Виды теплоносителей, применяемых для подогрева нефти и нефтепродуктов на нефтебазах. Подогрев при транспортировке нефти


Виды теплоносителей, применяемых для подогрева нефти и нефтепродуктов на нефтебазах

08 мая 2016 г.

В одной из статей было сказано о проблемах, возникающих при перекачке высоковязких нефтей и нефтепродуктов, связанных с уменьшением их текучести при понижении температуры.

В настоящей статье рассматривается решение этой проблемы, которую приходится решать работникам нефтебаз при проведении технологических операций, связанных с приемом, отгрузкой и хранением высоковязких сортов нефти и нефтепродуктов. Проблема заключается в том, что высоковязкая нефть и темные нефтепродукты при понижении температуры наружного воздуха становятся более вязкими, теряется их текучесть, и поэтому перекачка их по трубопроводным коммуникациям нефтебаз становится невозможной.

Прокачиваемость нефти зависит, прежде всего, от содержания в ней парафина, который кристаллизуется при снижении температуры ниже 50 °С, а нефтепродуктов — от их реологических свойств. Чтобы прокачать парафин истую нефть и высоковязкие нефтепродукты по трубопроводу, необходимо повысить их текучесть путем снижения вязкости. На нефтебазах применяется в основном один способ снижения вязкости — это их подогрев.

Кроме технических проблем подготовка к приему и отгрузке высоковязких нефти, темных нефтепродуктов и масел на нефтебазах связана со значительными экономическими затратами, которые увеличивают издержки обращения на их перевалку и реализацию.

В качестве теплоносителей на нефтебазах применяются: горячая вода; водяной насыщенный пар; горячие газы и электроэнергия.

Горячая вода применяется в случаях, когда ее имеется в большом количестве. Но применяется она редко, так как теплосодержание воды в 5-6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.

Водяной пар имеет наибольшее применение, так как обладает высоким теплосодержанием, хорошей теплоотдачей, легко транспортируется, не представляет пожарной опасности. Обычно используют насыщенный пар давлением 0,3-0,4 МПа (3—4кг/см2).

Горячие дымовые газы на нефтебазах имеют ограниченное применение, так как они отличаются от других теплоносителей малым теплосодержанием, низким коэффициентом теплоотдачи и малой объемной удельной теплоемкостью, и поэтому требуется их выработка в больших количествах.

Электрическая энергия — наиболее прогрессивный, но в то же время наиболее дорогой теплоноситель на современном этапе. Но благодаря ряду своих преимуществ: возможности передачи на большие расстояния, простоте конструкции подогревателей, высокой технической эстетике и культуре производства и других качеств, электрическая энергия находит все более широкое применение.

На нефтебазах перед отгрузкой нефть и нефтепродукты подогреваются до температуры с учетом возможности их слива в пунктах приема без подогрева и простоя транспортных средств, то есть с учетом путевых потерь тепла. При перевозке водным транспортом температура нефтепродуктов поддерживается с помощью паровых подогревателей танкеров с получением тепловой энергии от котлов-утилизаторов, работающих с использованием теплоты отходящих горячих дымовых газов судовых дизелей или специальных паровых котельных установок. При перевозке железнодорожным транспортом нефтепродукты не подогреваются, и, как правило, поступают на нефтебазу в застывшем состоянии. Поэтому на нефтебазах, как при отгрузке, так и при приеме высоковязких видов нефти и нефтепродуктов, приходится их подогревать с применением различных способов подогрева.

Перед отгрузкой подогрев осуществляется в резервуарах, а при приеме — непосредственно в железнодорожных цистернах и в наливных баржах. При перевозке темных нефтепродуктов и высокопара- финистых нефтей в танкерах производится поддержание их температуры за счет включения «путевого подогрева» — паровых подогревателей и систем, работающих от котлов-утилизаторов, использующих тепло выхлопных газов дизелей.

ros-pipe.ru

Путевой подогрев нефтепродуктов посредством подогрева по всей длине трубопровода и устройством подогревательных пунктов

Путевой подогрев нефтепродуктов в трубе проводах применяется при перекачке по трубопроводам сгущающихся и вязких нефтепродуктов. Такое явление может иметь место в процессе перекачки, при недостаточном начальном подогреве нефтепродуктов, а также при закачке теплого нефтепродукта в холодный предварительно непрогретый трубопровод.

Обеспечить необходимую подвижность быстро застывающему нефтепродукту можно следующими способами: 1) организацией непрерывного путевого подогрева по всей длине трубопровода и 2) устройством подогревательных пунктов в некоторых его точках. Выбор способа путевого подогрева зависит от длины трубопровода, физических свойств перекачиваемого нефтепродукта, производительности перекачки и местных условий. Применение путевого подогрева позволяет разогревать в короткие сроки застывший нефтепродукт или поддерживать необходимую для его перекачки температуру.

Путевой подогрев осуществляется греющими трубопроводами, проложенными внутри трубопроводов, транспортирующих вязкие нефтепродукты (внутренний подогрев), или снаружи (внешний подогрев).

