Подогрев высоковязких нефтей

ПОДОГРЕВ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

            Уфа

           2013 г.

 

Содержание

 

  

Введение

В настоящее время добываются значительные объемы нефтей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или содержащие большое количество парафина и вследствие этого застывающие при высоких температурах. Перекачка таких нефтей по трубопроводам обычным способом затруднена. Поэтому для их транспортировки и хранения применяют специальные методы:  

1. перекачку с разбавителями;
2. гидротранспорт высоковязких нефтей;
3. перекачку термообработанных нефтей;
4. перекачку нефтей с присадками;
5. перекачку предварительно подогретых нефтей.

  Подогрев нефти – многогранная и серьезная проблема для многих нефтедобывающих компаний. Нагревать нефть приходится довольно часто – в различных условиях и для различных целей: перед узлами учета, при зимней эксплуатации низкодебитных скважин и в ряде других случаев.

Если светлые нефтепродукты  (бензин, керосин) легко транспортируются по трубопроводам в любое время года и операции сними не вызывают особых затруднений, то операции с темными нефтепродуктами (мазутом, смазочными маслами) вызывают значительные трудности. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении температуры воздуха становятся более вязкими и транспортирование их без подогрева становится невозможным. Подогрев осуществляется как при хранении, так и при транспортировке, приемо- раздаточных операциях. 
Для подогрева применяют различные теплоносители: водяной пар, горячую воду, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергию. Наибольшее применение имеет водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и теплоотдачей, легко транспортируемый и не представляющий пожарной опасности, обычно используют насыщенный пар давлением 0,3-0,4 МПа, обеспечивая нагрев нефтепродукта до 80-100С.

Использование теплоты на нефтебазах

Теплота на нефтебазах используется на производственные цели и отопительные. Производственные цели – обеспечение текучести нефтепродуктов (нефтей), регенерация масел, зачистка резервуаров и транспортных емкостей, обезвоживание уловленных нефтепродуктов и нефтей в очистных сооружениях и в других случаях и отопительные цели.

Источники теплоты и теплоносители

Источники теплоты:

1. Котлы, котельная – водяные, паровые, пароводяные;

2. Электроэнергия;

3. Теплота выхлопных газов;

Теплоносители:

1. Пар (до 6 кгс/см2, 140-150°С);

2. «Острый» пар – открытая струя пара, которая направляется, например, в нефтепродукт. Масла нельзя греть «острым» паром, а вот мазут, цистерну – можно.

3. Горячая вода – чаще всего в системах отопления. В производственных целях горячую воду используют при зачистке резервуара.

4. «Перегретая» вода – t = 110°С;

5. Электрический ток;

6. Газы ДВС.

Горячую воду- применяют в тех случаях, когда ее имеется большое количество, так как теплосодержание воды в 5-6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.

Горячие газы- имеют ограниченное применение, т.к. они отличаются малой теплоемкостью, низким коэффициентом теплоотдачи, а так же трудно организовывать их сбор; используются лишь при разогреве нефтепродуктов в автоцистернах и трубчатых подогревателях на НПЗ.

Горячие масла-  в качестве теплоносителей в случаях когда требуется разогреть тугоплавкие нефтепродукты теплоносителем с высокой температурой вспышки- для которых не возможен разогрев горячей водой или паром.

 Электроэнергия- один из эффективных теплоносителей, однако при использовании электронагревательных устройств необходимо соблюдать противопожарные требования. Обнаженная электрическая грелка с накаленной проволокой способна вызвать воспламенение паров нефтепродуктов.

 Подогрев острым (открытым) паром- заключается в подаче насыщенного пара непосредственно в нефтепродукт, где он конденсируется, сообщая нефтепродукту необходимое тепло. Этот способ применяют главным образом для разогрева топочного мазута при сливе из ЖДЦ. Недостаток данного способа- необходимость удаления в дальнейшем воды из обводненного нефтепродукта.

