Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов – часть 2. Пункты подогрева нефти


Станция - подогрев - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Станция - подогрев

Cтраница 2

Метод подогрева газа применяют на газопроводах небольшой протяженности для разложения уже образовавшихся гидратов либо для предупреждения гидратообразования в местах редуцирования газа. Газ нагревают на станциях подогрева от крытым огнем, паром, водой или другими теплоносителями.  [16]

Для предотвращения коррозионного разрушения нефтепроводов и защиты от блуждающих токов применяется антикоррозионная изоляция и электрохимические методы защиты. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти сооружаются станции подогрева, совмещая, где это возможно, с перекачивающими станциями.  [17]

Для предотвращения коррозионного разрушения нефтепроводов и защиты от блуждающих токов применяют антикоррозионную изоляцию и электрохимические методы защиты. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти сооружают станции подогрева, совмещая, где это возможно, с перекачивающими станциями.  [18]

Поскольку продукт содержал влагу, были устроены станции подогрева газа, расположенные одна от другой на расстоянии примерно 1 км. Несмотря на это, в зимнее время пропускная способность газопровода сокращалась и однажды при - 30 С весь газопровод заполнился кристаллогидратами; Было остановлено производство синтетического спирта, а углеводороды пришлось сжигать на факеле. В газопроводе были вырезаны участки на расстоянии 300 - 400 м один от другого, кристаллогидраты удаляли паром, отбираемым из паропровода, проложенного рядом на эстакаде, в вырезанные участки были вставлены подогреватели типа труба в трубе с подогревом от паропровода. Очистка трубопровода потребовала больших затрат труда, была связана с опасностью взрыва, проводилась в поле При морозе и сильном ветре.  [19]

Такое техническое решение, например, было реализовано на газопроводе пропан-пропиленовой фракции, которая транспортировалась с нефтеперерабатывающего завода до цеха сероочистки завода синтетического спирта. На газопроводе длиной свыше 3000 м были смодтиррваны две станции подогрева углеводородов: первая станция была расположена на расстоянии около 1000 м от установки нефтеперерабатывающего завода, а вторая - 1000 м от цеха сероочистки. Станции подогрева углеводородов были оснащены трубчатыми теплообменниками, в которые подавали водяной пар. Однако такое расположение станций обогрева оказалось неэффективным; газопровод часто замерзал. Это объясняется значительными потерями тепла при высоких температурах перегрева продукта. В процессе освоения производства вынуждены были смонтировать дополнительно интенсивные теплообменники, располагаемые через 300 - 400 м, тем самым полностью исключили замерзание газопровода.  [20]

Поскольку пропан-пропиленовая фракция, поступающая с нефтеперерабатывающего завода, содержала влагу, во избежание образования кристаллогидратов в холодное время года были предусмотрены две ступени подогрева транспортируемого продукта. Первая станция подогрева была расположена на расстоянии около 1000 м от установки нефтеперерабатывающего завода, вторая станция подогрева размещалась примерно на таком же удалении от цеха сероочистки завода синтетического спирта. При эксплуатации газопровода в зимнее время, а иногда поздней осенью и ранней весной наблюдалось резкое снижение пропускной способности газопровода, так как транспортируемые продукты уже при температуре 5 С способны образовывать с водой кристаллогидраты, забивающие трубопровод.  [21]

Такое техническое решение, например, было реализовано на газопроводе пропан-пропиленовой фракции, которая транспортировалась с нефтеперерабатывающего завода до цеха сероочистки завода синтетического спирта. На газопроводе длиной свыше 3000 м были смодтиррваны две станции подогрева углеводородов: первая станция была расположена на расстоянии около 1000 м от установки нефтеперерабатывающего завода, а вторая - 1000 м от цеха сероочистки. Станции подогрева углеводородов были оснащены трубчатыми теплообменниками, в которые подавали водяной пар. Однако такое расположение станций обогрева оказалось неэффективным; газопровод часто замерзал. Это объясняется значительными потерями тепла при высоких температурах перегрева продукта. В процессе освоения производства вынуждены были смонтировать дополнительно интенсивные теплообменники, располагаемые через 300 - 400 м, тем самым полностью исключили замерзание газопровода.  [22]

В восьмой пятилетке начинается строительство нефтепровода для перекачки высоковязкой нефти месторождений Казахстана Узень-Гурьев - Куйбышев. Для этой цели было построено 18 станций подогрева нефти. В 1970 году закончено строительство нефтепровода Альметьевск-Горький ( третья нитка) диаметром 320 мм, протяженностью 580 км. От Горького прокладывается трубопровод до Ярославля, а в 1969 году из Ярославля нефть перекачивается еще дальше-в Ки-риши Расширяется нефтепровод Дружба В эти годы его длина увеличивается на 2000 км ( диаметр труб, е основном, 1020 мм) за счет ввода параллельных ниток и его общая длина приближается к 8000 км.  [23]

Предупреждение образования гидратов методом повышения температуры газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. Температуру газа поддерживают выше температуры образования гидратов подогревом: газового потока до точки возможного образования гидратов, а также изменением интенсивности газового потока. Газ подогревают на станциях подогрева в огневых подогревателях, паром, водой или другим теплоносителем в теплообменниках различной конструкции.  [24]

Особый интерес представляет транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей по магистральному нефтепроводу Узень-Атырау - Самара. Сооружение этого нефтепровода связано с открытием месторождений высокозастывающих нефтей: Жетыбай и Узень. На нефтепроводе, предназначенном для транспорта высокозастывающих нефтей, применяют технологию горячей перекачки. Нефть первоначально нагревают до 60 - 65 С, повторному подогреву остывшую до 33 С нефть подвергают на станциях подогрева нефти ( СПН), расположенных по трассе. Размещение станций подогрева, их технические характеристики определены с учетом изменения температуры нефти по длине трубопровода.  [26]

Особый интерес представляет транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей по магистральному нефтепроводу Узень-Атырау - Самара. Сооружение этого нефтепровода связано с открытием месторождений высокозастывающих нефтей: Жетыбай и Узень. На нефтепроводе, предназначенном для транспорта высокозастывающих нефтей, применяют технологию горячей перекачки. Нефть первоначально нагревают до 60 - 65 С, повторному подогреву остывшую до 33 С нефть подвергают на станциях подогрева нефти ( СПН), расположенных по трассе. Размещение станций подогрева, их технические характеристики определены с учетом изменения температуры нефти по длине трубопровода.  [28]

Режимы работы горячего нефтепровода в условиях пуска в эксплуатацию, остановок перекачки, изменения пропускной способности и температуры подогрева нефти называются переходными. Они характеризуются изменением пропускной способности и температуры нефти при переходе от одного стационарного состояния к другому. Процесс течения нефти по трубопроводу и его тепловой режим в этих условиях являются неустановившимися. Причиной возникновения переходных режимов работы горячих нефтепроводов может явиться плановое или аварийное отключение отдельных насосных агрегатов или НС, тепловых печей или теплообменников ТС, заполнение трубопровода нефтью при его пуске, остановка перекачки и ее возобновление, последовательная перекачка нефтей с различными физическими свойствами, подключение или отключение отборов и подкачек нефти по трассе трубопровода, сезонное колебание температуры воздуха и теплофизических характеристик грунта. Указанные причины приводят к изменению параметров перекачки: температуры, давления, пропускной способности. Причем отклонение любого из этих параметров от стационарного состояния, если не производится специального регулирования системы, приводит к соответствующему изменению всех остальных. Так, например, при аварийном отключении станции подогрева в трубопровод начинает поступать холодная нефть, имеющая более высокую вязкость по сравнению с подогретой нефтью.  [29]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Подогрев нефти — с русского

