Способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов. Пути перемещения нефти


Способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов

Изобретение относится к гидротранспорту высоковязких жидкостей, к химической, нефтехимической промышленности и к экологическим процессам при перекачивании по трубопроводу консистентных нефтешламов и других жидких отходов. Способ перемещения заключается в формировании коаксиального концентрического слоя у внутренней поверхности трубы. Предварительно в воду добавляют метиловый спирт в количестве (17,4÷53)% массовых с образованием спиртового раствора, плотность которого равна плотности перекачиваемой нефти или нефтепродукта. Техническим результатом заявленного изобретения является создание устойчивого кольцевого слоя маловязкой жидкости за счет нейтрализации силы тяжести и силы Архимеда, возникающих при разности плотностей нефти или нефтепродукта и маловязкой жидкости, двигающейся в коаксиальном концентрическом слое у внутренней поверхности трубы. 1 ил., 1 табл.

 

Предлагаемое техническое решение относится к гидротранспорту высоковязких жидкостей, в частности нефтей и нефтепродуктов, масел и других ньютоновских и неньютоновских сред, и может найти применение в химической, нефтетехнической и других отраслях промышленности и экологических процессах при перекачивании по трубопроводу консистентных нефтешламов и других жидких отходов.

Известен способ подготовки русской высоковязкой нефти к транспортированию путем удаления из нее веществ, снижающих ее текучесть, за счет обработки ее в емкости с силикагелем модифицированным раствором щелочи в изопропиловом спирте, при этом нефть и силикагель берут в соотношении, масс.ч. (9,9-21,3:10) (авт. Св. СССР №1415003, F17D 3/08, 1988).

К причинам, препятствующим достижению заданного технического результата, относится незначительное уменьшение вязкости, снижение гидравлического сопротивления и энергозатрат на гидротранспортирование нефти по трубопроводу.

Известно устройство для уменьшения гидравлических потерь в трубопроводе, включающем цилиндрическую пружину, выполненную из полой трубки, установленную внутри трубопровода с наружным диаметром, равным внутреннему диаметру трубы, и шагом витка, определяемым по формуле

где λ - шаг витка, м;

υ - скорость движения жидкости, м/с;

D - внутренний диаметр трубопровода, м;

g=9,81 - ускорение свободного падения, м/с2,

причем на боковой поверхности которой на расстоянии, равном шага витка, выполнены отверстия таким образом, что их ось совпадает с направлением потока жидкости в трубопроводе.

Если перекачиваемая жидкость нефть или нефтепродукты, а маловязкая жидкость вода, не растворимая в перекачиваемой жидкости и имеющая большую плотность, чем последняя, то витки цилиндрической пружины являются средством для закручивания потока и заставляют вращаться обе жидкости. Под действием центробежной силы вода прижимается к стенке трубы, создавая устойчивый центробежный слой маловязкой жидкости. Кроме того, выполнение цилиндрической пружины из трубы с отверстиями позволяет подавать в пограничный слой газ, воздух, пар, растворы полимеров или поверхностно-активных веществ, эмульсии, химические реагенты, которые уменьшают гидравлическое сопротивление, предотвращают образование отложений на стенках трубы, снижают вязкость перекачиваемой жидкости, предотвращают образование в ней вихрей (патент РФ №2334134, F15D 1/06, F17D 1/20 2007).

К причинам, препятствующим достижению заданного технического результата, относится малая устойчивость пограничного слоя маловязкой жидкости или разная плотность ее и перекачиваемой высоковязкой жидкости. Если плотность маловязкой жидкости, например воды, больше плотности перекачиваемой жидкости, последняя всплывает, а вода опускается вниз, если плотность маловязкой жидкости, например воздуха, меньше плотности перекачиваемой жидкости, последняя выдавливает воздух вверх. В общих случаях перекачиваемая жидкость начинает двигаться без маловязкого пограничного слоя, что увеличивает гидравлическое сопротивление и энергозатраты на гидротранспорт.

Наиболее близким техническим решением к заявленному способу является способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, заключающийся в формировании коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы путем добавления в нефть воды и придания потокам нефти и воды вращательного движения лопастными мешалками, установленными за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению с угловой скоростью, определяемой по формуле

где ω - угловая скорость вращения мешалки, 1/с;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

R - радиус трубопровода

(патент РФ №2262035, F17D 1/14, F15D 1/02, 2005).

К причинам, препятствующим достижению заданного технического результата, относится неустойчивость коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы на участках между лопастными мешалками за счет разности плотностей воды и перекачиваемой нефти или нефтепродукта.

Обычно плотность нефти меньше плотности воды. В этом случае под действием силы тяжести кольцевой слой воды деформируется, и вся вода течет в нижние части трубы, а нефть под действием силы Архимеда заполняет верхнюю часть трубопровода. В этом случае нефть и нефтепродукт начинают течь без кольцевого слоя воды, что увеличивает гидравлическое сопротивление и энергозатраты на гидротранспорт.

Задачей предлагаемого технического решения является уменьшение гидравлического сопротивления и энергозатрат на всех участках трубопровода.

Техническим результатом является создание устойчивого кольцевого слоя маловязкой жидкости за счет нейтрализации силы тяжести и Архимеда, возникающих при разности плотностей нефти или нефтепродукта и маловязкой жидкости, двигающейся в коаксиальном концентрическом слое у внутренней поверхности трубы.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, заключающемся в формировании коаксиального концентрического слоя жидкости у внутренней поверхности трубы путем добавления внутрь воды, при этом предварительно в воду добавляют метиловый спирт в количестве (17,4÷53)% массовых с образованием спиртового раствора, плотность которого равна плотности перекачиваемой нефти или нефтепродукта.

Предварительное добавление в воду метилового спирта в указанном количестве, хорошо растворяемого в воде с образованием спиртового раствора, плотность которого равна плотности перекачиваемой нефти или нефтепродукта, позволяет после формирования его кольцевого концентрического слоя этого раствора у внутренней поверхности трубы обеспечивать его устойчивость по всей длине трубопровода, так как отсутствуют сила тяжести и сила Архимеда, заставляющие этот водный раствор опускаться вниз, а нефть или нефтепродукт подниматься вверх. Так как при этом вязкость водного раствора значительно меньше вязкости перекачиваемой нефти или нефтепродукта по всей длине трубопровода, то гидравлическое сопротивление и энергозатраты уменьшаются. Кроме того, нет необходимости вращать этот водный раствор с нефтью или с нефтепродуктом, что сохраняет устойчивость коаксиального концентрического слоя у внутренней поверхности трубы, что также уменьшает энергозатраты.

На чертеже представлена схема установки по предлагаемому способу перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов.

Установка включает в себя линейные части трубопровода 1 и колено 2 с внутренним диаметром D, дифманометр 3 для изменения перепада давления на всей длине трубопровода. Установка содержит емкость для нефти или нефтепродукта 4, в которую опущен всасывающий патрубок центробежного насоса 5, а нагнетательный патрубок 6, имеющий диаметр d (меньший внутреннего диаметр а трубопровода 1 на удвоенную величину коаксиального концентрического слоя водного раствора), установлен осесимметрично на входе с линейной частью трубопровода 1.

Для измерения расхода нефти установлен ротаметр 7, а ее расход регулируется вентилем 8.

Установка содержит также смеситель 9 для смешивания воды с метиловым спиртом с образованием спиртового раствора, плотность которого равна плотности перекачиваемой нефти, емкость 10 с водой, соединенную трубкой с вентилем 11 со смесителем 9, а также емкость 12 с растворяемым в воде метиловым спиртом, соединенную другой трубкой с вентилем 13 со смесителем 9. Для измерения плотности нефти в емкости 4 установлен денсиметр 14, а в смесители 9 установлен денсиметр 15 для измерения плотности спиртового раствора.

В смеситель 9 опущен всасывающий патрубок насоса 16, нагнетательный патрубок которого соединен трубкой через вентиль 17 с коаксиальным кольцевым зазором 18, образованным на входе трубопровода 1, и нагнетательным патрубком 6. Для измерения расхода спиртового раствора, нагнетаемого насосом 16 из смесителя 9 в коаксиальный кольцевой зазор 18, установлен ротаметр 19.

Установка по предлагаемому способу перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов работает следующим образом.

Денсиметром 14 измеряют плотность нефти в емкости 4. Заполняют водой из емкости 10 через трубку с вентилем 11 смеситель 9, подают из емкости 12 через трубку вентилем 13 метиловый спирт в смеситель 9. Включают мешалку и, регулируя расходы воды из емкости 10 и метилового спирта из емкости 12 с помощью вентилей 11 и 13, создают в смесителе 9 спиртовой раствор с плотностью (которую контролируют денсиметром 15), равной плотности нефти, которую контролируют денсиметром 14.

Включают центробежный насос 5, которым по нагнетательному патрубку 6 подают нефть, расход которой устанавливают вентилем 8 и контролируют ротаметром 7. Одновременно включают насос 16, которым по нагнетательному патрубку с вентилем 17 подают в коаксиальный кольцевой зазор 18 спиртовой раствор из смесителя 9. Расход этого водного раствора контролируется ротаметром 19.

Так как плотности перекачиваемой нефти, подаваемой по нагнетательному патрубку центробежного насоса 5, и спиртового раствора, подаваемого в коаксиальный кольцевой зазор 18 на входе в трубопровод 1, равны, то силы тяжести и силы Архимеда нефти и спиртового раствора будут равны, а значит коаксиальный концентрический слой спиртового раствора будет устойчиво двигаться вдоль трубы у внутренней ее поверхности, а перекачиваемая нефть внутри этого коаксиального концентрического слоя спиртового раствора. Так как спиртовой раствор имеет вязкость значительно меньшую вязкости перекачиваемой нефти, то гидравлическое сопротивление, измеряемое дифманометром 3, и энергозатраты будут намного меньше на всех участках трубопровода 1, потому что перекачиваемая нефть или нефтепродукт не соприкасается с внутренней поверхностью трубопровода.

Пример 1. Необходимо перекачать нефть плотностью ρ=900 кг/м3 и вязкостью µ=0,05 Па·с при температуре t=20°C на расстояние L=10 км в трубопроводе диаметром D=0,1 м с расходом q=0,001 м3/с или 0,6 м3/ч.

Вода при 20° имеет плотность 1000 кг/м3, метанол имеет плотность при 20° ρ1=792 кг/м3.

Для создания спиртового раствора с плотностью, равной плотности перекачиваемой нефти, необходимо в смесителе 9 создать раствор с концентрацией метанола в воде 53% массовых. Этот раствор, как и вода, плохо растворим в нефти и имеет вязкость µ1=1,79·10-3 Па·с, то есть в 28 раз меньшую, чем перекачиваемая нефть.

Для формирования коаксиального концентрического слоя у внутренней поверхности трубы из этого спиртового раствора метанола толщиной 1 мм его расход должен составлять q1=1,437·10-5 м3/c или 0,052 м3/час.

Этот расход q1=0,052 м3/час устанавливают вентилем 17 и контролируют ротаметром 19 после включения насоса 16.

Определяют массовый расход этого раствора плотностью ρ=900 кг/м3. Массовый расход qm=q1·ρ=46,8 кг/час.

Тогда массовый расход метанола должен составлять qm1=qm·0,53=24,8 кг/час, а его объемный расход

который подают из емкости 12 в смеситель 9 и устанавливают вентилем 13. Массовый расход воды должен составлять qm1=qm·0,47=22 кг/час, а ее объемный расход

которую подают из емкости 10 в смеситель 9 и 1000 час устанавливают вентилем 11. Плотность получаемого 53% раствора в смесителе 9 контролируют денсиметром 15 и сравнивают с плотностью нефти по показаниям денсиметра 14.

По нагнетательному патрубку 6 диаметром d=98 мм центробежного насоса 5 нефть с плотностью ρ=900 кг/м3 подают на вход линейной части трубы 1 диаметром D=100 мм с заданным расходом q=3,6 м3/час, который регулируют вентилем 8 и контролируют ротаметром 7.

Для формирования коаксиального концентрического слоя 53% водного раствора метанола, имеющего такую же, как нефть, плотность ρ=900 кг/м3, его подают из смесителя 9 насосом 16 в коаксиальный кольцевой зазор 18. Его толщина равна половине разницы диаметров трубопровода 1 D=100 мм и нагнетательного патрубка насоса 6, то есть δ=1 мм.

Так как плотности этого раствора и нефти равны, то силы тяжести и силы Архимеда обеих жидкостей равны, то есть обе жидкости, не смешиваясь, движутся вдоль линейной части трубопровода 1. На повороте в колене 2 они также не смешиваются, так как центробежные силы на границе обеих жидкостей из-за равенства их плотностей будут равны.

Гидравлическое сопротивление на 10 км трубопровода 1 составит 0,886 ат, а удельные энергозатраты Е=2,68·10-2 кВт·час/т. При обычной перекачке нефти гидравлическое сопротивление и энергозатраты будут в 3,05 раза больше. По сравнению со способом перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов выбранным за прототип, в котором гидравлическое сопротивление составляет 1,31 ат, предлагаемый способ обеспечивает снижение гидравлического сопротивления на 47,8%, а удельные энергозатраты снизятся более чем в 1,5 раза с 4,05·10-2 до 2,68·10-2 кВт·час/т. Это связано в прототипе с необходимостью дополнительных затрат энергии на вращение нефти и коаксиального концентрического слоя воды лопастными мешалками, которые используют в прототипе для создания центробежных сил в воде больше сил тяжести, возникающих из-за разности плотности воды и нефти и обеспечивающих устойчивое положение коаксиального концентрического слоя воды у стенки трубопровода.