Тепловое различие наружного и внутреннего способов подогрева заключается в том, что при наружном подогреве полезно используемое тепло составляет некоторую часть от общего расхода тепла, в то время как при внутреннем подогреве все тепло, отдаваемое теплоносителем, проходит через нефтепродукт. Кроме того, наружный подогрев, обладая большой тепловой инерцией, требует длительного периода для установления режима подогрева. Внутренний путевой подогрев обладает высоким коэффициентом полезного действия и отличается быстротой подогрева. Однако на практике наибольшее распространение получил наружный путевой подогрев как более простой и надежный. Применение внутреннего подогрева ограничивается трудностью обнаружения мест повреждений греющей трубки, происходящих от температурных напряжений, и сложностью ее ремонта, а также тем, что греющая трубка создает увеличение гидравлических сопротивлений вследствие сужения живого сечения нефтепровода.

Подогрев в подогревательных пунктах применяется для застывающих нефтепродуктов при перекачке их главным образом по магистральным; нефтепроводам. Подогревательные пункты представляют собой теплообменные установки, состоящие из одного или нескольких теплообменников, через которые перекачивается подогреваемый нефтепродукт.

Путевой подогрев возможно еще осуществлять и при помощи электроэнергии. В этом случае тело трубы используется в качестве нагреваемого проводника. Тепло, необходимое для нагревания нефтепродукта, генерируется в стенках трубы проходящим электрическим током. 

neftepererabotka-info.ru

Тема 3. Подогрев высоковязких и застывающих нефтепродуктов.

Необходимость подогрева нефтепродуктов

Если светлые нефтепродукты (бензин, керосин) легко транспортируются по трубопроводам в любое время года и операции с ними не вызывают особых затруднений, то операции с темными нефтепродуктами (мазутом, смазочными маслами) вызывают значительные трудности. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении температуры воздуха становятся более вязкими, теряют текучесть и их транспортирование без подогрева становится невозможным.

Нефтебазы в общем случае оперируют большим количеством нефтепродуктов, имеющих высокие вязкость и температуру застывания (табл. 1).

Таблица 1

Сведения о свойствах некоторых нефтепродуктов

Тип нефтепродукта Кинематическая вязкость (мм2/с) при температуре Температура застывания, °С
50 °С 100 °С
Мазуты топочные 45…118 25…40
Мазуты флотские 36…89 –5…–8
Масла авиационные 96…160 14…20,5 –18…–30
Масла индустриальные 6…110 –15…–30
Масла компрессорные 11…21 –5…–25
Масла моторные для кар- бюраторных двигателей 5,5…12 –25…–42
Масла моторные для авто- тракторных двигателей 8…11 –15…–30
Масла моторные для ди- зельных двигателей 91…120 11…22 –12…–15
Масла осевые 12…60 –40…–55
Масла трансмиссионные 110…120 10…17,5 –18…–40
Масла турбинные 20…59 –10…–15
Масла цилиндровые 32…70 –5…17

Высокая вязкость масел и мазутов объясняется значительным содержанием в них высокомолекулярных углеводородов, а высокая температура застывания — наличием парафина.

В процессе транспортировки или хранения данные нефтепродукты остывают (в результате чего их текучесть резко ухудшается), а порой и застывают (особенно в зимнее время). Это не позволяет осуществить прием и отпуск высоковязких и высокозастывающих нефтепродуктов без их подогрева в установленные нормативные сроки.

С понижением температуры вязкость многих нефтепродуктов настолько повышается, что перекачка их в ряде случаев становится невозможной, а нефтепродукты с большим содержанием парафина даже затвердевают в результате кристаллизации парафина. Восстановление их текучести достигается подогревом.

Подогрев осуществляется при хранении, транспортировке, приёмных и раздаточных операциях.

Подогрев высоковязких и легкозастывающих нефтепродуктов следует производить до температуры, обеспечивающей его кинематическую вязкость не более 600 мм2/с (сСт).

Температура подогрева мазутов не должна превышать 90оС, а для масел – 60оС.

Температура подогрева должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродукта в закрытом тигле, не менее чем на 25оС.

Похожие статьи:

poznayka.org

Подогрев - груз - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Подогрев - груз

Cтраница 2

Поскольку при транспортировке высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов особое значение имеют технологические операции подогрева и выгрузки, то нефтеналивные суда оборудуются специальной системой подогрева груза и грузовой системой, характеристики которых также являются и характеристиками судна в целом.  [16]

Для выполнения операций по наливу, перекачке и сливу, а также для обеспечения безопасной перевозки нефтепродуктов нефтеналивные суда оснащаются специальными системами: грузовой и зачистной, подогрева груза, мойки танков, газоотводной и противопожарными.  [17]

Несмотря на некоторые трудности ( разработка и установка нагревателя, создание запаса теплоносителя и обеспечение герметичности системы, перекачивание жидкости с большой температурой и др.), систему подогрева груза с использованием термических жидкостей следует считать перспективной.  [18]

