и на собственные нужды перекачивающих станций магистрального трубопровода расходуется от 3 до 5 об. % перекачиваемой нефти.  [13]

В практике горячих перекачек нефтепродуктов обычно температуру подогрева выбирают так, чтобы обеспечить ламинарный режим движения, поскольку при переходе от ламинарного к турбулентному потоку существенно увеличивается охлаждение нефтепродукта. Такое утверждение является неправильным.  [14]

Определить оптимальные параметры горячей перекачки 10 млн. т / год нефти плотностью 890 кг / м3, вязкостью при О С равной 119 1МПа с, коэффициент крутизны вискограммы для которой равен 0 044 1 / град. Максимально допустимая начальная температура нефти равна 60 С, минимально допустимая конечная - 5 С, температура грунта в ненарушенном тепловом состоянии - О С. Материал тепловой изоляции пенополиуретан.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Горячая перекачка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Горячая перекачка

Cтраница 2

Итак, при горячей перекачке подогрев происходит при установившемся режиме и мощность нагревателя будет полностью расходоваться только на компенсацию теплопотерь. Вытеснение застывшего продукта, как показали расчеты и эксперименты [5], может проводиться уже в период I этапа с разогревом только пристенного слоя. Оптимальной температурой подогрева при этом следует считать температуру, при которой вытеснение может быть осуществлено с минимальной затратой энергии.  [17]

Особое внимание уделено горячей перекачке нефти и нефтепродуктов, освещены методы перекачки нефти с разбавителями, применению тепловой изоляции. Приведены результаты теоретических и экспериментальных исследований, необходимых при проектировании и эксплуатации трубопроводов, представлены материалы по оптимизации технологии перекачки нефти и нефтепродуктов.  [18]

Если по каким-либо причинам горячая перекачка высоко-вязких продуктов прекращается, начнется процесс остывания их. Закономерность изменения температуры продукта во времени с учетом продвижения границы жидкой и твердой фаз имеет большое теоретическое и практическое значения.  [19]

Рассмотрим теперь методы расчета горячей перекачки.  [21]

Рассмотрим теперь методы расчета горячей перекачки.  [22]

Пример Определить оптимальные параметры горячей перекачки 10 млн. т / год нефти плотностью 890 кг / м3, вязкостью при О С равной 119 1МПа - с, коэффициент крутизны вискограммы для которой равен 0 044 1 / град. Максимально допустимая начальная температура нефти равна 60 С, минимально допустимая конечная - 5 С, температура грунта в ненарушенном тепловом состоянии - О С. Материал тепловой изоляции пенополиуретан.  [23]

Рассмотрим теперь методы расчета горячей перекачки.  [24]

Перекачка разогретого продукта ( или горячая перекачка), при которой разогретый продукт, поступающий в трубопровод при начальной температуре t, должен с этой же температурой прибыть в-конечную точку перекачки. Подогрев должен обеспечивать компенсацию тепловых потерь.  [25]

Получено уравнение потери напора для горячей перекачки с разбавителем.  [26]

Из изложенного выше следует, что горячая перекачка происходит в условиях теплообмена с окружающей средой. Затраты на подогрев транспортируемой нефти составляют значительную долю от суммарных затрат при горячей перекачке, поэтому снижение этих затрат приводит к снижению себестоимости транспорта нефти.  [28]

Другие зоны турбулентного режима течения прк горячих перекачках маловероятны, так как требуются очень высокие температуры подогрева.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Горячая перекачка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Горячая перекачка

Cтраница 3

Для магистральных трубопроводов наибольшее распространение получил способ горячей перекачки, который заключается в том, что нефть нагревается в печах ( теплообменниках) головной станции и насосами подается в магистраль. По длине трубопровода через каждые 25 - 150 км устанавливаются промежуточные тепловые и насосные станции, где нефть вновь подогревается и вновь закачивается в трубопровод. На рис. 6.8 приведена - принципиальная схема горячего магистрального трубопровода. С промысловых пунктов подготовки нефть но трубопроводу 1 поступает в резервуарный парк 2 головной перекачивающей станции. Нефть в трубах и в резервуарах находится при температуре, превышающей температуру застывания.  [31]

