Одним из способов трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом. Существует несколько вариантов перекачки высокозастывающих нефтей с подогревом. Для коротких (чаще нефтебазовых) трубопроводов используют методы электроподогрева:

- путем пропуска электрического тока по телу трубы;

- применением электронагревательных элементов в виде специальных кабелей и лент.

Рисунок 2.7 – Электроподогрев трубопровода (греющая лента)

Рисунок 2.8 – Электроподогрев трубопровода (греющая кабель)

Прямой электроподогрев трубы заключается в подсоединении источника переменного тока напряжением не выше 50 В к изолированному участку трубопровода. При прохождении по нему электрического тока согласно эффекту Джоуля выделяется тепло и происходит равномерный нагрев стенок трубопровода и находящегося в нем продукта. С учетом требований техники безопасности и незначительного сопротивления труб напряжение источника питания составляет 12...36 В. Максимальная длина трубопровода, обогреваемого от одного источника питания, равна 1200 м. Использование данного метода на магистральных трубопроводах сдерживается и по техническим причинам: нагреваемый участок должен быть электрически изолирован от грунта, чтобы предотвратить большие утечки тока.

Более распространены электронагревательные элементы в виде кабелей и лент. Кабели высокого сопротивления имеют термостойкую электроизоляцию и защиту от механических повреждений. Монтируются в основном с наружной поверхности трубы. Энергопотребление нагревательного кабеля составляет около 100 Вт на 1 м трубы. Прокладка нагреваемого кабеля внутри трубы более эффективна, чем снаружи, так как все тепло идет на разогрев нефти. Недостатком греющих кабелей является неравномерность нагрева трубы по периметру, что приводит к необходимости поддерживать на кабеле высокую температуру. Мощность, потребляемая греющим кабелем, достигает 4000 кВт, а обогреваемая длина 13,2 км.

Большее распространение для подогрева труб получили электронагревательные ленты шириной 25...80 мм, с длиной активной части от 3 до 40 м и толщиной 1,5 мм. Лента наматывается на трубопровод и его фасонные части. Для сокращения теплопотерь трубопровод с гибкой лентой покрывается тепловой изоляцией.

Для магистральных трубопроводов наибольшее распространение получил способ “горячей” перекачки, предусматривающий нагрев нефти перед ее закачкой в трубопровод и периодический подогрев нефти по мере ее остывания в процессе движения. Принципиальная схема такой перекачки следующая (рис. 2.9).

Рисунок 2.9 -  Принципиальная технологическая схема «горячей» перекачки:

1-подводящий трубопровод; 2,9- резервуары; 3- подводящий насос; 4,7,10- дополнительные подогреватели (печи подогрева); 5,8- основные насосы; ГНТС- головная насосно-тепловая станция; НТС- насосно-тепловая станция; КП- конечный пункт.

Нефть с промысла по трубопроводу 1 подается в резервуарный парк 2 головной перекачивающей станции. Резервуары оборудованы подогревательными устройствами, с помощью которых поддерживается температура нефти, позволяющая выкачать ее подпорными насосами 3. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием магистральных насосов 5. Магистральными насосами нефть закачивается в магистральный трубопровод 6.

По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25...100 км устанавливают пункты подогрева 7. Далее нефть попадает на промежуточную насосную станцию 8, где также установлены подогреватели и все повторяется снова. В конце концов нефть закачивается в резервуары 9 конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.

2.4 Состав сооружений горячего нефтепровода на примере МН Узень-Атыау-Самара

В настоящее время в мире эксплуатируется более 50 “горячих” магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод Узень-Атырау-Самара (Гурьев-Куйбышев).

Принципиальная схема магистрального нефтепровода Узень - Атырау - Самара представлена на рисунке 1, профиль нефтепровода - на рис. 2.10.

В состав магистрального нефтепровода входят:

а) линейная часть с нефтепроводом диаметром 1020 мм - 919 км, диа-метром 720 мм - 475 км (в т.ч. на территории Республики Казахстан 313 км);

б) головные насосные станции в г. Узень (0 км) и г. Атырау (698 км);

в) промежуточные насосные станции:Бейнеу (322 км), Кульсары (528 км), Индер (864 км), Большой Чаган (1147 км), Черниговка (1284 км-на территории РФ).

г) станции подогрева нефти, совмещенные с насосными станциями, в Узени, Бейнеу, Кульсарах, Атырау, Индере, Большом Чагане, Черниговке;

д) отдельно стоящие станции подогрева нефти Сай-Утес (145 км), Опорная (433 км), НПС - 677 км, Карманово (784 км), Антоново (955 км), Сахарный (1013 км), Барановка (1090 км), Маштаково (1239 км – на территории РФ).

Рисунок 2.10 -  Схема МН «Узень-Атырау-Самара»

Перекачка по нефтепроводу узеньской и жетыбайской нефтей, а также их смеси с каламкасской и каражанбасской осуществляется “горячим” способом, т.е. с предварительным подогревом нефти. Подогрев нефти производится с целью снижения вязкости и предотвращения ее застывания по всей длине трубопровода. Подогрев нефти осуществляется в трубчатых печах типа Г9ПО2В и ПТБ-10 (рис. 2.11). Режим работы печей - длительный, непрерывный.

Температура подогрева выбирается в зависимости от производительности перекачки и свойств транспортируемой нефти. Температура застывания мангышлакских (узеньская, жетыбайская) нефтей около 30°С (303°К). Максимальная начальная температура подогрева принимается равной 65°С (338°К).

Подогрев нефти до высоких температур вызывает интенсивную теплоотдачу в окружающую среду на начальных участках трубопровода, при этом конечная температура нефти повышается незначительно.

Температура начала кипения мангышлакских нефтей 68°С (341°К). При определении температуры начального подогрева было учтено, что нагрев нефтей выше 65°С (338°К) вызывает интенсивное выделение легких фракций.

Проектные объемы перекачки по нефтепроводу составляют по участкам: Узень - Атырау - 17,75 млн. т в год;

Атырау - Самара - 11,51 млн. т в год.

Режимы перекачки (давление, производительность, температура подогрева нефти) устанавливаются на основании теплогидравлических расчетов в зависимости от физико-химических и реологических свойств перекачиваемых нефтей и их смесей, климатических изменений по периодам года, необходимой продолжительности безопасной остановки нефтепровода, предельно допустимых давлений по участкам нефтепровода с учетом наличия дефектов стенки трубопровода и его старения. Расчетное время работы нефтепровода принято равным 350 дням или 8400 часам в году.

Укладка нефтепровода, в основном, выполнена подземно, глубина заложения 1 метр до верхней образующей трубы. Отдельные участки проложены надземно:

- в дамбе через соры;

- на опорах через балки и небольшие речки.