Факультет НЕФТЕТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
Кафедра «Трубопроводный транспорт»
Афиногентов А.А.
Лекционный курс по дисциплине
«Специальные методы перекачки углеводородов»
для бакалавров, обучающихся по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»
Банк качества нефти
Банк качества нефти функционирует в системе КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) с 2002 года. В разработке концепции и ее практической реализации принимали участие независимые международные консультанты, имеющие значительный опыт в данной сфере. Банк качества нефти представляет собой механизм штрафных и компенсационных выплат нефтедобывающим компаниям в зависимости от качества поставляемого ими в систему нефтепроводов сырья.
Магистральный нефтепровод принимает смеси нефтей с различных месторождений и усреднение в потоке в результате такого смешения затрудняет адекватный учет специфических индикаторов качества сырья (содержание парафина, высокопотенциальных фракций для производства масел и специальных топлив и т. д.). Банк качества позволяет использовать в расчетах два наиболее общих показателя - плотность в градусах API и удельное содержание серы, которые являются определяющими для экономики переработки и ценообразования на рынке.
Фактические данные принятых в систему и отгруженных партий нефти, а также показатели ее качества являются основанием для вычисления коэффициентов, которые используются при взаиморасчетах с грузоотправителями. Финансовые взаиморасчеты между участниками Банка качества нефти проводятся через ABN Amro Bank, который аккумулирует денежные средства, вносимые Грузоотправителями в качестве предоплаты транспортировки заявленных объемов. За изменение показателей качества нефти участники получают из банка или производят в банк платежи при приеме сырья в систему нефтепровода и при сдаче в конечном пункте транспортировки, таким образом, изменение значений показателей качества (улучшение или ухудшение) оценивается в денежном выражении.
Нефть, перекачиваемая в общем потоке по системе Каспийского Трубопроводного Консорциума, называется смесью КТК. Образцом для определения ее качества служит корзина эталонных нефтей, сформированная из 11-ти сортов нефти. Оценка стоимости качества нефти, сдаваемой Грузоотправителями в систему КТК и выгружаемой из нее, производится КТК каждые две недели. Таким образом, Банк качества нефти позволяет грузоотправителям получать справедливую цену за поставленное в систему КТК сырье.
Последовательная перекачка нефти.
Альтернативой банка качества является «бэтчинг» (batching – batch это партия, а batching – группирование или дозирование), то есть последовательная прокачка по одной трубе разных по качеству сортов нефти и даже нефтепродуктов. В каждом из американских продуктопроводов компании Williams, к примеру, одновременно находится свыше тридцати различных партий жидкости, которые не смешиваются и поступают по нужному адресу в первозданном виде.
Специальные методы перекачки
К специальным методам перекачки относят:
- последовательную перекачку разносортных нефтей и нефтепродуктов по одному трубопроводу;
- перекачку высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов;
- совместную перекачку нефти и газа;
Ниже рассматриваются особенности технологии каждого из перечисленных методов перекачки в той же последовательности и на основе материала представленного в лекционном курсе А.А. Коршака [1], нормативных документов ОАО АК Транснефть и открытых источников глобальной сети.
Деление смеси пополам
Деление смеси пополам применяют для того, чтобы не допустить изменения количества закачиваемых в трубопровод нефтепродуктов. В этом случае, чтобы не испортить качества чистых жидкостей их объем не должен быть больше некоторой минимально допустимой величины.
Пусть ведется последовательная перекачка прямым контактированием бензина и дизтоплива. Объем образующейся смеси равен Vсм, а объем примеси в половине смеси Jo. Если добавить половину смеси к чистому бензину объемом VБ, то концентрация дизтоплива в чистом нефтепродукте составит
. (1.19)
При раскладке смеси должно выполняться условие КДТ £ qД/Б, т.е. 0,0858 × 
£ qД/Б. Отсюда находим необходимый объем чистого бензина для реализации половины образовавшейся смеси:
(1.20)
Рассуждая аналогично, найдем необходимый объем чистого дизтоплива для реализации половины образовавщейся смеси
(1.21)
Минимальный объем партии чистого нефтепродукта определяется как сумма минимальных объемов, требуемых для реализации половины смеси в каждом контакте.