См. также в других словарях:

  • Подогрев нефти —         (a. oil heating; н. Anwarmen des Erdols, Erdolvormarmung; ф. rechauffage de l huile; и. calentamiento de petroleo) осуществляется c целью улучшения реологич. свойств и снижения вязкости нефти; проводится на нефт. промыслах, при… …   Геологическая энциклопедия

  • подогрев нефти — Процесс, осуществляемый на нефтеперекачивающей станции или приемосдаточном пункте и промежуточных пунктах подогрева нефти для обеспечения транспортировки высоковязкой и высокозастывающей нефти. [РД 01.120.00 КТН 228 06] Тематики магистральный… …   Справочник технического переводчика

  • Парафинистые нефти —         (a. paraffin oils; н. Paraffinole; ф. petrole paraffineux, huile paraffineuse; и. petroleo parafinoso) нефти, содержащие значительное количество растворённых парафинов. Bce нефти содержат в своём составе нек poe количество парафинов,… …   Геологическая энциклопедия

  • пункт подогрева нефти — ППН Комплекс сооружений и оборудования, обеспечивающий подогрев нефти, перекачиваемой по магистральному нефтепроводу с целью снижения вязкости. [РД 01.120.00 КТН 228 06] Тематики магистральный нефтепроводный транспорт …   Справочник технического переводчика

  • Хранение нефти и нефтепродуктов —         (a. storage of crude oil and oil products; н. Speicherung von Erdol und Erdolerzeugnise; ф. stockage du petrole et des produits petroliers; и. almacenamiento de petroleo y de derivados de petroleo) содержание резервных запасов нефти и… …   Геологическая энциклопедия

  • ДИСТИЛЛЯЦИЯ НЕФТИ — (перегонка нефти), разделение ее на отдельные фракции (дистилляты) с разл. температурными интервалами выкипания путем испарения с послед. дробной конденсацией образующихся паров. Д. н. тепло и массообменный процесс, обычно многоступенчатого… …   Химическая энциклопедия

  • Хранение нефти и нефтепродуктов — ► oil and oil products storing Содержание резервных запасов нефти и нефтепродуктов в условиях, обеспечивающих их количественную и качественную сохранность в течение установленного времени. Предусматривается при необходимости компенсации… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • добыча нефти тепловыми методами — Обработка горячей водой, паром, забойный подогрев и внутрипластовое горение [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN thermal oil recovery …   Справочник технического переводчика

  • установка для подготовки нефти — Подогрев и химическая обработка для отделения воды и осаждения твёрдых примесей [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN oil treating plantsteaming plant …   Справочник технического переводчика

  • Неизотермический магистральный трубопровод —         (a. non isothermal main pipeline; н. Fernrohrleitung ohne Warmedammung; ф. conduite maitresse non isothermique; и. tuberia magistral no isotermica, conducto principal no isotermico) комплекс сооружений для транспортирования на большие… …   Геологическая энциклопедия

  • Нефтепровод магистральный —         (a. oil main, oil main pipeline; н. Erdolleitung; ф. pipe line principal а huile, oleoduc principal; и. oleoducto magistral, oleoducto principal) комплекс сооружений для транспортирования нефти от пункта добычи к потребителям… …   Геологическая энциклопедия

translate.academic.ru

подогрев нефти — с русского

См. также в других словарях:

  • Подогрев нефти —         (a. oil heating; н. Anwarmen des Erdols, Erdolvormarmung; ф. rechauffage de l huile; и. calentamiento de petroleo) осуществляется c целью улучшения реологич. свойств и снижения вязкости нефти; проводится на нефт. промыслах, при… …   Геологическая энциклопедия

  • подогрев нефти — Процесс, осуществляемый на нефтеперекачивающей станции или приемосдаточном пункте и промежуточных пунктах подогрева нефти для обеспечения транспортировки высоковязкой и высокозастывающей нефти. [РД 01.120.00 КТН 228 06] Тематики магистральный… …   Справочник технического переводчика

  • Парафинистые нефти —         (a. paraffin oils; н. Paraffinole; ф. petrole paraffineux, huile paraffineuse; и. petroleo parafinoso) нефти, содержащие значительное количество растворённых парафинов. Bce нефти содержат в своём составе нек poe количество парафинов,… …   Геологическая энциклопедия

  • пункт подогрева нефти — ППН Комплекс сооружений и оборудования, обеспечивающий подогрев нефти, перекачиваемой по магистральному нефтепроводу с целью снижения вязкости. [РД 01.120.00 КТН 228 06] Тематики магистральный нефтепроводный транспорт …   Справочник технического переводчика

  • Хранение нефти и нефтепродуктов —         (a. storage of crude oil and oil products; н. Speicherung von Erdol und Erdolerzeugnise; ф. stockage du petrole et des produits petroliers; и. almacenamiento de petroleo y de derivados de petroleo) содержание резервных запасов нефти и… …   Геологическая энциклопедия

  • ДИСТИЛЛЯЦИЯ НЕФТИ — (перегонка нефти), разделение ее на отдельные фракции (дистилляты) с разл. температурными интервалами выкипания путем испарения с послед. дробной конденсацией образующихся паров. Д. н. тепло и массообменный процесс, обычно многоступенчатого… …   Химическая энциклопедия

  • Хранение нефти и нефтепродуктов — ► oil and oil products storing Содержание резервных запасов нефти и нефтепродуктов в условиях, обеспечивающих их количественную и качественную сохранность в течение установленного времени. Предусматривается при необходимости компенсации… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • добыча нефти тепловыми методами — Обработка горячей водой, паром, забойный подогрев и внутрипластовое горение [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN thermal oil recovery …   Справочник технического переводчика

  • установка для подготовки нефти — Подогрев и химическая обработка для отделения воды и осаждения твёрдых примесей [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN oil treating plantsteaming plant …   Справочник технического переводчика

  • Неизотермический магистральный трубопровод —         (a. non isothermal main pipeline; н. Fernrohrleitung ohne Warmedammung; ф. conduite maitresse non isothermique; и. tuberia magistral no isotermica, conducto principal no isotermico) комплекс сооружений для транспортирования на большие… …   Геологическая энциклопедия

  • Нефтепровод магистральный —         (a. oil main, oil main pipeline; н. Erdolleitung; ф. pipe line principal а huile, oleoduc principal; и. oleoducto magistral, oleoducto principal) комплекс сооружений для транспортирования нефти от пункта добычи к потребителям… …   Геологическая энциклопедия

translate.academic.ru

Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов – часть 2

На пунктах подогрева нефти, где решено использовать в качестве первичного источника тепла грунт, дополнительно установлен вентиляторный теплообменник. Данное решение позволит сократить время выхода системы грунт-теплообменник на устойчивый режим за счет аккумулирования энергии в объеме грунта в теплый период. При положительных температурах атмосферного воздуха, в качестве первичного источника тепла, вместо грунта используется воздух. При более высоких температурах атмосферного воздуха (15-20 градусов и выше) может быть использовано только тепло атмосферного воздуха.