Пример 2. Необходимо перекачать мазут марки M100 с температурой застывания t=25°C, плотностью ρ=971 кг/м3 и вязкостью µ=0,1114 Па·с на 1 км по трубопроводу диаметром dm=0,06 м. Расход мазута q=2 м3/час или 5,56·10-4 м3/с (физические свойства мазута и технологические параметры взяты из патента РФ №2138727, F17D 1/16, 1999 г.).

Для обеспечения плотности раствора метанола в воде, равной плотности мазута ρ=971 кг/м3, необходима массовая концентрация метанола 17,4% [Павлов К.Ф., Романов П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов с химической технологией. Изд. 8-е, пер. и доп. Л.: Химия, 1976, с.489, 552 с]. Этот раствор, как и вода, плохо растворим в мазуте и имеют вязкость µ1=0,00151 Па·с, то есть в 74 раза меньше, чем перекачиваемый по трубопроводу мазут [Краткий справочник физико-химических величин. Изд.8. Под редакцией А.А.Равделя и А.М.Понамаревой, Л.: Химия, 1983, с.114].

Для формирования коаксиального концентрического слоя у внутренней поверхности трубы из этого водного раствора метанола толщиной δ=0,6 мм его расход должен составлять q1=9,85·10-6 м3/с или 0,0355 м3/час. При плотности ρ=971 кг/м3 массовый расход 17,4%-ного раствора метанола в воде должен составлять qm=34,5 м3/час. Тогда массовый расход метанола должен составлять qm1=qm·0.174=6 кг/час, а воды qm2=28,5 кг/час. Соответственно объемный расход метанола, подаваемого в смеситель 9 из емкости 12 при плотности метанола при 25°С ρ1=789 кг/м3, должен быть

Объемный расход воды, подаваемой в смеситель 9 из емкости 10, должен быть при плотности воды ρ2=997 кг/м3

Далее процесс перемещения мазута происходит аналогично процессу перемещения нефти, описанному в примере один, только мазут подают в нагнетательный патрубок центробежного насоса 5, и этот патрубок имеет диаметр d=D-2δ=0,0588 м. В этом случае коаксиальный концентрический слой 17,4%-го раствора метанола в воде, подаваемый в коаксиальный зазор 17, имеет толщину δ=0,6 мм, а так как плотность этого раствора равна плотности мазута, то и на линейных участках трубопровода 1, и в колене 2 или в других местных сопротивлениях разница между силами тяжести и силами Архимеда мазута и водного раствора равны нулю. То же касается центробежных и инерционных сил. Поэтому 17,4%-ный раствор метанола в воде будет сохранять устойчивое положение у стенки трубы. Гидравлическое сопротивление по всей длине трубопровода составляет 0,395 ат, а удельные энергозатраты Е=0,0111 кВт·час/т. По сравнению со способом перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, принятым за прототип, где гидравлическое сопротивление составляет Δp=0,624 ат, оно снижается на 58%, а удельные энергозатраты, составляющие в прототипе E=0,018 кВт·час/т, уменьшаются еще больше - на 62%, что объясняется необходимостью затрат энергии в прототипе на закручивание мазута и раствора лопастными мешалками.

В таблице систематизированы результаты исследований по предлагаемому способу перемещения вязких нефтей или нефтепродуктов в сравнении со способом, выбранным за прототип (патент РФ №2262035).

Таким образом, предлагаемый способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов позволяет в 1,5 и более раз уменьшить гидравлическое сопротивление и энергозатраты на их перекачивание по трубопроводу за счет создания устойчивого коаксиального концентрического слоя спиртового раствора у внутренней поверхности трубы, имеющего плотность, равную плотности перекачиваемой нефти или нефтепродукта. Это предотвращает всплывание нефти или нефтепродукта, имеющих плотность меньше, чем плотность воды, под действием силы Архимеда и опускание воды в нижнюю часть трубы под действием силы тяжести. То же касается центробежных сил и сил инерции, возникающих на поворотах и в других местных сопротивлениях. Их равенство в связи с равенством плотностей перекачиваемой нефти или нефтепродукта и спиртового раствора не позволяет изменяться толщине коаксиального концентрического слоя спиртового раствора у внутренней поверхности трубы по всей ее длине.

Таблица
Результаты исследований по перемещению вязких нефтей и нефтепродуктов
Способ перемещения Гидравлическое сопротивление по всей длине трубопровода, ат Удельные энергозатраты кВт·час/т
Пример 1
Предлагаемый способ перемещения нефти: вязкость µ=0,05 Па·с, плотность ρ=900 кг/м3, температура t=20°C, расход q=0,001 м3/с, диаметр трубопровода D=0.1 м, длина L=10 км; раствор метанола в воде - концентрация массовая метанола 53%, плотность раствора ρ=900 кг/м3, расход q1=1,437·10-5 м3/с (вязкость µ1=1,79·10-3 Па·с) идет на формирование коаксиального концентрического слоя у внутренней поверхности трубы толщиной δ=1 мм 0,886 0,0268
Способ по прототипу - та же нефть и трубопровод: плотность ρ=1000 кг/м3, расход воды q1=1,66·10-5 м3/с (вязкость µ1=10-3 Па·с) идет на формирование коаксиального концентрического слоя у внутренний поверхности трубы толщиной δ=1 мм; вращение нефти и слоя воды лопастными мешалками 1,310 0,0405
Пример 2
Предлагаемый способ перемещения мазута: вязкость µ=0,1114 Па·с, плотность ρ=971 кг/м3, температура t=25°C, расход q=5,56·10-4 м3/с, диаметр трубопровода D=0.06 м, длина L=10 км; раствор метанола в воде - концентрация массовая метанола 17,4%, плотность раствора ρ=971 кг/м3, расход q1=9,85·10-6 м3/с (вязкость µ1=0,00151 Па·с) идет на формирование коаксиального концентрического слоя у внутренний поверхности трубы толщиной δ=0,6 мм 0,395 0,0111
Способ по прототипу - тот же мазут и трубопровод: плотность ρ=997 кг/м3, расход q1=1.033·10-5 м3/с (вязкость (µ1=10-3 Па·с) идет на формирование коаксиального концентрического слоя у внутренний поверхности трубы толщиной δ=0,6 мм; вращение мазута и слоя воды лопастными мешалками 0,624 0,018

Кроме того, отпадает необходимость закручивания обеих жидкостей пропеллерными мешалками за каждым местным сопротивлением, что снижает энергозатраты, а также затраты на установку и обслуживание этих пропеллерных мешалок.

Способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, заключающийся в формировании коаксиального концентрического слоя жидкости у внутренней поверхности трубы путем добавления внутрь воды, отличающийся тем, что предварительно в воду добавляют метиловый спирт в количестве 17,4-53 мас.% с образованием спиртового раствора, плотность которого равна плотности перекачиваемой нефти или нефтепродукта.

www.findpatent.ru

способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов - патент РФ 2262035

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности и может быть использовано при транспортировке высоковязких ньютоновских и неньютоновских жидкостей по трубопроводам. Техническим результатом является уменьшение гидравлического сопротивления и энергозатрат при перемещении вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводу за счет создания вращательного движения потоков за участками, где происходит изменение их скоростей по величине или направлению. Это достигается тем, что в способе перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, заключающемся в формировании коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы путем добавления в нефть воды и придания потокам нефти и воды вращательного движения, при этом вращательное движение осуществляют лопастными мешалками, установленными за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению, с угловой скоростью, определяемой по формуле способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035 где способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035 - угловая скорость вращения лопастной мешалки; g - ускорение свободного падения; R - радиус трубопровода. 1 ил., 1 табл. способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035

Рисунки к патенту РФ 2262035

Предлагаемое техническое решение относится к способам, снижающим гидравлическое сопротивление при транспортировке высоковязких ньютоновских и неньютоновских жидкостей по трубопроводам, и может найти применение при гидротранспорте нефтей, масел и жидких продуктов нефтепереработки в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности на магистральных, отраслевых, межзаводских и внутризаводских трубопроводах.

Известен способ напорного гидротранспорта грузов по трубопроводу, когда в поток транспортирующей жидкости вводят сжатый воздух (Авт. св. СССР № 224378, B 65 G 51/00, 1975).

К причинам, препятствующим достижению заданного технического результата, относится неустойчивость воздушного пограничного к стенке трубы слоя, приводящая к перемешиванию воздушной прослойки с основным потоком транспортируемой жидкости и созданию гетерофазной системы жидкость-воздух, гидравлическое сопротивление которой возрастает из-за разрушения воздушного маловязкого пограничного слоя особенно за местными гидравлическими сопротивлениями (поворотами, компенсаторами, кранами, задвижками и т.д.).

Известен способ извлечения и перемещения высоковязких нефтепродуктов путем образования водных дисперсий в присутствии соленой воды с добавлением сульфированных диспергаторов (Патент РФ № 2190151, F 17 D 1/17, F 15 D 1/02, 1998).

К причинам, препятствующим достижению заданного технического результата, относится наряду с образованием маловязких эмульсий нефть-вода, когда капельки нефти окружены пленкой воды, образование высоковязких эмульсий вода-нефть, когда капельки воды окружены пленкой нефти. Такая инверсия фаз наиболее часто происходит за местными сопротивлениями (поворотами, температурными компенсаторами, вентилями, задвижками, кранами и т.д.). Эта неустойчивость маловязкой водонефтяной эмульсии приводит к увеличению гидравлического сопротивления во всем объеме перекачиваемой жидкости, а не только в пограничном с трубой слое, что требует дополнительных затрат энергии.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов является способ гидротранспорта высокозастывающих и вязких нефтей и нефтепродуктов, заключающийся в формировании коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы путем добавления в нефть воды и придания потокам нефти и воды вращательного движения за счет винтовой нарезки на внутренней поверхности трубы за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению (так называемыми местными сопротивлениями: поворотами, коленами, компенсаторами, кранами, вентилями, заслонками и т.д.), что приводит к перемешиванию воды и нефти или нефтепродуктов и увеличению гидравлического сопротивления и энергозатрат на гидротранспорт (Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов / Р.А.Алиев, В.Д.Белоусов, А.Г. Немудров и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 368с. С.243).

К причинам, препятствующим достижению заданного технического результата, относится сложность изготовления винтовой нарезки на внутренней поверхности трубы, особенно на уже действующих трубопроводах, заполнению со временем нефтью или нефтепродуктами винтовой нарезки, что приводит к прекращению вращательного движения потоков, перемешиванию нефти и воды и увеличению гидравлического сопротивления и энергозатрат.

Задачей предлагаемого технического решения является создание устойчивого коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению.

Техническим результатом предлагаемого технического решения является уменьшение гидравлического сопротивления и энергозатрат при перемещении вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводу за счет создания вращательного движения потоков за участками, где происходит изменение их скоростей по величине или направлению.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов формирование коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы происходит путем добавления в нефть воды и придания потокам нефти и воды вращательного движения, при этом вращательное движение осуществляют лопастными мешалками, установленными за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению с угловой скоростью, определяемой по формуле

способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035

где способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035 - угловая скорость вращения лопастной мешалки;

g - ускорение свободного падения;

R - радиус трубопровода.

Приведение потоков воды и нефти или нефтепродуктов во вращательное движение лопастными мешалками за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению (за так называемыми местными сопротивлениями) позволяет восстановить коаксиальный концентрический слой воды у внутренней поверхности трубы, который разрушается на поворотах, в компенсаторах, вентилях, кранах, задвижках и других местных сопротивлениях. В центробежном поле при вращении потока тяжелые капли и слои воды, оказавшиеся за местными сопротивлениями внутри потока, отбрасываются к внутренней поверхности трубы, создавая устойчивый коаксиальный концентрический слой воды. Легкие капли и слои нефти или нефтепродуктов, оказавшиеся за местными сопротивлениями у внутренней поверхности трубы, центробежными силами отбрасываются во внутренние слои потока.

Уменьшение угловой скорости вращения лопастной мешалки так, что она становится меньше указанного нижнего предела, рассчитываемого по формуле (1), не позволяет развить центробежную силу, достаточную для разделения тяжелых капель и слоев воды от легких капель и слоев нефти, и создать устойчивый коаксиальный концентрический слой воды у внутренней поверхности трубы.

Увеличение угловой скорости вращения лопастной мешалки так, что она становится больше указанного верхнего предела, рассчитываемого по формуле (1), приводит к турбулизации потока, возникновению в нем вихрей, разбивающих коаксиальный концентрический слой воды на капли, что приводит к образованию эмульсии капелек воды в нефти, возрастанию гидравлического сопротивления и затрат энергии на перекачивание нефти или нефтепродуктов.

Применение лопастных мешалок позволяет помимо создания вращательного движения потока сообщать ему дополнительное давление для осевого движения по трубопроводу.

Способ осуществляют следующим образом.