Рисунок 1.6 - Схема к определению минимальной партии нефтепродуктов
Итак, видим, что для обеспечения реализации смеси при ее делении пополам объем партии бензина должен в 101 раз превышать ожидаемый объем смеси, а объем партии дизтоплива - в 85,8 раз. При объеме смеси 222 м3 (ранее рассмотренный пример) минимально допустимые объемы партий бензина и дизтоплива должны быть равны 22422 м3 и 19048 м3 соответственно.
Замечание:
1) при делении смеси пополам нельзя перекачивать прямым контактирование бензин А-80 и топливо ТС-1;
2) наиболее предпочтительна перекачка прямым контактированием:
- бензина А-80 и керосина тракторного;
- топлива ТС-1 и дизтоплива зимнего или летнего;
- дизтоплива зимнего и керосина тракторного.
Соответственно формируется и последовательность закачки нефтепродуктов в трубопровод.
Печь Г9ПО2В
Принципиальная схема радиантно-конвекционной печи Г9ПО2В показана на рис. 2.11.
Все пространство печи, смонтированной в металлическом каркасе 1, разделено на 2 зоны: радиантную I и конвекционную II. Радиантная зона в свою очередь поделена на две части стенкой 2 из огнеупорного кирпича, размещенной вдоль оси печи. В нижней части печи установлены по шесть форсунок 3 с воздушным распылением топлива. Топливом на нефтепроводе Узень-Атырау-Самара может служить как транспортируемая нефть так и природный газ.
В радиантной зоне печи на кронштейнах уложены трубы змеевика 4, по которому течет нефть. Нагрев нефти в этой зоне осуществляется в основном за счет лучистой энергии факела. Продукты сгорания проходят затем в конвективную зону, где передача тепла текущей по трубкам нефти осуществляется за счет конвекции. Из конвективной зоны печи продукты сгорания через дымовую трубу 5 выбрасывается в атмосферу.
Регулирование тяги в печи осуществляется с помощью шибера 6. Стены печи покрыты изнутри огнеупорной обмуровкой, а снаружи тепловой изоляцией.
Рисунок 2.11 - Принципиальная схема радиантно-конвекционной печи Г9ПОВ:
1 – металлический каркас; 2 – разделительная стенка; 3 – форсунки;
4 – трубы змеевика для нефти; 5 – дымовая труба; 6 – шибер.
Высота печи без дымовой трубы достигает 10,5 м. Пропускная способность - 600 м3/ч. Нефть нагревается с 30 до 65 оС. Максимальное рабочее давление нефти на входе в змеевик не должно превышать 6,5 МПа. Теплопроизводительность печи составляет 10500 кВт, а к.п.д. достигает 0,77 (фактически 0,5), что свидетельствует о её высокой тепловой эффективности.
Печь ПТБ 10
Печь трубчатая блочная ПТБ-10 предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке.
Теплообменная камера представляет собой теплоизолированный металлический корпус, внутри которого расположены четыре секции змеевика из оребренных труб. Продукты сгорания топливного газа рециркулируют в теплообменной камере и обеспечивают равномерный нагрев нефтяной эмульсии (нефти). Нагрев эмульсии в ПТБ 10, ПТБ 10А осуществляется прямым путем. Более совершенной конструкцией обладает печь ПТБ 10Э, являющаяся дальнейшим развитием этой модели.
В блоке основания расположены четыре камеры сгорания с трубопроводами подачи топливного газа и запальными устройствами, воздуховоды наддува воздуха от вентиляторного блока в камеры сгорания и помещение подготовки газа.
Трубчатая печь работает следующим образом (рис 2.12).
Рисунок 2.12 - Принципиальная схема теплообменной камеры трубной печи ПТБ-10:
1 – каркас; 2 – внешняя обшивка; 3 – тепловая изоляция; 4 – обшивка внутренняя;
5 – змеевик; 6 – напрвляющая дефлектора; 7- камера сгорания; 8-труба дымовая;
9 –предохранительный (взрывной) клапан.