1 – когенерационная установка; 2 – тепловой насос;

3, 4 ,5 – насосные группы контуров испарителя, конденсатора и когенерационной установки соответственно;

6 – вентиляторный теплообменник; 7 – источник низкопотенциального тепла;

8 – нефтепровод; 9 – обводная линия нефтепровода; 10, 11 – теплообменник

Рисунок 1 – Схема обвязки автономного теплонасосного пункта подогрева

В предлагаемом способе обеспечивается энергосберегающая и экологически чистая технология транспортировки высоковязкой нефти. При этом на поверхности Земли поддерживается близкий к нулевому баланс тепла, обеспечивается минимальное тепловое воздействие на грунты, что актуально для районов Крайнего Севера.

В третьей главе подведены основы для методологического расчета температурных режимов теплонасосных пунктов подогрева из условия оптимизации затрат на ТНПП при их неравномерном расположении с учетом вида используемого источника природного низкопотенциального тепла при известном располагаемом напоре насосных станций.

Первоначальной задачей при проектировании теплонасосного пункта подогрева является определение его тепловой мощности.

Согласно постановке задачи, располагаемый напор насосных станций задан. Затраты на перекачку нефти при равенстве являются неизменной частью функции полных затрат и при сравнительном анализе их можно опустить. Удельные полные дисконтированные затраты (необходимые для поднятия температуры нефти в теплообменнике на 1 оС ) в денежных единицах равны:

, (1)

где – заданный расход нефти;

– плотность нефти;

– теплоемкость нефти;

, – удельные капитальные и эксплуатационные затраты на -м интервале времени на единицу выходной мощности ТНПП, установленного в i-м пункте j-го участка соответственно;

Е – коэффициент дисконтирования.

Минимизации подлежит целевая функция, представляющая собой полные дисконтированные затраты Э:

, (2)

где - температура нагрева на i-м пункте подогрева j-го участка, длиной lj;

tнji – температура нагрева на i-м пункте подогрева j-го участка;

tкj – конечная температура j-го участка.

Минимум целевой функции (2) будет наблюдаться в том случае, когда любое уменьшение затрат на подогрев на любом из j-х участков вызовет увеличение потерь на данном участке hj и с целью компенсации данного увеличения потерь необходимо понизить потери на любом другом участке, причем для этого потребуются бóльшие затраты. Последнее утверждение будет выполняться при равенстве частных производных по затратам для каждого участка:

. (3)

Полные дисконтированные затраты на j-м участке определяют температурный режим на данном участке, от которого зависят гидравлические потери в нефтепроводе .

Первым этапом при решении уравнения (3) нужно определить зависимость температурного режима на j-м участке от затрат на подогрев по данному участку из условия оптимума функции потерь на гидравлическое трение. Для этого необходимо решить дифференциальное уравнение .

При перекачке с «распределенным» подогревом, температура нефти поддерживается на уровне, превышающем температуру появления напряжения сдвига, поэтому потери напора на преодоление напряжения сдвига (см. рисунок 4):

=0; (4)

, (5)

где ; (6)

; (7)

;

;

;

.

Уравнения (5-7) были решены для нефтепровода Уса-Ухта, рассмотренного в примере 1 диссертационной работы. На рисунке 2 показана зависимость температур нагрева нефти в пределах одного j-го участка от дисконтированных затрат.

Рисунок 2 –Зависимость температур нагрева нефти от дисконтированных затрат

Температура нагрева нефти на ТНПП возрастает с увеличением затрат на подогрев. Кривая температуры подогрева на ТНПП с грунтовым источником низкотемпературного тепла ниже, чем на фиксированно расположенном пункте подогрева с водным источником тепла из-за большей стоимости внешних теплообменников.

Решением уравнений (5-7) являются зависимости, близкие к линейным, а значит, с достаточной степенью точности выражения (5-7) аппроксимируются линейными функциями: , , .

Технологические параметры нагрева на смежных участках взаимосвязаны.

Следующим этапом расчета является определение оптимального соотношения мощностей ТНПП, расположенных на нескольких смежных участках, на каждом из которых определена зависимость температурного режима от затрат на подогрев.

Так как потери на гидравлическое трение и затраты на подогрев нефти связаны функционально , то можно для каждого из рассматриваемых участков построить график этой зависимости (рисунок 3).

Рисунок 3 – Зависимость гидравлических потерь в нефтепроводе от полных дисконтированных затрат на подогрев нефти в ТНПП

При увеличении затрат на подогрев, увеличивается температура нагрева, а значит, увеличивается температурный напор между перекачиваемой нефтью и окружающей средой, поэтому при увеличении затрат на подогрев скорость уменьшения потребного напора падает, а значит, график функции выпуклый вниз. Уменьшение затрат на подогрев на любом из участков (например, на участке длиной l1 или на участке длиной l2) вызовет увеличение потерь на данном участке и с целью компенсации данного увеличения потерь необходимо понизить потери на любом другом участке, причем для этого потребуются бóльшие затраты (, а ). Таким образом, при поддержании заданной производительности и известном располагаемым напоре любое отклонение от утверждения (3) вызовет увеличение расходов на подогрев. При выполнении условия (3) затраты на подогрев будут минимальны.

В рамках модели Лейбензона с учетом вязкостно-температурной зависимости по Рейнольдсу-Филонову, осевого градиента температур по В. Г. Шухову, радиального по М. А. Михееву частная производная (3) имеет вид

(8)

В итоге, из уравнений (8) для каждого из j-х участков графоаналитическим методом находятся дисконтированные затраты на теплонасосные станции, которые определяют температурный режим перекачки.

Тепловая мощность ТНПП i-го пункта подогрева j-го участка равна

(9)

Рассмотрено увеличение пропускной способности нефтепровода Уса – Ухта с 1872 до 2412 . На рисунке 4 показано изменение графической характеристики нефтепровода. На рисунке 5 показано изменение температуры по длине нефтепровода до и после реконструкции.

В работе определены мощности и места установок теплонасосных пунктов подогрева . Суммарная тепловая мощность теплонасосных установок N=13,85 МВт; потребляемая электрическая – NЭ=3,45 МВт, что составляет всего 27% от энергозатрат на привод магистральных насосов, перекачивающих нефть по данному нефтепроводу, что может служить критерием предварительной оценки о возможности эффективного применения тепловых насосов при транспорте высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу.

Рисунок 4 – Графическая характеристика нефтепровода и насосных станций

1 – распределение температур по нефтепроводу до реконструкции;

2 – распределение температур по нефтепроводу после реконструкции

Рисунок 5 – Изменение температуры по длине магистрального нефтепровода Уса-Ухта

В четвертой главе обоснованы критерии применения на ТНПП дополнительных пиковых нагревателей.

Температура окружающей нефтепровод среды в течение года изменяется. По мере ее снижения увеличивается температурный напор, и тепловые потери трубопровода в окружающую среду возрастают. Вместе с тем, именно в зимний период с понижением температуры окружающей среды теплопроизводительность тепловых насосов снижается, и можно предположить, что подогрев только с использованием тепловых насосов может оказаться неэкономичным.

В качестве пиковых нагревателей целесообразно использовать традиционные способы нагрева нефти: нагрев в путевых подогревателях, паро-, электро – или индукционный подогрев.

Определено соотношение мощности теплонасосной установки и дополнительного нагревателя. Рассмотрена эксплуатация нефтепровода в различных условиях эксплуатации. На рисунке 6 приведен график изменения суммарной мощности теплонасосных пунктов подогрева при прокладке нефтепровода в районе с континентальном климатом (Башкортостан), где диапазон изменения температуры грунта на глубине заложения оси составляет 17 градусов.