Ранее рассмотренные подходы к оптимизации отдельных параметров горячей перекачки этих ограничений не учитывают. Поэтому нами был предложен следующий алгоритм одновременной оптимизации всех параметров горячих теплоизолированных трубопроводов.  [32]

Ранее рассмотренные подходы к оптимизации отдельных параметров горячей перекачки этих ограничений не учитывают. Поэтому нами был предложен следующий алгоритм одновременной оптимизации всех параметров горячих теплоизолированных трубопроводов.  [33]

Ранее рассмотренные подходы к оптимизации отдельных параметров горячей перекачки ггих ограничений не учитывают. Потгому памп был предложен следующий алгоритм одновременной оптимизации всех параметров горячих теплоизолированных трубопроводов.  [34]

К концу 60 - х годов наибольшее распространение получает горячая перекачка, связанная со значительными энергозатратами, в связи с чем продолжался поиск более экономичных способов транспортировки высоковязких и высокозастывающих нефтей.  [35]

Проведение расчетов указывает на реальную возможность снижения стартовой температуры горячей перекачки прогнозируемых нефтесмесей до 45 С по сравнению с 65 С, это значит, что при содержании 30 % низкозастывающего компонента предполагается изменение температуры подогрева на 20 С. При сопоставлении анализов исследований [82, 83] очевидно, что вязкие нефти каламкасских месторождений уступают эмбинским, являющимся эффективными разбавителями мангышлакских высокопарафинистых нефтей.  [36]

Ранее рассмотренные подходы к оптимизации отдельных парамет - - ров горячей перекачки этих ограничений не учитывают. Поэтому нами был предложен следующий алгоритм одновременной оптимизации всех параметров горячих теплоизолированных трубопроводов.  [37]

Чтобы предотвратить это явление, при транспортировке высокопарафиновых нефтей применяют способ горячей перекачки. При этом через каждые 25 - 150 км длины трубопровода нефть дополнительно подогревают. Одним из крупнейших в мире горячих нефтепроводов является трубопровод Узень-Гурьев - Куйбышез, перекачивающий высокопарафиновые мангышлак-ские нефти. Мангышлакские нефти перед закачкой в трубу нагревают до 67 - 77 С.  [39]

Технико-экономический расчет показал, что способ гидротранспорта нефтей Русского месторождения вдвое дешевле горячей перекачки и сопоставим по затратам со способом разбавления этих нефтей газовым конденсатом.  [40]

Из табл. 7.3 видно, что минимальные приведенные годовые затраты на горячую перекачку имеют место при следующих условиях: п 7; фы 1; Т 320 1 К; Тк 306 7 К; 5ИЗ 0 мм.  [41]

В связи с этим рационально получить аналитическое решение, позволяющее оценить эффективность горячей перекачки для вязкопластичных нефтей, т.е. решить вопрос, стоит ли строить пункты подогрева на рассматриваемом трубопроводе до стадии технического проекта и тем самым сократить расходы и на проектные расчеты.  [42]

Применение той или иной расчетной формулы для вычисления потерь на трение при горячей перекачке определяется выбранной зависимостью вязкости от температуры, которую, в свою очередь, подбирают на основании сравнения расчетных величин вязкости с лабораторными данными.  [43]

Пуск в действие нефтепровода, предназначенного для транспортирования нефтей или нефтепродуктов по методу горячей перекачки, представляет собой сложную техническую проблему. Комплекс мероприятий при пуске трубопровода направлен на надежное осуществление прокачки транспортируемой жидкости по линейной части трубопровода. При этом потери на трение не должны превышать возможностей насосно-силового оборудования.  [44]

Работы, начатые в НИИтранснефти В. С. Яблонским в 1959 - 1960 гг. по исследованию горячей перекачки нефтей и нефтепродуктов, были в последующем успешно продолжены.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Горячая перекачка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Горячая перекачка

Cтраница 4

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов в настоящее время является горячая перекачка. При этом способе нефть ( нефтепродукт) нагревается на головном пункте трубопровода и насосами подается в магистраль. Вдоль трубопровода через каждые 25 - J-100 км устанавливаются промежуточные тепловые станции, где нефть вновь подогревается.  [46]