Необходимо также отметить особенность использования системы горячеструйного подогрева, имеющей один циркуляционный н асос. При наличии одного насоса одновременный подогрев груза возможен в одном ( максимум в двух) танке, так как при подогреве большего числа танков одновременно возникает опасность перераспределения груза, переполнения отдельных танков и нарушения дифферентовки судна. Поочередной подогрев танков требует повышенного внимания обслуживающего персонала, а установка циркуляционных насосов на каждый танк или на два танка существенно снижает экономичность системы подогрева.  [19]

В зависимости от технологии разгрузки пункты выгрузки оборудуются необходимыми техническими средствами. К ним относятся системы для подачи теплоносителя в устройство подогрева груза цистерны, сливная и газовая коммуникации, устройства для отбора проб и другое оборудование. Некоторые элементы устройств разгрузки установлены непосредственно на цистернах.  [20]

Теплоноситель выбирают в зависимости от температуры его кипения и температуры, необходимой для подогрева груза. Так, в диапазоне температур 150 - 360 С применяют органические составы с высокой температурой кипения, а для температур 360 - 800 С и выше используют расплавленные соли, жидкие металлы ( калий, натрий), подводимые с некоторым избыточным давлением. Мощность системы подогрева с термальной жидкостью варьируется в весьма широких пределах.  [21]

Все задачи, связанные с расчетом теплопотерь нефтепродуктов, находящихся в судне, следует решать на основе Правил и норм проектирования систем подогрева груза на нефтеналивных судах. В них приведены зависимости коэффициентов теплопередачи от - условий транспортировки, сорта груза, типа судна и других факторов.  [22]

Во многих странах для перевозки высоковязких и застывающих грузов применяются металлические контейнеры. Подогрев груза производится нагретой водой, циркулирующей по трубам внутри контейнера. Электрическая горелка может питаться током от сети и от своей динамо-машины. Особый прибор автоматически регулирует работу электрической грелки, что позволяет разогревать содержимое контейнера или поддерживать температуру грузов в пути на заранее заданном уровне.  [23]

В парке имеются разнообразные типы цистерн для перевозки жидких, сжиженных и порошковых грузов. Имеются цистерны для перевозки вязких нефтепродуктов ( мазута, смазочных масел), котлы которых имеют обогревательные рубашки. Для подогрева груза при сливе пар подается в рубашку с выпуском его через два патрубка, расположенных по концам в нижней части рубашки. К этой группе относятся и цистерны для перевозки молока, котлы которых изготовлены из нержавеющей стали и снабжены теплоизоляционным слоем. Имеются цистерны для перевозки спирта, кислот и других грузов.  [25]

Для повышения надежности шлангующих устройств резинотканевые шланги заменяют уравновешенными шарнирными трубопроводами-стендами. Строящиеся танкеры оборудованы системами сбора нефтепродуктов, протекающих через сальники насосов. На судах применяются системы подогрева груза, в которых исключен сброс в водоем загрязненного нефтепродуктом конденсата. Очистка нефтеналивных судов от нефтяных остатков, при которой раньше загрязнялись водоемы, в настоящее время осуществляется с регенерацией моющей воды без слива нефти и моющего раствора в водоем.  [26]

Агрегат монтируют таким образом, чтобы обеспечивалась легкая замена отдельных узлов. Компрессор и другие узлы высокого давления устанавливают снаружи, а испаритель - внутри емкости, оборудованной термоизоляцией. К силовому приводу на судне или терминале подводится электропитание, а при перевозке наземными видами транспорта подается топливо. Холодильный агрегат контейнера оснащается электромотором и двигателем внутреннего сгорания. Агрегат включает четырехцилиндровый четырехтактный бензиновый двигатель с водяным охлаждением и автоматическим управлением. Холодильный агрегат может быть использован в случае необходимости для подогрева груза. Контроль температуры осуществляется с помощью контактных термометров. При перевозке контейнера в грузовых помещениях судна бензиновый топливный бак снимается.  [27]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Подогрев нефтепродуктов - Энциклопедия по экономике

В технологическую подготовку входит подогрев нефтепродуктов на нефтебазах. Если светлые нефтепродукты (бензин, керосин) легко транспортируются по трубопроводам в любое время года и операции с ними не вызывают особых затруднений, то операции с темными нефтепродуктами (мазуты, смазочные масла) связаны со значительными трудностями. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении температуры наружного воздуха становятся более вязкими и менее подвижными транспортировка их без подогрева становится невозможной. В связи с этим вязкие нефтепродукты подогревают для понижения вязкости до значений, при которых достигается их подвижность и повышается эффективность работы перекачивающих насосов и технологических трубопроводов.  [c.122] V. Топливо и энергия на технологические цели а) топочный мазут и газ, расходуемый на нагревание нефтесырья в трубчатых печах б) пар — на ректификацию и подогрев нефтепродуктов и на приведение в действие паровых насосов и турбин на установках в) вода — для конденсации, охлаждения и промывки дистиллятов, а также для растворения реагентов г) электроэнергия, потребляемая электродвигателями и электроаппаратами установки д) сжатый воздух — для окисления, продувки, сушки и перемешивания нефтепродуктов и на другие цели.  [c.189]