Рисунок 6 – График изменения во времени суммарной мощности теплонасосных пунктов подогрева

Мощность ТНПП при пиковой нагрузке, соответствующей минимальной температуре грунта, обозначена на графике Nmax, номинальная мощность теплового насоса – NТН. Площадь под графиком P=Р1+Р2 представляет собой теплоту, переданную нефтепроводу за нагревательный период, причем Р2 – теплота, переданная нефтепроводу от теплового насоса, Р1 – от дополнительного нагревателя.

Дисконтированные затраты на подогрев нефти определены как:

, (10)

где – часть всех капитальных затрат в -м году;

– стоимость 1 кВт·ч энергии, выдаваемой дополнительным нагревателем;

– отношение стоимости единицы тепловой энергии дополнительного нагревателя к стоимости единицы тепловой энергии теплового насоса;

– стоимость капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности дополнительного нагревателя;

– отношение стоимостей капитальных затрат единицы мощности теплонасосной станции к единице мощности дополнительного нагревателя.

pandia.ru

Способ теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу, на пунктах подогрева нефти и установка для его осуществления

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту. Способ включает регулируемую подачу компонентов топлива, воспламенение и сжигание топлива в печи. Продукты сгорания топлива в первой теплообменной системе нагревают промежуточный теплоноситель и охлаждаются до температуры на 10-20°С ниже предельного уровня температуры нагрева транспортируемого продукта, после чего во второй теплообменной системе нагревают транспортируемый продукт (нефть) до температуры 200-250°С. Затем продукты сгорания топлива в утилизаторе тепла подогревают подаваемые в печь компоненты топлива и через дымовую трубу выходят в атмосферу. В качестве промежуточного теплоносителя используют сжатый в компрессоре воздух, который после нагрева в первой теплообменной системе подается на турбины. Работа расширения сжатого воздуха используется для привода компрессора и электрогенератора. Воздух после турбин поступает в печь в качестве окислителя. Также предложена установка для осуществления способа. Расширяет арсенал технических средств. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к области тепловых и силовых воздействий на транспортируемый по трубопроводу продукт, с целью облегчения его транспортировки и подготовки к переработке, а также относится к технологическому оборудованию комплекса подготовки нефти и может быть использовано для нагрева нефтяных эмульсий и нефти.

Сложной энергосберегающей задачей для предприятий нефтяной промышленности является сокращение расхода топлива и снижение стоимости энергоресурсов на низкотемпературный подогрев (до температуры 200-250°С) и транспортирование нефти, вязких и застывающих нефтепродуктов, мазутов, битумов, гудронов, особенно в зимний период.

В настоящее время в России в общем балансе добычи нефти значительное место занимают высоковязкие и парафинистые нефти, доля которых неуклонно возрастает. Одной из проблем, осложняющих добычу нефти, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений на скважинной арматуре.

Подобные отложения, которые происходят из-за снижения температурного режима потока нефти, встречаются практически во всех регионах нефтедобычи. Из-за отложений снижаются эффективность работы и производительность скважин, быстрее изнашивается оборудование, в несколько раз повышаются расходы на электроэнергию.

Повышение производительности транспортирования нефти при ее низкотемпературном нагреве, упрощение процесса нагрева и повышение стабильности процесса нагрева при сокращении расхода топлива и снижение стоимости энергоресурсов на нагрев - основная задача в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ теплового воздействие на продукты например нефти, транспортируемой по обогреваемому трубопроводу, путем преобразования электрической энергии в тепловую энергию, используя основу поверхностного эффекта, при котором передачу теплоты для подогрева продукта в обогреваемом трубопроводе производят от нагреваемой трубы, при прохождении по ней переменною электрического тока с неравномерно распределенной по сечению плотностью тока, при этом наибольшую плотность тока на внутренней поверхности создают выбором толщины стенки из условия превышения ее длины электромагнитной волны в стали при частоте тока 50 Гц. Известный способ изложен в работе Фонарев З.И. «Электроподогрев трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования в нефтяной промышленности». - Л.: Недра, 1984. - 148 с.

Известно устройство для реализации известного способа, включающее обогревающую трубу с нефтью, нагревательную трубу, внутри которой проложен токоведущий кабель. Нагревательная труба закреплена снаружи обогреваемой трубы с помощью сварки и заключена в общую изоляцию. Один конец кабеля подключен к нагревательной трубе, а другой конец кабеля подключен к источнику питания переменною тока. Устройство изложено на рис. 1 страницы 7 книги Фонарев З.И. «Электроподогрев трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования в нефтяной промышленности». - Л.: Недра, 1984. - 148 с.

Недостатком известного способа является высокая стоимость энергоресурсов для теплового воздействия на продукт, транспортируемый в обогреваемом трубопроводе. К недостаткам следует отнести необходимость применения высоковольтного напряжения (500 В - 3000 В) для эффективного нагрева нефти и теплостойкого кабеля, а также сложного и дорогостоящего оборудования.

Способы и методы обогрева, использующие в своей основе электричество, как правило, сложны и небезопасны в эксплуатации, а также более дорогостоящие по сравнению с другими обогревателями вследствие использования электричества как энергоносителя.

Известен способ теплового воздействия на продукт, например нефти, транспортируемый по трубопроводу путем воздействия теплом циркулирующего газового теплоносителя, образованного смешением продуктов сгорания топливного газа с избыточной частью отработанного теплоносителя подаваемого дымососом, при этом производят подогрев дутьевого воздуха теплом удаляемой части отработанного теплоносителя в атмосферу (дымового газа), Способ теплового воздействия на продукт, например нефти, изложен в патенте России RU №2090810, F27B 1/10, опубл. 20.09.1997 г.

Устройство, для реализации известного способа теплового воздействия на продукт, содержащее печь для нагрева нефти, содержащее вентилятор, воздухонагреватель, камеру сгорания топлива, теплообменные устройства, дымовую трубу, трубопроводы подачи нефти и топлива, газовод, причем газовод включает циркуляционный контур, соединяющий последовательно расположенные по ходу движения газообразного теплоносителя дымосос, циклонную топку трубчатые испарители, на газоводе установлен патрубок отвода отработанного теплоносителя, соединенный с всасывающим патрубком вентилятора, изложено в патенте России RU №2090810, F27B 1/10, опубл. 20.09.1997 г.

Недостатком известного способа является низкая эффективность преобразования теплоты сжигаемого топлива в конвективном виде теплопередачи для низкотемпературного теплового воздействия на транспортируемый продукт в обогреваемом трубопроводе, т.к. значительная доля теплоты сжигаемого топлива выбрасывается в атмосферу.

К недостатку следует отнести также создание «жесткого» горячего теплоносителя с температурой 670°С, использование которого приводит к нежелательным эффектам структурных изменений перекачиваемой нефти в обогреваемом трубопроводе. Такие тепловые потоки способны вызвать процесс коксования, т.е. разложение нефти без доступа воздуха на летучие компоненты и твердый остаток - кокса в трубопроводе. Коксование нефтяного сырья происходит уже при температуре Т=450-540°С, которая является предельным уровнем нагрева продукта, что снижает эффективность теплового воздействия на продукт.

Недостатком устройства является низкотемпературная камера сгорания, которая выполнена в виде циклонной топки с тангенциальными горелками. Продукты сгорания топлива в топке имеют температуру 1200°С, что не обеспечивает минимальный расход топлива, т.к. не выдержаны стехиометрические соотношения окислителя и горючего используемого топлива, что в целом снижает эффективность.

