Разработка месторождений углеводородов уходит за полярный круг, что связано с рядом сложностей при эксплуатации не только месторождений, но и транспорта до потребителей.
Самым северным магистральным нефтепроводом в России является Заполярье-Пурпе. Это уже третий нефтепровод в мире, который работает в условиях арктического климата. Трасса нефтепровода Заполярье-Пурпе проходит в условиях сильно обводненной, болотистой местности и линзовой вечной мерзлоты. [1]
Географическое положение, природная среда, специфика транспортировки продукта сподвигли на ряд нестандартных технологических и технических решений.
Из-за низкой температуры высоковязкая жидкость приобретает большую вязкость, а их ее транспортировка без подогрева становится практически невозможным. Пробки, сужения проходного сечения и высокая вязкость нефти могут стать причиной сбоев трубопроводов. Поэтому нефть должна иметь высокую положительную температуру по всей длине нефтепровода, что рождает целый комплекс проблем, связанных с поддержанием положительной температуры. Таким образом, разработка и проектирование индукционной системы подогрева нефти является актуальной проблемой.
На сегодняшний день существуют несколько способов регулировки реологических свойств нефти (рис.1).
Наиболее рентабельными являются тепловые способы. К тепловым методам относится электрический метод воздействия на реологические свойства. Плюсами применения данных систем являются удобство в применении, отсутствие выбросов в атмосферу продуктов сгорания, простота эксплуатации. Ввиду развитости электрических систем в России, а также источников электрической энергии, электротермия занимает свою нишу в промышленности, том числе и в трубопроводном транспорте вязкой и высоковязкой нефти, за исключением СВЧ нагрева. [2] В работе рассмотрен индукционный нагрев на повышенной частоте.
Рис. 1. Способы регулирования реологических свойств вязкой нефти
Нефть, которую перекачивают по трубопроводу «Заполярье-Пурпе» имеет высокую вязкость, застывает уже при температуре ниже 14 °C, и для того, чтобы прокачать, ее нужно нагреть до 60°C. Для этого на трубопроводе построены пункты подогрева.
Для определения места перехода границы критического остывания нефти без подогрева был произведен следующий расчет.
Для расчета температуры в конце участка неизотермического трубопровода применим формулу теплового баланса Шухова-Лейбензона и Фурье [3]:
(1)
где 
Gсек — массовый секундный расход,
i — гидравлический уклон,
— коэффициент Шухова,
L — длина трубопровода, м,
k — коэффициент теплопередачи от жидкости в трубе в окружающую среду.
По формуле (1) был построен график, зависимость остывания нефти от расстояния (рис. 2).
Учитывая, что с ГНПС нефть выходит с температурой 60 °C, то согласно результатам расчета, значение 14 °C произойдет в точке 1257 м.
Рис. 2. Процесс остывания нефти без компенсации тепловых потерь
Мощность системы подогрева будет зависеть от температуры окружающей среды. Зависимость на рис. 3 показывает необходимость глубокой регулировки процесса нагрева.
Рис. 3. Зависимость мощности системы от температуры окружающей среды
Предлагается несколько возможных технических решений систем индукционного нагрева:
локально-ступенчатый;
попутный с полной компенсацией;
попутный с частичной компенсацией.
Локально-ступенчатый нагрев заключается в нескольких подогревах жидкости на некоторых участках трубопровода.
Мощность одной индукционной установки будет рассчитываться по формуле
(2)
где с — удельная теплоемкость нефти,
m — масса нефти, кг,
ΔT — разность температур, оС,
t — время, с.
Рис.4. Процесс остывания нефти с локально-ступенчатой компенсацией тепловых потерь
Рассмотрим попутный нагрев с полной компенсацией. При этом способе нагрев происходит на всем протяжении магистрального трубопровода и поддерживает необходимую температуру 60 °C вплоть до вхождения в установку.
Рис.5. Процесс подогрева нефти с полной компенсацией тепловых потерь
При частично-попутном нагреве индукционно нагревательные системы располагаются на всем протяжении магистрального трубопровода, поддерживая до критической температуры до вхождения в установку (рис.6).
Рис. 6. Процесс подогрева нефти с частичной компенсацией тепловых потерь
Таблица 1
Таблица сравнения данных
|
Вариант системы |
Поддержание режима перекачки |
Аварийный разогрев трубопровода |
|
Локальный |
- |
- |
|
Локально-ступенчатый |
+/- |
+/- |
|
Попутный с полной компенсацией |
+ |
+ |
|
Попутный с частичной компенсацией |
+ |
+ |
Современные системы нагрева потребляют большие мощности, мною предложена система с частичной компенсацией, которая потребляет существенно меньше. Её отличие в том, что не осуществляется поддержание 60 градусной температуры на протяжении всего трубопровода. Температура нефти убывает в зависимости от длины и стремится к точке застывания в конце трубопровода. Данный способ возможен при осуществлении точных расчётов о температуре нефти, но затраты на расчёт несравнимо меньше с экономией при эксплуатации данной системы.
Литература:
- Заполярье-Пурпе-Самотлор: новый уровень надежности // Нефть и капитал: науч. журн., 2014. — № 3. — URL: http://www.zaospk.ru/upload/SMI/Заполярье-Пурпе-Самотлор %20- %20новый %20уровень %20надежности.pdf (дата обращения 20.04.2017).
- Хлюпин, П. А. Индукционна нагревательная система для нефтепроводов: дис. … докт. техн. наук: 05.09.03 / П. А. Хлюпин. — Уфа, 2015. — 194 с.
- Новоселов, В.В., Гаррис Н. А., Тугунов П. И. и др. Прогнозирование теплофизических свойств грунтов при выполнении расчетов неизотермических трубопроводов // ОИ «Транспорт и хранение нефти”. — М.: ВНИИОЭНГ. 1989. 31 с.