Были проведены экспериментальные исследования по перемещению нефти в трубопроводе с внутренним диаметром 100 мм на участке длиной l=10 м с коленом на входе под углом 90°, в котором была установлена лопастная мешалка с двумя лопатками диаметром 80 мм и шириной лопастей 14 мм. Вал лопастной мешалки был соединен с приводом, позволяющим варьировать число оборотов мешалки. Мощность привода измерялась ваттметром.

Основная жидкость - нефть подавалась из емкости нефти центробежным насосом в напорный патрубок диаметром 80 мм, меньшим диаметра основного трубопровода. Вода в кольцевой зазор между основным трубопроводом и напорным патрубком центробежного насоса подавалась из емкости воды центробежным насосом. Расходы нефти и воды регулировались вентилями и контролировались ротаметрами. Перепад давления на мерной длине l=10 м определялся U-образным дифманометром. Поток нефти и воды на выходе из трубопровода поступал в бак-отстойник, где нижняя фракция - вода после отстаивания сливалась в емкость воды, а верхняя фракция - нефть в емкость нефти. Вязкости нефти и воды были соответственно 72 и 1 сПз, а плотности 900 и 980 кг/м3.

На чертеже представлена схема установки по предлагаемому способу перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов.

Установка включает в себя линейную часть трубопровода 1 с внутренним диаметром 100 м и U-образным дифманометром 2 для измерения перепада давления на мерной длине l=10 м линейной части трубопровода 1, колено 3 с установленной в нем лопастной мешалкой 4 с валом 5, соединенным с приводом 6, меняющим число оборотов в зависимости от подаваемого напряжения. Число оборотов вала 5 с лопастной мешалкой 4 измеряется строботахометром 7, а мощность привода 6 ваттметром 8.

Установка содержит емкость для нефти 9, в которую опущен всасывающий патрубок центробежного насоса 10, а нагнетательный патрубок 11, имеющий диаметр 80 мм (меньший внутреннего диаметра трубопровода 1) установлен осесимметрично с линейной частью трубопровода 1, присоединенного к колену 3. Для измерения расхода нефти установлен ротаметр 12. Расход нефти регулируется вентилем 13.

Установка содержит также емкость для воды 14, в которую опущен всасывающий патрубок центробежного насоса 15, а нагнетательный патрубок 16 присоединен к нижней части ветви 11 трубопровода. Для измерения расхода воды установлен ротаметр 17. Расход воды регулируется вентилем 18. Для приема нефтеводяного потока из трубопровода 1 установлена емкость-отстойник 19 с трубопроводом 20 и вентилем 21 для отбора нефти и слива ее в емкость 8 и трубопроводом 22 с вентилем 23 для отбора воды и слива ее в емкость 14.

Установка работает следующим образом. Включают насос нефти 10 и с помощью вентиля 13 устанавливают расход нефти по ротаметру 12. Затем включают насос воды 15 и с помощью вентиля 18 устанавливают расход воды по ротаметру 17. Регулируя напряжение на приводе 6 строботахометром 7 устанавливают необходимое число оборотов способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035 вала 5 с лопастной мешалкой 4. После стабилизации потоков нефти и воды в трубопроводе 1 измеряют перепад давления на мерной длине l U-образным дифманометром. Отработанный нефтеводяной поток сливают в емкость-отстойник 19.

После завершения опытов и расслаивания нефти и воды в емкости-отстойнике 19 открывают вентили 21 и 23 и по трубопроводам 20 и 22 соответственно нефть и вода из емкости-отстойника 19 переливают в емкость нефти 8 и емкость воды 14.

Расход нефти во всех опытах был 4 л/с, расход воды 1,1 л/с.

ТаблицаРезультаты экспериментальных исследований по перемещению нефти в трубопроводе
Гидравлическое Энергозатраты, Вт
№опы таСпособ перемещения сопротивление, Н/м2 линейныена вращение мешалки общие
Предлагаемый при числе оборотов лопастной мешалки, рад/с
1способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035=15,3 (меньше нижнего предела, рассчитываемого по формуле 1) 10245,240,13 5,37
2 способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035=16,6 (равна нижнему пределу, рассчитываемому по формуле 1) 6563,440,15 3,59
3способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035=19,8 (среднее значение между верхним и нижним значениями угловой скорости, рассчитываемых по формуле 1)504 2,560,222,78
4способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035=22,6 (равна верхнему пределу, рассчитываемому по формуле 1) 6083,10,28 3,38
5способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035=23,4 (выше верхнего предела, рассчитываемого по формуле 1) 9885,040,31 5,35
6Промышленный (нефть заполняет весь трубопровод1174 6,0- 6,0
7По прототипу (с винтовой нарезкой внутренней стенки трубы) 8284,22- 4,22

Как видно из таблицы, предлагаемый способ перемещения нефти в трубе позволяет по сравнению с прототипом уменьшать гидравлическое сопротивление в 1,26-1,64 раза, а по сравнению с промышленным способом (когда нефть заполняет весь трубопровод и не вращается) в 1,78-2,33 раза. Уменьшение угловой скорости вращения лопастной мешалки по сравнению с нижним пределом, рассчитываемым по формуле 1, как и ее увеличение выше верхнего предела (опыты 1 и 5 соответственно не дают преимуществ по сравнению с прототипом (опыт 7) как по гидравлическому сопротивлению, так и по энергозатратам.

Как видно из таблицы (опыты 1-5) энергозатраты на вращение мешалки составляют не более 10% от энергозатрат на перемещение жидкости по трубопроводу. Общие энергозатраты по сравнению с прототипом снижаются в 1,15-1,34 раза, а по сравнению с промышленным способом в 1,4-1,53 раза.

Применение лопастных мешалок позволяет создавать вращательное движение потока, в отличие от пропеллерных и турбинных мешалок, которые создают соответственно осевое и радиальное течение потока и способствуют перемешиванию воды и нефти.

Таким образом, предлагаемый способ перемещения вязких жидкостей и нефтей позволяет за счет создания центробежной силы при вращении потоков нефти и воды лопастными мешалками за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению, восстановить разрушенное коаксиальное концентрическое кольцо воды у внутренней поверхности трубы, снизить гидравлическое сопротивление трубопровода и уменьшить энергозатраты.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, заключающийся в формировании коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы путем добавления в нефть воды и придания потокам нефти и воды вращательного движения, отличающийся тем, что вращательное движение осуществляют лопастными мешалками, установленными за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению, с угловой скоростью, определяемой по формуле

способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035

где способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов, патент № 2262035 - угловая скорость вращения лопастной мешалки;

g - ускорение свободного падения;

R - радиус трубопровода.

www.freepatent.ru

Способ транспортировки нефти

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к транспортировке нефти насосами по локальным и магистральным нефтепроводам. Технический результат – повышение эффективности транспортировки за счет сокращения затрат электрической энергии. Способ предусматривает перемещение по трубопроводу или транспортировку ее магистральным насосом с приводом от электрического двигателя. Предусматривают преобразование электрической энергии в механическую путем взаимодействия проводников или обмоток под электрическим током с магнитными полями после подачи электрического напряжения с вращающимся ротором заданной массы и моментом инерции, механически соединенным с насосом. С подачей напряжения на обмотки в период пуска аккумулируют механическую энергию, которую в свою очередь получают, когда преобразуют часть электрической энергии при разгоне ротора. Сохраняют и применяют эту накопленную механическую энергию в установившемся режиме работы двигателя в виде кинетической энергии. В результате получают сумму из двух составляющих общей механической работы или энергии: первой - работы электрического тока по вращению ротора с насосом в установившемся режиме, а второй - работы, аккумулированной механической энергии, преобразованной из электрической энергии при разгоне вращения ротора, которую применяют совместно с первой. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам механизированной транспортировки нефти насосами по локальным и магистральным нефтепроводам.

Известны способы транспортировки нефти путем последовательного перекачивания магистральными насосами по трубам с приводом от электродвигателя (1).

Известные способы обеспечивают транспортировку нефти только от части реально существующих физических процессов.

Недостатками широко известных способов транспортировки нефти являются низкие КПД и эффективность, а также факт значительного несоответствия работы перекачивающих нефтяных магистральных насосов с приводом от электрических двигателей действительно происходящим процессам при работе самих (2)-(4) двигателей, что заложено почти два века назад из (5). Через низкие КПД и эффективность работы известных электрических двигателей вытекают и низкие показатели работающих ныне магистральных нефтяных насосов.

Из уровня техники не известны способы транспортировки нефти, способные достичь столь высоких показателей КПД и эффективности, через действия известного установленного нефтяного оборудования. Существующие способы транспортировки нефти не соответствуют закону сохранения энергии (6), основным законам механики Ньютона (8) и Международно установленным единицам измерения: физической величине работа и энергия (7), через работу известных и широко распространенных электродвигателей (2)-(5). Как известно, любые технические и технологические процессы, которые не соответствуют законам физики, являются недействительными и не могут быть промышленно применимы.

Задачей предложенного изобретения является повышение КПД и эффективности существующих способов транспортировки нефти, существенная экономия энергетических ресурсов, повышение экологической совместимости технологии, приведение в соответствие с существующими законами физики и Международно принятыми единицами измерения: физической величине работа и энергия.

Целью изобретения является создание принципиально нового ранее не известного способа транспортировки нефти с высоким КПД и эффективностью при преобразовании электрической энергии через электродинамический двигатель в электродинамическую работу нефтяного насосного оборудования. Выполнение основного закона природы, закона сохранения энергии, выполнение всех основных законов механики с соблюдением Международно установленной единицы измерения: физической величины работа, в предложенном способе. Приведение известных способов транспортировки нефти в соответствие с реально происходящими физическими процессами.

Технический и технологический результат достигается тем, что для обеспечения нового способа транспортировки нефти привод насосного оборудования выполняют и далее осуществляют новым электродинамическим двигателем с ротором массой m и моментом инерции J, вращают ротор, механически соединенный с нефтяным насосом, при этом с подачей напряжения на обмотки в период пуска аккумулируют механическую энергию, которую в свою очередь получают, когда преобразуют часть электрической энергии при разгоне ротора, при этом далее сохраняют и применяют эту накопленную механическую энергию в установившемся режиме работы двигателя в виде кинетической энергии, в результате получают сумму из двух составляющих общей механической работы или энергии: первой Аэ - работы электрического тока по вращению ротора в установившемся режиме, второй Ад - работы аккумулированной механической энергии, преобразованной из электрической энергии при разгоне вращения ротора, которую применяют совместно с первой, а общую работу совершают и определяют по выражению:

где Аобщ - общая работа электродвигателя с насосом по преобразованию электрической энергии в механическую энергию при транспортировке нефти.

В предлагаемом способе транспортировки нефти однозначно в энергетическом балансе насосов имеется основная составляющая |Ад|, аккумулированная в пусковой или разгонный период времени работы устройств, после подачи электрического питания на электродвигатель. Возможно выполнение и далее осуществление привода нефтяных насосов, когда вращают статор с соответствующей массой и моментом инерции при неподвижном роторе. По источнику (2)-(4) КПД и эффективность известных электродвигателей с начала 19-го века, заложенные в эпоху Наполеона (5), основаны государственные стандарты (9), которые не соответствуют существующим физическим законам в области механики. В предложенном способе транспортировки нефти обеспечивается полный баланс всех задействованных видов энергии: электрической, электродинамической и чисто динамической, а за основу изложения принята энергетическая диаграмма авторов на чертеже. Все рассуждения основаны на том, что масса и момент инерции вращаемых деталей насосов на много меньше, чем характеристики электродинамических двигателей в предлагаемом способе, а при ином варианте являются «ноу-хау».

В известных способах транспортировки нефти привод насосов осуществляется известными электродвигателями (2), (3), (4) и (5) с уравнением движения электрического двигателя по (4) на стр. 195, а также по энергетической диаграмме электродвигателя из (2), которые не отражают механические процессы, происходящие в существующих способах работы электродвигателей и далее в способах перемещения нефти. К примеру, на чертеже с энергетической диаграммой работы электродинамического двигателя авторов, если отключить от электрического питания работающий двигатель Аэ=0, то его ротор продолжит вращение по инерции длительное время tд, пока не остановится под воздействием трения и различных потерь, а также нефтяной насосной нагрузки. Это доказывает и подтверждает, что однозначно наравне с работой Аэ - сил вращения ротора, вызванная взаимодействием электрического тока в обмотках с магнитным полем электродинамического двигателя одновременно постоянно присутствует и действует динамическая работа |Ад| - от кинетической энергии движения ротора с массой m и моментом инерции J, по абсолютной величине или накопленная в результате разгона ротора с нефтяной насосной нагрузкой механическая энергия, в виде кинетической энергии.

