RU2686144C1 - Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродуктов по трубопроводам - Google Patents

Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродуктов по трубопроводам Download PDF

Info

Publication number
RU2686144C1
RU2686144C1 RU2018103781A RU2018103781A RU2686144C1 RU 2686144 C1 RU2686144 C1 RU 2686144C1 RU 2018103781 A RU2018103781 A RU 2018103781A RU 2018103781 A RU2018103781 A RU 2018103781A RU 2686144 C1 RU2686144 C1 RU 2686144C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
pumping
heating
pipelines
stations
Prior art date
Application number
RU2018103781A
Other languages
English (en)
Inventor
Павел Александрович Ревель-Муроз
Георгий Викторович Несын
Федор Сергеевич Зверев
Владимир Васильевич Жолобов
Ильназ Ильфарович Хасбиуллин
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть")
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта" (ООО "НИИ Транснефть")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть"), Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта" (ООО "НИИ Транснефть") filed Critical Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть")
Priority to RU2018103781A priority Critical patent/RU2686144C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2686144C1 publication Critical patent/RU2686144C1/ru

Links

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17DPIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00Pipe-line systems
    • F17D1/08Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/16Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17DPIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00Pipe-line systems
    • F17D1/08Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/16Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
    • F17D1/18Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by heating

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области транспортировки нефти по трубопроводам и может быть использовано в работе горячих нефтепроводов, использующих насосные станции для перекачки и станции подогрева для нагрева высоковязких и высокозастывающих нефтей, как правило, насосные и станции подогрева технологически совмещены. Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродукта по трубопроводам, включающий перекачку нефти и/или нефтепродукта с помощью насосных станций и нагрев нефти и/или нефтепродукта на станциях подогрева по пути транспортирования, при этом на каждой станции подогрева и насосной станции вводят в нефть и/или нефтепродукт противотурбулентную присадку, причем активным компонентом противотурбулентной присадки является растворимый в высокопарафинистой нефти/нефтепродукте высокомолекулярный полимер. Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности процесса «горячей перекачки» вязких углеводородных жидкостей по трубопроводам за счет снижения путевых тепловых потерь, достигаемого вводом противотурбулентной присадки. 1 табл.