Паросиловой цех вырабатывает энергию и тепло для осуществления технологических операций на нефтебазе (силовые нужды, подогрев нефтепродуктов и т. д.).  [c.77]

Особое внимание на нефтебазах уделяется паросиловому хозяйству, так как на этих объектах большое количество тепловой энергии идет на подогрев нефтепродуктов.  [c.102]

Удельный расход пара, необходимого на подогрев нефтепродуктов,. рассчитывают по формуле  [c.217]

На нефтебазах водяной пар расходуется на подогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах и трубопроводах подогрев нефтепродуктов в резервуарах перед перекачкой по трубопроводу, при отстое, обезвоживании и смешении, отпуске потребителям регенерации отработанных масел на привод паровых насосов отопление производственных зданий и жилого поселка.  [c.93]

ПОДОГРЕВ НЕФТЕПРОДУКТОВ В РЕЗЕРВУАРАХ  [c.101]

ПОДОГРЕВ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ  [c.105]

Подогрев нефтепродуктов в резервуарах может быть общим, местным и комбинированным.  [c.105]

Теплота (в ГДж) на подогрев нефтепродуктов в резервуарах и других емкостях включает в себя следующие расходы  [c.113]

Находим расход теплоты на подогрев нефтепродукта и парафина, а также теплоты, теряемой в окружающую среду на подогрев нефтепродукта  [c.131]

Путевой подогрев нефтепродуктов  [c.135]

На нефтебазах осуществляется путевой подогрев нефтепродуктов. Чаще для этой цели в качестве теплоносителя используется водяной пар. В этом случае по отношению к теплоносителю нефтепродукт может двигаться прямотоком или противотоком.  [c.135]

Внешний путевой подогрев нефтепродукта в трубопроводе. Конструкция внешнего подогрева проста и получила широкое распространение.  [c.135]

Расчет расхода теплоты и пара на подогрев нефтепродуктов в резервуарах  [c.162]

Расчет расхода теплоты и пара на подогрев нефтепродуктов в резервуарах производим согласно приведенной методике.  [c.162]

Вычисляем норму расхода теплоты на подогрев нефтепродуктов в резервуаре  [c.163]

Результаты расчета расхода теплоты и пара на подогрев нефтепродуктов в -резервуарах нефтебазы сводим в табл. 11.7 и 11.8. Принимаем, что 20 % теплоты и пара дополнительно используется на поддержание в резервуарах температуры темных нефтепродуктов.  [c.167]

Расчет расхода теплоты и пара на подогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах  [c.167]

Расчет расхода теплоты и пара на подогрев нефтепродуктов в цистернах аналогичен расчету подогрева нефтепродуктов в резервуарах. По данным нефтебазы, по железной дороге за год получено всего 4595 т различных масел. Считаем, что масла поступают на нефтебазу в 50-тонных цистернах. Принимаем также, что поставка масел производится равномерно в течение года. Тогда за навигационный период (апрель— октябрь) нефтебаза получила 3063 т масел, за зимний период — 1532 т.  [c.167]

По формулам (3.18) и (3.22) вычисляем расход теплоты на подогрев нефтепродуктов и компенсацию теплопотерь в окружающую среду  [c.167]

Общий расход теплоты и пара на подогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах для нефтебазы составит  [c.168]

Средневзвешенная удельная норма расхода теплоты на подогрев нефтепродуктов в резервуарах  [c.173]

Ранее была определена норма расхода теплоты на подогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах и2 = 90,37 ГДж/тыс. т и нефтяных ямах 3 = 191,95 ГДж/тыс. т.  [c.173]

Подогрев нефтепродуктов в наземных резервуарах........... 75663,9  [c.173]

Подогрев нефтепродуктов в ямах....................... 2733,8  [c.173]

Подогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах перед сливом......................................... 416,1  [c.173]

Топливо и энергия на технологические цели — стоимость всех видов топлива, расходуемого на подогрев нефти и нефтяного сырья в печах технологических установок, а также пара (ректификация, подогрев нефтепродуктов), воды (для конденсации и охлаждения дистиллятов и т. п.), электроэнергии, сжатого воздуха.  [c.487]

Подогрев вязких нефтепродуктов осуществляется как при хранении, так и при транспортировке и приемно-раздаточных операциях, включая отстой, осветление и регенерацию масел. Для подогрева применяют различные теплоносители (водяной пар, горячую воду, горячие нефтепродукты, газы, электроэнергию) и специальные подогревательные установки разных конструкций.  [c.122]

Способ предусматривает подогрев нефти или нефтепродукта в резервуарах, оборудованных системой подогрева, или в отдельных теплообменных аппаратах с целью уменьшения вязкости жидкостей до уровня, обеспечивающего их последующую перекачку по трубопроводу.  [c.239]

Расход пара, необходимого на подогрев 1 т нефтепродуктов, определяется по формуле  [c.112]

