RU2279014C1 - Способ транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу - Google Patents
Способ транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу Download PDFInfo
- Publication number
- RU2279014C1 RU2279014C1 RU2004137364/06A RU2004137364A RU2279014C1 RU 2279014 C1 RU2279014 C1 RU 2279014C1 RU 2004137364/06 A RU2004137364/06 A RU 2004137364/06A RU 2004137364 A RU2004137364 A RU 2004137364A RU 2279014 C1 RU2279014 C1 RU 2279014C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- temperature
- pipeline
- oil
- flow
- saturated vapor
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 23
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 2
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к транспортированию углеводородных жидкостей - нефти, нефтепродуктов и газового конденсата по магистральному трубопроводу. В способе транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу, включающем поддержание температуры потока, соответствующей допустимой величине давления насыщенных паров в трубопроводе перед резервуарным парком и насосными станциями, поддержание температуры потока осуществляют путем ввода в трубопровод полимерной добавки, при этом в процессе транспортировки жидкости определяют температуру потока перед резервуарами и насосными станциями, сравнивают ее с температурой, соответствующей допустимой величине давления насыщенных паров в трубопроводе перед резервуарным парком и насосными станциями, и с учетом разности данных температур определяют коэффициент влияния добавки на величину температуры потока, обусловленную теплом трения, по выведенной зависимости
где Тгр. - температура грунта; 
- температура потока жидкости в конце трубопровода, при которой давление насыщенных паров равна допустимой величине; 
- температура, обусловленная теплом трения; Тнач. - начальная температура нефти;
Cv - теплоемкость нефти; L - длина трубопровода; D - диаметр нефтепровода; К - коэффициент теплопередачи; М - массовый расход нефти; i - гидравлический уклон; g - ускорение свободного падения,
после чего по предварительно установленной зависимости указанного коэффициента влияния от концентрации полимерной добавки графически находят значение последней, соответствующей найденному коэффициенту влияния. Изобретение позволяет, не нарушая регламент ограничения по давлению насыщенных паров углеводородной жидкости, поступающей в резервуарный парк, снизить потери от испарений, предупреждает образование двухфазных потоков в трубопроводе, обеспечивает оптимальный режим перекачки жидкости, а также упрощает проведение аварийно-восстановительных работ на линейной части магистральных трубопроводов. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к транспортированию углеводородных жидкостей - нефти, нефтепродуктов и газового конденсата по трубопроводам.
Известные способы транспортировки нефтепродуктов по трубопроводу характеризуются высокими значениями давления насыщенных паров нефти (см. "Эксплуатация магистральных нефтепроводов. Трубопроводный транспорт нефти", под ред. Ю.Д.Земенкова, Омск, ОмГТУ, 2000, с.89).
Однако высокие значения давления насыщенных паров нефти, нефтепродуктов и газового конденсата увеличивают потери на испарение из резервуаров, ухудшают всасывающую способность центробежных насосов и усложняют производство аварийно - восстановительных работ, обусловленных нарушением герметичности линейной части.
Кроме того, при заданном расходе в трубопроводе с учетом тепла трения давление насыщенных паров углеводородных жидкостей не должно превышать 66,5 кПа (500 мм рт.ст.) (см. РД - 39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. Утвержден и введен в действие приказом Минэнерго России от "24" апреля 2002 года №129.
Допустимая температура нефти, нефтепродуктов и газового конденсата перед резервуарными парками и насосными станциями определяется величиной давления насыщенных их паров, для понижения которого необходимо снизить температуру потока жидкости в нефтепроводе.
Известен способ транспортировки углеводородных жидкостей, предусматривающий снижение температуры жидкости, перекачиваемой по трубопроводу, путем смешения потоков с разной температурой в теплообменниках или строительства второй нитки (см. РД - 39.4 - 113 - 01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. Утвержден и введен в действие приказом Минэнерго России от "24" апреля 2002 года №129, с.19.
Техническая реализация названных способов понижения температуры приводит к существенному удорожанию сооружения трубопроводов и усложняет технологию трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газового конденсата.
В основу настоящего изобретения положена задача создания способа транспортировки углеводородных жидкостей по трубопроводу, обеспечивающего упрощение технологии транспортировки нефти, нефтепродуктов, газоконденсата за счет регулирования температуры потока углеводородной жидкости при критических условиях теплообмена, обусловленного равенством теплообмена с окружающей средой теплу диссипации, изменением величины гидравлического уклона при заданном расходе.
