Повышение эффективности технологических процессов в нефтяной промышленности. Теплообменник нагрева нефти


Промывка теплообменников подогрева нефти типа «труба-в-трубе»

Промывка теплообменников подогрева нефти типа «труба-в-трубе» на АО «Краснодарский нефтеперерабатывающий завод «Краснодарэконефть»

О предприятии

АО «Краснодарский нефтеперерабатывающий завод «Краснодарэконефть» производит высококачественное сырье для нефтехимии, дизельное топливо, удовлетворяющее требованиям российских и международных стандартов, битум для нужд дорожной промышленности. НПЗ является единственным в стране производителем топлива повышенной плотности для реактивных двигателей (Т-1 пп). Мощность переработки предприятием сырья составляет 3 млн. 100 тыс. тонн в год.

Близость к морским терминалам Краснодарского края определяет коммерческую привлекательность расположения завода и создает потенциальные возможности для формирования гибких логистических схем трейдинга нефтепродуктов.

Краснодарский нефтеперерабатывающий завод ЗАО “Краснодарэконефть”, был основан в 1911 году, после того, как на территории Кубани были открыты богатейшие нефтеносные месторождения. В то время производительность завода составляла 400 тонн в сутки.

В апреле 2016 г. компания ООО «АСГАРД-Сервис» осуществила промывку теплообменников подогрева нефти типа «труба в трубе» от отложений АСПО.

Цель проекта и решаемая задача

Целью данного проекта была реанимация блока теплообменников подогрева нефти в количестве 8 штук и запуск установки. Очистка теплообменников подогрева нефти проводилась от асфальтосмолопарафиновых отложений (далее – АСПО) по межтрубному пространству. Основная сложность заключалась в сжатых сроках как мобилизации на объект, так и сроков проведения самих работ, но несмотря на это, теплообменники были очищены качественно и в установленный срок.

Чтобы сократить время проведения работ было принято решение о создании вспомогательной обвязки гибких трубопроводов на все теплообменники, что позволило сократить срок проведения промывки в три раза.

Технология очистки

Что касается технологии очистки, то здесь следует рассказать более детально, ведь именно она определяет последовательность действий по удалению остатков нефти и АСПО с внутренней поверхности теплообменников.

Основные этапы очистки можно разделить следующим образом:

  1. Подготовка и монтаж схемы вспомогательных трубопроводов;
  2. Опрессовка схемы и устранение недочетов связанных с утечками и пропусками;
  3. Заливка растворителя АСПО тип «СНХ» в контура теплообменников подогрева нефти;
  4. Выдержка растворителя АСПО в контуре — статический режим;
  5. Циркуляция растворителя АСПО — динамический режим;
  6. Слив растворителя АСПО и его последующая утилизация.

Для ускорения процесса перехода отложений АСПО в растворитель проводился прогрев растворителя при помощи пара через трубное пространство теплообменников.

Используемые материалы и этапы работы

Монтаж временных трубопроводов осуществлялся при помощи маслобензостойких шлангов Dy 100. Объем готовой схемы с учетом объемов контуров теплообменников составил порядка 50 м3.

 

Для такой схемы понадобилась насосная установка производительностью не менее 150 м3/ч во взрывозащищенном исполнении.

В систему обвязки входила расширительная емкость (1000 л).

Очистка трубопровода производилась нами при помощи специально разработаннных и сертифицированных реагентов – растворителей АСПО. Эффект взаимодействия растворителя с отложениями происходит в виде диффузии тяжелых асфальтенов, парафинов и смол. На базе НИИ, расположенного в г. Екатеринбурге, нам подобрали комплексный состав растворителя, способный отработать по широкому спектру отложений от нефтяных до тяжелых мазутных в максимально короткое время (с учетом его нагрева до оптимальной температуры).

   

Прокачка растворителя по очищаемому трубопроводу происходила в разных направлениях путем переключения трубопроводной арматуры. Дополнительно проводилось плавное регулирование и создание различных гидродинамических режимов с помощью регулировки работы насоса.

Все описанные выше мероприятия позволили максимально эффективно произвести очистку межтрубного пространства теплообменников.