Подогрев трубчатыми подогревателями- заключается в передаче тепла от пара к нагреваемому продукту через стенки подогревателя. Здесь исключается непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом, пар поступая в трубчатый подогреватель отдает тепло нефтепродукту через стенку подогревателя, а сконденсировавшийся пар отводится наружу, благодаря чему исключается обводнение нефтепродукта.

Циркуляционный подогрев- основан на разогреве нефтепродукта тем же нефтепродуктом, но предварительно подогретым в теплообменниках. Циркуляционный подогрев применяют в основном при обслуживании крупных резервуарных парков, а так же ЖДЦ.

 

Теплоиспользующее оборудование (теплообменники)

Основным средством использования теплоты являются различного рода теплообменники. В резервуарах широко распространены секционные подогреватели, установка которых показана на рисунке 1:

Рисунок 1. 1 – резервуар; 2 – подъемные трубы; 3 – приемо-раздаточные патрубки; 5 – секционный подогреватель; 6 – паропровод; 7 – конденсатопровод.

Существуют типоразмеры секционных подогревателей в зависимости от поверхности нагрева.

Для отопительных целей используются

1. радиаторы;

2. гладкие трубы;

3. ребристые трубы;

4. калориферы.

Для обеспечения полной конденсации пара в теплообменниках и нормальной работы конденсатопроводов на выходе из паровых теплообменников устанавливаются конденсатоотводчики (конденсационные горшки). По принципу действия различают поплавковые (в корпусе присутствует поплавок, всплывающий и открывающий клапан для конденсата, но закрывающий клапан для пара) и термические конденсатоотводчики. Основным элементом термического конденсатоотводчика является сильфон, заполненный низкокипящей жидкости (менее 100°С). Сильфон – это гофрированный корпус. 
Способы и средства подогрева нефтепродуктов

А) В резервуарах.

Различают способ общий и местный подогрев. При общем подогревается вся масса нефтепродукта, а при местном только его часть, предназначенная для выдачи-отпуска. В качестве средств подогрева используются:

1. трубчатые теплообменники, которые конструктивно могут выполняться как секционные и змеевиковые.

           рисунок 2

Наиболее распространены секционные подогреватели, типоразмеры которых приведены в справочной литературе.

2. блоки электронагревательные резервуарные (БЭР) – используются в горизонтальных резервуарах и горизонтальных небольшой емкости (100-200 м3).

На выходе из секционных подогревателей рекомендуется устанавливать конденсатоотводчики, которые бывают 2 типов: поплавковые и термические. Назначение конденсатоотводчиков – для полной конденсации пара в теплообменниках (для полного использования его теплосодержания).

Б) в транспортных емкостях.

Общий подогрев – один метод:

1. К стационарным относятся трубчатые подогреватели и паровые рубашки в ж/д цистернах;

    Рисунок 3.

2. К мобильным относятся ж/д, паро- и электрогрелки, электронагревательные ленты типа ЭНГЛ. Ленты служат для внешнего нагрева емкостей, а также трубопроводов и арматуры. Для ускоренного подогрева нефтепродукта в ж/д цистернах используются комбинированные устройства. Например, паровой гидромеханический подогреватель типа ПГМП, в котором кроме подогревателя имеется винт для создания струи нефтепродукта. Пример второго комплексного устройства – установка циркуляционного подогрева.

Рисунок 4. 1 – котел цистерны, 2 – нижнее сливное устройство, 3 – центробежный циркуляционный насос, 4 – теплообменник, 5 – переносный подогреватель типа ПГМП.

Для условий холодного климата и с целью экономии тепловой энергии можно использовать комбинированные системы подогрева. Типовая схема показана на рисунке.

Рисунок 5.

В) технологические трубопроводы.

В трубопроводах используется распределенный подогрев, который называется путевым подогревом. Различают внешний и внутренний путевой подогревы. Во внешнем тепло подводится с внешней стенки трубопровода, во внутреннем – внутри.