Поставленная задача достигается тем, что в способе транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу, включающем поддержание температуры потока, соответствующей предельной величине давления насыщенных паров в трубопроводе перед резервуарным парком, согласно изобретению поддержание температуры потока осуществляют путем ввода в трубопровод полимерной добавки, при этом в процессе транспортировки жидкости определяют значения текущих температур потока в трубопроводе, сравнивают их с температурой, соответствующей предельной величине давления насыщенных паров перед резервуарным парком, и с учетом разности данных температур определяют коэффициент влияния полимерной добавки на величину гидравлического уклона по следующей зависимости:
где Тгр. - температура грунта;
Т*к - температура потока жидкости в конце трубопровода, при которой давление насыщенных паров равна допустимой величине;
Тнач. - начальная температура нефти;
Cv - теплоемкость нефти;
L - длина трубопровода;
D - диаметр нефтепровода,
К - коэффициент теплопередачи;
М - массовый расход нефти;
i - гидравлический уклон;
g - ускорение свободного падения.
После чего по предварительно установленной зависимости указанного коэффициента влияния от концентрации полимерной добавки находят значение последней, соответствующей найденному коэффициенту влияния.
Сущность способа заключается в следующем.
С учетом тепла трения изменение температуры потока нефти, нефтепродукта или газового конденсата в трубопроводе описывается выражением (см. В.И.Марон. Предельные температуры разогрева нефти в потоке в зависимости от диаметра трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - НИС. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1997. - №4 - 5. - С.14-15):
где 
Тпр.=Тгр.+Т∂, (6)
Т - температура нефти на расстоянии х, [°С];
х - расстояние вдоль оси трубопровода, [м],
Тнач. - начальная температура нефти, [°С];
Т∂ - температура, обусловленная теплом трения, [°С];
Тпр. - предельная температура потока, [°С];
Шу - число Шухова;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления;
Сv - теплоемкость нефти, [Дж/кг·°С];
ρ - плотность нефти, [кг/м3];
L - длина трубопровода, [м];
V - скорость течения нефти, [м/с];
D - диаметр нефтепровода, [м];
К - коэффициент теплопередачи; [Вт/м2·°С];
Тгр - температура грунта, [°С];
М - массовый расход нефти, [кг/с];
i - гидравлический уклон, [м/м];
g - ускорение свободного падения, [м/с2].
Предельная температура Тпр. обладает тем свойством, что температура потока углеводородной жидкости при движении в трубопроводе стремится к ее величине.
Из формулы (7) следует, что предельную температуру потока углеводородной жидкости в трубопроводе Тпр. можно регулировать, изменяя величину гидравлического уклона при заданном расходе путем ввода в поток полимерной добавки.
В качестве полимерной добавки в поток вводят высокомолекулярные карбоцепные соединения, такие как полиметилакрилаты, полиакрилаты, полиизобутилен, полистирол и полиолефины с молекулярной массой М=0,3-10·106.
Способность полимерной добавки снижать потери на трение, что соответствует увеличению значения гидравлического уклона при заданном расходе, оценивается коэффициентом влияния добавки Ψ на величину гидравлического уклона (в долях единицы)
где i, io - гидравлические уклоны при течении жидкости с добавкой и без нее соответственно.
Снижение предельной температуры Тпр. до требуемой величины, обеспечивающей допустимую величину давления насыщенных паров в резервуарах, возможно осуществить путем уменьшения температуры Т∂, обусловленной теплом трения.
Отношение величин температур, обусловленных теплом трения при течении углеводородной жидкости с добавкой 
и без нее Т∂, при других равных условиях перекачки равно
Формулы (1) и (10) позволяют найти коэффициент влияния полимерной добавки ψ на величину гидравлического уклона, обеспечивающий температуру потока жидкости в конце трубопровода 
для которой давление насыщенных паров нефти, нефтепродукта или газового конденсата в резервуарных парках и перед центробежными насосными агрегатами равно допустимой величине
где - температура потока жидкости в конце трубопровода, при которой давление насыщенных паров равна допустимой величине 66,5 кПа (500 мм рт.ст.).
Концентрацию полимерной добавки, вводимой в поток нефти, нефтепродукта или газового конденсата, определяют с помощью предварительно установленной зависимости указанного коэффициента влияния от концентрации добавки (см. чертеж).