Известен способ теплового воздействия на продукт, например нефти, транспортируемый по трубопроводу, путем передачи теплоты от продуктов сгорания топливной рабочей смеси, образованной подачей компонентов топлива, воспламенением и сжиганием их в полости камеры сгорания устройства, размещенного внутри трубопровода, при этом контакт продуктов сгорания с транспортируемым продуктом осуществляют выбросом продуктов сгорания топливной рабочей смеси из полости устройства в трубопровод. Способ теплового воздействия на продукт, например нефти, изложен в патенте России RU №2156916, F17D 1/18, опубл. 27.09.2000 г.

Недостатком данного способа является сложность контроля состояния возможных структурных изменений в трубопроводе при нагреве транспортируемого продукта, что снижает эффективность технологического процесса при эксплуатации.

Известно устройство теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу, содержащее корпус, в котором выполнена полость для сгорания рабочей смеси, и как минимум один патрубок для подвода компонента рабочей смеси в полость, при этом устройство снабжено стаканом, установленным в корпусе, и нагревательным элементом, смонтированным в стакане, причем полость для сгорания рабочей смеси образована наружной поверхностью стакана и внутренней поверхностью корпуса, стенка которого имеет патрубок для подвода в полость компонента рабочей смеси и сквозное отверстие для выброса продуктов сгорания из полости в трубопровод, при этом в стакане имеется продольный канал для подвода в полость компонента рабочей смеси, кроме того, отверстие в корпусе выполнено в виде сопла Лаваля. Устройство для осуществления способа теплового воздействия на продукт, например нефти, изложено в патенте России RU №2156916, F17D 1/18, опубл. 27.09.2000 г.

К недостаткам устройства относят трудоемкость качественного контроля состояния возможных структурных изменений транспортируемого продукта при нагреве за счет тепломассообмена введением высокотемпературных продуктов полного сгорания топлива в транспортируемую нефть. Сложность эксплуатации и ремонта оборудования при нарушении качества транспортируемого продукта снижает эффективность эксплуатации трубопроводного транспорта.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ подогрева нефти и нефтепродуктов на трубопроводах, когда частично объединяют технологические процессы трубопроводного транспорта нефти и технологические процессы пунктов подогрева нефти с помощью теплообменной системы.

Известны способ и установка подогрева нефти на трубопроводах с помощью теплообменной системы, установленной на пунктах подогрева нефти, включающий нагрев промежуточного теплоносителя и теплопередачу от промежуточного теплоносителя к перекачиваемому продукту, в котором в качестве теплоносителя используют воду, нагрев которой осуществляют в водогрейном котле по графику 110-80°С, нагретую воду направляют в трубное пространство первой теплообменной системы, в которой поддерживают температуру циркулирующей в жаротрубном пространстве воды по графику 100-70°С, и при помощи автоматики эту воду используют для нагрева перекачиваемого продукта до заданной температуры во второй теплообменной системе. Известное техническое решение изложено в патенте России RU №2336456, F17D 1/18, опубл. 20.10.2008 г.

Недостатком данного технического решения является низкий температурный нагрев промежуточного теплоносителя, а следовательно, и низкий нагрев прокачиваемого продукта, приводящий к повышению вязкости транспортируемого по трубопроводу продукта и к снижению производительности трубопроводной системы.

Решаемой технической задачей изобретения является создание эффективного способа и устройства теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу путем повышения производительности транспортирования продукта за счет уменьшения вязкости и увеличения текучести продукта, при безопасном получении высокотемпературного теплоносителя в виде продуктов сгорания топлива.

Технический результат достигается тем, что в способе теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу, на пунктах подогрева нефти, включающий подачу транспортируемого продукта, регулируемую подачу компонентов топлива, воспламенение и сжигание топлива в печи, получение высокотемпературного теплоносителя в виде продуктов сгорания топлива, нагрев промежуточного теплоносителя в первой теплообменной системе, нагрев продукта во второй теплообменной системе, согласно которому промежуточным теплоносителем охлаждают высокотемпературный теплоноситель до температуры на 10-20°С ниже предельного уровня температуры нагрева транспортируемого продукта, исключив структурные изменения продукта, а затем охлажденными продуктами сгорания топлива нагревают транспортируемый продукт до температуры 200-250°С, с последующим нагревом компонента топлива - горючего в дополнительной теплообменной системе в виде утилизатора тепла, при этом тепловую энергию промежуточного теплоносителя преобразуют в электрическую с помощью турбокомпрессора и электрогенератора, для чего в качестве промежуточного теплоносителя используют сжатый в компрессоре воздух, с последующим использованием промежуточного теплоносителя в качестве компонента топлива - окислителя.

Технический результат достигается тем, что, осуществляют дополнительный индукционный нагрев продукта, охлажденного в результате транспортирования по трубопроводу, в интервале между пунктами подогрева нефти, используя электрическую энергию, полученную от части работы расширения промежуточного теплоносителя, нагретого в первой теплообменной системе при сжигании топлива.

Технический результат достигается тем, что в установке для осуществления способа теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу, на пунктах подогрева нефти, содержащей печь для сжигания топлива, систему подачи компонентов топлива, систему воспламенения, систему автоматики, первую теплообменную систему для нагрева промежуточного теплоносителя, вторую теплообменную систему для нагрева транспортируемого продукта, воздуховод, трубопроводы, запорную арматуру и дымовую трубу, согласно которой она снабжена турбокомпрессором, состоящим из турбины и компрессора с воздуховодом на входе, электрогенератором, индукционным нагревателем и утилизатором тепла, при этом выход компрессора сообщен с входом турбины через первую теплообменную систему, а выход турбины сообщен с входом в печь, при этом в канале газового тракта высокотемпературного теплоносителя в виде продуктов сгорания топлива последовательно за первой теплообменной системой установлена вторая теплообменная система, утилизатор тепла и дымовая труба, при этом холодный тракт утилизатора тепла сообщен на входе с устройством подачи компонента топлива - горючего, а выход сообщен с входом в печь, причем в качестве промежуточного теплоносителя используется воздух, турбокомпрессор является приводом электрогенератора, электрогенератор является источником питания индукционного нагревателя, установленного на участке трубопровода вне пункта подогрева нефти.

Использование в качестве промежуточного теплоносителя сжатого воздуха, нагреваемого в первой теплообменной системе, способного принять тепло от высокотемпературного теплоносителя в виде продуктов сгорания топлива и преобразовать эту теплоту в электрическую энергию, позволяет использовать электрическую энергию для нагрева транспортируемого продукта вне пункта подогрева нефти между пунктами подогрева нефти.

Нагрев компонента (горючего) топлива в утилизаторе тепла для увеличения теплосодержания сжигаемого топлива и увеличения соответственно количества получаемой электрической энергии, уменьшение одновременно тепловой нагрузки на экосистему при выбросе в атмосферу охлажденных продуктов сгорания топлива, позволяет утверждать о повышении энергосбережения, экономичности технологического процесса подогрева нефти в отрасли.

Высокий температурный нагрев прокачиваемого продукта, приводящий к снижению вязкости транспортируемого по трубопроводу продукта, способствует повышению производительности трубопроводной системы.

Выработанная электроэнергия может использоваться для нужд нефтепромысла, и этим также обеспечивается энергосбережение процесса подготовки нефти на нефтепромысле.

Таким образом, предлагаемое техническое решение имеет существенные отличия от известных решений и прототипа.

На фиг. 1 приведена принципиальная схема установки для осуществления способа теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу, на пунктах подогрева нефти с разделенным воздуховодом на выходе (параллельное питание сжатым нагретым воздухом с одинаковым давлением при разных расходах) для каждого из двух приводов роторов.