В настоящей статье будут исследованы наивыгоднейшая пьезометрическая линия и параметры трубопроводов переменного ( телескопического) сечения при горячих перекачках.  [47]

Ранее при низкой стоимости сжигаемого в печах подогрева топлива ( части самой перекачиваемой жидкости, газа и т.п.) горячая перекачка была экономически выгодна, но в настоящее время, в связи с общей тенденцией увеличения стоимости энергоносителей этот метод трубопроводного транспорта при существующих технологических параметрах может перейти в разряд убыточных технологий для отрасли.  [48]

В процессе эксплуатации нефтепроводов результаты теплового расчета используют для оперативного диспетчерского управления работой трубопровода: нахождения безопасного времени остановки горячей перекачки высоковязких нефтей, выбора способа выталкивания застывшей нефти из остановленного трубопровода, оценки оптимального варианта пуска горячего нефтепровода в эксплуатацию, определения безопасного времени отключения тепловых станций.  [49]

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов в настоящее время является перекачка предварительно нагретых жидкостей - так называемая горячая перекачка.  [50]

Так, использование механических средств очистки ограничено в трубопроводах переменного диаметра и связано с риском их застревания в процессе очистки, а использование методов горячей перекачки требует больших энергетических затрат и связано с проблемами перекачки в случае недогруженных нефтепроводов.  [51]

Из всех известных способов подготовки высокопарафинистых нефтей ( содержание парафина ( 6 - 25 %)) к перекачке только один из них доведен до промышленного внедрения, а именно - способ горячей перекачки.  [52]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Перекачка высоковязкой и застывающей нефти, страница 11

Нефти, обработанные присадками, перекачиваются в настоящее время по западно-европейским трубопроводам Роттердам-Рейн, Иль-де-Франс, Финнар-Гринжемаут. Благодаря введению присадок в количестве  0,12...0,15 % масс., удалось снизить величину пластической вязкости в 2...4 раза и динамическое напряжение сдвига в 50...70 раз (при температуре перекачки 277...288 К). Наличие в нефти присадок существенно облегчает пуск нефтепровода после остановок. Так даже после 13 суток простоя нефтепровода Финнар-Гринжемаут его удалось пустить без каких-либо осложнений.

При введении присадок в нефть, в основном, стараются обеспечить их равномерное распределение по всему объему. Однако при этом расход присадок велик и затраты на них значительны. Известны разработки, когда в целях удешевления транспортировки высокопарафинистой нефти присадкой обрабатывают не всю нефть, а только кольцевой пристенный слой, устойчивость которого необходимо поддерживать. такие работы выполнялись во ВНИИСПТнефть О.В. Сазоновым и Ю.А. Сковородниковым.

2.2.6. Перекачка нефти с подогревом

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом. Поэтому мы рассмотрим ее наиболее подробно.

Существует несколько вариантов перекачки высокозастывающих нефтей с подогревом. Для коротких (чаще нефтебазовых) трубопроводов используют методы электроподогрева:

- путем пропуска электрического тока по телу трубы;

- применением электронагревательных элементов в виде специальных кабелей и лент.

Прямой электроподогрев трубы заключается в подсоединении источника переменного тока напряжением не выше 50 В к изолированному участку трубопровода. При прохождении по нему электрического тока согласно эффекту Джоуля выделяется тепло и происходит равномерный нагрев стенок трубопровода и находящегося в нем продукта. В качестве источника питания, как правило, применяются однофазные трансформаторы. С учетом требований техники безопасности и незначительного сопротивления труб напряжение источника питания составляет 12...36 В. Максимальная длина трубопровода, обогреваемого от одного источника питания, равна 1200 м. При большей длине обогреваемый трубопровод разбивается на несколько самостоятельных участков и питание подводится к каждому из них в отдельности. В этом случае стоимость электрической системы подогрева значительно возрастает за счет большого числа пунктов питания и длины соединительных проводов. Использование данного метода на магистральных трубопроводах сдерживается и по техническим причинам: нагреваемый участок должен быть электрически изолирован от грунта, чтобы предотвратить большие утечки тока.