Стоит отметить, что большое влияние на качество промывки оказал подогрев растворителя до требуемой температуры

Контроль

ООО «АСГАРД-Сервис» большое внимание уделяет контролю на разных этапах своей работы. Так, в процессе очистки и прокачки брались пробы и с помощью специальных приборов сразу на месте определялась степень насыщения растворителя. Зная критические значения (предел насыщения растворителя) не сложно было отслеживать его работу в процессе промывки. Окончание процесса насыщения свидетельствовало о том, что все отложения перешли в растворитель и процесс промывки закончился.

 

Результат

После завершения работ основным показателем по результату был:

  • визуальный осмотр патрубков
  • запуск установки в рабочий режим и снятие требуемых параметров работы теплообменников подогрева нефти

 

Информация была взята с сайта http://knpz-ken.ru/

asgard-service.com

Повышение эффективности технологических процессов в нефтяной промышленности

В нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности на различных стадиях технологических процессов требуется нагревание или охлаждение продуктов, в том числе с высокой вязкостью.

Применение пластинчатых теплообменников для решения задач передачи тепла позволяет:

  • повышать эффективность технологических циклов;
  • экономить тепловую энергию путем оптимизации тепловых процессов;
  • снижать эксплуатационные и ремонтные затраты.

В настоящей статье рассмотрены возможности использования пластинчатых теплообменников на примере реконструкции Установки Первичной Подготовки Нефти (УППН).

В технологическую цепочку установки первичной подготовки нефти входит большое количество теплообменных аппаратов, служащих в основном для нагрева и охлаждения нефти в процессе ее очистки. В настоящее время для этих целей используются трубчатые аппараты марок ТТ и ТП. Вследствие их невысокой тепловой эффективности для обеспечения требуемого подвода или съема тепла на каждом этапе подготовки нефти устанавливаются группы из 5—8 таких теплообменников.

Принципиальная схема установки первичной подготовки нефти

 

Естественно, стоимость группы трубчатых теплообменников, монтажные и эксплуатационные затраты на нее высоки. Кроме того, надежность таких аппаратов оставляет желать лучшего. Нередки случаи, когда трубки выходят из строя, и происходит смешение сырой и товарной нефти или товарной нефти и воды. Это ведет к ухудшению сортности товарной нефти и дополнительным затратам на восстановление работоспособности всей системы.

При работе с тяжелой нефтью требуется высокий нагрев для ее очистки и достижения качества не ниже1-госорта. После этого нефть необходимо охладить для сдачи на узел учета. Трубчатые теплообменники зачастую не могут эффективно охладить товарную нефть до заданной температуры, особенно в летнее время.

Примером подобной ситуации служит работа блока рекуперации установки первичной подготовки нефти, на котором установлены девять теплообменников типа «труба в трубе» ТТ-31—48/89. Для обеспечения дополнительного охлаждения товарной нефти эксплуатирующей организации пришлось смонтировать водяную систему оросительного охлаждения (фото 1).

Эта система орошения, конечно, частично помогла решить проблему охлаждения товарной нефти, но принесла с собой следующие недостатки:

  1. при ее работе началась интенсивная коррозия наружной поверхности трубок;
  2. отобранное ею тепло бесполезно терялось и не передавалось сырой нефти т. к. охлаждающая вода сбрасывалась в окружающую среду.
Типовая схема охлаждения и нагрева нефти на УППН с помощью трубчатых теплообменников и дополнительного оросительного охлаждения

 

Поэтому специалисты компании «Ридан», будучи привлечены к решению проблемы охлаждения товарной нефти, предложили отказаться от использования трубчатых теплообменников с водяной системой охлаждения и установить на блоке рекуперации установки первичной подготовки нефти пластинчатые теплообменники.

После обследования блока рекуперации были подобраны и установлены два специальных пластинчатых теплообменника S86 (фото 2), обладающих высоким коэффициентом полезного действия для заданных параметров нефти и способных за один проход охладить товарную нефть до требуемых температур. В данном случае разделение на два аппарата вызвано не недостатком теплообменной поверхности, а вопросами резервирования и надежности.