На фиг. 2 приведена принципиальная схема установки для осуществления способа теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу, на пунктах подогрева нефти с воздуховодом на выходе (последовательное питание сжатым нагретым воздухом с одинаковым расходом при разных давлениях) для каждого из двух приводов роторов.

На фиг. 3 приведена принципиальная схема установки для осуществления способа теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу, вне пункта подогрева нефти.

На фиг. 1-3 обозначено:

1 - печь;

2 - система воспламенения;

3 - система автоматики;

4 - первая теплообменная система;

5 - вторая теплообменная система;

6 - утилизатор тепла;

7 - трубопровод подачи горючего;

8 - дымовая труба;

9 - трубопровод подачи воздуха;

10 - турбина привода электрогенератора;

11 - вал;

12 - электрогенератор;

13 - турбина привода компрессора;

14 - вал;

15 - компрессор;

16 - пункт подогрева нефти;

17 - магистральный трубопровод с транспортируемым продуктом;

18 - индукционный нагреватель;

19 - переключатель;

20 - элементы автоматики контроля температуры и параметров электрической сети для нагрева транспортируемого продукта;

21 - источник питания.

Установка содержит печь 1 для сжигания топлива, систему воспламенения 2 для розжига печи 1 с использованием пускового топлива, систему автоматики 3 для обеспечения устойчивого воспламенения и горения при заданном стехиометрическом соотношении компонентов. В печи 1 получают высокотемпературный теплоноситель в виде продуктов сгорания топлива. В газовом тракте высокотемпературного теплоносителя установлена первая теплообменная система 4 с промежуточным теплоносителем в виде воздуха, Воздух подают по воздуховоду, на фиг. 1, 2, изображенному в виде связей с указанием направления движения воздуха. За первой теплообменной системой 4 последовательно установлена вторая теплообменная система 5 для нагрева транспортируемого продукта. Направление движения продуктов сгорания топлива из печи 1 в атмосферу показано совокупностью стрелок.

В газовом тракте высокотемпературного теплоносителя за второй теплообменной системой 5 выполнена полость, в которой установлен утилизатор тепла 6, к входу холодного тракта которого подсоединен трубопровод 7 подачи горючего, а выход холодного тракта другим участком трубопровода 7 соединен через агрегаты автоматики с печью 1. Выход горячего тракта утилизатора тепла 6 сообщается с атмосферой дымовой трубой 8. Печь 1 на входе сообщена воздуховодом в виде системы трубопроводов 9 подачи воздуха из атмосферы. Турбина 10 соединена валом 11 с электрогенератором 12. Турбина 13 соединена валом 14 с компрессором 15. Входы турбин 10, 13 сообщены с выходом компрессора 15 через первую теплообменную систему 4.

Воздуховод турбокомпрессора в виде системы трубопроводов 9 подачи воздуха условно представляет «обвязку» системы подачи окислителя в установке, в которой вход компрессора 15 имеет общий канал питания воздухом и выход компрессора 15 сообщен с первой теплообменной системой 4. На выходе перовой теплообменной системой 4 воздуховод разделен для питания сжатым нагретым воздухом турбин 10, 13.

Вход турбины привода электрогенератора 10 сообщен с первой теплообменной системой 4 с промежуточным теплоносителем в виде сжатого воздуха, также как вход турбины привода компрессора 13 сообщен с первой теплообменной системой 4 с промежуточным теплоносителем, создавая разделенное, параллельное подсоединение турбин (фиг. 1). Питание турбин возможно и при последовательном их подсоединении, когда выход турбины 13 сообщают с входом турбины 10 (фиг. 2). При последовательном или параллельном подсоединении турбин выходы турбин 10, 13 сообщены с входом печи 1.

Установка выполнена и имеет возможность вырабатывать энергоресурсы для нагрева продукта, транспортируемого по трубопроводу, вне пункта подогрева нефти.

Между двумя пунктами подогрева нефти 16 участок магистрального трубопровода 17 представляет собой достаточно сложный технологический участок с остывающим продуктом, приводящий к увеличению вязкости, следовательно, к увеличению энергозатрат и уменьшению пропускной способности транспортируемого продукта (фиг. 3). К особенности данного технического решения относится транспортируемый продукт, весьма чувствительный к тепловому воздействию при нагреве. Для «мягкого» теплового воздействия на продукт вне пункта подогрева нефти используют электрическую энергию, полученную в пункте 16 подогрева нефти. На трубопроводе 17 с транспортируемым продуктом устанавливают индукционный нагреватель 18 с переключателями 19 и агрегатами автоматики 20 контроля температуры и параметров электрической энергии. Источником питания 21 является электрогенератор 12.

Установка работает следующим образом. Топливо (горючее), например, в виде попутного нефтяного газа, подогретое в утилизаторе тепла 6, подается в печь 1 и сжигается в ней в атмосфере воздуха, поступившего из турбин 10, 13. Воздух после турбины 10, 13 при температуре, ориентировочно, Т=400°С смешивается с нагретым в утилизаторе тепла 6 горючим, обеспечивает устойчивое воспламенение и горение с образованием теплоносителя в виде продуктов сгорания топлива при заданном соотношении компонентов топлива, в том числе стехиометрическом, обеспечивая высокую полноту сгорания топлива.

Продукты сгорания топлива в качестве высокотемпературного теплоносителя поступают в первую теплообменную систему 4, где нагревают промежуточный теплоноситель в виде сжатого воздуха (при давлении Р=0,4-0,6 МПа) до температуры Т=800-900°С. Высокотемпературный теплоноситель, охлаждаясь в первой теплообменной системе 4 ориентировочно до величины температуры, равной Т=400-450°С, т.е. до температуры ниже предельной температуры структурных изменений, во второй теплообменной системе 5 нагревает транспортируемый по трубопроводу продукт до величины температуры, равной ориентировочно Т=200-250°С. В газовом тракте высокотемпературного теплоносителя, охлажденные в двух теплообменных системах 4 и 5 продукты сгорания топлива поступают в утилизатор тепла 6, в котором остаточная (не использованная) теплота продуктов сгорания топлива передается путем теплопередачи горючему, например, попутному нефтяному газу. Нагретое в утилизаторе тепла 6 горючее поступает в печь 1 для сжигания при безопасном давлении, равном величине Р=0,1-0,12 МПа. Затем продукты сгорания топлива через дымовую трубу 9 поступают в атмосферу, обеспечивая тягу в печи 1.

Воздух, сжатый в компрессоре 15, затем нагретый в первой теплообменной системе 4 до высокой температуры, направляют на вход турбин 10, 13. Работа турбин 10, 13 на чистом сжатом воздухе не требует больших затрат на ее эксплуатацию. Работа расширения сжатого воздуха в турбинах 10 и 13 используется для привода компрессора 15 и электрогенератора 12.