Холодная нефть по трубопроводу ввода нефти в печь поступает в коллектор теплообменной камеры. Из коллектора нефть 4-мя потоками поступает в нижние ветви змеевиков 5, расположенных параллельно в корпусе теплообменной камеры, проходит по змеевикам и собирается в выходном коллекторе. При своем движении по змеевикам нефть нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания 7.
Гидроперекачка
Гидроперекачкой называют совместную перекачку высоковязких нефтей с водой. Известно несколько способов гидроперекачки:
1. Перекачка нефти внутри водяного кольца.
2. Перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа “нефть в воде” (н/в).
3. Перекачка нефти и воды без вмешательства в формирование структуры потока.
Первый способ заключается в том, что в трубопровод одновременно закачивают воду и вязкую нефть так, чтобы последняя двигалась внутри водяного кольца. Создание подобного кольца достигается различными путями - применением винтовой нарезки заводского изготовления (аналог: ствол нарезного оружия) или приваренных по спирали металлических полос необходимых размеров и с заданным шагом (рис. 2.17 а), подачей воды через кольцевые муфты с тангенциальными отверстиями, расположенными перпендикулярно потоку нефти (рис. 2.17 б), прокладкой нефтепровода с перфорированными стенками внутри трубопровода большего диаметра и прокачкой воды между ними (рис. 2.17 в).
Рис. 2.17 Гидроперекачка нефти внутри водяного кольца:
а- с применением винтовой нарезки; б- с применением кольцевых муфт;
в- с использованием перфорированного трубопровода
С увеличением дальности перекачки неизбежно произойдет гравитационное расслоение нефти и воды, что приведет к резкому увеличению перепада давления в трубопроводе.
Сущность другого способа гидротранспорта состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа “нефть в воде”. Частицы нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти с внутренней поверхностью трубы не происходит (рис. 2.18 а).
Рисунок 2.18- Гидроперекачка в виде эмульсии: а- типа ²нефть в воде²; б- типа ²вода в нефти²
Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофильных свойств, т.е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Поверхностно-активные вещества (ПАВ) — химические соединения, которые, концентрируясь на поверхности раздела фаз, вызывают снижение поверхностного натяжения (мыло. алкилбензосульфонат, сульфаты и сульфоэфиры жирных кислот).
Устойчивость эмульсии типа “нефть в воде” зависит от характеристики и концентрации ПАВ, температуры, режима течения, соотношения воды и нефти в потоке.
Уменьшение объема воды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. При увеличении объема транпортируемой воды устойчивость эмульсии повышается, но возрастают энергозатраты на перекачку балласта (воды). В результате экспериментов было установлено, что минимальное количество воды должно составлять около 30 % от общего объема транспортируемой смеси.
Недостатком данного способа гидроперекачки является опасность инверсии фаз, т.е. превращения эмульсии типа “нефть в воде” в эмульсию типа “вода в нефти”(рис. 2.18 б), при изменении скорости или температуры перекачки. Транспортирование водонефтяных эмульсий по трубопроводам с промежуточными насосными станциями также нежелательно, поскольку в насосах происходит диспергирование фаз и такие эмульсии затем трудно разрушить.
Третий способ гидроперекачки - это перекачка нефти и воды без вмешательства в формирование структуры потока (рис. 2.19).
Рисунок 2.19. Структурные формы потока при послойной перекачки нефти и воды:
а- линзовая; б- раздельная с плоской границей; в- раздельная с криволинейной границей;
г- кольцевая экоцентричная; д- кольцевая концентричная
Обычно его иллюстрируют так: нефть и вода, движущиеся в трубопроводе, имеют плоскую границу раздела. За счет того, что часть периметра трубы контактируется с менее вязкой водой увеличивается производительность трубопровода или при том же расходе нефти уменьшается перепад давления. На самом деле совместное течение нефти и воды без искусственного вмешательства характеризуется несколькими структурными формами течения, переходящими одна в другую по мере изменения скорости.