На насосных станциях пар расходуется на подогрев вязких нефтепродуктов в резервуарах перед выкачкой, подогрев вязких нефтепродуктов в паровых теплообменниках перед закачкой в магистральный трубопровод, отопление зданий и сооружений на территории насосных станций, а также жилых поселков. Необходимое давление пара, применяемого при подогреве нефтепродуктов, 0,3—0,8 МПа.  [c.93]

Горячая (перегретая) вода, как правило, используется периодически в холодное время года для отопления помещений на нефтебазе и в жилом поселке. Вода поступает из ТЭЦ или из индивидуальных котельных в тепловые сети с температурой 403-423 К и возвращается на повторный подогрев с температурой 343 К. Кроме того, теплосодержание горячей воды в 4—5 раз меньше теплосодержания пара. Поэтому горячая вода как теплоноситель для подогрева нефтепродуктов на нефтебазах практически не используется.  [c.94]

Подогрев переносными змеевиковыми подогревателями. Нефтепродукты, обводнение которых недопустимо, подогревают переносными подогревателями, от которых теплота передается к подогреваемой жидкости через стенки подогревателя.  [c.94]

Подогрев в цистернах с паровой рубашкой. Пар, поступающий в паровую рубашку цистерны, нагревает через стенки котла тонкий слой продукта, граничащий со стенкой. В этом случае используют принцип скольжения холодного нефтепродукта по горячей поверхности, при котором температура в слое прилегающем к горячей поверхности, повышается и вязкость падает. Например, при сливе мазута по этому способу через 2—3 мин после подачи пара топливо начинает скользить  [c.97]

Установка УРС-2 (см. рис. 14) состоит из следующих основных узлов устройства УР-5 (3), осуществляющего непосредственный подогрев нефтепродукта в цистерне перемешивающейся горячей струей сливаемого нефтепродукта, устройства для герметизационного слива 4 типа АСН-8Б, трубчатого теплообменника 7, насоса б и электродвигателя 5, трубопровода 2 с шарнирными соединениями для подключения напорного трубопровода к разогревающему устройству УР-5.  [c.97]

Мероприятия по борьбе с потерями теплоты и пара. При использовании пара на технологические нужды — подогрев нефтепродуктов в емкостях и железнодорожных цистернах (паровыми подогревателями или через паровую рубашку) - возможны потери. Наиболее распространенный вид их - потери теплоты с выходящим конденсатом. Эффективный способ борьбы с ними - установка конденсатосборников или шайб-ограничителей, что приводит к резкому сокращению потерь теплоты (пара) и гарантирует бесперебойную работу паропровода.  [c.146]

Можно ожидать расширения объемов перекачки за счет комплексного воздействия на реологические характеристики траспортируемых продуктов — подогрев в сочетании с разбавлением, термообработкой и т. д. Мазут транспортируют преимущественно в подогретом состоянии по теплоизолированным трубопроводам, однако в отдельных случаях можно применять такие способы, как смешение с маловязкими углеводородами.насыщение обычным природным или сжиженным газом. При транспортировке высоковязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам нефтебаз и НПЗ используют электрообогрев, а также тепло из централизованных источников теплоснабжения (в том числе тепло атомных электростанций). Доставку вязких нефтепродуктов, грузопотоки которых совпадают с грузопотоками светлых нефтепродуктов, осуществляют капсульным и контейнерным трубопроводным транспортом. Широкое применение найдут присадки (химические добавки), если удастся сделать их универсальными, т. е. пригодными сразу для нескольких разных нефтей.  [c.63]

Много сил и средств затрачивается на нефтебазах на подогрев темных нефтепродуктов (мазутов, масел и др.) в резервуарах. Этот подогрев обусловливается необходимостью ускорения технологических, в том числе и сливно-наливных операций. Перевозка темных нефтепродуктов, которые при наливе имеют температуру 70—90°С, в обычных железнодорожных цистернах сопровождается интенсивным снижением их температуры, что затрудняет сливные операции. При работе с такими нефтепродуктами особенно велики потери теплоты через стенки резервуаров, трубопроводов, цистерн в зимнее время. Потери теплоты в окружающую среду могут быть значительно сокращены при устройстве теплоизоляции на боковых стенках резервуаров, цистерн, трубопроводов и других емкостей, используемых для транспорта и хранения высоковязких нефтепродуктов. На нефтебазах наиболее широко применяют в качестве теплоизоляционного материала полиуретановый пенопласт - пенополиуретан.  [c.71]

Эффективные средства, обеспечивающие слив вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн в минимальные сроки, — подогревательное устройство ПГМП-4, освоенное Армавирским опытным машиностроительным заводом, разработанные во ВНИИСПТнефть гидромеханический подогреватель ЭГМП-4 и установка УРС-2, осуществляющая циркуляционный подогрев герметизированно сливаемого нефтепродукта перемещающейся затопленной струей.  [c.71]

На нефтебазах электроэнергия расходуется на привод насосов для перекачки нефтепродуктов и на их подогрев при сливо-наливных операциях, а также для освещения помещений и территории нефтебаз.  [c.110]