Более распространены электронагревательные элементы в виде кабелей и лент. Кабели высокого сопротивления имеют термостойкую электроизоляцию и защиту от механических повреждений. Монтируются в основном с наружной поверхности трубы. Энергопотребление нагревательного кабеля составляет около 100 Вт на 1 м трубы. Прокладка нагреваемого кабеля внутри трубы более эффективна, чем снаружи, так как все тепло идет на разогрев нефти. Недостатком  греющих кабелей является неравномерность нагрева трубы по периметру, что приводит к необходимости поддерживать на кабеле высокую температуру. Мощность, потребляемая греющим кабелем, достигает 4000 кВт, а обогреваемая длина 13,2 км.

Большее распространение для подогрева труб получили электронагревательные ленты шириной 25...80 мм, с длиной активной части от 3 до 40 м и толщиной 1,5 мм. Лента наматывается на трубопровод и его фасонные части. Для сокращения теплопотерь трубопровод с гибкой лентой покрывается тепловой изоляцией.

Для магистральных трубопроводов наибольшее распространение получил способ “горячей” перекачки, предусматривающий нагрев нефти перед ее закачкой в трубопровод и периодический подогрев нефти по мере ее остывания в процессе движения. Принципиальная схема такой перекачки следующая (рис. 2.11).

vunivere.ru

Перекачка термообработанных нефтей

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 22Следующая ⇒

Термообработкой называется тепловая обработка высокопа-рафинистой нефти, предусматривающая ее нагрев до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, и последующее охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических параметров.

Первые в нашей стране опыты по термообработке нефтей были выполнены в 30-х годах. Так, термическая обработка нефти Ромаш-кинского месторождения позволила снизить ее вязкость более чем в 2 раза и уменьшить температуру застывания на 20 градусов.

Установлено, что улучшение реологических свойств нефтей связано с внутренними изменениями в них, происходящими в результате термообработки. В обычных условиях при естественном охлаждении парафинистых нефтей образуется кристаллическая парафиновая структура, придающая нефти свойства твердого тела. Прочность структуры оказывается тем больше, чем выше концентрация парафина в нефти и чем меньше размеры образующихся кристаллов. Осуществляя нагрев нефти до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, мы добиваемся их полного растворения. При последующем охлаждении нефти происходит кристаллизация парафинов. На величину, число и форму кристаллов парафина в нефти оказывает влияние соотношение скорости возникновения центров кристаллизации парафина и скорости роста уже выделившихся кристаллов. Асфальто-смолистые вещества, адсорби-руясь на кристаллах парафина, снижают его поверхностное натяжение. В результате процесс выделения парафина на поверхности уже существующих кристаллов становится энергетически более выгодным, чем образование новых центров кристаллизации. Это приводит к тому, что в термообработанной нефти образуются достаточно крупные кристаллы парафина. Одновременно из-за наличия на поверхности этих кристаллов адсорбированных асфальтенов и смол силы коагуляцион-ного сцепления между ними значительно ослабляются, что препятствует образованию прочной парафиновой структуры.

Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева, скорости охлаждения и состояния нефти (статика или динамика) в процессе охлаждения. Оптимальная температура подогрева при термообработке находится экспериментально, наилучшие условия охлаждения - в статике.

Следует иметь в виду, что реологические параметры термооб-работанной нефти с течением времени ухудшаются и в конце концов достигают значений, которые нефть имела до термообработки. Для озек-суатской нефти это время составляет 3 суток, а для мангышлакской -45. Так что не всегда достаточно термически обработать нефть один раз для решения проблемы ее трубопроводного транспорта. Кроме того, капитальные вложения в пункт термообработки довольно высоки.

Перекачка нефтей с присадками

Депрессорные присадки уже давно применяются для снижения температуры застывания масел. Однако для нефтей такие присадки оказались малоэффективны.

Значительно больший эффект улучшения реологических свойств достигается при применении специально полученных присадок. Для высокопарафинистых нефтей эффективным депрессатором является отечественная присадка ДН-1, являющаяся полимерным поверхностно-активным веществом. За рубежом получили распространение присадки типа «Paramins», разработанные фирмой «ЭССО Кемикл». Их добавляют к нефтям в количестве 0,02-0,15% мае. По внешнему виду они представляют собой нарафинообразную массу, приобретающую подвижность лишь при 50-60 "С.