При пуске электродвигателя на чертеже в начальный tп момент времени |Ад|=0 работа вращательного движения ротора по инерции с массой m равна нулю, но в то же время работа Аэ=max сил вращения ротора, вызванная взаимодействием электрического тока в обмотках с магнитным полем электродинамического двигателя и в процессе разгона ротора, на много больше, чем при работе в установившемся режиме, в некоторых случаях при больших потерях или нагрузках превышает в два и более раз. Далее по энергетической диаграмме авторов происходит постепенный переход и преобразование превышающей части от установившейся после разгона электрической энергии в механическую или динамическую, которая сохраняется и аккумулируется в виде кинетической энергии движения ротора по инерции в промежутке времени tп. По завершении этого времени электродвигатель работает в установившемся режиме в промежутке времени tp. Этот факт также подтверждает, что в авторском варианте соблюдается закон сохранения энергии и происходит превращение повышенной части работы Аэ - сил вращения ротора, вызванной взаимодействием электрического тока или пусковой части этой работы, в разгон ротора, чтобы в дальнейшем в установившемся режиме использовать |Ад| как работу от кинетической энергии движения ротора по инерции с массой m и с моментом инерции J.

Таким образом на чертеже по энергетической диаграмме авторов, в предлагаемом способе работы электродинамического двигателя, а через него и в способе транспортировки нефти, на протяжении времени tp - «в режиме» установившегося режима двигателя, одновременно работают две составляющие. Это работа Аэ - сил вращения ротора, вызванная протеканием электрического тока в обмотках при взаимодействии с магнитным полем электродинамического двигателя, и |Ад| - работа аккумулированной при пуске кинетической энергии вращательного движения ротора с массой m и моментом инерции J в форме динамической энергии, которые в сумме дают общую электродинамическую работу в предлагаемом способе перемещения нефти с приводом нефтяного насоса от электродинамического двигателя. В источниках информации (2)-(4) для широко известных и в существующих способах работы электродвигателей в составе известных способов перемещения нефти, |Ад| - работа вращательного движения ротора с массой m и моментом инерции J, с отдельно выделенным слагаемым в (4) на стр. 195, в уравнении движения, не предусмотрена в принципе. То есть принцип действия широко известных электродвигателей в известных способах перемещения нефти основан и описывается вышеназванным уравнением движения на стр. 195 (4) без слагаемой работы движения ротора в форме кинетической энергии по инерции, что не может быть объяснено и описано, как по энергетической диаграмме авторов, так и по известной диаграмме из (2). По источнику информации (2) на стр. 267, 271, к примеру, по энергетической диаграмме невозможно показать и объяснить, куда девается повышенная электрическая энергия во время пуска и разгона электродвигателя, где та часть энергии, в которую превратилась она в дальнейшем, ведь по закону сохранения энергии она никуда не исчезает бесследно и должна присутствовать постоянно в другой форме, как конкретно в предлагаемом способе транспортировки нефти. Не показана работа |Ад|, или для известных источников информации мощность |Рд|=|Ад|/t электродвигателя, где t - время. Эта мощность постоянно присутствует и не исчезает бесследно, как в широко известных способах. В то же время электросчетчик мощности, потребляемой электродвигателем, а через него и нагрузки нефтяного насоса, замеряет только Рэ=Аэ/t, со всеми потерями, равную по значению Робщ=(√3)U⋅I, где U - напряжение питания, I - электрический ток в широко распространенных системах измерения. Электросчетчик не измеряет мощность |Ад| кинетической энергии движения ротора электродвигателя по инерции, несмотря на то, что эта составляющая присутствует постоянно и только благодаря работе этой составляющей обеспечивается установившийся режим работы по энергетической диаграмме авторов на предложенном чертеже. По источнику (3), стр. 213 и (9), КПД широко применяемых способов работы электродвигателей или электрических машин определяется примерно так же, как эффективность электрических трансформаторов, которые вообще не имеют вращающихся роторов. Этот факт подтверждает, что принцип работы и действия известных электродвигателей с вращающимся ротором мало чем отличается от электрических трансформаторов, у которых не существует механическая составляющая работы от кинетической энергии движения ротора и в конструкциях не предусмотрена в принципе. Это не приемлемо изначально, они являются принципиально различными устройствами. Это в очередной раз подчеркивает о существующем и недопустимом далее нарушении закона сохранения энергии и невозможно представить, как можно приводом от электрического «трансформатора» вести транспортировку нефти.

Для достоверности утверждений авторов обратимся к единице измерения: физической величине работа - с принципиальной точки зрения килограмм на метр (кг⋅м) или ньютон на метр (Н⋅м). В источнике (7) из серии «Знаете ли вы Физику?» стр. 116, 117 неотразимо приведена суть самого понятия работа, которая по определению содержит часть пути перемещения массы по инерции в форме затухающей кинетической энергии движения, в противном случае не происходит соблюдение закона сохранения энергии. Для вращательного движения в механике единица измерения работы имеет ту же размерность (кг⋅м) или (Н⋅м) как в (7) и по сущности также должна содержать часть движения по инерции в составе единой инерциальной системы, к примеру, в предлагаемом способе транспортировки нефти. В случае предлагаемого баланса авторами Аобщ=Аэ+Ад, [1] - работа, производимая электрическим током или развиваемая мощность двигателем, которая получается после деления обеих частей равенства [1] на время t:

где Робщ - общая мощность электродинамического двигателя в предлагаемом способе транспортировки нефти;

Рэ - мощность электродинамического двигателя от действия электрических токов при взаимодействии с магнитными полями для вращения ротора;

|Рд| - мощность от кинетической энергии движения ротора с массой m и моментом инерции J, по абсолютной величине или накопленная в результате разгона ротора и далее постоянно действующая кинетическая энергия (с нефтяной насосной нагрузкой), полностью соблюдается закон сохранения энергии, а также соблюдаются основные законы механики Ньютона (8). Предлагаемый способ транспортировки нефти с работой электродинамического двигателя по энергетической диаграмме авторов соответствует полной размерности выполняемой по сути работы или мощности, через деление на время, и соответствует величине Международно установленной единице измерения: физической величине работа килограмм на метр (кг⋅м), ньютон на метр (Н⋅м) или мощности килограмм на метр в секунду (кг⋅м/с) или ньютон на метр в секунду (Н⋅м/с), ватт (Вт).

Для известных и ныне существующих способов транспортировки нефти с известным электродвигателем по разъяснению (7) и по уравнению из (4), стр. 195, можно сделать однозначный вывод, что единица измерения (кг⋅м) или (Н⋅м) применима только частично. Если изложить более точно в идеальном случае на основании законов Ньютона (8) для вращающегося тела, в электродвигателях известных способов транспортировки нефти, применима только половина значения работы или мощности, поскольку движение по инерции или примерно половина движения отсутствует в принципе. Таким образом, в известных способах перемещения нефти работа электрических двигателей в них по уравнению движения из (4), стр. 195, имеется только половина работы от вращательного движения ротора, то есть без учета работы от накопленной кинетической энергии его движения по инерции, а существующие способы работы электродвигателей выполняют только часть от реально существующей работы или развиваемой мощности по преобразованию электрической энергии в механическую энергию. Замер электросчетчиком электрической энергии однозначно показывает только потребленную электрическую часть энергии или только часть работы электродвигателя вместе с нагрузкой нефтяного насоса в единицу времени, но ни в коем случае не показывает динамическую составляющую мощности, в которую перешла удвоенная пусковая часть электрической энергии электродинамического двигателя при разгоне ротора и |Рд| далее присутствует постоянно в установившемся режиме работы электродинамического двигателя авторов в предлагаемом способе транспортировки нефти. Если электросчетчик потребленной электрической энергии не может технически показать динамическую составляющую развиваемой мощности, это не значит, что она не существует в данном физическом процессе. Более того, она всегда присутствует, влияет на КПД и эффективность предлагаемого способа транспортировки нефти через способ работы электродинамического двигателя по энергетической диаграмме авторов. При проектировании известных электродвигателей заложено, что их работа осуществляется только по уравнению (4), стр. 195, и теоретически наукой изначально установлено несоответствие с практикой и в противоречие с опытом отсутствие отдельного слагаемого динамической составляющей при работе известных электродвигателей |Ад| или |Рд| в общем объеме выполняемой работы Аобщ или мощности Робщ.

Абсолютные величины работы и мощности вращательного движения ротора по инерции в [1], [2] взяты по причине того, что они являются отрицательными по направлению и имеют замедленную природу и убывающий характер движения по инерции под влиянием трения и нагрузки в случае предлагаемого способа перемещения нефти.

Если существует способ работы электродвигателя при транспортировке нефти, где происходит преобразование электрической энергии в механическую, то полученный механический процесс должен полностью подчиняться с возможностью математического описания существующими законами механики и законом сохранения энергии. В широко известных (1)-(5) способах транспортировки нефти, в работе электрических двигателей и в устройствах для их осуществления вторая составляющая Ад отсутствует и не фигурирует при выполнении работы [1] и развиваемой у них [2] мощности, что противоречит фундаментальному закону сохранения энергии, законам механики и не соответствует Международно установленной единице измерения - физической величине работа, и не может применяться на практике.

Осуществление изобретения

Предложенный способ транспортировки нефти производят следующим образом: привод нефтяных насосов выполняют и далее осуществляют электродинамическим двигателем с ротором массой m и моментом инерции J, вращают ротор, механически соединенный с нефтяным насосом, при этом с подачей напряжения на обмотки в период пуска аккумулируют механическую энергию, которую в свою очередь получают, когда преобразуют часть электрической энергии при разгоне ротора, при этом далее сохраняют и применяют эту накопленную механическую энергию в установившемся режиме работы двигателя в виде кинетической энергии, в результате получают сумму из двух составляющих общей механической работы или энергии: первой Аэ - работы электрического тока по вращению ротора с насосом в установившемся режиме, второй Ад - работы аккумулированной механической энергии, преобразованной из электрической энергии при разгоне вращения ротора, которую применяют совместно с первой, а общую работу совершают и определяют по [1], развитие мощности по [2]. Далее с этим высоким КПД и эффективностью электродинамического двигателя через нефтяной насос осуществляют новый ранее не известный способ транспортировки нефти, где совершают в полтора и более раз большую работу, чем известные способы, а КПД насосов обеспечивают больший, чем ныне известные.

Краткое описание чертежа

На чертеже представлена энергетическая диаграмма авторов, где наглядно изложен способ работы электродинамического двигателя в предложенном способе транспортировки нефти. Диаграмма имеет три вертикальные зоны работы, сверху разделенные по видам энергии, Э - электрическая, в середине ЭМ - электромеханическая или электродинамическая, и М - чисто механическая или динамическая. Слева показаны три периода времени или режима работы электродинамического двигателя при работе нефтяного насоса: tп - время пуска, tp - время установившегося режима, tд - время остановки двигателя после отключения электропитания. Каждому периоду времени, справа от диаграммы показаны интервалы значения работы, пусковому периоду соответствует разгон и вращение массы ротора до установившейся работы от энергии движения его по инерции от Ад=0 до Ад=max, от нуля до максимальной, при обеспечении суммарного баланса работы или энергии [1]. Далее в установившемся режиме tp работа равна суммарному значению Аобщ=Аэ+|Ад|, и после отключения напряжения tд работа определяется в интервале от Ад=max до Ад=0. В виде отрезков со стрелками на нижней части диаграммы наглядно показано равенство [1] как баланс энергии или сумма работ предложенного способа. По середине диаграммы сверху вниз двухсторонней стрелкой показаны потери при работе способа, а также степень нагрузки при работе способа транспортировки нефти, которые имеют влияние на каждую из составляющих Аэ и |Ад|, в зависимости от периодов времени или режимов работы. В пусковой период tп, в начале потери, чисто зависящие от работы больших электрических пусковых токов, а механическое трение равно нулю, и в конце, уже при установившемся tp режиме потери выравниваются и равномерно ложатся на каждую электромеханическую Аэ и чисто динамическую работу |Ад| от кинетической энергии движения ротора по инерции. После отключения электрического напряжения, питающего электродинамический двигатель, существуют только механические потери с нагрузкой, к примеру, транспортируемой нефти, которые убывают по мере уменьшения скорости движения ротора по инерции, показано в нижней части диаграммы, где так же соблюдается общий баланс [1]. По середине пунктирной линией сверху вниз ограничены и показаны потери, которые в отдельности и суммарно обозначены стрелками, где Апот.общ=Апот.э+Апот.д. В чисто механической части работы на диаграмме показана математическая формула |Ад|=J⋅ω2/2 и наглядно подчеркивает, что это зона кинетической энергии движения ротора, эта работа постоянно присутствует после перехода из чисто электрической энергии из зоны в период tп, пуска электродинамического двигателя при полном соблюдении баланса [1]. На верху энергетической диаграммы в начале пускового времени tп, общая работа Аобщ имеет чисто электрический характер и содержание, только по мере разгона ротора никуда не исчезает, уменьшается и превращается в чисто механическую работу от кинетической энергии вращательного движения ротора и нагрузки по инерции, сдвигаясь в правую механическую зону диаграммы с балансом [1]. На чертеже наглядно изображен теоретический масштаб составляющих электромеханической и механической или динамической частей работы предлагаемого способа работы электродинамического двигателя, который примерно в два раза превышает, чем в существующих способах работы по источникам (2), стр. 267, энергетической диаграммы, а также из (3), (4).

О КПД и эффективности предлагаемого способа транспортировки нефти

Коэффициент полезного действия известных способов перемещения нефти из (1)-(5) и (9) через известные электродвигатели определяется классическим методом. В предлагаемом авторами способе он определяется по математическому выражению с участием основной механической составляющей |Ад| или |Рд| после деления обеих частей равенства [1] на время t. Если принять Рпот - общие потери электродинамического двигателя.

