RU2569782C2 - Transfer of thick hydrocarbon fluids via pipeline - Google Patents
Transfer of thick hydrocarbon fluids via pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2569782C2 RU2569782C2 RU2013142157/06A RU2013142157A RU2569782C2 RU 2569782 C2 RU2569782 C2 RU 2569782C2 RU 2013142157/06 A RU2013142157/06 A RU 2013142157/06A RU 2013142157 A RU2013142157 A RU 2013142157A RU 2569782 C2 RU2569782 C2 RU 2569782C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- pumping
- transfer
- oil
- heating
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к транспортированию вязких углеводородных жидкостей по трубопроводам.The invention relates to the transportation of viscous hydrocarbon fluids through pipelines.
Известные способы перекачки вязких жидкостей по трубопроводам, основанные на снижении вязкости перекачиваемых жидкостей, можно разделить на три группы:Known methods for pumping viscous fluids through pipelines, based on reducing the viscosity of the pumped fluids, can be divided into three groups:
1. Снижение вязкости за счет предварительного нагрева жидкости. Известен способ транспортирования по трубопроводам предварительно нагретых неньютоновских парафинсодержащих углеводородных жидкостей ("горячая" перекачка). Начальную температуру потока выбирают таким образом, чтобы в конце трубопровода поддерживалась температура на 3-5°C выше температуры застывания неньютоновской парафинсодержащей углеводородной жидкости. Ее нагрев производится на специальных тепловых станциях (см. В.И. Черникин. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М.: Гостоптехиздат, 1958 [1]). К недостаткам этого известного способа транспортирования неньютоновской парафинсодержащей углеводородной жидкости относятся: сжигание части перекачиваемой нефти в печах нагрева, загрязнение воздушного бассейна продуктами сгорания, невозможность использования "горячей" перекачки на подводных трубопроводах без специальной дорогостоящей теплоизоляции, при перекачке с остановками и т.д.1. Decrease in viscosity due to preliminary heating of a liquid. A known method of transporting pipelines of preheated non-Newtonian paraffin-containing hydrocarbon liquids ("hot" pumping). The initial flow temperature is chosen so that at the end of the pipeline a temperature is maintained 3-5 ° C higher than the pour point of a non-Newtonian paraffin-containing hydrocarbon liquid. Its heating is carried out at special thermal stations (see V.I. Chernikin. Transfer of viscous and solidifying oils. M: Gostoptekhizdat, 1958 [1]). The disadvantages of this known method of transporting non-Newtonian paraffin-containing hydrocarbon liquids include: burning part of the pumped oil in heating furnaces, air pollution by combustion products, the inability to use "hot" pumping on subsea pipelines without special expensive thermal insulation, pumping with stops, etc.
2. Снижение вязкости за счет обработки жидкости ультразвуком или электромагнитным излучением. Примером такого способа могут служить патенты РФ №2346206 «Способ перекачивания вязких жидкостей» [2], Патент РФ №2232124 «Способ плавления и снижения вязкости химических продуктов, преимущественно нефти и нефтепродуктов, и устройство для его осуществления» [3], Патент РФ №2103211 «Способ разогрева в емкости загустевших продуктов и устройство для его осуществления» [4]. Недостатком таких способов можно считать необходимость установки излучателей.2. Decrease in viscosity due to the treatment of the liquid with ultrasound or electromagnetic radiation. An example of such a method can serve as RF patents No. 2346206 "Method for pumping viscous liquids" [2], RF Patent No. 2232124 "Method for melting and lowering the viscosity of chemical products, mainly oil and oil products, and a device for its implementation" [3], RF Patent No. 2103211 "A method for heating thickened products in a container and a device for its implementation" [4]. The disadvantage of such methods can be considered the need to install emitters.