Description

Изобретение относится к области транспортировки нефти по трубопроводам и может быть использовано в работе горячих нефтепроводов, использующих насосные станции для перекачки и станции подогрева для нагрева высоковязких и высокозастывающих нефтей, при этом, как правило, насосные станции и станции подогрева технологически совмещены.
Существуют технические проблемы, возникающие при транспортировке высоковязких и высокозастывающих нефтей, связанные как со структурой и свойствами самих нефтей, так и с условиями их транспортирования.
Известны технические разработки, направленные на решение этих проблем.
Известен способ воздействия физических полей на поток высоковязких и высокозастывающих нефтей, позволяющий уменьшить гидравлическое сопротивление за счет использования многочастотного акустического сигнала (патент на изобретение RU 2350830 С1, опубл. 27.03.2009 г.).
Известна система, генерирующая по длине трубопровода акустические колебания с частотой, соответствующей резонансной частоте трубопровода (патент на изобретение RU 2570602 С1, опубл. 10.12.2015 г.).
Известно комбинированное воздействие механического и электромагнитного полей (патент на изобретение RU 2584840, опубл. 20.05.2016 г.). Использование физических полей привлекательно с экологической точки зрения, однако их невысокая производительность и невысокий квантовый выход пока сдерживают их распространение
Известен способ подготовки высоковязкой и парафинистой нефти к транспортировке по трубопроводу, при котором высоковязкую нефть перед транспортировкой смешивают (компаундируют) с маловязкой нефтью или газоконденсатом, а если нет такой возможности, то используют специальный разбавитель, который в дальнейшем регенерируют на нефтеперерабатывающем заводе и возвращают по параллельному трубопроводу на место добычи. В качестве разбавителя предлагается использовать продукт термолиза фракций тяжелой нефти, выкипающий при температуре 340-540°С. Предполагается, что такая переработка нефти будет производиться на месте ее добычи (патент на изобретение RU 2470213, опубл. 20.12.2012 г.).
Наиболее распространенным способом уменьшения вязкости тяжелой нефти является ее нагревание, что, с одной стороны обусловлено сильной зависимостью вязкости нефти от температуры, с другой - тем, что сооружение узла подогрева нефти не является технически сложным и не требует больших капиталовложений. Одной из модификаций горячего трубопровода является трубопровод с реверсивной перекачкой. Данный способ предназначен для транспортировки высокозастывающей нефти с малым расходом, в нем используется компромисс между потерями тепла в грунт и использованием грунта в качестве теплоизолятора (патент на изобретение RU 2 523923, опубл. 27.07.2014 г.).
Технической проблемой, присущей «горячим» нефтепроводам, является обеспечение оперативного управления тепловым потоком по сечению трубопровода во избежание излишних энергетических затрат на подогрев нефти с учетом того, что теплоизоляция трубопроводов не способна полностью предотвратить тепловые потери. С целью компенсации неизбежных потерь тепла используют путевой подогрев нефти различного типа. Однако, эксплуатационное оборудование горячего нефтепровода, как правило, не может обеспечить плавное регулирование тепловым потоком для реализации расчетных оптимальных стационарных режимов. С учетом того, что система нефтепровод - грунт постоянно находится в нестационарном состоянии из-за колебаний температуры и реологических свойств перекачиваемой нефти, вопрос регулирования теплопереноса становится еще более острым.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ транспортирования высокопарафинистой нефти нефти и/или нефтепродуктов по трубопроводам, включающий нагрев жидкости по пути транспортирования на пунктах подогрева (Черникин, В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей / В.И. Черникин - М.: Гостоптехиздат, 1958. - 164 с). Существенным недостатком данного способа является то, что наибольшую неопределенность в методику расчета стационарного теплового режима «горячих» нефтепроводов вносит коэффициент теплопередачи, который зависит от множества факторов и носит сезонный характер.
Целью изобретения является разработка нового способа перекачки углеводородных жидкостей по «горячему» трубопроводу при снижении их теплоотдачи, достигаемого вводом полимерной присадки.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности процесса «горячей перекачки» вязких углеводородных жидкостей по трубопроводам за счет снижения путевых тепловых потерь, достигаемого вводом противотурбелентной присадки.
Технический результат достигается за счет способа транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродукта по трубопроводам, включающего перекачку нефти и/или нефтепродукта с помощью насосных станций и нагрев нефти и/или нефтепродукта на станциях подогрева по пути транспортирования, при этом на каждой станции подогрева и насосной станции вводят в нефть и/или нефтепродукт противотурбулентную присадку, причем активным компонентом противотурбулентной присадки является растворимый в высокопарафинистой нефти/нефтепродукте высокомолекулярный полимер.
Следует отметить, что противотурбулентные присадки (ПТП) снижают гидродинамическое сопротивление (DR), подавляют пульсации скорости в радиальном направлении, снижают частоту турбулентных выбросов и радиальную турбулентность, при этом уменьшается и перенос тепла в радиальном направлении. Особенно это проявляется в пристенной области трубопровода, где длинные молекулы полимера, ориентируясь по направлению потока, образуют своего рода «подвижный чулок», препятствующий отводу тепла в грунт.
Главное условие активности ПТП - турбулентный режим течения. При введении ПТП, например, после первой станции подогрева (при фиксированной температуре на выходе) температурный профиль вдоль трубопровода изменяется в сторону повышения температуры, и на следующую станцию подогрева нефть приходит менее охлажденной, чем в отсутствие ПТП. Соответственно, на второй станции подогрева потребуется меньше тепла для доведения нефти до необходимой температуры. Если фиксировать температуру на входе следующей по ходу нефти станции подогрева, то на первой станции подогрева можно несколько снизить рабочую температуру. В обоих случаях имеем выигрыш энергии: в первом случае - на второй станции подогрева, во втором случае - на первой.
Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродуктов по трубопроводам осуществляют следующим образом.
Нефть с высоким содержанием парафина на головной насосной стадии подогревают до температуры около 55°С, чтобы парафиновая фракция нефти полностью растворилась. В большинстве случаев одновременно после нагрева вводят депрессорную присадку, которая призвана снижать температуру застывания нефти в случае аварийной остановки нефтепровода. Здесь же вводят ПТП на основе полимеров высших альфа-олефинов высокой молекулярной массы, которая одновременно оказывает влияние на снижение гидродинамического сопротивления (DR) и теплопереноса (HTR).
На следующую станцию подогрева за счет тепла, сохраненного по пути следования с помощью ПТП, нефть приходит менее остывшей, и потребуется уже меньше тепла для ее доведения до необходимой температуры. В связи с тем, что после прохождения ПТП через технологическое оборудование следующей станции подогрева структура присадки разрушается, здесь также вводят ПТП и повторяют эту процедуру на каждой станции подогрева. Единственным ограничением для ввода ПТП служит переход турбулентного режима потока в ламинарный с превалированием последнего, так как в ламинарном потоке ПТП не активна.
Начало зоны перехода от турбулентного к ламинарному режиму течения углеводородной жидкости и полный коэффициент теплоотдачи определяют по рассчитанному с помощью одной из модификаций формулы Шухова или эмпирически определенному распределению температуры при перекачке жидкости, в частности, высокопарафинистой нефти и/или нефтепродуктов. Исходя из цели применения присадки, путем гидравлического расчета устанавливают необходимую концентрацию полимера в жидкости и полный коэффициент теплоотдачи от жидкости в окружающую среду, соответствующий этой концентрации. Рассчитывают распределение температуры при перекачке жидкости с присадкой в условиях идентичных перекачке жидкости без присадки. Величина отклонения вычисленной и исходной температуры в зоне смены режимов, умноженная на коэффициент пересчета дает оценку величины возможного снижения выходной температуры станции подогрева. Производят проверочный расчет распределения температуры по трассе при сниженной выходной температуре. Пересечение кривых исходного и вычисленного распределений температур в зоне перехода от турбулентного к ламинарному режиму течения подтверждает допустимость выбранной величины снижения выходной температуры.
Дополнительно проводят расчет распределения температуры углеводородной жидкости, обработанной ПТП (раствора) при условии идентичности температур углеводородной жидкости, не обработанной ПТП (растворителя) и раствора в начале зоны перехода. Предельную величину потенциального энергосбережения только за счет снижения внутреннего теплопереноса из-за применения присадки с заданной характеристикой HTR от массовой концентрации присадки 9 получают на основе изменения продольного профиля температуры при условии сохранения расходных и напорных характеристик перекачки. Оценочный характер расчетов предполагает последующую эмпирическую проверку.
Определение гидравлических и тепловых характеристик раствора ПТП в высокопарафинистой нефти осуществлен на стенде для определения гидравлических и тепловых характеристик раствора противотурбулентной присадки в высокопарафинистой нефти.
На стенде определяли гидравлическую эффективность присадки, которую затем пересчитывали на гидравлическую эффективность присадки при постоянном расходе ψQ [Особенности работы магистрального нефтепровода с применением противотурбулентной присадки. Гольянов А.И., Гольянов А.А., Михайлов Д.А., Ширяев A.M. Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - М., 2013. №2(10). - С. 36-47], используя следующие зависимости:
Figure 00000001
Figure 00000002
где ΔР - перепад давления, Q - расход жидкости, ψр - эффективность присадки при постоянном давлении; λ - коэффициент гидравлического сопротивления, m - константа, входящая в соотношение для коэффициента λ, записанного в форме Лейбензона, нижние индексы р и s здесь и далее относятся соответственно к раствору и растворителю.
Была приведена сравнительная оценка теплоотдачи в парафинистой нефти (растворитель) и нефти с ПТП (раствор).
Оценка основана на аналогии между процессами переноса тепла и количества движения (импульса) в направлении уменьшения соответственно температуры или величины импульса, которая сохраняется вне зависимости от наличия или отсутствия присадки
Figure 00000003
Здесь Рr - число Прандтля; ν=μ/ρ - кинематическая вязкость жидкости; α=λT/ρс - коэффициент температуропроводности; Г - "настроечный" параметр расчетной модели; μ - динамическая вязкость; ρ - плотность; λT - коэффициент теплопроводности; с - удельная теплоемкость жидкости.
"Эффективную" величину νp определим с помощью уравнения Дарси - Вейсбаха в форме Лейбензона следующим образом:
Figure 00000004
Соотношение для величины αр принимает вид:
Figure 00000005
Полагая, что плотность и теплоемкость жидкости не меняются в результате ввода ПТП, приходим к выражению для коэффициента теплопроводности λТр:
Figure 00000006
Было проведено вычисление температуры и полного коэффициента теплопередачи. Для вычисления температуры в начале контролируемого участка Тn применим классическую формулу Шухова. Предполагая, что конечная температура раствора и растворителя совпадают, формулу Шухова можно записать в виде
Figure 00000007
где Т0 - температура окружающей среды; Шу - число Шухова; d - диаметр трубопровода; K - полный коэффициент теплопередачи в системе «трубопровод - окружающая среда» (зависит от способа прокладки трубопровода, наличия изоляции, свойств окружающей среды и т.д.); L - длина трубопровода; с - теплоемкость жидкости (может быть принята одинаковой для раствора и растворителя); G - массовый расход жидкости.
Полный коэффициент теплопередачи, в общем случае, имеет вид:
Figure 00000008
здесь α1 - внутренний коэффициент теплоотдачи жидкости; α2 - внешний коэффициент теплоотдачи; Diz - внешний диаметр изоляции; λTi - коэффициент теплопроводности слоя; Di, Di+1 - внутренний и наружный диаметр i-го слоя.
Внутренний коэффициент теплоотдачи для турбулентного течения описывают следующей зависимостью:
Figure 00000009
где Nu, Re - критерии Нуссельта и Рейнольдса соответственно.
Кроме того, было проведено определение расчетной величины снижения температуры на выходе станции подогрева и энергетического выигрыша за счет применения ПТП.
Из соотношений (4, 6, 8, 9) следуют равенства:
Figure 00000010
Figure 00000011
Если известны два из трех параметров (ψQ, Г, HTR), то с помощью (7, 10) можно определить расчетную величину снижения температуры на выходе станции подогрева за счет применения ПТП.
Figure 00000012
Величину Tns определяем расчетным путем: по формуле Шухова или ее модификациям.
Параметр Г определяем путем идентификации по экспериментальным данным, полученным на установке, описанной в примере 1, если время проведения эксперимента будет сравнимо со временем установления стационарного температурного градиента. Полный коэффициент теплоотдачи (8) для растворителя в этом случае (надземная прокладка, отсутствие изоляции и отсутствие обдува воздухом) принимает вид:
Figure 00000013
здесь α - коэффициент теплоотдачи от внешней стенки трубы в окружающий воздух за счет естественной конвекции; δ - толщина стенки трубы; λM - коэффициент теплопроводности металла стенки трубы.
Расчетная имитационная модель показывает принципиальную возможность асимптотической сходимости к стационарному значению температуры раствора в конце контролируемого участка установки для испытания присадок.
Для применения имитационной модели с параметром Г, идентифицированным по результатам, полученным на установке для испытания ПТП, к трубопроводам другой геометрии необходимо задать правило вычисления величины DR. Для этой цели можно, например, использовать способ, рассмотренный в работе [Лурье М.В., Голунов Н.Н. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов. Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - М., 2016. №4(24). С. 32-37.]. Для вычисления коэффициента гидравлического сопротивления в этой работе предложена следующая зависимость:
Figure 00000014
где θ - массовая концентрация присадки, ε - относительная шероховатость внутренней поверхности трубы, K1, K2 - функции, зависящие только от аргумента θ, подлежащие идентификации по результатам стендовых экспериментов.
Предполагая, что функции K1(θ), K2(θ) идентифицированы одним из способов работы [Лурье М.В., Голунов Н.Н. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов. Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - М., 2016. №4(24). С. 32-37.], применим (12) для прогнозирования величины ψQ в промышленных условиях. Отметим, что в целях идентификации могут быть использованы результаты экспериментов на стенде для испытания присадок. Записывая формулу (12) соответственно для раствора и растворителя в условиях перекачки с фиксированным расходом, приходим к расчетным соотношениям величины ψQ:
Figure 00000015
Figure 00000016
Соотношения (13), (14) являются неявными формулами пересчета эффективности присадки ψQ в условиях идентификации функций K1; K2 к другим условиям применения. После определения величины ψQ становится возможным прогнозный расчет влияния присадки на распределение температуры неизотермического трубопровода (путем применения зависимостей (1)-(11)). Приближенная оценка предельной величины изменения полного коэффициента теплоотдачи проведена на основе зависимости, вытекающей из формулы (10), зависимости Вирка и экспериментальной зависимости HTR (DR, Re):
Figure 00000017
Таким образом, оценка экономии тепловой мощности Е источника подогрева от применения ПТП, в том числе и предельная, возможна с учетом (11)-(15) с помощью следующей расчетной зависимости:
Figure 00000018
При отсутствии ламинарного режима течения эта экономия может быть реализована на головной и/или путевых станциях подогрева нефти, транспортируемой по горячим нефтепроводам. При наличии ламинарного режима реализация экономии вследствие эффекта снижения внутренней теплоотдачи целесообразна на головной станции подогрева, причем расчетные зависимости должны быть скорректированы в части длины участка, в качестве которой нужно брать длину участка трубопровода с турбулентным режимом течения жидкости.
Пример. На реальном трубопроводе диаметром 720×12 мм протяженностью 2,52×105 м реализован «горячий транспорт нефти» в объеме 831,3 т/час. Прокладка трубопровода подземная (температура грунта 7°С) без тепловой изоляции, гидроизоляция толщиной 2,5 мм. Плотность нефти 900 кг/м3. Начальная температура нефти 47°С (кинематическая вязкость при 50°С 150 сСт, Re=3,1×103). Требуемая температура нефти в пункте приема не ниже 32°С. С этой целью на трассе установлен подогреватель нефти. Параметры существующего режима перекачки приведены в таблице.
Ввод присадки с гидравлической эффективностью 38% при концентрации 200 ррm для рассматриваемого варианта позволяет снизить суммарную необходимую мощность печей на 10,2%. Данный вариант характерен наличием ламинарного режима течения на участке, примыкающем к станции подогрева и плюсовой температурой грунта на глубине заложения трубопровода.
При полностью турбулентном режиме и минусовой температуре грунта тепловой эффект от ввода присадки проявляется более существенным образом. Так, если в условиях идентичных вышеприведенному примеру гипотетически принять температуру грунта конечного участка равной -3°С, то выходная температура 48,5°С станции подогрева за счет применения присадки могла быть снижена на 2°С. Это соответствует снижению потребляемой мощности печей на 7,3%. Величина снижения мощности в исходном варианте составляла 6,2% от потребления мощности при перекачке растворителя. При этом также необходимо иметь в виду, что потребляемая мощность печей, увеличилась по сравнению с исходным вариантом и составила 14 704 кВт.
Предлагаемый способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродукта по трубопроводам является универсальным и может применяться безотносительно к скорости потока в горячих нефтепроводах, при обеспечении турбулентного режима течения.
В случае осенне-весенних паводков и аномального снижения температуры в зимний период, когда теплопередача от трубы в окружающую среду существенно возрастает, использование ПТП может быть эффективной альтернативой подключению резервных станций подогрева, причем величину HTR можно плавно регулировать, меняя концентрацию ПТП в потоке.
Figure 00000019