После турбин 10, 13 воздух, имеющий температуру ориентировочно Т=400°С, поступает в печь 1. Электрогенератор 12 вырабатывает переменный электрический ток с частотой 50 Гц для нужд нефтепромысла. В то же время выработка электрической энергии позволяет установке создать возможность сопровождения теплового воздействия на транспортируемый продукт вне пункта подогрева нефти путем передачи электрической энергии на большие расстояния, при больших расстояниях размещения пунктов подогрева нефти. Примером такого воздействия является использование схемы дополнительного нагрева транспортируемого продукта индукционным нагревателем 18. Сопровождение теплового воздействия заключается в перемещении по линии электропередач выработанной электрической энергии, полученной в электрогенераторе 12. Вокруг трубопровода 17 с транспортируемым продуктом вне пункта подогрева нефти закрепляют индукционный нагреватель 18. При замыкании электрической цепи выключателем 19 система автоматики 20 обеспечивает необходимые параметры электрической мощности источника питания 21 переменного тока, для индукционного нагревателя 18, и осуществляется тепловое воздействие на транспортируемый продукт вне пункта подогрева нефти. Нагрев транспортируемого продукта на трассе уменьшает вязкость нефти, увеличивает скорость движения транспортируемого продукта, что позволяет уменьшить количество пунктов подогрева нефти, снизить стоимость технологической операции.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет повысить производительность транспортирования нефти, упростить процесс нагрева нефти, сократить расход топлива и снизить стоимость энергоресурсов на нагрев,

По сравнению с известными аналогами в заявляемом техническим решении поэтапное охлаждение продуктов сгорания топлива, связанное с отбором и преобразованием тепловой энергии сжигаемого топлива в электрическую, с возможностью более позднего использования ее вне пункта подогрева нефти для теплового воздействия на транспортируемый продукт, позволяет повысить эффективность технологического процесса подогрева нефти, путем увеличения производительности транспортирования нефти, сокращения расхода топлива, а также снижения стоимости энергоресурсов на нагрев.

1. Способ теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу, на пунктах подогрева нефти, включающий подачу транспортируемого продукта, регулируемую подачу компонентов топлива, воспламенение и сжигание топлива в печи, получение высокотемпературного теплоносителя в виде продуктов сгорания топлива, нагрев промежуточного теплоносителя в первой теплообменной системе, нагрев продукта во второй теплообменной системе, отличающийся тем, что промежуточным теплоносителем охлаждают высокотемпературный теплоноситель до температуры на 10-20°С ниже предельного уровня температуры нагрева транспортируемого продукта, исключив структурные изменения продукта, а затем охлажденными продуктами сгорания топлива нагревают транспортируемый продукт до температуры 200-250°С, с последующим нагревом компонента топлива - горючего в дополнительной теплообменной системе в виде утилизатора тепла, при этом тепловую энергию промежуточного теплоносителя преобразуют в электрическую с помощью турбокомпрессора и электрогенератора, для чего в качестве промежуточного теплоносителя используют сжатый в компрессоре воздух, с последующим использованием промежуточного теплоносителя в качестве компонента топлива - окислителя.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в нем осуществляют дополнительный индукционный нагрев продукта, охлажденного в результате транспортирования по трубопроводу, в интервале между пунктами подогрева нефти, используя электрическую энергию, полученную от части работы расширения промежуточного теплоносителя, нагретого в первой теплообменной системе при сжигании топлива.

3. Установка для осуществления способа теплового воздействия на продукт, транспортируемый по трубопроводу, на пунктах подогрева нефти, содержащая печь для сжигания топлива, систему подачи компонентов топлива, систему воспламенения, систему автоматики, первую теплообменную систему для нагрева промежуточного теплоносителя, вторую теплообменную систему для нагрева транспортируемого продукта, воздуховод, трубопроводы, запорную арматуру и дымовую трубу, отличающаяся тем, что она снабжена турбокомпрессором, состоящим из турбины и компрессора с воздуховодом на входе, электрогенератором, индукционным нагревателем и утилизатором тепла, при этом выход компрессора сообщен с входом турбины через первую теплообменную систему, а выход турбины сообщен с входом в печь, при этом в канале газового тракта высокотемпературного теплоносителя в виде продуктов сгорания топлива последовательно за первой теплообменной системой установлены вторая теплообменная система, утилизатор тепла и дымовая труба, при этом холодный тракт утилизатора тепла сообщен на входе с устройством подачи компонента топлива - горючего, а выход сообщен с входом в печь, причем в качестве промежуточного теплоносителя используется воздух, турбокомпрессор является приводом электрогенератора, электрогенератор является источником питания индукционного нагревателя, установленного на участке трубопровода вне пункта подогрева нефти.

www.findpatent.ru

Способ подогрева нефти на нефтеперекачивающей станции с резервуарами для хранения нефти

Изобретение относится к области транспорта и хранения нефти, в частности к области подогрева нефти на нефтеперекачивающей станции (далее - НПС) с резервуарами для хранения нефти (резервуарным парком). В соответствии с изобретением после остановки перекачки осуществляют циркуляцию нефти, содержащейся в резервуарном парке остановленной нефтеперекачивающей станции, через пункт подогрева нефти. Подогрев нефти выполняют во время ее циркуляции. Технический результат, достигаемый настоящим изобретением, заключается в снижении требуемой мощности пункта подогрева нефти нефтеперекачивающей станции. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Изобретение относится к области транспорта и хранения нефти, в частности, к области подогрева нефти на нефтеперекачивающей станции (далее - НПС) с резервуарами для хранения нефти (резервуарным парком - далее РП).

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Известен способ подогрева на нефтеперекачивающих станциях с резервуарным парком, при котором в стационарном режиме нефть разогревается до требуемой температуры; и далее разогретая нефть посредством насосных станций перекачивается в трубопровод. При остановке перекачки нефть в резервуарном парке остывает до температуры ниже температуры нефти, поступающей на НПС в стационарном режиме перекачки. При пуске нефтепровода после остановки остывшую нефть из резервуаров подают на пункт подогрева нефти (далее - ППН), где ее прогревают до требуемой температуры, после чего посредством магистральной насосной станции перекачивают нефть в трубопровод (Р.А. Алиев. Трубопроводный транспорт нефти и газа, 1988 г., параграф 8.10).

Требуемая мощность пункта подогрева нефти зависит от разницы между требуемой температурой на выходе ППН и температурой нефти, поступающей на ППН. Очевидно, что эта разница значительно возрастает в режиме пуска после остановки перекачки и для нагревания нефти до требуемой температуры необходимый запас мощности ППН сверх мощности, необходимой для стационарного режима перекачки нефти. Таким образом, недостатком известного способа является высокая требуемая мощность пункта подогрева нефти.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Перед разработчиками настоящего изобретения была поставлена задача, заключающаяся в создании способа подогрева нефти на нефтеперекачивающей станции с резервуарами для хранения нефти, который требовал бы меньшей мощности ППН.

Поставленная задача была решена за счет создания способа подогрева нефти на нефтеперекачивающей станции с резервуарами для хранения нефти после остановки перекачки, который содержит этапы, включающие в себя циркуляцию нефти, содержащейся в резервуарном парке остановленной нефтеперекачивающей станции, через пункт подогрева нефти; подогрев нефти во время циркуляции.

Технический результат, достигаемый настоящим изобретением, заключается в снижении требуемой мощности пункта подогрева нефти нефтеперекачивающей станции.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг. 1 - схематическое изображение работы НПС в стационарном режиме.

Фиг. 2 - схематичное изображение работы НПС в режиме остановки перекачки.

Фиг. 3 - схематичное изображение работы НПС в режиме пуска нефтепровода после остановки.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ может быть использован на нефтеперекачивающей станции 1 (НПС 1), которая содержит резервуарный парк 2, включающий в себя по меньшей мере один резервуар для хранения нефти, пункт 3 подогрева нефти (ППН 3), подпорную насосную станцию 4 (ПНС 4), магистральную насосную станцию 5 (МНС 5) и систему трубопроводов и сооружений НПС 1, формирующую каналы перекачки нефти между элементами НПС 1, а также магистральным трубопроводом.