Формула η - КПД авторов отличается от (1)-(5) и (9) тем, что в знаменателе дроби авторов присутствует Рд мощность от кинетической энергии движения ротора по закону сохранения энергии из (6) и (8). Учитывая сопоставимость величин Рэ и Рд по энергетической диаграмме авторов и по законам физики, можно в первом приближении записать:

Здесь дробь или частное от деления в формуле авторов почти в два раза меньше, отсюда следует, что КПД предложенных способов транспортировки нефти выше, чем у известных, через доказанный выше по [3] КПД электродинамических двигателей.

Эффективность предлагаемых способов транспортировки нефти выходит из общей выполняемой суммарной работы электродинамическим двигателем по [1] и развиваемой мощности [2], практически они почти в полтора-два раза больше известных через приводные двигатели. Таким образом, повышение КПД и эффективности для предложенного способа транспортировки нефти очевидно. Не вызывает сомнений и сам фактор в отношении к экологической совместимости и соответствия закону сохранения энергии, законам механики и Международно установленной единице измерения: физической величине работа и энергия.

Дополнительно по источнику (6) существует основание для обеспечения возможности осуществления предлагаемого изобретения, ставшего общедоступным до даты приоритета на стр. 67, 68 «Закон сохранения механической энергии», согласно которому основная аккумулированная в период разгона ротора составляющая работа или энергия |Ад| или мощность |Рд| обязательна и ее применяют совместно с первой электрической составляющей как неотъемлемый признак по [1] или [2]. Из этого вытекает очевидное решение, к примеру, в известном НМ-10000-210 магистрального нефтяного насоса с электродвигателем СТД-8000, пусковая повышенная часть электрической энергии аккумулируется при разгоне массы ротора, далее сохраняется и непосредственно действует в номинальном установившемся режиме при транспортировке нефти, как основная составляющая энергия |Ад|.

Описание решений, известных до даты приоритета заявленного изобретения на конкретном примере:

1. «Насосным агрегатам нефтеперекачивающей станции», НПС «Терновка», 2.9 «Электроснабжение».

2. «Расчетные пусковые характеристики» СТД-6300 и СТД-8000 синхронных электрических двигателей для приводов магистральных насосов.

3. Масса ротора электродвигателя СТД-8000, m=4520 кг и диаметром активной части ротора 600 мм (по техпаспорту).

По пункту 1 очевидно, что для пуска в работу основного нефтеперекачивающего агрегата НМ-10000 с электрическим двигателем СТД-8000 необходимы большие пусковые токи для разгона ротора массой m=4520 кг и моментом инерции J=m⋅r2/2=4520 кг×0,32/2=2034 кг/м2. В связи с чем, вводится пусковой режим электрического питания, для этого включают два силовых трансформатора по 25 МВА в параллельном суммирующем режиме, с помощью секционных масляных выключателей СМВ-10. После завершения режима запуска основного силового агрегата СМВ-10 отключают, и магистральный насосный агрегат далее работает от одного трансформатора 25 МВА в установившемся режиме. Таким образом, в период пускового режима обеспечивается сбор, аккумулирование кинетической энергии ротора до расчетного значения Ад=(m⋅ω2)/2, при оборотах 3000 об/мин или скорости . Далее после завершения пускового режима происходит применение полученной кинетической энергии для транспортировки нефти магистральным насосом с общим энергетическим балансом, определяемым по математическим выражениям [1] и [2] в описании изобретения, по закону сохранения механической энергии из (6). Приведенные примеры режимов пуска магистрального насоса с переключением режимов и далее работы в установившемся режиме полностью совпадают с приведенным на чертеже и в описании на странице 7 и 8 материалов заявки на изобретение «Способ транспортировки нефти». Таким образом, признак изобретения «промышленная применимость» обеспечен.

В пункте 2 приведены расчетные пусковые характеристики СТД-6300 и СТД-8000 в виде отношений пусковых токов к номинальным - в числителе, и в виде отношений пускового момента к номинальному моменту на валу двигателя - в знаменателе. Максимальное значение пускового тока доходит до семикратного значения. Есть возможность определить по формуле авторов Аэ=√3⋅U⋅I⋅6,93⋅tп/2 (как площадь треугольника на чертеже, в пусковой части режима в период разгона ротора двигателя) общую пусковую часть электрической энергии, которая переходит в кинетическую энергию ротора, где собирается, аккумулируется и далее применяется в установившемся после разгона режиме. Таким образом, признак «промышленная применимость» обеспечен одновременно паспортными данными самого электродвигателя СТД-8000, но способ работы этого двигателя, с участием составляющей Ад, а через него и предлагаемый «Способ транспортировки нефти», раскрыт только в данной заявке на изобретение по чертежу.

Величину кинетической энергии ротора, применяемой в установившемся режиме работы магистрального насоса, находим по формуле , или с поправкой на вальную часть ротора Ад=89130784 Дж. Если сопоставить паспортные данные мощности СТД-8000 кВт или 8000000 Вт, с мощностью, развиваемой кинетической энергией ротора при 3000 об/мин или угловой скорости , Рд=89130784 Вт или работы Ад=89130784 Дж (Вт⋅с). В первом приближении Аэ в установившемся режиме составит не более 10% (8,236%), без учета различных потерь и нагрузки, от Аобщ по выражению [1]. Согласно закону сохранения энергии, пусковая часть электрической энергии электродвигателя СТД-8000 (без учета потерь) собрана и перешла в аккумулированную энергию ротора. Далее эта аккумулированная энергия, по закону сохранения механической энергии (6), сохраняется и применяется, а также является основной частью энергетического баланса общей развиваемой мощности магистрального насоса, где выполняет преобладающую часть работы Аобщ транспортировки нефти по трубопроводам. Таким образом, признак «промышленная применимость» также обеспечен через паспортные данные самого электродвигателя СТД-8000 путем простых математических расчетов при реализации закона физики в предлагаемом способе транспортировки нефти. На вышеприведенных примерах расчета показано соотношение затрат энергии на разгон ротора необходимой массы и аккумулирование энергии.

Таким образом, предлагаемый способ транспортировки нефти соответствует критериям патентоспособности изобретения «новизна», изобретательский уровень и промышленная применимость.

Источники информации

1. Л.М. Беккер, К.Ю. Штукатуров, Д.К. Элькис. Патент на изобретение №2523923. «Способ транспортировки нефти путем реверсивной перекачки». 2012 г.

2. В.С. Попов, С.А. Николаев. «Общая электротехника с основами электроники». Издание второе переработанное и дополненное. Москва, «Энергия», 1976 г., стр. 267-271.

3. А.Е. Зорохович, В.К. Калинин. «Электротехника с основами промышленной электроники». Издание второе переработанное и дополненное. Москва, «Высшая школа», 1975 г., стр. 213 и др.

4. И.П. Копылов, Б.К. Клюков, В.П. Морозкин, Б.Ф. Токарев. «Проектирование электрических машин». Учебник, 4-ое издание, переработанное и дополненное, допущено МинОбр РФ для электромеханических и электроэнергетических специальностей вузов, Москва, 2011 г.

5. Ф.А. Брокгауз, И.А. Ефрон. «Энциклопедический словарь». 1890 г., репринтно воспроизведенное издание к 100-летию выхода в свет 1-го издания 1890-1990, «Терра» - TERRA, т. 80, 1994 г., стр. 469, «Электродвигатели».

6. Б.М. Яворский, А.А. Детлаф. «Справочник по Физике», для инженеров и студентов вузов, издание четвертое, переработанное, Издательство «Наука», Главная редакция физико-математической литературы, Москва, 1968 г.

7. Я.И Перельман. «Занимательная механика». Домодедово, издательство ВАП, 1994 г.

8. И. Ньютон. «Математические начала натуральной философии». Перевод с латинского с примечаниями и пояснениями А.Н. Крылова. Л.: Издательство АН СССР, 1936 г.

9. ГОСТ 25941 - 83, «Методы определения потерь и КПД электрических машин.

Способ транспортировки нефти, включающий перемещение по трубопроводу или транспортировку ее магистральным насосом с приводом от электрического двигателя, где преобразуют электрическую энергию в механическую путем взаимодействия проводников или обмоток под электрическим током с магнитными полями после подачи электрического напряжения с вращающимся ротором заданной массы и моментом инерции, механически соединенным с насосом, отличающийся тем, что с подачей напряжения на обмотки в период пуска аккумулируют механическую энергию, которую в свою очередь получают, когда преобразуют часть электрической энергии при разгоне ротора, при этом далее сохраняют и применяют эту накопленную механическую энергию в установившемся режиме работы двигателя в виде кинетической энергии, в результате получают сумму из двух составляющих общей механической работы или энергии: первой Аэ - работы электрического тока по вращению ротора с насосом в установившемся режиме, второй Ад - работы аккумулированной механической энергии, преобразованной из электрической энергии при разгоне вращения ротора, которую применяют совместно с первой, а общую работу совершают и определяют по выражению:

Аобщ=Аэ+|Ад|,

где Аобщ - общая работа электродвигателя с насосом по преобразованию электрической энергии в механическую энергию при транспортировке нефти.

www.findpatent.ru

Передвижение - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Передвижение - нефть

Cтраница 1

Передвижение нефти по породам совершается под действием двух различных факторов в зависимости от размеров капилляров.  [1]

Для предотвращения передвижения нефти из нефтяной зоны пласта и увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи при газонапорном режиме необходимо в газовую шапку закачивать с поверхности сжатый газ через специальные нагнетательные скважины.  [2]

Различные виды перемещениями передвижения нефти и газа в толще горных пород называются миграцией.  [3]

Различные виды перемещения и передвижения нефти и газа в толще горных пород называются миграцией.  [5]

Вторичная миграция, или передвижение нефти в проницаемом природном резервуаре, вызывается, как полагает Иллинг, в основном движением воды, переносящей с собой нефть и газ. При этом имеют очень большое значение текстурные особенности породы и физические свойства воды, нефти и газа. В хорошопроницаемых породах отделение нефти и газа и их скопление в повышенных участках происходят главным образом под влиянием разницы в удельных весах. Газ оказывает при атом большое влияние на распределение нефти и воды в природном резервуаре.  [6]

Под именем боковой миграции разумеется передвижение нефти, газа или воды обычно по пористым породам в направлении, параллельном их напластованию, или при несогласном залегании по поверхностям несогласия. При таком общем направлении движение может происходить и вверх и вниз, и по простиранию слоев и под некоторым углом к этому последнему.  [7]

Уравнение Хабберта, таким образом, применимо к процессам передвижения нефти и природного газа под землей через насыщенные водой пористые среды и позволяет вывести уравнения поля для движения жидкости в окрестности глубоких нефтяных скважин.  [8]

При эксплуатации скважины любым ( фонтанным, газлифтным, насосным) способом по мере передвижения нефти по стволу с забоя на поверхность из нее обычно выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь.  [9]

При эксплуатации нефтяных залежей, связанных с обширными водонапорными системами, дополнительную, причем большую, роль в передвижении нефти играют силы упругости жидкости и породы. При снижении давления как в нефтяной залежи, так и в окружающей ее водяной части пласта жидкость и порода расширяются. Это дополнительно вызывает движение жидкости по направлению к эксплуатирующимся скважинам, причем, если вначале происходит только движение в самой нефтяной залежи, то в дальнейшем по мере распространения процесса в движение приходят краевые воды.  [10]

На нефтедобывающих предприятиях для предотвращения образования взрывоопасных концентраций в помещениях и других закрытых местах герметизируют оборудование и все пути передвижения нефти и газа, осуществляют эффективную вентиляцию помещений, проводят мероприятия по предотвращению появления огня во взрывоопасных местах.  [11]

Нагнетательные скважины закачивают воздух, воду, газ или химикаты в продуктивный пласт промысла либо для поддержания давления, либо для передвижения нефти к добывающим скважинам при помощи гидравлической силы или повышенного давления.  [13]

Исследователи, занимающиеся теорией миграции, выделяют первичную миграцию из нефтематеринских ( нефтегазопро-водящих) толщ в различные пористые и проницаемые породы коллекторы ивторичную - передвижение нефти и газа в пределах пласта-коллектора и из одного пласта в другой через толщу пород, в которой различают латеральную ( пластовую) и вертикальную ( межпластовую) миграцию.  [14]

В настоящее время сбор и транспорт парафинистой нефти и газа на - промыслах восточных районов Русской платформы осуществляются по самотечной системе, основанной на раздельном передвижении нефти и газа. Применение однотрубного сбора на промыслах сдерживается в основном опасностью парафинизации выкидных линий и промысловых коллекторов. Это препятствует широкому внедрению наиболее экономичного совместного транспорта нефти и газа по одному трубопроводу, целесообразность которого доказана на промыслах Башкирии и Татарии.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Способ перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов

Предлагаемое техническое решение относится к способам, снижающим гидравлическое сопротивление при транспортировке высоковязких ньютоновских и неньютоновских жидкостей по трубопроводам, и может найти применение при гидротранспорте нефтей, масел и жидких продуктов нефтепереработки в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности на магистральных, отраслевых, межзаводских и внутризаводских трубопроводах.

Известен способ напорного гидротранспорта грузов по трубопроводу, когда в поток транспортирующей жидкости вводят сжатый воздух (Авт. св. СССР № 224378, B 65 G 51/00, 1975).