Claims (1)

  1. Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродукта по трубопроводам, включающий перекачку нефти и/или нефтепродукта с помощью насосных станций и нагрев нефти и/или нефтепродукта на станциях подогрева по пути транспортирования, отличающийся тем, что на каждой станции подогрева и насосной станции вводят в нефть и/или нефтепродукт противотурбулентную присадку, причем активным компонентом противотурбулентной присадки является растворимый в высокопарафинистой нефти/нефтепродукте высокомолекулярный полимер.
RU2018103781A 2018-01-31 2018-01-31 Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродуктов по трубопроводам RU2686144C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018103781A RU2686144C1 (ru) 2018-01-31 2018-01-31 Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродуктов по трубопроводам

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018103781A RU2686144C1 (ru) 2018-01-31 2018-01-31 Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродуктов по трубопроводам

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2686144C1 true RU2686144C1 (ru) 2019-04-24

Family

ID=66314682

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018103781A RU2686144C1 (ru) 2018-01-31 2018-01-31 Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродуктов по трубопроводам

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2686144C1 (ru)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1786335A1 (en) * 1990-12-29 1993-01-07 Gi Proekt Magistralnykh Trubop Method of pipeline transporting viscous oils and oil products
RU2124160C1 (ru) * 1998-01-29 1998-12-27 Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина Способ транспортирования неньютоновской парафинсодержащей углеводородной жидкости по трубопроводу
RU2344874C1 (ru) * 2007-08-09 2009-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "Композит" Способ диспергирования жидкостей, их смесей и взвесей твердых тел в жидкостях
RU2412750C1 (ru) * 2009-09-14 2011-02-27 Сергей Геннадьевич Арефьев Способ разрушения молекулярных связей в жидких средах и установка для его осуществления
RU2590535C1 (ru) * 2015-09-02 2016-07-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Ника-Петротэк" Способ получения противотурбулентной присадки на основе полиальфаолефинов (варианты)
RU2607914C1 (ru) * 2015-11-24 2017-01-11 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Способ формирования и состав противотурбулентной присадки