При подогреве нефтепродуктов на нефтебазе в технологическую норму расхода электроэнергии включается еще удельная норма расхода электроэнергии на подогрев в расчетном периоде ипод  [c.49]

economy-ru.info

"Применение индукционного подогрева нефти при ее транспортировке от месторождений на Северном Каспии"

Выдержка из работы

УДК 620. 97 (075. 8)Н. Д. ШишкинПРИМЕНЕНИЕ ИНДУКЦИОННОГО ПОДОГРЕВА НЕФТИ ПРИ ЕЕ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ОТ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА СЕВЕРНОМ КАСПИИN. D. ShishkinAPPLICATION OF INDUCTION HEATING OF OIL AT ITS TRANSPORTATION FROM FIELDS IN THE NORTHERN CASPIAN SEAИсследуется проблема парафиновых отложений на внутренней поверхности труб, возникающих при перекачке нефти от морских нефтедобывающих платформ к подводным хранилищам нефти для дальнейшей перевозки танкерами. Для очистки нефтепроводов от парафиновых отложений предлагается использовать скребок с индукционным нагревателем и электромагнитный депарафинизатор с индукционным нагревом. Для эксплуатируемого нефтепровода диаметром 325 мм в зависимости от его производительности мощность индукционного нагревателя составит от 50 до 360 кВт.Ключевые слова: перекачка нефти, нефтедобывающие платформы, подводные хранилища, танкер, парафиновые отложения, индукционный нагреватель, электромагнитный депарафинизатор.The problem of paraffin deposits on the inner surface of pipes occurring at oil transfer from sea oil-extracting platforms to underwater storehouses of oil for the further transportation by tankers is studied.For clearing of oil pipelines from paraffin deposits it is offered to use a scraper with an induction heater and electromagnetic dewaxer with induction heater. For the maintained oil pipeline of 325 mm in diameter depending on its productivity the capacity of an induction heater will make from 50 to 360 kW.Key words: ой transfer, oil-extracting platforms, underwater storehouses, the tanker, paraffin deposits, an induction heater, electromagnetic dewaxer.ВведениеРазработка месторождения им. Ю. Корчагина на Северном Каспии, начатая в 2009 г., осуществляется с помощью ледостойких платформ типа ЛСП-1. На ледостойкой платформе ЛСП-1 массой 15 600 т размещаются комплексы: буровой, эксплуатационно-технологический, энергетический, а также более 200 единиц судового оборудования [1]. После подготовки в эксплуатационно-технологическом комплексе платформы ЛСП-1 нефть по подводному нефтепроводу протяженностью 58 км и диаметром 325×15 мм транспортируется до точечного причала и далее на морской перегрузочный комплекс (МПК), где осуществляется хранение, коммерческий учет и отгрузка нефти в танкеры-челноки для транспортировки нефти в порты Махачкала и Оля [2].При перекачке нефтей, в том числе по подводным нефтепроводам, от морских нефтедобывающих платформ к подводным хранилищам нефти, на внутренней поверхности труб возникают асфальтосмолистые и парафиновые отложения (АСПО). Эти отложения, главным образом парафиновые, существенно затрудняют транспортировку нефти, увеличивая гидравлические сопротивления и, следовательно, энергозатраты. Их уровень может достичь критического, что сделает невозможными дальнейшую перекачку нефти и дальнейшую ее транспортировку танкерами. Все это приводит к дополнительным затратам, связанным с очисткой труб от парафиновых отложений, увеличивает вероятность аварий, т. е. ухудшаются экономические показатели работы промысла.Становится актуальной разработка технических средств и методов, направленных на предотвращение отложений в промысловых трубопроводах от морских нефтедобывающих платформ до подводных хранилищ нефти. Одним из перспективных методов борьбы с отложениями является применение индукционного подогрева [3].Постановка задачиЦелью исследований являлась оценка возможностей использования различных вариантов индукционных нагревателей для очистки трубопроводов от АСПО при транспортировке нефти до точечного причала, подводного хранилища нефти и далее танкерами до портов Махачкала и Оля.Скребок с индукционным нагревателемОчистка нефтепроводов от парафинистых отложений в настоящее время проводится механическим способом с помощью очистных устройств — скребков различных конструкций, например типа СКР [1]. Скребок вводится в трубопровод и, продвигаясь вместе с потоком нефти, очистными элементами разрушает парафинистые отложения на внутренней поверхности трубопровода, которые уносятся потоком нефти [1]. Однако данная операция занимает достаточно большое количество времени, приводя к простоям и, как следствие, серьезным экономическим потерям при добыче и транспортировке нефти. Кроме того, при прочистке нефтепровода с относительно высоким уровнем отложений может произойти прихват скребка. В связи с этим весьма актуальным является совершенствование конструкций скребков, в том числе с применением подогрева.