К причинам, препятствующим достижению заданного технического результата, относится неустойчивость воздушного пограничного к стенке трубы слоя, приводящая к перемешиванию воздушной прослойки с основным потоком транспортируемой жидкости и созданию гетерофазной системы жидкость-воздух, гидравлическое сопротивление которой возрастает из-за разрушения воздушного маловязкого пограничного слоя особенно за местными гидравлическими сопротивлениями (поворотами, компенсаторами, кранами, задвижками и т.д.).

Известен способ извлечения и перемещения высоковязких нефтепродуктов путем образования водных дисперсий в присутствии соленой воды с добавлением сульфированных диспергаторов (Патент РФ № 2190151, F 17 D 1/17, F 15 D 1/02, 1998).

К причинам, препятствующим достижению заданного технического результата, относится наряду с образованием маловязких эмульсий нефть-вода, когда капельки нефти окружены пленкой воды, образование высоковязких эмульсий вода-нефть, когда капельки воды окружены пленкой нефти. Такая инверсия фаз наиболее часто происходит за местными сопротивлениями (поворотами, температурными компенсаторами, вентилями, задвижками, кранами и т.д.). Эта неустойчивость маловязкой водонефтяной эмульсии приводит к увеличению гидравлического сопротивления во всем объеме перекачиваемой жидкости, а не только в пограничном с трубой слое, что требует дополнительных затрат энергии.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов является способ гидротранспорта высокозастывающих и вязких нефтей и нефтепродуктов, заключающийся в формировании коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы путем добавления в нефть воды и придания потокам нефти и воды вращательного движения за счет винтовой нарезки на внутренней поверхности трубы за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению (так называемыми местными сопротивлениями: поворотами, коленами, компенсаторами, кранами, вентилями, заслонками и т.д.), что приводит к перемешиванию воды и нефти или нефтепродуктов и увеличению гидравлического сопротивления и энергозатрат на гидротранспорт (Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов / Р.А.Алиев, В.Д.Белоусов, А.Г. Немудров и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 368с. С.243).

К причинам, препятствующим достижению заданного технического результата, относится сложность изготовления винтовой нарезки на внутренней поверхности трубы, особенно на уже действующих трубопроводах, заполнению со временем нефтью или нефтепродуктами винтовой нарезки, что приводит к прекращению вращательного движения потоков, перемешиванию нефти и воды и увеличению гидравлического сопротивления и энергозатрат.

Задачей предлагаемого технического решения является создание устойчивого коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению.

Техническим результатом предлагаемого технического решения является уменьшение гидравлического сопротивления и энергозатрат при перемещении вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводу за счет создания вращательного движения потоков за участками, где происходит изменение их скоростей по величине или направлению.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов формирование коаксиального концентрического слоя воды у внутренней поверхности трубы происходит путем добавления в нефть воды и придания потокам нефти и воды вращательного движения, при этом вращательное движение осуществляют лопастными мешалками, установленными за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению с угловой скоростью, определяемой по формуле

где ω - угловая скорость вращения лопастной мешалки;

g - ускорение свободного падения;

R - радиус трубопровода.

Приведение потоков воды и нефти или нефтепродуктов во вращательное движение лопастными мешалками за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению (за так называемыми местными сопротивлениями) позволяет восстановить коаксиальный концентрический слой воды у внутренней поверхности трубы, который разрушается на поворотах, в компенсаторах, вентилях, кранах, задвижках и других местных сопротивлениях. В центробежном поле при вращении потока тяжелые капли и слои воды, оказавшиеся за местными сопротивлениями внутри потока, отбрасываются к внутренней поверхности трубы, создавая устойчивый коаксиальный концентрический слой воды. Легкие капли и слои нефти или нефтепродуктов, оказавшиеся за местными сопротивлениями у внутренней поверхности трубы, центробежными силами отбрасываются во внутренние слои потока.

Уменьшение угловой скорости вращения лопастной мешалки так, что она становится меньше указанного нижнего предела, рассчитываемого по формуле (1), не позволяет развить центробежную силу, достаточную для разделения тяжелых капель и слоев воды от легких капель и слоев нефти, и создать устойчивый коаксиальный концентрический слой воды у внутренней поверхности трубы.

Увеличение угловой скорости вращения лопастной мешалки так, что она становится больше указанного верхнего предела, рассчитываемого по формуле (1), приводит к турбулизации потока, возникновению в нем вихрей, разбивающих коаксиальный концентрический слой воды на капли, что приводит к образованию эмульсии капелек воды в нефти, возрастанию гидравлического сопротивления и затрат энергии на перекачивание нефти или нефтепродуктов.

Применение лопастных мешалок позволяет помимо создания вращательного движения потока сообщать ему дополнительное давление для осевого движения по трубопроводу.

Способ осуществляют следующим образом.

Были проведены экспериментальные исследования по перемещению нефти в трубопроводе с внутренним диаметром 100 мм на участке длиной l=10 м с коленом на входе под углом 90°, в котором была установлена лопастная мешалка с двумя лопатками диаметром 80 мм и шириной лопастей 14 мм. Вал лопастной мешалки был соединен с приводом, позволяющим варьировать число оборотов мешалки. Мощность привода измерялась ваттметром.

Основная жидкость - нефть подавалась из емкости нефти центробежным насосом в напорный патрубок диаметром 80 мм, меньшим диаметра основного трубопровода. Вода в кольцевой зазор между основным трубопроводом и напорным патрубком центробежного насоса подавалась из емкости воды центробежным насосом. Расходы нефти и воды регулировались вентилями и контролировались ротаметрами. Перепад давления на мерной длине l=10 м определялся U-образным дифманометром. Поток нефти и воды на выходе из трубопровода поступал в бак-отстойник, где нижняя фракция - вода после отстаивания сливалась в емкость воды, а верхняя фракция - нефть в емкость нефти. Вязкости нефти и воды были соответственно 72 и 1 сПз, а плотности 900 и 980 кг/м3.

На чертеже представлена схема установки по предлагаемому способу перемещения вязких нефтей и нефтепродуктов.

Установка включает в себя линейную часть трубопровода 1 с внутренним диаметром 100 м и U-образным дифманометром 2 для измерения перепада давления на мерной длине l=10 м линейной части трубопровода 1, колено 3 с установленной в нем лопастной мешалкой 4 с валом 5, соединенным с приводом 6, меняющим число оборотов в зависимости от подаваемого напряжения. Число оборотов вала 5 с лопастной мешалкой 4 измеряется строботахометром 7, а мощность привода 6 ваттметром 8.

Установка содержит емкость для нефти 9, в которую опущен всасывающий патрубок центробежного насоса 10, а нагнетательный патрубок 11, имеющий диаметр 80 мм (меньший внутреннего диаметра трубопровода 1) установлен осесимметрично с линейной частью трубопровода 1, присоединенного к колену 3. Для измерения расхода нефти установлен ротаметр 12. Расход нефти регулируется вентилем 13.

Установка содержит также емкость для воды 14, в которую опущен всасывающий патрубок центробежного насоса 15, а нагнетательный патрубок 16 присоединен к нижней части ветви 11 трубопровода. Для измерения расхода воды установлен ротаметр 17. Расход воды регулируется вентилем 18. Для приема нефтеводяного потока из трубопровода 1 установлена емкость-отстойник 19 с трубопроводом 20 и вентилем 21 для отбора нефти и слива ее в емкость 8 и трубопроводом 22 с вентилем 23 для отбора воды и слива ее в емкость 14.

Установка работает следующим образом. Включают насос нефти 10 и с помощью вентиля 13 устанавливают расход нефти по ротаметру 12. Затем включают насос воды 15 и с помощью вентиля 18 устанавливают расход воды по ротаметру 17. Регулируя напряжение на приводе 6 строботахометром 7 устанавливают необходимое число оборотов ω вала 5 с лопастной мешалкой 4. После стабилизации потоков нефти и воды в трубопроводе 1 измеряют перепад давления на мерной длине l U-образным дифманометром. Отработанный нефтеводяной поток сливают в емкость-отстойник 19.

После завершения опытов и расслаивания нефти и воды в емкости-отстойнике 19 открывают вентили 21 и 23 и по трубопроводам 20 и 22 соответственно нефть и вода из емкости-отстойника 19 переливают в емкость нефти 8 и емкость воды 14.

Расход нефти во всех опытах был 4 л/с, расход воды 1,1 л/с.

ТаблицаРезультаты экспериментальных исследований по перемещению нефти в трубопроводе
Гидравлическое Энергозатраты, Вт
№опы таСпособ перемещения сопротивление, Н/м2 линейныена вращение мешалки общие
Предлагаемый при числе оборотов лопастной мешалки, рад/с
1ω=15,3 (меньше нижнего предела, рассчитываемого по формуле 1) 10245,240,13 5,37
2 ω=16,6 (равна нижнему пределу, рассчитываемому по формуле 1) 6563,440,15 3,59
3ω=19,8 (среднее значение между верхним и нижним значениями угловой скорости, рассчитываемых по формуле 1)504 2,560,222,78
4ω=22,6 (равна верхнему пределу, рассчитываемому по формуле 1) 6083,10,28 3,38
5ω=23,4 (выше верхнего предела, рассчитываемого по формуле 1) 9885,040,31 5,35
6Промышленный (нефть заполняет весь трубопровод1174 6,0- 6,0
7По прототипу (с винтовой нарезкой внутренней стенки трубы) 8284,22- 4,22

Как видно из таблицы, предлагаемый способ перемещения нефти в трубе позволяет по сравнению с прототипом уменьшать гидравлическое сопротивление в 1,26-1,64 раза, а по сравнению с промышленным способом (когда нефть заполняет весь трубопровод и не вращается) в 1,78-2,33 раза. Уменьшение угловой скорости вращения лопастной мешалки по сравнению с нижним пределом, рассчитываемым по формуле 1, как и ее увеличение выше верхнего предела (опыты 1 и 5 соответственно не дают преимуществ по сравнению с прототипом (опыт 7) как по гидравлическому сопротивлению, так и по энергозатратам.

Как видно из таблицы (опыты 1-5) энергозатраты на вращение мешалки составляют не более 10% от энергозатрат на перемещение жидкости по трубопроводу. Общие энергозатраты по сравнению с прототипом снижаются в 1,15-1,34 раза, а по сравнению с промышленным способом в 1,4-1,53 раза.

Применение лопастных мешалок позволяет создавать вращательное движение потока, в отличие от пропеллерных и турбинных мешалок, которые создают соответственно осевое и радиальное течение потока и способствуют перемешиванию воды и нефти.

Таким образом, предлагаемый способ перемещения вязких жидкостей и нефтей позволяет за счет создания центробежной силы при вращении потоков нефти и воды лопастными мешалками за участками, где происходит изменение скоростей потоков по величине или направлению, восстановить разрушенное коаксиальное концентрическое кольцо воды у внутренней поверхности трубы, снизить гидравлическое сопротивление трубопровода и уменьшить энергозатраты.

bankpatentov.ru

способ для извлечения и перемещения нефтепродуктов с высокой вязкостью - патент РФ 2125202