Внешний подогрев:

Рисунок 6

Внутренний подогрев:

Рисунок 7

 

 

Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов

 Подогрев вязких и застывающих  нефтепродуктов производят при  проведении технологических операций  по приему, отпуску и регенерации  нефтепродуктов с целью увеличения  их текучести и уменьшения  гидравлического сопротивления  при перекачке. Для подогрева  используют водяной насыщенный  пар, перегретую промтеплофикационную  воду или электроэнергию. Конструкции  подогревателей различаются в  зависимости от назначения и  принципа действия. В основном  рекомендуется использовать подогреватели  следующих типов: стационарные и  переносные; общие и местные; трубчатые, циркуляционного подогрева; паровые, электрические и др. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

  Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах - также змеевиковые подогреватели.

    Подогреватели должны:

• обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для необходимой производительности перекачки;

• обеспечивать экономное расходование пара и электроэнергии;

• быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах и в резервуарах до температуры, при которой обеспечиваются минимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависят от конкретных условий слива-налива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

 При самотечном сливе-наливе  нефтепродуктов оптимальная температура  подогрева определяется исходя  из условий обеспечения слива-налива  железнодорожных и автомобильных  цистерн, судов в установленные  сроки.

При принудительном сливе и наливе оптимальная температура подогрева выбирается, исходя из условия обеспечения всасывания насоса и минимальных затрат на подогрев и перекачку.

За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе автоцистерн принимается такая температура, при которой слив его в пункте назначения возможен без подогрева.

  При комбинированном способе подогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение транспортных средств в установленное время (при суточной реализации данного вида нефтепродукта более 3 т).

При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.

В экстренных случаях, при необходимости подогрева высоковязких нефтепродуктов (главным образом топочных мазутов в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах) допускается их подогрев "острым паром". В этих случаях насыщенный водяной пар инжектируется через перфорированные трубы непосредственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло. Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.

Подогрев нефтепродуктов в резервуарах насыщенным паром или перегретой водой осуществляется стационарными или переносными подогревателями, а также устройствами циркуляционного подогрева и размыва.

Для слива низких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предпочтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных стационарных теплообменников за пределами железнодорожной эстакады. При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматривать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обязательна установка запорной арматуры.

  Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляют путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов. Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

 Прокладка паропроводов и  конденсатопроводов должна осуществляться  в соответствии с требованиями  СНиП 2.04.07-86.

В резервуарах осуществляют общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

 Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме, в специальной нагревательной камере, оборудованной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т. Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим. Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

 Для разогрева нефтепродуктов  в резервуарах применяют блоки  электронагревателей типа БЭР, комплекты  блоков КЗ БЭР-12, грелки резервуарные  ГР9.

Погружные блоки электронагревателей резервуарные типа БЭР предназначены для разогрева вязких и застывающих нефтепродуктов с температурой вспышки паров не ниже 80 °С в резервуарах и других емкостях. Предусмотрены блоки четырех типоразмеров мощностью 6; 9; 12 и 18 кВт. 
Аналогичное назначение имеет комплект блоков электронагревателей резервуарных КЗ БЭР-12, состоящий из трех блоков мощностью по 12 кВт каждый. Общая масса комплектов блоков не более 118 кг.

Для разогрева вязких нефтепродуктов в раздаточных резервуарах вместимостью от 10 до 75 м3 применяют грелки резервуарные типа ГР-9, которые выпускаются двух типов соответственно для монтажа в наземных и подземных резервуарах.

Перекачка вязких нефтепродуктов по трубопроводам на нефтебазах осуществляется со значительными перерывами, что приводит в холодное время года к застыванию нефтепродуктов в трубопроводе и насосе, расположенных на открытом воздухе. В этом случае необходимо предусматривать поверхностный обогрев трубопроводов и технологического оборудования, используя ленточные гибкие нагреватели.