Возможность осуществления способа и достижения технического результата показаны в нижеследующем примере.
Транспорту по участку магистрального нефтепровода подлежит нефть.
Исходные данные для расчета: ρ=800 кг/м3; v=2,4*103 м2/с; L=1000 км; D=1000 мм; эквивалентная шероховатость кэкв=0,05 мм; Тнач.=22°С; Тгр=12°С; М=30 млн.т/год; К=1 Вт/м2 °С; число дней работы нефтепровода в году - 350(3,02·107 с); Сv=2000 Дж/кг·°С. Примем, что давление насыщенных паров 66.5 кПа соответствует температуре перекачиваемой нефти 16°С, т.е. 
=16°С.
В качестве полимерной добавки используют полиолефин с молекулярной массой не менее 106.
Зависимость коэффициента влияния добавки от ее концентрации задана графически (см. чертеж).
Результаты расчетов
Вычисляем скорость потока жидкости в трубопроводе по формуле (5):
Вычисляем число Рейнольдса по формуле:
Вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления по формуле Альтшуля:
Вычисляем гидравлический уклон по формуле (3):
Вычисляем число Шухова по формуле (2):
Вычисляем Т∂ по формуле (7):
Вычисляем Тпр. по формуле (8):
Тпр.=12+4,8=16,8°С
Вычисляем температуру в конце трубопровода по формуле (1):
Тк=16,8-(16,8-22)ехр(-1,58)=17,9°С
Полученная температура нефти в конце трубопровода соответствует давлению насыщенных паров в 90 кПа. Эта величина давления насыщенных паров превышает допустимое значение в 1,35 раза (см. Эксплуатация магистральных нефтепроводов. Трубопроводный транспорт нефти, под ред. Ю.Д.Земенкова. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2000, с.88).
Далее по формуле (11) вычисляем коэффициент влияния полимерной добавки ψ, соответствующий температуре потока жидкости в конце трубопровода =16°С, при которой давление насыщенных паров нефти равно допустимой величине:
Этому коэффициенту влияния полимерной добавки ψ соответствует концентрация добавки - 30 г/т (см. чертеж).
Таким образом, предлагаемый способ регулирования температуры потока нефти, нефтепродукта или газового конденсата в трубопроводе путем введения в них полимерной добавки позволяет решить поставленную задачу - обеспечение допустимой температуры углеводородной жидкости перед закачкой в резервуары. При этом техническим результатом реализации способа является снижение диссипативного разогрева жидкости.
Предлагаемый способ не нарушает регламент ограничений по давлению насыщенных паров углеводородной жидкости, поступающей в резервуарный парк, позволяет снизить потери от испарений и упрощает проведение аварийно-восстановительных работ на линейной части магистральных трубопроводов. Кроме того, он предупреждает образование двухфазных потоков в трубопроводе и позволяет обеспечить оптимальный режим перекачки жидкости.
Claims (1)
- Способ транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу, включающий поддержание температуры потока, соответствующей допустимой величине давления насыщенных паров на участке трубопровода перед резервуарным парком и насосными станциями, отличающийся тем, что поддержание температуры потока осуществляют путем ввода в трубопровод полимерной добавки, при этом в процессе транспортировки жидкости определяют температуру потока перед резервуаром и насосными станциями, сравнивают ее с температурой, соответствующей допустимой величине давления насыщенных паров в трубопроводе перед резервуарным парком и насосными станциями, и с учетом разности данных температур определяют коэффициент влияния добавки на величину температуры потока, обусловленную теплом трения по следующей зависимости:
где Тгр - температура грунта;- температура потока жидкости в конце трубопровода, при которой давление насыщенных паров равно допустимой величине;
- температура, обусловленная теплом трения;
Тнач. - начальная температура нефти;- число Шухова;
Cv - теплоемкость нефти;L - длина трубопровода;D - диаметр нефтепровода;К - коэффициент теплопередачи;М - массовый расход нефти;i - гидравлический уклон;g - ускорение свободного падения,после чего по предварительно установленной зависимости указанного коэффициента влияния от концентрации полимерной добавки графически находят значение последней, соответствующей найденному коэффициенту влияния.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004137364/06A RU2279014C1 (ru) | 2004-12-22 | 2004-12-22 | Способ транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004137364/06A RU2279014C1 (ru) | 2004-12-22 | 2004-12-22 | Способ транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2279014C1 true RU2279014C1 (ru) | 2006-06-27 |
Family
ID=36714716