Присадки вводятся в нефть при температуре 60-70 "С, когда основная масса парафинов находится в растворенном состоянии. При последующем охлаждении молекулы присадок адсорбируются на поверхности выпадающих из нефти кристаллов парафина, мешая их росту. В результате образуется текучая суспензия кристаллов парафина в нефти.

Нефти, обработанные присадками, перекачиваются по ряду западноевропейских трубопроводов.

Перекачка предварительно подогретых нефтей

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом («горячая перекачка»).

В этом случае резервуары оборудованы системой подогрева нефти до температуры, при которой возможна ее откачка подпорными насосами. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием основных насосов. Ими нефть закачивается в магистральный трубопровод.

По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25-100 км устанавливают пункты подогрева. Промежуточные насосные станции размещают в соответствии с гидравлическим расчетом, но обязательно совмещают с пунктами подогрева, чтобы облегчить их эксплуатацию. В конце концов нефть закачивается в резервуары конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.

Перекачка нефти по «горячим» трубопроводам ведется с помощью обычных центробежных насосов. Это связано с тем, что температура перекачиваемой нефти достаточно высока, и поэтому ее вязкость невелика. При выталкивании остывшей нефти из трубопроводов используются поршневые насосы, например марки НТ-45. Для подогрева нефти используют радиантно-конвекционные печи, КПД которых достигает 77 %.

В настоящее время в мире эксплуатируются более 50 «горячих» магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод «Узень-Гурьев-Куйбыщев».

ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России

В развитии нефтепродуктопроводного транспорта России также можно выделить традиционные 5 периодов: дореволюционный, довоенный, военный, до распада СССР и современный.

Первыми нефтепродуктопроводами на территории нашей страны были первые в мире «горячие» трубопроводы для перекачки предварительно подогретых нефтяных остатков, построенные в 1879-1880 гг. по инициативе В.Г. Шухова в Баку, Москве, Туле и Нижнем Новгороде.

Традиционно нефтепереработка в России была сосредоточена в Баку. Вырабатываемый здесь керосин, в частности, по Закавказской железной дороге транспортировался в Батуми. Однако к концу 80-х годов прошлого века ее пропускная способность стала недостаточной и было принято решение о строительстве керосинопровода производительностью миллион тонн в год. Проект трубопровода был разработан под руководством профессора Петербургского технологического института Н.Л. Щукина.

Керосинопровод Баку-Батуми протяженностью 835 км и диаметром 203 мм, с 16 перекачивающими станциями строился в течение 10 лет - с 1897 по 1906 г. - и вводился в эксплуатацию поэтапно. Сначала в 1900 г. начал действовать наиболее сложный для железнодорожных перевозок участок Михайлове-Батуми длиной 228 км - через Сурамский перевал. В 1904 г. был открыт участок керосинопровода Аг-Тагля-Михайлово, а в 1906 г. - Баку-Аг-Тагля.

Строительно-монтажные работы велись вручную. Трубы соединялись с помощью резьбовых муфт и покрывались антикоррозионной изоляцией - окрашивались свинцовым суриком на олифе, обматывались джутовой тканью и вновь окрашивались свинцовым суриком. Вдоль трассы была сооружена телефонная связь. Перекачивающие станции были оборудованы поршневыми насосами с приводом от паровых или дизельных двигателей.

Керосинопровод Баку-Батуми был оборудован по последнему слову техники своего времени и являлся одним из крупнейших в мире. С 1927 г. он стал работать как нефтепровод.

Довоенный период

В 1928-1932 гг. был построен крупный нефтепродуктопровод Армавир-Трудовая диаметром 300 мм, протяженностью 486 км, с двумя перекачивающими станциями. Впервые в мировой практике на этом строительстве была применена электродуговая сварка. В остальном техника строительства была прежней. Трубы зачищали вручную металлическими щетками и затем с помощью квачей и полотенец покрывали каменноугольным пеком и битумом. Опускали трубопровод в траншею при помощи талей, подвешенных на треногах и ваг.

В 1932 г. этот нефтепродуктопровод был подключен к нефтепроводу Грозный-Туапсе, переведенному к этому времени на перекачку тракторного керосина. С учетом подключенного участка общая длина нефтепродуктопровода составила 880 км.