Оптимизация блока рекуперации УППН с помощью пластинчатых теплообменников «Ридан», установленных взамен трубчатых аппаратов

 

Такое технологическое решение имеет следующие достоинства:

  • Температура охлаждаемой нефти понизилась на 10°С за счет применения грамотно подобранного оборудования, обладающего коэффициентом теплопередачи на порядок выше, чем трубчатые теплообменники.
  • Как следствие появилась возможность повысить температуру нагрева нефти до 80°С в процессе ее очистки и повысить сортность сдаваемой нефти.
  • Также произошло повышение температуры сырой нефти подаваемой на очистку. Эффект рекуперации вырос более чем на 170% за счет более эффективного теплосъема и отсутствия сброса тепла в окружающую среду водяной системой охлаждения. Это привело к экономии тепла, подаваемого на нагрев сырой нефти для ее очистки.
  • Вес одного пластинчатого теплообменника равен трем тоннам, против 13 тонн для трубчатого. Таким образом, процесс монтажа упрощается и для него не требуется применять крупные ГПМ.
  • Небольшая площадь под монтаж для нового оборудования позволила смонтировать его на существующей площадке.

Это только одно из решений, которое позволило эффективно устранить ряд проблем и достичь заданных параметров подготовки нефти на блоке рекуперации установки первичной подготовки нефти. Возможна и дальнейшая замена трубчатых теплообменников на остальных блоках технологической цепочки установки первичной подготовки нефти.

Это даст, как минимум:

  • экономию средств при замене самого оборудования на 50%;
  • высвобождение от 30 до 50% площадей;
  • снижение монтажных и эксплуатационных затрат в 4 раза.

А как максимум — оптимизацию теплового процесса, экономию энергоресурсов и возможность точного управления процессами нагрева и охлаждения нефти.

www.ridan.ru

Температура - предварительный подогрев - нефть

Температура - предварительный подогрев - нефть

Cтраница 1

Температура предварительного подогрева нефти за счет тепла отходящих дистиллятов и гудрона в теплообменных аппаратах должна поддерживаться постоянной. Предварительный подогрев нефти при неизменной производительности установки зависит от чистоты трубчатых поверхностей теплообменников. При загрязнении теплообменников вследствие отложения в трубках солей и примесей температура предварительного подогрева сырья снижается, а давление на выкиде сырьевого насоса повышается. Это приводит к тепловой перегрузке печи и к перерасходу топлива. При ремонте установки необходимо очистить трубки теплообменников, а при эксплуатации хорошо обессоливать и обезвоживать нефть.  [1]

В проектах температура предварительного подогрева нефти в теплообменниках принята равной 200 С, а температура полуотбензиненной нефти ( внизу колонны) 225 С. Фактически температура подогрева нефти была 160 - 180 С, а на входе в печь атмосферной части не превышала 170 - 200 С. Более низкая температура подогрева нефти в теплообменниках, чем предусмотрено проектом, обусловлена увеличением в 1 3 - 1 4 раза пропускной способности установок при сохранении поверхности сырьевых теплообменников на проектном уровне. С целью снижения сопротивления движение нефти в теплообменниках осуществляется тремя и четырьмя потоками вместо двух, предусмотренных проектом.  [2]

Заметное снижение температуры предварительного подогрева нефти повысило тепловую нагрузку печей, что связано также с дополнительным расходом топлива.  [3]

В проектах установок АВТ температура предварительного подогрева нефти принята равной 200 С, а температура полуотбензиненной нефти в низу К-1 225 С. Фактически на действующих установках температура предварительного подогрева нефти колеблется в пределах 160 - 180 С, а на входе в печь П-1 равна 170 - 200 С.  [4]

На установках эффективно используется тепло горячих потоков и поэтому температура предварительного подогрева нефти достигает 230 С.  [5]

Аналогичные расчеты, выполненные для установок АТ-6 и АВТ-6, показали, что температура предварительного подогрева нефти может быть доведена почти до 290 С.  [7]

Для регенерации тепла дизельного топлива и солярового дистиллята дополнительно были установлены теплообменники - кожухо-трубчатого типа, в связи с этим температура предварительного подогрева нефти повысилась на 13 - 15 С.  [8]

По мере углубления регенерации тепла горячих нефтепродуктов резко повышается энергетический коэффициент полезного действия установки, сокращается расход охлаждающей воды и повышается температура предварительного подогрева нефти.  [9]