Для очистки нефтепроводов от парафиновых отложений как в рабочем режиме, так и для устранения особо тяжелых ситуаций, включая парафиновые пробки, предлагается использовать скребок с индукционным нагревателем, схематично изображенный на рис. 1.1 2 3 4 5 6Рис. 1. Скребок с индукционным подогревателем:1 — скребок- 2 — контакты подвода электроэнергии- 3 — концентратор магнитного потока-4 — обмотка- 5 — защита катушки- 6 — сердечник специальной формыСкребок с индукционным нагревателем состоит из скребка 1 типа СКР и прикрепленного к нему нагревательного устройства. Последнее, в свою очередь, состоит из сердечника 6 и обмотки 5, образующих катушку соленоидного типа, подвод электроэнергии к которой осуществляется через контакты 2 от кабеля (на рисунке не показан). Внутри сердечника располагается концентратор магнитного потока 3, необходимый для увеличения электромагнитного потока и повышения эффективности преобразования энергии электромагнитного поля в тепловую энергию. Концентратор потока вызывает смещение максимальной плотности тока в катушке ближе к поверхности трубы, увеличивая тем самым силу магнитного поля и интенсивность нагрева на внутренней поверхности трубы [2]. Во избежание контакта обмотки и перекачиваемой среды используется защита катушки 5. Одна из главных проблем, связанных с использованием внутренних инверторов, — это перегрев. Однако в данном случае этот недостаток обращается в преимущество — используя сердечник в форме, изображенной на рис. 1, можно обеспечить как плавление парафиновых пробок, так и подогрев перекачиваемой жидкости для предотвращения дальнейшего отложения парафина на скребке.Принцип действия скребка с индукционным нагревателем следующий: устройство запускается как обычный скребок, нагревательным элементом вперед. Возникающие в катушке вихревые токи разогревают поверхностный слой металла внутренней стенки трубы, тепло передается отложениям парафина, в результате чего расплавляется тонкий слой парафина, прилегающий к трубе. За счет этого улучшается степень очистки, уменьшается продольное усилие, необходимое для очистки (позволит снизить рабочее давление), улучшается скольжение скребка, что позволяет увеличить скорость проходки, уменьшить износ и сократить время операции. Предварительный нагрев парафина позволит избежать прихвата, а использование сердечника специальной формы — разрушать парафиновые пробки. Подвод электроэнергии от электрогенераторов может быть осуществлен по кабелю с платформы ЛСП-1, МПК или с автономных ветроэнерго-установок, расположенных в районе прокладки нефтепровода [1].Оценка потребной мощности скребка с индукционным подогревателемДля оценки потребной мощности был произведен ориентировочный расчет по формулепотр = р-5-р- У[с ¦ (?пл — ?дар) + 1)](И — 5) К ,где 5 — толщина расплавляемого слоя парафина, принимаем 5 = 1 мм- р — плотность парафина, принимаем р = 900 кг/м3- V — скорость движения скребка, м/с- с — удельная теплоемкость парафина, с = 2,9 кДж/(кг • К) — ?пл — температура плавления парафина, ?пл = 40 °С- ?пар — температура отложений парафина у стенки нефтепровода, принимаем? пар = 30 °С- X — удельная теплота плавления парафина, X = 150 кДж/кг- И — внутренний диаметр нефтепровода, м- К — коэффициент, учитывающий потери энергии в катушке и в стенке трубы, принимаем К = 1,4 [3].Результаты расчетов в виде зависимости мощности от диаметра нефтепровода и скорости проходки изображены на рис. 2.550500450400? 350 со«300 2 250 200 150 100 50 0Рис. 2. Мощность индукционного подогревателя в зависимости от диаметра нефтепроводаи скорости проходки скребкаРасчеты показывают, что при использовании предлагаемого устройства в трубопроводах диаметром от 219 до 720 мм при скорости проходки от 0,2 до 1,5 м/с его потребная мощность составляет от 30 до 500 кВт. В частности, для уже эксплуатируемого нефтепровода диаметром 325 мм, в зависимости от его производительности, мощность составит от 50 до 360 кВт. Увеличивая мощность, подаваемую на индукционный нагреватель, можно существенно увеличивать скорость проходки и, соответственно, сокращать время простоев нефтепровода.Электромагнитный депарафинизатор с индукционным нагревомДругой вариант индукционного подогрева для предотвращения образования АСПО может быть реализован в электромагнитном депарафинизаторе с индукционным нагревом, представляющем собой модуль-секцию части нефтепровода, схематично изображенный на рис. 3.Рис. 3. Электромагнитно-индукционный депарафинизатор: 1 — высокочастотный генератор- 2 — трансформатор- 3 — электромагнит- 4 — индуцирующий провод- 5 — теплоизоляцияУстройство состоит из источника питания нагрузочного колебательного контура — высокочастотного генератора 1- трансформатора 2- электромагнитов 3, генерирующих магнитное поле- индуцирующего провода 4, представляющего собой цилиндрическую спираль, обвитую вокруг депарафинизатора (рис. 3), и теплоизоляции 5, полностью покрывающей индукционный провод для снижения до минимума потерь тепла.Комбинирование электронагрева и магнитной обработки позволяет усилить воздействие на парафинистую нефть. Выявлено [3], что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся в концентрации 10−100 г/т в нефти и попутной воде. При обработке нефтяного потока электромагнитным полем образуются дополнительные центры кристаллизации парафина по всему объему нефтяного потока. Кристаллы растут не на стенках трубопровода, а в объеме нефти, что и уменьшает интенсивность накопления АСПО на внутренней поверхности труб. Повышение температуры нефти осуществляется индуктором, т. к. по закону электромагнитной индукции будут индуцироваться вихревые токи, вызывающие разогрев объекта. Это способствует выделению тепла в проводящем нагреваемом объекте и бесконтактной передаче энергии, что также препятствует образованию на стенках нефтепровода центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Индукционный нагрев при низких значениях температуры позволяет также уменьшить вязкость транспортируемых веществ и обеспечить работоспособность этих трубопроводов.