3. Снижение вязкости за счет введения в жидкость присадок. К присадкам можно отнести разжижители (Заявка на изобретение №92010884 «Способ добычи высоковязкой нефти» [5]), депрессорные присадки (патент РФ №2124160 «Способ транспортирования неньютоновской парафинсодержащей углеводородной жидкости по трубопроводу» [6]). К недостаткам этих способов можно отнести высокую стоимость процесса из-за необходимости добавления дополнительного продукта в вязкую жидкость и в большинстве случаев невозможность повторного использования разжижителя или присадки.3. Decrease in viscosity due to the introduction of additives into the liquid. Additives include diluents (Application for invention No. 92010884 “Method for the production of highly viscous oil” [5]), depressant additives (RF patent No. 2141460 “Method for the transportation of non-Newtonian paraffin-containing hydrocarbon fluid through a pipeline” [6]). The disadvantages of these methods include the high cost of the process due to the need to add an additional product to a viscous liquid and in most cases the inability to reuse a diluent or additive.
Целью изобретения является разработка нового способа перекачки вязких углеводородных жидкостей по трубопроводу при снижении их вязкости в результате нагревания, достигаемого соответствующей скоростью перекачки.The aim of the invention is to develop a new method for pumping viscous hydrocarbon fluids through a pipeline while reducing their viscosity as a result of heating, achieved by the corresponding pumping speed.
Технический результат изобретения - повышение эффективности процесса перекачки вязких углеводородных жидкостей по трубопроводам за счет снижения их вязкости в результате нагревания, достигаемого соответствующей скоростью перекачки.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the process of pumping viscous hydrocarbon fluids through pipelines by reducing their viscosity as a result of heating, achieved by the corresponding pumping speed.
Снижение вязкости транспортируемой жидкости достигается повышением температуры жидкости за счет выделения тепла внутреннего трения. Для достижения данного эффекта и компенсации потерь тепла при транспортировке жидкости необходимо обеспечение соответствующей скорости перекачки, благодаря чему выделение энергии от трения будет происходить более интенсивно. При этом необходимым условием для осуществления данного способа перекачки является условие:Reducing the viscosity of the transported fluid is achieved by increasing the temperature of the fluid due to the heat of internal friction. To achieve this effect and compensate for heat loss during transportation of the liquid, it is necessary to ensure an appropriate pumping speed, due to which the release of energy from friction will occur more intensively. In this case, the necessary condition for the implementation of this method of pumping is the condition:
где: W1 - тепло, выделившееся при трении жидкости;where: W 1 - heat released during friction of the liquid;
W2 - потери тепла при перекачке.W 2 - heat loss during pumping.
Исходя из выполнения равенства W1=W2 определяются параметры перекачки.Based on the equality W 1 = W 2 , the pumping parameters are determined.
Методика расчета, в качестве примера, может быть следующей. Дифференциальное уравнение тепловой энергии, в котором влияние трения учитывается диссипативным членом, представляется в виде (см. Валеев А.Р. Тепловые режимы трубопроводов. Вопрос учета нагрева нефти и газа в трубопроводах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2009. №2. С.URL: http://ogbus.ru/authors/Valeev/Valeev_1.pdf [7]; Краус Ю.А. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов Часть 1: Основные факторы, влияющие на особенности эксплуатации и выбор проектных параметров магистральных нефтепроводов. - Омск. Издательство ОмГТУ, 2010 [8]):The calculation procedure, as an example, may be as follows. The differential equation of thermal energy, in which the influence of friction is taken into account by the dissipative term, is represented as (see Valeev A.R. Thermal regimes of pipelines. The issue of accounting for oil and gas heating in pipelines // Electronic scientific journal "Oil and Gas Business". 2009. No. 2 C.URL: http://ogbus.ru/authors/Valeev/Valeev_1.pdf [7]; Kraus Yu.A. Design and operation of main oil pipelines Part 1: The main factors affecting the features of operation and the choice of design parameters of main oil pipelines . - Omsk. Publishing house OmSTU, 2010 [8]):
где - диссипативный член;Where - dissipative member;
w - скорость движения нефти;w is the oil velocity;
cpo - изобарная теплоемкость;c po is the isobaric heat capacity;
k - коэффициент теплопередачи от потока нефти в окружающую среду;k is the heat transfer coefficient from oil flow to the environment;
d - внутренний диаметр трубопровода;d is the inner diameter of the pipeline;
Т - температура, в сечении х;T is the temperature in section x;
Т0 - температура окружающей среды;T 0 - ambient temperature;
- гидравлический уклон; - hydraulic bias;
λ - коэффициент тренияλ is the coefficient of friction
Решив данное уравнение, считая движение жидкости стационарным, получают уравнение Шухова с поправкой Лейбензона, учитывающей тепло трения [7; 8]:Having solved this equation, considering the fluid motion to be stationary, the Shukhov equation with the Leibenzon correction taking into account the heat of friction [7; 8]:
G - массовый секундный расход;G is the mass second flow rate;
- коэффициент Шухова; - Shukhov coefficient;
L - длина трубопроводаL - pipeline length
Далее расчет ведут исходя из равенства количеств теплоты, выделяемого за счет внутреннего трения и отдаваемого в окружающую среду (W1=W2), что означает достижение постоянной температуры на всем протяжении трубопровода. В таком случае температура жидкости в начале трубопровода (Тн) будет равна температуре жидкости в любой его точке (Т):Further, the calculation is based on the equality of the quantities of heat released due to internal friction and released into the environment (W 1 = W 2 ), which means achieving a constant temperature throughout the pipeline. In this case, the temperature of the liquid at the beginning of the pipeline (T n ) will be equal to the temperature of the liquid at any point (T):
Преобразовав (3) с использованием (4), получим следующее выражение:Transforming (3) using (4), we obtain the following expression:
Теперь задача сводится к подбору параметров, удовлетворяющих данному уравнению. Они и будут устанавливать требуемый режим работы трубопровода, при котором температура нефти на всем протяжении трубопровода будет не ниже начальной.Now the task is reduced to the selection of parameters that satisfy this equation. They will establish the required mode of operation of the pipeline, in which the oil temperature throughout the entire pipeline will not be lower than the initial one.
Пример конкретного выполнения 1Case Study 1
Пусть требуется выполнение перекачки высоковязкой нефти (ρ=800 кг/м3, ν40=20 сСт) с расходом Q=9500 м3/ч с обеспечением температуры не ниже 40°C на протяжении всей длины трубопровода. Трубопровод проложен подземно без тепловой изоляции. Средняя температура грунта на глубине прокладки 2°C. Требуется определить диаметр трубопровода, при котором будет обеспечиваться указанная температура перекачки.Suppose that it is necessary to pump high-viscosity oil (ρ = 800 kg / m 3 , ν 40 = 20 cSt) with a flow rate of Q = 9500 m 3 / h with a temperature of at least 40 ° C over the entire length of the pipeline. The pipeline is laid underground without thermal insulation. The average soil temperature at a laying depth of 2 ° C. It is required to determine the diameter of the pipeline at which the indicated pumping temperature will be ensured.