В проектах установок АВТ температура предварительного подогрева нефти принята равной 200 С, а температура полуотбензиненной нефти в низу К-1 225 С. Фактически на действующих установках температура предварительного подогрева нефти колеблется в пределах 160 - 180 С, а на входе в печь П-1 равна 170 - 200 С.  [10]

Эффективно используется тепло отходящих нефтепродуктов. Если на большинстве малопроизводительных установок температура предварительного подогрева нефти за счет тепла регенерации отходящих нефтепродуктов составляла 180 - 190 С, то на высокопроизводительных установках она составляет 220 - 230 С, что позволяет значительно снизить тепловую напряженность труб сырьевого змеевика печи.  [11]

На рис. 42 дана схема типового блока вторичной перегонки бензина на установках АВТ производительностью 2 и 3 млн. т / год. Благодаря эффективному использованию тепла горячих потоков температура предварительного подогрева нефти достигает 230 С. На рис. 43 показана схема теплообмена на установках АВТ со вторичной перегонкой бензина производительностью 2 0 млн. т / год сернистой нефти.  [12]

Для нормальной работы теплообменников и избежания остановки их в процессе работы установки производят планово-предупредительную чистку теплообменников по специально разработанному графику. Следует всегда помнить, что понижение температуры предварительного подогрева нефти вызывает тепловую перегрузку трубчатой печи или снижение ее производительности.  [13]

В случае загрязненности теплообменников увеличивается сопротивление движению нефти и давление на сырьевом насосе возрастает. Если засорилась значительная часть теплообменников, то, кроме повышения давления, сильно понизится температура предварительного подогрева нефти.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Способ очистки теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при очистке теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений. Способ очистки теплообменников от парафиновых отложений заключается в том, что очистку производят потоком горячей нефти с выносом нагретого и разжиженного парафина потоком нефти, при этом к теплообменникам подключают линию реверсивной подачи нефти через теплообменники и при увеличении перепада давления между давлением нефти на входе в теплообменники и на их выходе до величины, составляющей от 0,9 до 0,95 от предельно допустимой для данных теплообменников в последние переключают подачу нефти с входа в теплообменники на выход из теплообменников с формированием таким образом реверсивного режима течения нефти, который осуществляют до достижения заданного перепада давления на каждом из теплообменников пункта подготовки нефти, после чего осуществляют переключение подачи нефти на вход теплообменников. В результате достигается конструктивное упрощение установки и обеспечение нагрева нефти как в режиме эксплуатации, так и в режиме очистки теплообменников с практически непрерывной подачей нагретой нефти потребителю. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений, в частности в системе подготовки продукции нефтяных скважин к трубопроводному транспорту.

Известен способ очистки аппаратов в процессе обезвоживания и обессоливания нефти, заключающийся в совмещении процесса очистки аппаратов (в том числе теплообменников), включающий промывку раствором реагента - деэмульгатора, причем последний подают в поток нефти перед очищаемым аппаратом, начиная с последнего по ходу движения потока, что позволяет осуществить очистку без остановки работы установки (см. авторское свидетельство SU №653288, кл. C10G 33/04, опубл. 25.03.1979).

Однако необходимость введения в поток нефти раствора реагента-деэмульгатора и монтажа оборудования для подачи раствора реагента -деэмульгатора в поток нефти приводит к усложнению установки и увеличению массогабаритных характеристик установки.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ очистки теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений, заключающийся в том, что очистку производят потоком горячей нефти с выносом нагретого и разжиженного парафина потоком нефти установки (см. патент RU №2319096, кл. F28G 9/00, опубл. 10.03.2008).

Однако необходимость перекрытия подачи холодной нефти и подачи в теплообменники предварительно нагретой до 41-43°С нефти усложняет процесс эксплуатации установки и приводит к усложнению самой установки.

Задачей данного изобретения является устранение недостатков известных технических решений.

Технический результат состоит в конструктивном упрощении установки для реализации способа очистки теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений и обеспечение нагрева нефти как в режиме эксплуатации, так и в режиме очистки теплообменников с практически непрерывной подачей нагретой нефти потребителю.