Изобретение относится к способу для извлечения и перемещения нефтепродуктов с высокой вязкостью в виде водных дисперсий в присутствии сульфонатного диспергирующего вещества. При этом диспергирующее вещество выбирается из сульфонатов щелочных или щелочно-земельных металлов или аммония инден-кумароновых сульфонатных смол. Техническим результатом является то, что эти диспергирующие вещества не требуют использования токсичного реагента и являются эффективными в более низких количествах. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 1 табл. Изобретение относится к способу для извлечения и перемещения нефтепродуктов с высокой вязкостью через нефтяные скважины и трубы и к способной к перекачиванию водной дисперсии этих нефтепродуктов. Перемещение нефтепродуктов или остатков с высокой вязкостью, особенно таких, которые имеют плотность более 0,966 г/моль при температуре 15,6oC, по трубам является сложным из-за их высокой вязкости. Известный способ для извлечения и перемещения этих продуктов заключается в добавлении более легких фракций углеводородов или природных продуктов. Этот способ имеет тот недостаток, что эти более легкие фракции не всегда являются доступными. Другой известный способ для повышения текучести продуктов с высокой вязкостью в трубах заключается в установке нагревательных систем через равные интервалы вдоль трубы. Этим путем нагретые сырая нефть или нефтепродукт приобретают более низкую вязкость, тем самым облегчая их транспортировку. Эти нагревательные системы также могут снабжаться, используя часть транспортируемого продукта в качестве топлива, с потерями вследствие этого 15-20% перемещаемого продукта. Другой способ для перемещения тяжелых фракций нефтепродуктов или остатков состоит в прокачивании их по трубе в форме водных эмульсий типа нефть в воде, которые являются гораздо более текучими, чем исходный продукт, подлежащий перемещению. Эмульсии нефти в воде, приготавливаемые путем добавления воды и эмульгирующего вещества при перемешивании к нефти, подлежащей перемещению, затем прокачивают через трубу. Эмульгирующее вещество должно давать стабильную и текучую эмульсию нефти в воде с высоким процентным содержанием нефти. Для обеспечения выгодности этого процесса эмульгирующее вещество должно быть недорогим и создавать эмульсии, стабильные во время стадии прокачки. Эмульгирующие вещества, предлагаемые до настоящего времени, не удовлетворяют полностью указанным выше требованиям. Например, патенты США NN 4285356, 4265264 и 4249554 раскрывают эмульсии, которые имеют содержание нефти только 50%. Это означает, что половина объема трубы является недоступной для транспортировки нефти. С другой стороны, канадские патенты NN 1108205, 1113529 и 1117568, так же как патент США N 4246919, описывают очень ограниченные уменьшения вязкости, несмотря на относительно низкое содержание нефти. Патент США N 4770199 раскрывает эмульгирующие вещества, состоящие из сложных смесей неионных алкоксилатных поверхностно-активных веществ с этоксилат-пропоксилат карбоксилатами. Неионное поверхностно-активное вещество упомянутой выше смеси является, очевидно, чувствительным к температуре и может, следовательно, становиться нерастворимым в воде при определенных температурных условиях. Кроме того, упомянутые выше поверхностно-активные вещества являются очень дорогими и влияют на стоимость способа. В Европейском патенте N 237724 используют смеси этоксилат карбоксилатов и этоксилат сульфатов в качестве эмульгирующих веществ, которые не являются легко доступными на рынке и являются очень дорогими. Несколько итальянских патентов раскрывают способ для извлечения и перемещения производных нефти с высокой вязкостью с помощью водных дисперсий в присутствии соответствующих диспергирующих веществ. В частности, патент Италии Mi92 A 001712 описывает использование конденсатов нафталинсульфоновой кислоты с формальдегидом, патент Италии Mi 92 A 001643 описывает использование диспергирующих веществ, производных от окислительного сульфонирования с SO3 нефтяного топлива с помощью парового крекинга. Все эти диспергирующие агенты имеют многочисленные недостатки. Например, конденсаты нафталинсульфоновой кислоты с формальдегидом требуют использования канцерогенного реагента, такого как формальдегид, и сульфонаты нефтяного топлива от парового крекинга требуют наличия установок, способных производить легкие фракции олефинов, в частности этилен, с помощью парового крекинга сырой нефти или газойля. В настоящее время обнаружен способ для перемещения нефтепродуктов с высокой вязкостью, который устраняет упомянутые выше недостатки, в котором используется инден-кумарон сульфонатные смолы в качестве диспергирующих веществ, приготовление которых и использование в качестве диспергирующих агентов для концентрированных смесей угля в воде описано в заявке на итальянский патент IT-A-M193 A 000701 от 8.4.93. Эти сульфонаты имеют то преимущество, что происходят от угольной смолы и гудрона и не требуют, следовательно, установок для производства этилена с помощью парового крекинга. По сравнению с конденсатами формальдегида эти диспергирующие вещества имеют то преимущество, что не требуют использования токсичного реагента, такого как формальдегид. Наконец, эти препараты являются также эффективными в более низких количествах, чем те, что известны из литературы. Из патента США N 4246920, кл. F 17 D 1/17, от 27.01.81 известен способ для извлечения и перемещения нефтепродуктов с высокой вязкостью, включающий приведение в движение нефтепродуктов в виде водных дисперсий, содержание воды в которых составляет по крайней мере 15% и которые получают путем контакта нефтепродуктов с водным раствором сульфонатного диспергирующего вещества. В этом патенте раскрыта также способная к перекачиванию водная дисперсия нефтепродукта с высокой вязкостью, включающая вязкий нефтепродукт и сульфонатное диспергирующее вещество. При осуществлении этого способа получают эмульсию нефти в воде, содержание нефти в которой составляет только 50%. Это приводит к тому, что половина объема трубы является недоступной для транспортировки нефти. Техническим результатом настоящего изобретения является увеличение объема трубы для транспортировки нефти. Этот технический результат достигается тем, что в способе для извлечения и перемещения нефтепродуктов с высокой вязкостью, включающем приведение в движение нефтепродуктов в виде водных дисперсий, содержание воды в которых составляет по крайней мере 15%, и которые получают путем контакта указанных нефтепродуктов с водным раствором сульфонатного диспергирующего вещества, согласно изобретению используют сульфонатное диспергирующее вещество, выбранное из сульфонатов щелочных или щелочно-земельных металлов или аммония инден-кумароновых сульфонатных смол. Инден-кумароновые смолы являются термопластичными смола ми с низким молекулярным весом, обычно меньшим чем 2000. Название инден-кумароновая не является особенно подходящим, поскольку содержание кумарона является низким, часто меньше чем 10% весовых от всей смолы. Инден-кумароновые смолы происходят от дистиллятов угольной смолы или гудрона; они в основном состоят из индена, сополимеризованного с малыми количествами метилинденов, винил-толуолов и следов других мономеров, таких как кумарон. Перед полимеризацией упомянутые выше смолы растворяют инертным растворителем, в частности ароматическими фракциями нефти. Обычным катализатором является серная кислота, даже если AlCl3 и BF3 являются такими же эффективными. Полимеризация является быстрой, и в конце полимеризации катализатор удаляют с промывочной щелочью и растворитель удаляют путем отгонки. Дальнейшие подробности, касающиеся свойств и приготовления упомянутых выше смол, раскрыты в Encyclopedia of Science and Technology (Sec.Edit) Vol.4, p. 281-284. Термин "инден-кумарон сульфонатные смолы" относится к диспергирующим веществам, производным от сульфонирования SO3 инден-кумароновых смол, в соответствии с тем, что описано в патенте Италии N M193 A 000701 от 8.4.93. В соответствии с этим патентом способ включает следующие стадии: реакция инден-кумароновой смолы с SO3 в присутствии SO2 как растворителя, весовое соотношение SO3 к смоле составляет от 0,6 до 1,5 и температура реакции между 20oC и 90oC; удаление SO2 из реакционной среды; нейтрализация сульфонатного продукта водным раствором гидроксида щелочного или щелочно-земельного металла или аммония. Реакцию проводят в реакторе, способном выдержать возникающие давления. Давление, которое реактор должен выдерживать, зависит в основном от давления паров диоксида серы при температуре реакции. SO2 может быть использован для разбавления либо инден-кумароновой смолы, либо SO3, либо обоих. Соотношение между SO2 и реагентами не является важным; по экономическим причинам является предпочтительным использовать весовое соотношение между SO2 и SO3 между 1:1 и 10:1, предпочтительно между 2:1 и 5:1. Весовое соотношение между SO3 и смолой находится между 0,6 и 1,5, предпочтительно, между 0,8 и 1,3. Более низкие соотношения дают недостаточно сульфонированные продукты, которые, как следствие, не являются особенно растворимыми в воде, в то время как более высокие соотношения не улучшают качество продукта и создают проблемы, связанные с непрореагировавшим SO3. Предпочтительным является проведение реакции в две последовательных стадии, первая из которых включает контакт между реагентами, а вторая - завершение реакции. В течение периода времени, когда реагенты входят в контакт друг с другом, является предпочтительным уменьшение заметного количества тепла, производимого при сульфонировании. Является, следовательно, рекомендуемым контролировать, чтобы температура реактора во время этой фазы не превышала 30-40oC. Это может быть эффективно осуществлено путем испарения SO2 и/или наружного охлаждения реактора. Как только заканчивается фаза контакта реагентов, реакция завершается путем нагрева реакционной смеси до максимальной температуры 30oC, предпочтительно до приблизительно 40-80oC. Чуть большие температуры не обеспечивают никакого преимущества, в то время как температуры, большие чем 110-120oC, могут вызвать частичное десульфонирование сульфоната. Реакция, включая также время контакта реагентов, как правило, завершается через время от 30 минут до 3 часов. Является также возможным проведение реакции в одну стадию, с тем условием, что рассмотренный выше предел температуры (максимум 90oC) соблюдается. В конце упомянутой выше реакции SO2, используемый в качестве растворителя, удаляют. Эта операция может быть осуществлена, используя известные технологии, различными путями, например путем открывания потолочного выпускного клапана или при пониженном давлении, предпочтительно сначала путем простого выпуска газа, а затем при пониженном давлении. Сульфонат может быть извлечен, используя обычные технологии, например путем добавления водного раствора гидроксида щелочного или щелочно-земельного металла, или аммония в реактор, предпочтительно щелочного металла, или даже более предпочтительно натрия, в котором сульфонат и солеобразующее диспергирующее вещество являются легко растворимыми. Водный раствор диспергирующего вещества, полученный таким образом, может быть использован как таковой в способе данного изобретения. Альтернативно, вода может быть удалена и может быть использован сухой продукт. В любом случае не является необходимым проведение какой-либо операции очистки. После сушки продукт реакции сульфонирования содержит 70-90% весовых сульфоната инден-кумароновой смолы, дополнение до 100% содержит неорганические соли, в частности сульфид и сульфат щелочного или щелочно-земельного металла или аммония. Термин "нефтепродукты с высокой вязкостью", подлежащие перемещению посредством способа данного изобретения, означает исключительно вязкие природные продукты, которые не могут быть экстрагированы из скважин с помощью обычных технологий, или нефтяные остатки любого происхождения, например атмосферные или вакуумные остатки. В любом случае упомянутые выше нефтепродукты с высокой вязкостью имеют плотность более 0,966 г/мл при температуре 15,6oC и вязкость при 30oC, большую чем 40000 мПа. Возвращаясь к способу данного изобретения, термин "дисперсия" употребляется для многофазной системы, отличающейся тем, что одна из фаз является диспергирующей и, по крайней мере, еще одна является тонко диспергированной. Термин "диспергирующее вещество относится к продуктам или смесям продуктов, которые вызывают образование дисперсии или стабилизируют дисперсию без большого изменения межфазного натяжения между водой и нефтью. В дисперсии данного изобретения диспергирующей фазой является вода, в то время как дисперсная фаза, более или менее тонко распределенная, состоит из частиц, вероятно, как твердых, так и жидких, тяжелой фракции нефтепродукта. Водные дисперсии данного изобретения образуются и стабилизируются с помощью диспергирующих веществ, полученных указанным выше путем. Весовое соотношение между нефтепродуктом и водой может широко изменяться, например от 90:10 до 10:90. Однако является предпочтительным, по очевидным экономическим причинам, использование высоких содержаний остатка, даже если из-за этого появляется неудобство из-за избыточной вязкости. Превосходный состав дисперсии, в зависимости от типа продукта, подлежащего перемещению, исключает содержание воды от 15 до 40% по отношению ко всей дисперсии. Количество диспергирующего вещества также зависит от типа продукта, подлежащего перемещению; в любом случае количество диспергирующего вещества, необходимое для получения стабильной и текучей дисперсии, составляет от 0,05 до 2,5%, предпочтительно от 0,1 до 1,5%, указанные процентные соотношения относятся к количеству диспергирующего вещества по отношению к общему количеству воды и нефтепродукта. Вышеуказанный технический результат достигается также и тем, что способная к перекачиванию водная дисперсия нефтепродукта с высокой вязкостью, включающая вязкий нефтепродукт и сульфонатное диспергирующее вещество, согласно изобретению включает очень вязкий нефтепродукт в количестве от 60 до 85% по весу и сульфонатное диспергирующее вещество, выбранное из солей щелочных или щелочно-земельных металлов, или аммония инден-кумароновых сульфонатных смол в количестве от 0,05 до 2,5% весовых и остаток до 100% в виде воды. Водная дисперсия тяжелой фракции нефтепродукта может быть приготовлена следующим путем. Прежде всего, соль, предпочтительно натриевая, сульфонатного диспергирующего вещества растворяется в воде. Затем водный раствор диспергирующего вещества добавляют к нефтепродукту, подлежащему перемещению. Дисперсия может быть приготовлена на нефтяном месторождении, например, путем перемешивания двух фаз с помощью турбины или мешалки с лопатками, или центробежными насосами, или статическими миксерами. Когда эксплуатируются нефтяные скважины, содержащие тяжелые фракции нефтепродуктов, которые не могут быть перемещены с помощью обычных технологий, природный продукт может быть извлечен с помощью упомянутого выше способа. В частности, является возможным введение водного раствора диспергирующего вещества в скважину так, что оно приводится в контакт с нефтью на глубине, равной или большей той, на которой находится извлекающий насос. В этом случае механическое перемешивающее действие, производимое насосом, является достаточным для получения жидкой дисперсии на выходе скважины. В этой связи является полезным отметить, что хорошие реологические свойства, необходимые для эффективного извлечения нефти в виде водной дисперсии, не зависят как от гомогенности дисперсии, так и от размеров частиц (твердых или жидких), диспергированных в воде. Другими словами, способ данного изобретения не требует особых форм перемешивания и не является ограниченным, конкретными размерами диспергированных частиц. Фактически, природный продукт может перемещаться и извлекаться даже тогда, когда диспергированная тяжелая фракция нефти находится в форме частиц, имеющих микроскопические размеры. Дисперсии данного изобретения являются стабильными при хранении также в течение долгих периодов времени (фактически, не существует признаков необходимого разделения фаз даже через несколько сотен часов). Следовательно, является возможным хранить упомянутую выше дисперсию, по желанию, в соответствующих емкостях и подавать ее в трубу или на судно в соответствующий момент. Этот способ извлечения и перемещения нефтепродуктов с помощью водной дисперсии имеет другие преимущества, связанные с тем фактом, что в качестве диспергирующих веществ используются недорогие продукты, которые происходят от широко доступных природных материалов. Наконец, поскольку сульфонаты инден-кумароновых смол, в отличие от обычных поверхностно-активных веществ, не понижают заметно поверхностное натяжение воды, водные дисперсии нефтяного остатка данного изобретения не требуют никакого вещества, препятствующего образованию пены. Последующие примеры дают возможность лучшей иллюстрации данного изобретения. Примеры Примеры 1-5 относятся к приготовлению сульфонатного диспергирующего вещества и взяты из патента Италии M193 A 000701 от 8.4.93. Реактор из нержавеющей стали, способный выдержать повышенное давление, используемый для реакции, снабжен мешалкой и устройствами для теплообмена, контроля температуры, входом для реагентов и выходом для продуктов реакции. В примерах 1-3 используют инден-кумароновую смолу, сокращенно обозначаемую как BI/145, продукт Carbochimica S.p.A. Упомянутая выше смола имеет средний молекулярный вес (определенный с помощью высокоэффективной жидкостной хроматографии или газовой хроматографии) приблизительно 2000 г/моль и почти не содержит продуктов, имеющих низкий молекулярный вес. В примерах 4-5 используют смолу, обозначаемую сокращенно как BI/95, продукт Carbochimica S. p.A. Упомянутая выше смола имеет средний молекулярный вес (определенный с помощью высокоэффективно жидкостной хроматографии или газовой хроматографии) приблизительно 1000 г/моль и в этом случае также почти не содержит продуктов с низким молекулярным весом. Пример 1. 213,9 граммов инден-кумароновой смолы BI/145 загружают в емкость, способную выдержать большое давление, которую очищают азотом, а затем добавляют 810 граммов жидкого диоксида серы. 213,6 грамм жидкого триоксида серы вводят через приблизительно 26 минут при перемешивании в емкость, где поддерживается высокое давление. В этот период времени увеличение температуры, которое происходит от начальных 15oC до максимального значения 35oC, контролируют с помощью циркуляции воды в змеевике в емкости под давлением. Емкость под давлением затем нагревают приблизительно 29 минут до 70oC и температуру поддерживают между 70 и 74oC в течение приблизительно 30 минут. В конце перемешивание прерывают и диоксид серы выпускают, понижая давление до давления окружающей среды. Емкость для повышенного давления затем очищают азотом для удаления последних следов диоксида серы, а затем выдерживают в вакууме в течение 30 минут. Затем добавляют гидроксид натрия до тех пор пока pH полученного в результате раствора не достигнет 8,5. Гидроксид натрия добавляют количествами до 93,7 граммов (474 грамма водного раствора при 19,77% весовых). Емкость для высокого давления промывают водой и получают 2885 граммов водного раствора, который содержит 317,4 грамма сухого остатка, состоящего из 39,7% Na2SO4 + Na2SO3 и 60,3% сульфоната. Пример 2. Осуществляют способ по примеру 1, начиная от 236 граммов инден-кумароновой смолы B1/145, 814 граммов диоксида серы и 188 граммов триоксида серы, с увеличением температуры во время добавления SO3 через 18 минут от 13oC до максимального значения 36oC, время, необходимое для нагревания до примерно 80oC, равно 27 минутам, и при конечной фазе для нагревания до 80-85o С, время равно 30 минутам. Диоксид серы дегазируют через 35 минут, емкость для повышенного давления очищают азотом и выдерживают в вакууме в течение 30 минут. Затем раствор нейтрализуют 79,5 граммами NaOH (402 грамма водного раствора NaOH при 19,77% весовых) и проводят промывание водой. Таким образом получают 2452 грамма водного раствора (конечный pH 9,27), который содержит 279,7 граммов сухого остатка, состоящего из 23,8% Na2SO4 + Na2SO3 и 76,2% сульфоната. Пример 3. Проводят способ по примеру 1, начиная от 160 грамм инден-кумароновой смолы B1/145, 800 граммов диоксида серы и 208,5 грамма триоксида серы, при повышении температуры во время добавления SO3, через 25 минут от 19oС до максимального значения 30oC, при времени, необходимом для нагревания до приблизительно 90oC, 27 минут и при конечной фазе до температуры 90-95oC 25 минут. Затем раствор нейтрализуют 96,9 грамма NaOH (629,4 грамма водного раствора NaOH при 15,4%) по весу и производят промывание водой. Таким образом получают 2149 граммов водного раствора (конечный pH 9,20), который содержит 468 граммов сухого остатка, состоящего из 27,4% Na2SO4 + Na2SO3, и 72,6% сульфоната. Пример 4. Проводят способ по примеру 1, начиная от 217,3 грамма инден-кумароновой смолы B1/95, 810 граммов диоксида серы и 217,3 грамма триоксида серы, при повышении температуры во время добавления SO3, через 29 минут, от 15oC до максимального значения 35oC при времени, необходимом для нагревания до приблизительно 40oC, 10 минут, и при конечной фазе до температуры 40-42oC 30 минут. Затем SO2 дегазируют 15 минут, реактор очищают азотом через 35 минут и выдерживают в вакууме в течение 30 минут для удаления всего SO2. Затем раствор нейтрализуют 116,8 грамма NaOH (611,8 грамма водного раствора NaOH при 19,09%) по весу и производят промывание водой. Таким образом получают 2477 граммов водного раствора (конечный pH 8,78), который содержит 427,4 грамма твердого продукта, состоящего из 18,8% Na2SO4 + Na2SO3 и 81,2% сульфоната Пример 5. Проводят способ по примеру 1, начиная от 138,8 грамма инден-кумароновой смолы B1/95, 805 граммов диоксида серы и 180,2 грамма триоксида серы, при повышении температуры во время добавления SO3 через 40 минут от 15oС до максимального значения 42oC, при времени, необходимом для нагревания до приблизительно 80oC, 20 минут и при конечной фазе при нагревании до приблизительно 80oC в течение приблизительно 30 минут. SO2 дегазируют 30 минут, реактор очищают азотом и выдерживают при пониженном давлении в течение 30 минут. Затем раствор нейтрализуют 91,3 грамма NaOH (592,2 грамма водного раствора NaOH при 15,4%) по весу и производят промывание водой. Таким образом получают 2072 грамма водного раствора (конечный pH 9,27), который содержит 379,6 грамма сухого остатка, состоящего из 27,5% Na2SO4 + Na2SO3 и 72,5% сульфоната. Пример 6. Диспергирующие вещества, приготовленные по способу примеров 1- 5, используют для перемещения нефтепродуктов высокой вязкости. Данные этих испытаний представлены в таблице. Нефтепродукт "Olio Gela", с высоким содержанием ароматических веществ и имеющий следующие характеристики, используют в качестве нефтепродукта: вязкость при 30oC составляет 60000-100000 миллипаскаль на секунду; плотность при температуре 15,6oC от 1 до 1,02 г/мл. Аббревиатура OG 22 относится к упомянутому выше нефтепродукту с содержанием воды, равным 13-16%, в то время как аббревиатура OG 32 означает тот же нефтепродукт с содержанием воды меньше 1%. Испытания проводят, используя как дистиллированную воду (аббревиатура FW ), так и воду из скважины (аббревиатура RW), имеющую концентрацию ионов Na++ = 2,43%, ионов Ca++ = 0,51%, ионов K+ = 0,160% и ионов Mg++ = 0,070% весовых. Отношение нефтепродукта к воде фиксируют при значении 70/30 вес/вес, в то время как концентрацию диспергирующего вещества варьируют. Диспергирование производят путем добавления нефтепродукта при температуре приблизительно 20oC к водному раствору диспергирующего вещества. Размешивание сначала производят вручную, а впоследствии производят с помощью турбины типа U1-traturrax при приблизительно 5000 оборотов в минуту в течение 10-60 секунд. Полученные таким образом водные дисперсии выдерживают при комнатной температуре (приблизительно 20-22oC), периодически контролируя, чтобы фазы не разделились необратимо. Данные в таблице представляют реологические свойства упомянутых выше дисперсий через 240 часов от их приготовления. Для проведения упомянутых выше измерений используют реометр Haake V12 с геометрией поплавок-чашка (модель MVIP, радиус поплавка 20,04 мм, радиус чашки 21,00 мм, высота поплавка 60 мм) и шероховатый поплавок для уменьшения любых возможных явлений проскальзывания. Дно поплавка оттянуто назад так, что, когда поплавок вводят в дисперсию, возникает пузырь воздуха, который способен минимизировать концевые эффекты. Все измерения проводят при 20oC. Таблица представляет вязкость при 10 сек-1 и при 100 сек1 и предел текучести. Последнее или минимальное усилие, необходимое для приведения в движение ожиженного природного продукта, получают путем экстраполяций. Используемый метод основан на модели Casson, который заключается в построении графика зависимости квадратного корня усилия от квадратного корня скорости сдвига и в экстраполировании полученной кривой к нулю в виде прямой линии. Квадрат значения пересечения при нулевой скорости сдвига дает требуемое значение предела текучести. Вязкости представлены в миллипаскалях на секунду, предел текучести в паскалях и концентрация диспергирующего вещества в % весовых от общего веса дисперсии. Данные таблицы показывают катастрофическое уменьшение вязкости рассмотренных выше дисперсий при наличии добавок по сравнению с вязкостью исходной нефти. Можно увидеть, как с использованием дистиллированной воды и в присутствии исходного продукта с высоким содержанием воды (OG 22) получить очень интересующие вязкости в присутствии исключительно малых количеств диспергирующего вещества (0,1 от общего веса), меньших, чем те, что обычно используются в настоящее время (приблизительно 0,3-1%).