Решать задачу следует методом последовательных приближений. То есть, задавшись диаметром трубопровода d, следует определить параметры, необходимые для определения минимального массового расхода, чтобы выполнялось условие W1=W2, по формуле (5): The problem should be solved by the method of successive approximations. That is, having asked the diameter of the pipeline d, it is necessary to determine the parameters necessary to determine the minimum mass flow rate so that the condition W 1 = W 2 is satisfied, according to the formula (5):
Для первого приближения диаметра трубопровода можно использовать техническую или нормативную документацию, например РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов». Заданный расход перекачки (Q=9500 м3/час) соответствует производительности нефтепровода 63,9 млн т/год (при заданной плотности ρ=800 кг/м3 и условии работы трубопровода 350 дней в году). Исходя из таблицы 5.1 РД 153-39.4-113-01 такой производительности нефтепровода соответствует диаметр (наружный) 1220 мм. Учитывая, что предлагаемый метод перекачки основан на выделении тепла за счет увеличенной скорости перекачки, для расчетов следует принять меньший диаметр, то есть 1020 мм. Примем для расчетов толщину стенки трубы 15 мм, таким образом, внутренний диаметр трубопровода равен d=990 мм. Примем абсолютную шероховатость, равную Δ=0,0002 м.For the first approximation of the diameter of the pipeline, you can use technical or regulatory documentation, for example, RD 153-39.4-113-01 "Norms for the technological design of main oil pipelines". The specified pumping flow rate (Q = 9500 m 3 / h) corresponds to the oil pipeline capacity of 63.9 million tons / year (at a given density ρ = 800 kg / m 3 and the condition of the pipeline working 350 days a year). Based on table 5.1 RD 153-39.4-113-01, such a productivity of the pipeline corresponds to a diameter (outer) of 1220 mm. Given that the proposed pumping method is based on heat generation due to the increased pumping speed, a smaller diameter, i.e. 1020 mm, should be used for calculations. For calculations, we take the pipe wall thickness of 15 mm, so the inner diameter of the pipeline is d = 990 mm. We take the absolute roughness equal to Δ = 0,0002 m.
Вычисляем скорость потока нефти в трубопроводе:We calculate the flow rate of oil in the pipeline:
Вычисляем число Рейнольдса по формуле:We calculate the Reynolds number by the formula:
Вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления по формуле АльтшуляWe calculate the coefficient of hydraulic resistance by the Altshul formula
Вычисляем минимальный массовый расход, который требуется для обеспечения условия W1=W2, предварительно приняв k=1,9 Вт/м2°C (принимается по справочной литературе или вычисляется известными методами):We calculate the minimum mass flow rate that is required to ensure the conditions W 1 = W 2 , after having taken k = 1.9 W / m 2 ° C (taken from the reference literature or calculated by known methods):
Минимальный объемный расход будет равенThe minimum volumetric flow rate will be equal to
Поскольку заданная производительность перекачки Q=9500 м3/час больше рассчитанной минимальной производительности Qmin=9065,7 м3/час, то принятый диаметр трубопровода d=990 мм обеспечит перекачку нефти с поддержанием температуры нефти не ниже заданной (40°C) по всей длине трубопровода.Since the specified pumping capacity Q = 9500 m 3 / h is greater than the calculated minimum capacity Q min = 9065.7 m 3 / h, the adopted diameter of the pipeline d = 990 mm will ensure oil pumping while maintaining the oil temperature not lower than the specified (40 ° C) the entire length of the pipeline.
В случае если расчетная минимальная производительность Qmin превышает заданную Q, то следует уменьшить диаметр и провести расчеты заново.If the calculated minimum productivity Q min exceeds the specified Q, then the diameter should be reduced and calculations should be carried out again.
Таким образом, предлагаемый способ перекачки обеспечивает транспортировку нефти по трубопроводу с поддержанием температуры не ниже заданной за счет тепла, выделяемого в результате внутреннего трения слоев нефти, тем самым не допуская увеличения вязкости нефти, таким образом, нагрев перекачиваемых жидкостей производят без использования печей подогрева или иных устройств, за счет скорости перекачки, при которой выполняется условие (1):Thus, the proposed method of pumping ensures the transportation of oil through the pipeline with maintaining the temperature not lower than the set value due to the heat generated as a result of internal friction of the oil layers, thereby preventing an increase in the viscosity of the oil, thus, the pumped liquids are heated without using heating furnaces or other devices, due to the pumping speed at which condition (1) is satisfied:
где: W1 - тепло, выделившееся при трении жидкости;where: W 1 - heat released during friction of the liquid;
W2 - потери тепла при перекачке.W 2 - heat loss during pumping.