Указанный технический результат достигается, а задача решается за счет того, что способ очистки теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений заключается в том, что очистку производят потоком горячей нефти с выносом нагретого и разжиженного парафина потоком нефти, при этом к теплообменникам подключают линию реверсивной подачи нефти через теплообменники и при увеличении перепада давления между давлением нефти на входе в теплообменники и на их выходе до величины, составляющей от 0,9 до 0,95 от предельно допустимой для данных теплообменников, переключают подачу нефти с входа в теплообменники на выход из теплообменников с формированием таким образом реверсивного режима течения нефти через теплообменники, который осуществляют до достижения заданного перепада давления на каждом из теплообменников пункта подогрева нефти, после чего осуществляют переключение подачи нефти на вход теплообменников.

На чертеже представлена принципиальная схема установки по подогреву нефти для реализации способа очистки теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений.

Установка по подогреву нефти для реализации способа очистки теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений содержит теплообменники 1, подключенные входом к линии 2 подачи нефти через линию 3 подвода нефти к теплообменникам 1 и выходом через линию 4 отвода нагретой нефти от теплообменников 1 к линии 5 подачи нагретой нефти потребителю. Линия 3 подвода нефти к теплообменникам 1 соединена с линией 5 подачи нагретой нефти потребителю линией 6 реверсивной подачи нефти. Регулировку работы установки осуществляют с помощью установленных на линиях 3, 4, 5 и 6 задвижек 7.

Способ очистки теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений реализуют следующим образом.

В штатном режиме работы установки нагреваемая нефть по линии 2 подачи нефти через линию 3 подвода нефти поступает в теплообменники 1 для нагрева. Из теплообменников 1 нагретая нефть через линию 4 отвода нагретой нефти поступает в линию 5 подачи нагретой нефти потребителю.

При увеличении перепада давления между давлением нефти на входе в теплообменники 1 и на их выходе до величины, составляющей от 0,9 до 0,95 от предельно допустимой для данных теплообменников, переключают подачу нефти с входа в теплообменники 1 на выход из теплообменников 1 с формированием таким образом реверсивного режима течения нефти через теплообменники 1, который осуществляют до достижения заданного перепада давления на каждом из теплообменников 1 пункта подогрева нефти. Для этого к теплообменникам 1 подключают линию 6 реверсивной подачи нефти через теплообменники 1. В указанном режиме очистки с помощью задвижек 7 осуществляют подачу нагреваемой нефти из линии 2 подачи нефти через линию 4 отвода нагретой нефти на выход теплообменников 1. При этом холодная нефть нагревается до температуры выше 30°С и в уже нагретом состоянии поступает к входу в теплообменники 1, расплавляя при этом накопившиеся на входном участке теплообменников 1 отложения парафина (участок теплообменников, где температура нагреваемой нефти менее 30°С). Нагретая в конечном итоге до 40°С нефть с расплавленным парафином поступает в линию 3 подвода нефти к теплообменникам 1 и далее через линию 6 реверсивной подачи нефти в линию 5 подачи нагретой нефти потребителю. В ходе проведенных испытаний было установлено, при перепаде давления между давлением нефти на входе в теплообменники 1 и на их выходе до величины, составляющей менее 0,9, очистка теплообменников 1 нецелесообразна, поскольку отложившийся парафин не создает значительных гидравлических и температурных сопротивлений работе теплообменников 1. При достижении указанного перепада величины, составляющей от 0,9 до 0,95, значительные гидравлические сопротивления могут привести к выходу теплообменников 1 из строя.

Таким образом, данный способ обеспечивает нагрев нефти как в режиме эксплуатации, так и в режиме очистки теплообменников и, как результат, обеспечивает практически непрерывную подачу нагретой нефти потребителю.

Способ очистки теплообменников на пункте подогрева нефти от парафиновых отложений, заключающийся в том, что очистку производят потоком горячей нефти с выносом нагретого и разжиженного парафина потоком нефти, отличающийся тем, что к теплообменникам подключают линию реверсивной подачи нефти через теплообменники и при увеличении перепада давления между давлением нефти на входе в теплообменники и на их выходе до величины, составляющей от 0,9 до 0,95 от предельно допустимой для данных теплообменников, переключают подачу нефти с входа в теплообменники на выход из теплообменников с формированием таким образом реверсивного режима течения нефти через теплообменники, который осуществляют до достижения заданного перепада давления на каждом из теплообменников пункта подогрева нефти, после чего осуществляют переключение подачи нефти на вход теплообменников.

www.findpatent.ru