2.9 Перекачка с предварительным улучшением реологических свойств нефтей
Механическая обработка
Сущность данного метода перекачки состоит в том, что высокопарафинистую нефть охлаждают до образования в ней парафинистой структуры, а затем механическим путем разрушают последнюю. Содержащиеся в нефти смолы и асфальтены обволакивают “осколки” парафиновой структуры, препятствуя их повторному соединению. Обычных скоростей перекачки достаточно, чтобы полученная суспензия парафина в нефти сравнительно длительное время сохраняла необходимую подвижность.
Разрушение парафиновых структур может выполняться с помощью специальных мешалок, путем виброобработки, с помощью диафрагм и т.д.
Устройства для виброобработки нефтей (рис. 2.20) состоят из сита, которое контактирует с нефтью, вибратора, приводящего сито в колебательное движение, и трубопроводов.
Устройство для откачки вязких высокопарафинистых нефтей из резервуаров (земляных амбаров) состоит (рис. 2.20 а) из сита 1 в виде полусферы, которое жестко, с помощью пояса 2 укрепляется на вибраторе 3. Вибратор 3 трубопроводом 4 соединяется с насосом для откачки нефти.
Рисунок 2.20. Устройства для выработки высокопарафинистой нефти:
а) - в резервуарах и земляных амбарах; б)- в трубопроводе
1 - сито; 2 - пояс; 3-вибратор, 4 - трубопровод для откачки суспензии ;
5 - каркас; 6 - кольца с сетками.
Разрушение парафиновой структуры нефти можно производить и непосредственно в трубопроводе. Для этой цели используется устройство (рис. 2.20 б), состоящее из каркаса 1, внутри которого укреплены кольца с сетками (плоскими или вогнутыми) 2. Размеры ячеек и частота виброоработки та же, что и в устройстве, рассмотренном ранее. Разрушение формирующейся структуры происходит в результате возвратно-поступательного движения каркаса вдоль направления движения потока.
С течением времени структура парафина в нефти восстанавливается (в зависимости от состава нефти для этого требуется от нескольких часов до нескольких суток). Установлено, что высокопарафинистые нефти, не содержащие асфальтенов практически не изменяют своих свойств после механического разрушения, т.к. решетка парафина после прекращения ее разрушения восстанавливается очень быстро. По мере увеличения содержания асфальтенов в высокопарафинистой нефти продолжительность восстановления структуры увеличивается. Это связано с тем, что молекулы асфальтенов адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и препятствуют образованию прочной парафинистой структуры. Вместе с тем превышение некоторого оптимального содержания асфальтенов в нефти настолько загущает ее, что вязкость снова начинает расти.
Метод виброобработки используется в незначительных масштабах, т.к. установки малопроизводительны. Основная область его применения - это откачка застывшей нефти из резервуаров, земляных амбаров и технологических трубопроводов. Разрабатываются методы снижение вязкости нефти методом гидродинамической кавитации.
Использование ПНГ
В работе [7] в качестве разбавителя предлагается использовать жидкий продукт, состоящий из смеси бензино-дизельной фракции и кислородсодержащих продуктов, получаемый путем пароуглекислотной конверсии попутного нефтяного газа в синтез-газ и последующей его конверсией на катализаторе Фишера-Тропша при соотношением CO:H2 1:1,8÷3, температуре 190-300°C и давлении 0,12-40,0 МПа, а газообразные продукты направляют на смешение с исходным попутным нефтяным газом.
Исходный продукт - попутный нефтяной газ подвергают пароуглекислотной конверсии с получением нефтяного синтез-газа с соотношением CO:H2 1:1,8÷3 и последующей конверсией его на катализаторе Фишера-Тропша при температуре 190-300°C и давлении 0,12-40,0 МПа с выделением жидкого углеводородного разбавителя, состоящего их смеси бензино-дизельной фракции и кислородсодержащих продуктов, и углеводородного газа и последующей рециркуляцией их в исходный попутный нефтяной газ. Выделенный жидкий углеводородный разбавитель в количестве 3-20% об. вводят в исходную нефть. Подготовленную таким образом нефть транспортируют потребителю.
Замечание 1: Интересен также такой факт: на реологические свойства нефтяной смеси оказывает влияние температура смешиваемых компонентов. Гомогенная смесь получается если смешение производится при температуре на 3...5 градусов выше температуры застывания вязкого компонента. При неблагоприятных условиях смешения эффективность разбавителя в значительной степени уменьшается и может произойти даже расслоение смеси.