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004137364/06A RU2279014C1 (ru) | 2004-12-22 | 2004-12-22 | Способ транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2279014C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2527575A (en) * | 2014-06-26 | 2015-12-30 | Statoil Petroleum As | Improvements in transporting fluids from wells |
| RU2649162C1 (ru) * | 2017-06-14 | 2018-03-30 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ предотвращения образования гидратов в газоводяной системе |
| RU2689113C1 (ru) * | 2018-03-01 | 2019-05-24 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Способ получения депрессорной присадки in situ в процессе трубопроводного транспорта высокопарафинистой нефти, обработанной противотурбулентной присадкой |
-
2004
- 2004-12-22 RU RU2004137364/06A patent/RU2279014C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| НТИЦ "ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ", МАРОН В.И. Предельные температуры разогрева нефти в потоке в зависимости от диаметра трубопровода. М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, № 4-5, с.14-16. * |
| РД-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов, Утверждены приказом № 129 Минэнерго РФ 24.04.2002. БЕЛОУСОВ Ю.П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. Новосибирск: Наука, 1986, с.49-79. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2527575A (en) * | 2014-06-26 | 2015-12-30 | Statoil Petroleum As | Improvements in transporting fluids from wells |
| GB2527575B (en) * | 2014-06-26 | 2017-05-10 | Statoil Petroleum As | Temperature control and transporting fluids within a pipeline |
| RU2649162C1 (ru) * | 2017-06-14 | 2018-03-30 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ предотвращения образования гидратов в газоводяной системе |
| RU2689113C1 (ru) * | 2018-03-01 | 2019-05-24 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Способ получения депрессорной присадки in situ в процессе трубопроводного транспорта высокопарафинистой нефти, обработанной противотурбулентной присадкой |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Al-Lababidi et al. | Sand transportations and deposition characteristics in multiphase flows in pipelines | |
| Sadr et al. | An overview of gas overflow in gaseous hydrates | |
| Zerpa et al. | Predicting hydrate blockages in oil, gas and water-dominated systems | |
| Al-Wahaibi et al. | Experimental investigation on the performance of drag reducing polymers through two pipe diameters in horizontal oil–water flows | |
| US8517097B2 (en) | System and method for transporting fluids in a pipeline | |
| BR122018074526B1 (pt) | Método de aplicação de um redutor de arrasto de látex | |
| Xing et al. | Experimental study on severe slugging mitigation by applying wavy pipes | |
| Kopparthy et al. | Numerical investigations of turbulent single-phase and two-phase flows in a diffuser | |
| Escobedo et al. | Heavy-organic particle deposition from petroleum fluid flow in oil wells and pipelines | |
| RU2279014C1 (ru) | Способ транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу | |
| McKibben et al. | Predicting pressure gradients in heavy oil—water pipelines | |
| US5896896A (en) | Method of transporting a fluid in a pipeline having a porous structure | |
| Böser et al. | Flow assurance study | |
| Wang et al. | Numerical simulation on the thermal and hydraulic behaviors of batch pipelining crude oils with different inlet temperatures | |
| Sultan et al. | Improvement of Sharara crude oil flow using polystyrene and polydimethylsiloxane as drag reducing agents | |
| Shi et al. | Oil-water two-phase flows in large-diameter pipelines | |
| US20150210915A1 (en) | Self-lubricated water-crude oil hydrate slurry pipelines | |
| Song et al. | Fluids transport optimization using seabed separation | |
| Nikolaev et al. | Investigation of application of anti-turbulent additive “M-FLOWTREAT” brand C on oil pipeline | |
| Permadi et al. | Simulation of Double Walled Pipe Impact to Crude Oil Flow in Subsea Pipeline System | |
| Liu et al. | Optimization of High-Vapor Pressure Condensate Pipeline Commissioning Schemes in Large Uplift Environments | |
| RU2569782C2 (ru) | Способ перекачки вязких углеводородных жидкостей по трубопроводу | |
| Al-Maliky | Effect of suction pipe diameter and submergence ratio on air lift pumping rate | |
| Du et al. | Research on Prevention and Elimination of Hydrate After Subsea Wet-Gas Pipeline Shut-Down | |
| Hosseini et al. | Considerations in designing multiphase flow lines |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141223 |