Ввод в действие нефтепродуктопровода Грозный-Армавир-Трудовая позволил значительно разгрузить Северо-Кавказскую железную дорогу от транспорта светлых нефтепродуктов и обеспечить горючим сельское хозяйство восточной части Украины и Дона.

Читайте также:

lektsia.com

Перекачка высоковязкой и застывающей нефти, страница 30

В процессе заполнения трубопровода высоковязкой нефтью происходит увеличение площади ее контакта со стенкой и потери напора на трение постепенно возрастают. В момент tз достижения фронтом заполняющей жидкости конечного сечения трубопровода потери напора (давление на выходе станций) достигают максимума. При дальнейшей перекачке новые порции нефти приходят на конечный пункт со все более высокой температурой, т.к. система  “трубопровод-грунт” постепенно прогревается. В результате этого потери напора на трение уменьшаются. Величины Тк(t) и Нt(t), изменяясь во времени, постепенно приближаются к своим значениям Тк¥ и Нt¥ при стационарных условиях перекачки.

2.3.9.2. Остановки перекачки

При эксплуатации “горячего” нефтепровода неминуемы его остановки. Они могут быть вызваны аварией на одном из участков, необходимостью выполнения ремонтных работ, перебоями в подаче нефти на головную нефтеперекачивающую станцию и др. причинами.

Остановки перекачки могут быть связаны и с характером эксплуатации “горячего” нефтепровода. Трубопроводы проектируются для работы в течение не менее 30 лет. Так как в первые и, наоборот, последние годы разработки месторождений объемы добычи нефти обычно меньше, чем при полном развитии промыслов, то в это время нефтепроводы работают с пониженной производительностью. При “горячей” перекачке эта производительность не может быть меньше некоторой минимальной величины. Отсюда вытекает необходимость циклической эксплуатации “горячих” трубопроводов, при которой часть времени нефтепровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекращается. В данном случае под циклом понимается период времени, включающий длительность одного интервала непрерывной перекачки и одного интервала простоя.

Чем больше число циклов перекачки, тем меньше должна быть вместимость резервуаров для накапливания нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а значит потребуется меньше затрат на них. С другой стороны, больше будут затраты, связанные с повторным пуском нефтепровода (вытеснение остывшей нефти и прогрев системы труба-грунт). При уменьшении числа циклов картина обратная. Оптимальным является число циклов, соответствующее минимуму суммарных затрат.

При остановках перекачки высоковязкая нефть, оставленная в трубопроводе, постепенно остывает, вязкость ее повышается, а потери напора при возобновлении перекачки резко возрастают. Они максимальны в момент пуска трубопровода (рис. 2.23), когда весь он заполнен остывшей нефтью.

 

По мере замещения остывшей нефти разогретым продуктом потери на трение в трубопроводе быстро уменьшаются. После вытеснения из трубы всей остывшей нефти темп снижения потерь напора на трение снижается, а само уменьшение Нt связано с прогревом системы “труба-грунт” горячей нефтью. По мере снижения величины Нt происходит ее асимптотическое приближение к потерям напора при стационаром режиме перекачки.

Продолжительность остановки “горячего” нефтепровода должна быть такой, чтобы максимальные потери напора при пуске не превышали напора, развиваемого насосными агрегатами, и давления, которое может выдержать труба. В противном случае произойдет “замораживание” трубопровода, ликвидация которого связана со значительными потерями нефти и большими денежными затратами.

Время, по истечении которого возобновление перекачки высоковязкой нефти происходит без осложнений, т.е. потери на трение не превышают возможностей насосной станции, называется безопасным временем остановки “горячего” трубопровода. Для  расчета безопасного времени остановки “горячих” трубопроводов используются зависимости, полученные П.И. Тугуновым.

Если фактическое время остановки превышает безопасное, то вязкая нефть должна быть вытеснена из трубопровода маловязкой жидкостью (нефтью, нефтепродуктом, водой).

2.3.9.3. Замещение высоковязких нефтей в трубопроводах

Для ускорения процесса вытеснения высоковязкой нефти из трубопровода целесообразно обеспечить максимально возможный  расход вытесняющей жидкости. Ограничением в этом случае являются максимально допустимый из условия прочности нефтепровода и оборудования напор на выходе насосной станции .

vunivere.ru