Требуемая мощность пункта подогрева нефти определяется по формуле:

N=G*c*(tвых-tвх),

где G - производительность перекачки через ППН;

с - теплоемкость нефти;

tвых - температура на выходе ППН;

tвх - температура на входе ППН.

Стрелками на фигурах чертежей обозначены трубопроводы и сооружения, служащие каналами перекачки нефти. При этом сплошными стрелками обозначены используемые в соответствующем режиме трубопроводы и сооружения, а пунктирными - неиспользуемые.

В стационарном режиме осуществляется прием 6 нефти с температурой t1 от предыдущей нефтеперекачивающей станции. Нефть поступает 7 в резервуарный парк 2 (РП 2). Далее нефть из РП 2 посредством ПНС 4 подается 8 на ППН 3 для подогрева до требуемой температуры t2 на выходе из ППН 3. После подогрева нефти нефть подается на МНС 5, с помощью которой нефть перекачивается 9 к следующей НПС. При этом требуемая мощность ППН 3 определяется разницей температур Δt=(tвыx-tвx)=(t2-t1).

В режиме остановки перекачки нефть, содержащаяся в РП 2, подается 10 посредством ПНС 4 на ППН 3, подогревается и подается 11 обратно в РП 2. Таким образом, в режиме остановки НПС 1 нефть, остывающая в РП 2, циркулирует через ППН 3 и подогревается, причем подогревают нефть во время циркуляции до требуемой температуры нефти t2 на выходе из нефтеперекачивающей станции.

Таким образом, способ позволяет аккумулировать тепловую энергию в нефти, размещенной в РП 2.

При пуске НПС 1 и нефтепровода после остановки остывшая до температуры t3 нефть от предыдущей НПС подается 12 на ППН 3, где она нагревается до расчетной температуры t4. После этого нефть при температуре t4 поступает 13 в РП 2. Расчетная температура t4 может быть определена следующим образом:

t4=(t2-t3)/2.

Переход в стационарный режим осуществляется после повышения температуры поступающей на НПС 1 нефти до t1, либо когда из резервуаров РП 2 будет полностью откачана нефть с температурой t2.

Одновременно с подогревом поступающей нефти нефть из резервуаров РП 2, разогретая до температуры до требуемой температуры t2, перекачивается 14 к следующей НПС с помощью ПНС 4 и МНС 5 без использования ППН 3.

В таком случае необходимое изменение температуры при прохождении через ППН будет по существу одинаковым как для нефти, поступающий от предыдущей НПС для перекачки в РП 2, так и для нефти, перекачиваемой 8 в стационарном режиме посредством ПНС 4, ППН 3 и МНС 5 к следующей НПС. Таким образом, для подогрева нефти в режиме пуска НПС 1 после остановки требуется по существу такая же мощность нагревания, как и при стационарном режиме; тогда как при известной схеме мощность нагрева при пуске должна быть значительно выше, чтобы прогреть остывшую за время остановки нефть от температуры t3 до t2.

Для целей описания настоящего изобретения значения температуры определены без учета потерь и погрешностей.

Рассмотрим пример, когда на существующей НПС 1 от предыдущей НПС в стационарном режиме поступает 6 нефть при температуре t1=21,1°C и перекачивается 7 в РП 2. Далее, из РП 2 посредством ПНС нефть поступает 8 на ППН 3, где нагревается до требуемой температуры t2=40°C в стационарном режиме. После чего нефть при температуре t2 на выходе перекачивается к следующей НПС. При этом изменение температуры при нагревании составит:

Δt=(t2-t1)=(40-21,1)°С=18,9°С.

После остановки перекачки нефть в трубопроводе, от предыдущей НПС остывает до t3=-4,1°C. Нефть при t1=21,1°C в РП 2 при переходе в режим остановки перекачки начинает циркулировать посредством ПНС через ППН, нагреваясь до 40°С. При этом подогревают нефть каждого резервуара РП 2 последовательно. В этом режиме по-прежнему °t=18,9°C.

При пуске нефтепровода после остановки остывшая в трубопроводе нефть при температуре t3=-4,1°C от предыдущей НПС подается 12 на ППН 3, нагревается до t4=18°C (At=22,1°C) и поступает в РП 2. Одновременно нефть из РП 2, разогретая до температуры t2=40°C, перекачивается 14 к следующей НПС с помощью ПНС 4 и МНС 5 без использования ППН 3.

Изменение направления потоков нефти в нефтепроводах и сооружениях осуществляется с помощью изменения состояния трубопроводной арматуры, насосов и автоматики.

Настоящее изобретение было подробно описано со ссылкой на предпочтительный вариант его осуществления, однако очевидно, что оно может быть осуществлено в различных вариантах, не выходя за рамки заявленного объема правовой охраны, определяемого формулой изобретения.

1. Способ подогрева нефти на нефтеперекачивающей станции с резервуарами для хранения нефти после остановки перекачки, который содержит этапы, включающие в себя циркуляцию нефти, содержащейся в резервуарном парке остановленной нефтеперекачивающей станции, через пункт подогрева нефти и подогрев нефти во время циркуляции.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подогревают нефть во время циркуляции до требуемой температуры нефти на выходе из нефтеперекачивающей станции.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подогревают нефть каждого резервуара последовательно.

www.findpatent.ru

Транснефть подключила к системе нефтепровода Заполярье – Пурпе еще 1 пункт подогрева нефти // Транспортировка и Хранение // Новости

Транснефть-Сибирь успешно завершила работы по подключению к системе магистрального нефтепровода (МНП) Заполярье-Пурпе пункта подогрева нефти (ППН), расположенного на 415 км трассы.

Об этом 1 декабря 2016 г сообщает пресс-служба Транснефти.

 

Сегодня  специалисты Уренгойского управления магистральных нефтепроводов Транснефть – Сибирь проводят поэтапное заполнение технологических трубопроводов ППН нефтью.

Пункт подогрева нефти представляет собой комплекс зданий, сооружений и оборудования, предназначенных для путевого подогрева углеводородного сырья при обеспечении его транспортировки на участке от 415 километра до линейной производственно-диспетчерской станции (ЛПДС) Пур-Пе.

 

Непосредственно сам пункт подогрева нефти состоит из четырех теплообменников, заполненных термальным маслом, которое и нагревает нефть.

Масло же нагревается за счет котельной, состоящей из 4х энергоблоков.

Кроме того в состав производственного объекта входит площадка фильтров-грязеуловителей с запорной арматурой, автономная дизельная электростанция, емкость для хранения нефти объемом 225 м3 и служебно-бытовой корпус (СБК).

В СБК предусмотрены рабочие кабинеты, буфет, узел связи, операторная, комнаты отдыха для персонала, душевая и раздевалка.

 

Численность рабочего персонала, обеспечивающего эксплуатацию объекта, составляет 13 человек.

Всего в рамках реализации проекта было построено 8 пунктов подогрева нефти.

В том числе по 1 ППН на нефтеперекачивающих станциях (НПС) «Заполярье», «Ямал», «Пур-Пе».

Еще 5 пунктов расположены на протяжении линейной части МНП Заполярье – Пурпе.

 

Ввод в эксплуатацию МНП Заполярье – Пурпе планировался в ноябре 2016 г.

МНП пропускной мощностью до 45 млн т будет принимать нефть с новых месторождений районов ЯНАО и севера Красноярского края для дальнейшей транспортировки на НПЗ России.

 Через МНП Заполярье - Пурпе Транснефть-Сибирь до конца 2016 г планирует транспортировать 1,2 млн т нефти.

 

Обсудить на Форуме 

neftegaz.ru