Пример конкретного выполнения 2Case Study 2
На существующем месторождении реализован внешний транспорт нефти в объеме 250 м3/час по трубопроводу 325×7 мм протяженностью 95000 м. Прокладка трубопровода подземная (температура грунта -3°C) в теплоизоляции толщиной 100 мм. Плотность нефти 900 кг/м3. Начальная температура нефти 34°C (кинематическая вязкость при 34°C 150 сСт). Требуемая температура нефти в пункте приема не ниже 30°C. Остывание нефти ниже 20°C недопустимо, поскольку это приводит к резкому увеличению вязкости и выпадению парафинов в трубе (кинематическая вязкость при 20°C 230 сСт). С этой целью на 57 километре трассы установлен подогреватель нефти. Параметры существующего режима перекачки приведены в таблице 1.An external oil transport of 250 m 3 / h was implemented at the existing field via a 325 × 7 mm pipeline with a length of 95,000 m. Underground pipeline construction (soil temperature -3 ° C) in thermal insulation with a thickness of 100 mm. The density of oil is 900 kg / m 3 . Initial oil temperature 34 ° C (kinematic viscosity at 34 ° C 150 cSt). The required oil temperature at the receiving point is not lower than 30 ° C. Oil cooling below 20 ° C is unacceptable, since this leads to a sharp increase in viscosity and the precipitation of paraffins in the pipe (kinematic viscosity at 20 ° C 230 cSt). For this purpose, an oil heater is installed at the 57th kilometer of the route. The parameters of the existing pumping mode are shown in table 1.
Рассмотрим применения предлагаемого способа перекачки для этого случая. Расчеты, проведенные по методике, аналогичной принятой в примере 1, дают результаты, приведенные в таблице 2.Consider the application of the proposed pumping method for this case. Calculations carried out by a method similar to that adopted in example 1, give the results shown in table 2.
Результаты расчета позволяют сделать заключение об экономической эффективности предлагаемого способа перекачки в сравнении с реализованным способом за счет:The calculation results allow us to draw a conclusion about the economic efficiency of the proposed pumping method in comparison with the implemented method due to:
1. Снижения капитальных и эксплуатационных затрат на строительство за счет уменьшения диаметра нефтепровода и исключения пункта подогрева.1. Reducing capital and operating costs for construction by reducing the diameter of the pipeline and eliminating the heating point.
2. Снижения эксплуатационных затрат за счет уменьшения суммарной потребляемой мощности на 46%.2. Lower operating costs by reducing total power consumption by 46%.
Claims (1)
где W1 - тепло, выделившееся при трении жидкости;
W2 - потери тепла при перекачке. A method of pumping viscous hydrocarbon fluids through a pipeline with preventing them from solidifying in the pipeline by reducing their viscosity as a result of heating, characterized in that the heating of the pumped liquids is carried out due to the pumping speed at which the condition is met:
where W 1 is the heat released during friction of the liquid;
W 2 - heat loss during pumping.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013142157/06A RU2569782C2 (en) | 2013-09-13 | 2013-09-13 | Transfer of thick hydrocarbon fluids via pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013142157/06A RU2569782C2 (en) | 2013-09-13 | 2013-09-13 | Transfer of thick hydrocarbon fluids via pipeline |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013142157A RU2013142157A (en) | 2015-03-20 |
RU2569782C2 true RU2569782C2 (en) | 2015-11-27 |
Family
ID=53285554
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013142157/06A RU2569782C2 (en) | 2013-09-13 | 2013-09-13 | Transfer of thick hydrocarbon fluids via pipeline |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2569782C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2635959C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-11-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" | Method for transportating hydrocarbon liquid through pipeline |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1357655A1 (en) * | 1986-07-23 | 1987-12-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Изыскательский Институт Трубного "Гидротранспорта " Вниипигидротрубопровод" | Method of transporting highly viscous and solidifying petroleums |