Таблица 2.2. Результаты применения в качестве разбавителя продуктов переработки ПНГ.
Замечание 2: Венесуэла (страна с самыми высокими объемами доказанных запасов нефти) впервые в истории импортировала нефть из России и Алжира в 2014 году. Компания PDVSA осуществила сделки по покупке двух партий по 2 млн барр российской нефти Urals от китайской Petrochina и еще 2 партий легкой сахарской нефти Saharan Blend из Алжира от компании Sonatrach.
Венесуэла будет использовать импортированную легкую нефть для разбавления более тяжелой добываемой в стране нефти, чтобы создать смесь, которая является более приемлемой для мировых переработчиков.
Лигрои́н или На́фта — смесь жидких углеводородов, получают при прямой перегонке нефти или крекинге нефтепродуктов (выход 15-18 % от массы сырья). Прозрачная желтоватая жидкость. Ранее вырабатывался главным образом как моторное топливо для тракторов.
СОВМЕСТНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ (КОНДЕНСАТА) И ГАЗА
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
За последнее десятилете в мире существенно возросли объемы добычи нетрадиционной нефти. Эти объемы включают как сланцевую нефть США, так и тяжелые (высоковязкие) нефти Венесуэллы (о которых речь шла выше).
Интересным феноменом является добыча битуминозных нефтей путем их экстракции из нефтеносных песков, широко распространеное в Канаде в провинции Альберта.
Описанные технологии добычи нетрадиционных нефтей приводят к необходимости применения специальных методов транспортировки, будь то перекачка с разбавителем битуминозных и тяжелых нефтей Канады и Венесуэллы, или транспорт сверхлегких (газонасыщенных) нефтей североамериканских сланцев.
Рисунок 4.1 – Перспективные и существующие нефтепроводы Северной Америки.
Одним из проектирумых нефтепроводов для транспорта высоковязких нефтей (битумов) Канады является проект Endbridge Northern Gateway (рис 4.1.), который должен быть построен в двухниточном исполнении. Одна нитка трубопровода (большего диаметра) будет использоваться для транспортировки нефти из провинции Альберта на побережье Тихого океана (порт Китимат), а другая параллельная (меньшего диаметра) для транспортировки в обратном направлении углеводородного разбавителя.
Таким образом развитие специальных методов и технологий перекачки углеводородов является актуальной задачей повышения эффективности работы нефтегазового комплекса многих регионов мира.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Коршак А. А. Специальные методы перекачки: Конспект лекций. / А.А. Коршак — Уфа: ООО «ДнзайнПолиграфСервнс», 2001. - 208 с.
2. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. / 2. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002 – 658 с.
3. СО 06-16-АКТНП-003-2004. Инструкция по транспортированию нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам системы ОАО «АК «Транснефтепродукт» методом последовательной перекачки. / М: ОАО «АК «Транснефтепродукт», 2004.
4. РД-75.180.00-КТН-198-09. Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. / М: ОАО «АК «Транснефь», 2009.
5. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии / Шрамм Г. Пер. с англ. И.А. Лавыгина, под ред. Куличихина В.Г. — М: КолосС, 2003. - 312 с.
6. Землянский Е.О, Яковлев Н.С., Гловацкий Е.А., Агаев С.Г. Депрессорные присадки для нефти Верхне-Салатского месторождения Томской области./ Успехи современного естествознания, 2005. - No 7. – С.56.
7. Крюков В.А, Крюков А.В., Астановский Л. З., Астановский Д.Л., Курочкин А.В., Исмагилов Ф.Р. Способ подготовки высоковязкой и парафинистой нефти к трубопроводному транспорту / Патент № 2470212. – 2012.
Факультет НЕФТЕТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
Кафедра «Трубопроводный транспорт»
Афиногентов А.А.
Лекционный курс по дисциплине
«Специальные методы перекачки углеводородов»
для бакалавров, обучающихся по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»
Дата: 2019-02-18, просмотров: 1368.