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1786335A1 (en) * 1990-12-29 1993-01-07 Gi Proekt Magistralnykh Trubop Method of pipeline transporting viscous oils and oil products
RU2124160C1 (ru) * 1998-01-29 1998-12-27 Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина Способ транспортирования неньютоновской парафинсодержащей углеводородной жидкости по трубопроводу
RU2344874C1 (ru) * 2007-08-09 2009-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "Композит" Способ диспергирования жидкостей, их смесей и взвесей твердых тел в жидкостях
RU2412750C1 (ru) * 2009-09-14 2011-02-27 Сергей Геннадьевич Арефьев Способ разрушения молекулярных связей в жидких средах и установка для его осуществления
RU2590535C1 (ru) * 2015-09-02 2016-07-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Ника-Петротэк" Способ получения противотурбулентной присадки на основе полиальфаолефинов (варианты)
RU2607914C1 (ru) * 2015-11-24 2017-01-11 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Способ формирования и состав противотурбулентной присадки

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
А.Ф. Бархатов, П.Е. Настепанин "Противотурбулентная присадка как один из способов снижения капитальных и эксплуатационных затрат", журнал "Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов", N3(15) 2014, ISSN:2221-2701, с. 19-26. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Mowla et al. Experimental study of drag reduction by a polymeric additive in slug two-phase flow of crude oil and air in horizontal pipes
Huang et al. A fundamental model of wax deposition in subsea oil pipelines
Khadom et al. Performance of polyacrylamide as drag reduction polymer of crude petroleum flow
Jouenne et al. Degradation (or lack thereof) and drag reduction of HPAM solutions during transport in turbulent flow in pipelines
Sun et al. Experimental and theoretical study on wax deposition and the application on a heat insulated crude oil pipeline in Northeast China
RU2686144C1 (ru) Способ транспортирования высокопарафинистой нефти и/или нефтепродуктов по трубопроводам
Bekibayev et al. Optimal regimes of heavy oil transportation through a heated pipeline
Li et al. Investigation of thickness and wax content of wax deposits in polyethylene pipe using a flow loop
Wenda et al. Study of paraffin wax deposition in seasonally pigged pipelines
Sindagi et al. Numerical investigation of influence of microbubble injection, distribution, void fraction and flow speed on frictional drag reduction
Kazemzadeh et al. Evaluation of pipeline networks to predict an increase in crude oil flow rate
Muñoz et al. Techno-economic analysis of heating techniques for transportation of heavy crude oils by land pipeline
Dong et al. Numerical study on the thermal characteristics and its influence factors of crude oil pipeline after restart
Qi et al. Surface wettability and flow properties of non-metallic pipes in laminar flow
Qinghua et al. Experimental study of horizontal gas-liquid two-phase flow in two medium-diameter pipes and prediction of pressure drop through BP neural networks
Wong et al. Turbulence characteristics study of the emulsified flow
RU2124160C1 (ru) Способ транспортирования неньютоновской парафинсодержащей углеводородной жидкости по трубопроводу
Abdulrazak et al. Problems of heavy oil transportation in pipelines and reduction of high viscosity
Péterfalvi dRAG REdUCING AGENT APPLICATION IN MOL hIGh PRESSURE LIqUId hydROCARbON PIPELINES
Majedi et al. Investigation and measurement of crude oil heat transfer coefficient in forced convection and subcooled flow boiling heat transfer
Ayegba et al. Water-soluble polymer-induced drag reduction and flow patterns for oil–water flows in return bend
Asiegubu et al. Experimental study on pressure loss of horizontal core-annular flow
Jing et al. Drag Reduction Related to Boundary Layer Control in Transportation of Heavy Crude Oil by Pipeline: A Review
Khusnutdinova et al. Ways to transfer oil and oil products in heating conditions and methods for their enhancement
Vegad et al. Experimental and Computational Fluid Dynamics‐Based Simulation of Oil‐in‐Water Emulsion Flow through a Pipeline