SU1413353A1 (en) * | 1986-07-22 | 1988-07-30 | П.В.Михальков | Method of piping high-paraffin petroleum |
SU1786335A1 (en) * | 1990-12-29 | 1993-01-07 | Gi Proekt Magistralnykh Trubop | Method of pipeline transporting viscous oils and oil products |
CA2524542A1 (en) * | 2005-10-26 | 2007-04-26 | Altex Energy Ltd. | Method of shear heating of heavy oil transmission pipelines |
-
2013
- 2013-09-13 RU RU2013142157/06A patent/RU2569782C2/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1413353A1 (en) * | 1986-07-22 | 1988-07-30 | П.В.Михальков | Method of piping high-paraffin petroleum |
SU1357655A1 (en) * | 1986-07-23 | 1987-12-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Изыскательский Институт Трубного "Гидротранспорта " Вниипигидротрубопровод" | Method of transporting highly viscous and solidifying petroleums |
SU1786335A1 (en) * | 1990-12-29 | 1993-01-07 | Gi Proekt Magistralnykh Trubop | Method of pipeline transporting viscous oils and oil products |
CA2524542A1 (en) * | 2005-10-26 | 2007-04-26 | Altex Energy Ltd. | Method of shear heating of heavy oil transmission pipelines |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2635959C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-11-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" | Method for transportating hydrocarbon liquid through pipeline |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2013142157A (en) | 2015-03-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Khadom et al. | Performance of polyacrylamide as drag reduction polymer of crude petroleum flow | |
Yuan et al. | Study on the restart algorithm for a buried hot oil pipeline based on wavelet collocation method | |
Sun et al. | Experimental and theoretical study on wax deposition and the application on a heat insulated crude oil pipeline in Northeast China | |
RU2569782C2 (en) | Transfer of thick hydrocarbon fluids via pipeline | |
Shagapov et al. | Dynamics of formation and dissociation of gas hydrates in pipelines at the various modes of gas transportation | |
Bekibayev et al. | Optimal regimes of heavy oil transportation through a heated pipeline | |
Xing et al. | Optimizing control parameters for crude pipeline preheating through numerical simulation | |
Li et al. | Investigation of thickness and wax content of wax deposits in polyethylene pipe using a flow loop | |
Serediuk | Peculiarities of the operation of the oil pipeline in the process of its cleaning from paraffin deposition | |
Liu et al. | Study of deposition behavior in small-diameter gathering pipelines for water-cut oil | |
Bondarev et al. | Generalized mathematical model of hydrate formation in gas pipelines | |
Wenda et al. | Study of paraffin wax deposition in seasonally pigged pipelines | |
Ajienka et al. | Criteria for the design of waxy crude oil pipelines: maximum pump (horsepower) pressure requirement | |
CN101922595B (en) | Anti-drag heat insulation method for oil and gas pipeline | |
RU2523923C1 (en) | Oil transportation in pipeline by reverse transfer | |
Popov et al. | Improving the efficiency of heat supply systems for infrastructure facilities by optimizing the pipeline subsystem according to technical and economic indicators | |
CN205877444U (en) | Multi -functional non - metal composite pipe | |
Li et al. | Operation optimization of heated oil transportation pipeline | |
Bekibayev et al. | Management of Oil Transportation by Main Pipelines | |
RU2635959C2 (en) | Method for transportating hydrocarbon liquid through pipeline | |
RU2686144C1 (en) | High-paraffin oil and / or oil products by pipelines transportation method | |
Khusnutdinova et al. | Ways to transfer oil and oil products in heating conditions and methods for their enhancement | |
RU2279014C1 (en) | Method for transporting hydrocarbon liquid in main pipeline | |
Pavlova et al. | Thermal Control Devices for Oil Wells | |
RU147721U1 (en) | TANK FOR THE TRANSPORTATION OF LIQUID OIL PRODUCTS |