При электрическом нагреве трубопроводов капитальные затраты в 1,5 раза меньше, чем при нагреве паром [4]. Электрический нагрев позволяет просто регулировать температуру, а конструкции систем электрического нагрева трубопроводов проще, чем конструкции нагрева паром [1]. Предполагается ориентировочно нагревание нефти до 70 °C, т. к. температура плавления парафиновых отложений? пл = 40−65 °С. Преимущества предлагаемого устройства: более высокая эффективность совместного воздействия магнитного поля и индукционного нагрева, исключение применения химических реагентов, возможность эксплуатации нефтепроводов при низких значениях температуры, а также возможность управления режимом технологического процесса с помощью подключения контроллера.Планируемый вариант расположения устройства на платформе — интегрирование модуль-секции с помощью фланцевого соединения в часть транспортного нефтепровода, находящегося на поверхности. Предлагаемое устройство, благодаря совмещению двух методов воздействия на АСПО, будет достаточно эффективным для предварительной подготовки парафинистой нефти перед её транспортировкой с нефтедобывающей платформы на плавучее нефтехранилище и далее танкерами в порт Махачкала.Задачи дальнейших исследованийВ дальнейшем на кафедре «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов» Астраханского государственного технического университета предполагается провести комплекс теоретических и экспериментальных исследований влияния свойств магнитного поля и индукционного нагрева на АСПО. В научно-исследовательской лаборатории кафедры начато создание экспериментальной установки. Исследования планируется проводить на различных модельных жидкостях (вода, масла, нефть и нефть, содержащая АСПО) при различной мощности электромагнита, варьировании температуры нагрева жидкости индукционным элементом.Заключение1. При перекачке парафинистых нефтей от морских нефтедобывающих платформ к подводным хранилищам нефти, на внутренней поверхности труб образуются АСПО, которые существенно затрудняют транспортировку нефти, увеличивая гидравлические сопротивления и, следовательно, энергозатраты. Уровень АСПО может стать критическим, что сделает невозможной дальнейшую перекачку нефти.2. Скребки, используемые в настоящее время для борьбы АСПО, характеризуются низкой скоростью проходки и подверженностью износу, кроме того, они непригодны для ликвидации парафиновых пробок. Скребок с индукционным подогревателем позволяет существенно увеличить скорость проходки и сократить время очистки нефтепровода, снизить износ, ликвидировать отложения любой сложности за счет частичного расплавления парафина и подогрева жидкости. При использовании предлагаемого устройства в трубопроводах диаметром от 219 до 720 мм его потребная мощность составляет от 30 до 500 кВт.3. Индукционный подогрев для предотвращения образования АСПО может быть реализован в электромагнитном депарафинизаторе с индукционным нагревом, представляющем собой модуль-секцию части нефтепровода. Преимущества предлагаемого устройства: более высокая эффективность совместного воздействия магнитного поля и индукционного нагрева, исключение применения химических реагентов, возможность эксплуатации нефтепроводов при низких значениях температуры, а также возможность управления режимом технологического процесса с помощью подключения контроллера.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1. Шишкин Н. Д. Балтаньязов И. В., Герлов В. Н. Использование возобновляемых источников энергии для энергоснабжения нефтедобывающих морских платформ // Вестн. Астрахан. гос. техн. ун-та. Сер.: Морская техника и технология. — 2009. — № 2. — С. 193−197.2. Петров М. П., Лубенко В. Н. Математическое моделирование оптимального состава челночных танкеров для транспортировки углеводородов российских месторождений каспийского шельфа // Вестн. Астрахан. гос. техн. ун-та. Сер.: Морская техника и технология. — 2010. — № 1. — С. 13−18.3. Тронов В. П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними на нефтепромыслах. — М.: Недра, 1970. — 240 с.4. Лесин В. И. Магнитные депарафинизаторы нового поколения // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. — 2001. — № 1. — С. 18−20.Статья поступила в редакцию 9. 11. 2011ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕШишкин Николай Дмитриевич — Астраханский государственный технический университет- д-р техн. наук, профессор- зав. кафедрой «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов" — n. [email protected] ru.Shishkin Nickolay Dmitrievich — Astrakhan State Technical University- Doctor of Technical Science, Professor- Head of the Department & quot-Machines and Equipment of Oil and Gas Fields& quot-- n. [email protected] ru.

Показать Свернуть

gugn.ru


Смотрите также