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ для извлечения и перемещения нефтепродуктов с высокой вязкостью, включающий приведение в движение нефтепродуктов в виде водных дисперсий, содержание воды в которых составляет по крайней мере 15%, и которые получают путем контакта указанных нефтепродуктов с водным раствором сульфатного диспергиргирующего вещества, отличающийся тем, что используют сульфонатное диспергирующее вещество, выбранное из сульфонатов щелочных или щелочноземельных металлов или аммония инден-кумароновых сульфатных смол. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержание воды в дисперсии составляет от 15 до 40 вес.% от веса всей дисперсии. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефтепродукт с высокой вязкостью имеет плотность более 0,966 г/мл при температуре 15,5oC. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество диспергирующего вещества составляет от 0,05 до 2,5% от общего веса дисперсии. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что количество диспергирующего вещества составляет от 0,1 до 1,5% от общего веса дисперсии. 6. Способная к перекачиванию водная дисперсия нефтепродукта с высокой вязкостью, включающая вязкий нефтепродукт и сульфонатное диспергирующее вещество, отличающаяся тем, что она включает очень вязкий нефтепродукт в количестве от 600 до 85% по весу и сульфатное диспергирующее вещество, выбранное из солей щелочных или щелочно-земельных металлов или аммония инден-кумароновых сульфонатных смол в количестве от 0,05 до 2,5 вес.% и остаток до 100% в виде воды.

www.freepatent.ru

перемещение нефти - это... Что такое перемещение нефти?

 перемещение нефти oil travel

Большой англо-русский и русско-английский словарь. 2001.

  • перемещение назад
  • перемещение областей

Смотреть что такое "перемещение нефти" в других словарях:

  • первичное перемещение нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN initial oil travelprimary oil migration …   Справочник технического переводчика

  • Миграция нефти и газа — любое перемещение этих веществ в земной коре. Возможности, виды и м бы его контролируются факторами, действующими в тех или иных условиях геол. обстановки: физ. свойствами, состоянием мигрирующих нефти и газа, свойствами г. п. и участием в… …   Геологическая энциклопедия

  • миграция нефти — перемещение нефти — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы перемещение нефти EN travel of oiloil travel …   Справочник технического переводчика

  • транзит нефти — Перемещение нефти из какой либо страны через территорию по меньшей мере одной страны в третью страну. Примечание В случае транзита потоков нефти через государственные границы по трубопроводам или сетям существует два набора правил, которые могут… …   Справочник технического переводчика

  • Миграция нефти и газа — ► oil and gas travel Перемещение нефти и газа в земной коре под действием природных сил. Сопровождается физико химическим взаимодействием минеральной среды и флюидов, а также фазовыми превращениями последних вследствие изменчивости геологической… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Геология нефти — Содержание 1 Миграция нефти 2 Нефтеносные породы и скопления нефти …   Википедия

  • Происхождение нефти — Нефть  результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно осадочных отложениях в бескислородных условиях.… …   Википедия

  • Режим залежи нефти, газа — ► reservoir condition Механизм проявления в залежах пластовой энергии различного вида, обусловливающий приток нефти и газа к эксплуатационным скважинам. Зависит от геологического строения, физико химических свойств пласта и насыщающих его флюидов …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Нефть — (Oil) Нефть это горючая жидкость Добыча и переработка запасов нефти является основой экономики многих стран Содержание >>>>>>>>>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • ГОСТ Р 53713-2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки — Терминология ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа: (попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Пластовая энергия — ► reservoir energy Энергия сил, продвигающих нефть в пласте и вытесняющих ее в скважины. Основные источники пластовой энергии: ■ напор краевой и подошвенной воды ■ силы упругости нефти, воды, газа и заключающей их породы, расширяющихся в объеме… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

dic.academic.ru