Элементы нагревательные гибкие ленточные предназначены для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различного технологического оборудования.

Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования. 
Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, обязан: знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры; знать и соблюдать правила охраны труда; уметь определять неполадки в работе нагревателя.

Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал обязан следить за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допуская перегрева; при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению. 
В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание. 
Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей. 

Определение вероятной температуры нефтепродукта в конце хранения или транспортировки

Для получения расчетной зависимости рассматривают общий случай передачи тепла от застывающего нефтепродукта в окружающую среду. Процесс передачи тепла разбивают на 2 периода:

1. охлаждение от температуры залива до температуры застывания нефтепродукта;

2. охлаждение нефтепродукта до образования корки застывшего нефтепродукта.

 

Исходные данные

Определить вероятную температуру нефти после 30 суток хранения в нетеплоизолированном резервуаре РВС 20000 с конической кровлей. Высота взлива нефти 9м. Температура закачки нефти в резервуар . Средняя толщина стенки резервуара 9 мм, кровли - 4 мм. Коэффициент теплопроводности стали . Температура воздуха в районе размещения резервуара в период хранения нефти , со скоростью ветра на уровне кровли – 2 м/с. Характеристики нефти таковы: плотность и кинематическая вязкость при 293К , ; коэффициент крутизны вискограммы . Температура грунта под днищем резервуара . Принять продолжительность дня , интенсивность солнечной радиации в полдень . 
Ход выполнения расчета

1. По таблице 1.8 для резервуара РВС 20000 находим Др=45,6 м; Нр=11,92 м; Нк=0,85 м;
2. Площадь поверхности днища резервуара, кровли и стенки, контактирующей с нефтью и газовым пространством,            , где

Др- диаметр резервуара;

Fд=  =1632,3 м2

, где

  высота кровли

Fк=  м2

 , где

 высота взлива нефти

Fст.ж = = 1288,6 м2

,где высота резервуара

Fст.г = = 418,1 м2

3. Общая площадь поверхности резервуара

F = = 6605,9 м2

4. Так как резервуар контактирует с двумя средами, то приведенная температура окружающей среды рассчитывается по формуле

T0 = ;

Где поверхности емкостей, соприкасающиеся с разными средами; средние температуры этих сред.

T0 =

5. Предварительная оценка средней температуры нефти за период хранения

 

 

6. Плотность, удельная теплоемкость, кинематическая вязкость, коэффициенты тепло- и температуропроводности при температуре T’ср по следующим формулам

Плотность нефтепродуктов

;

Где - плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293К; коэффициент обьемного расширения.

 

Удельная теплоемкость нефтепродуктов

 

 

Коэффициент теплопроводности нефтепродуктов

 

 

Вязкость нефтепродукта определяем по формуле Рейнольдса-Филонова

         

Где u- коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; - кинематическая вязкость при известной температуре Т0

         

Коэффициент температуропроводности

 

 

7. Параметр Прандтля при температуре по формуле

 

 

 

8. Масса нефти в резервуаре

 

 

 

Расчет коэффициента теплопередачи через крышку

9. Задаемся ориентировочной температурой крыши Тст=280 К
10. Средняя температура газового пространства

 

11. Коэффициент объемного расширения паровоздушной смеси в газовом пространстве

 

12. Теплофизические параметры воздуха при температуре Тг.п

 

 

13. Кинематическая вязкость воздуха определяем по формуле

 

 

 

 

 

14. Вычислим параметр Грасгофа, предварительно заменив коническую кровлю равным по обьему цилиндром.

Эквивалентная высота цилиндра

 

 

 

Полная высота газового пространства

 

 

 

Параметр Грасгофа определяется по формуле

 

Где – характерный линейный размер(для вертикальных емкостей ; коэффициент обьемного расширения нефти; температура нефтепродукта(средняя);  температура стенки емкости или трубы.

 

15. Произведение параметров Прандтля и Грасгофа для газового пространства

 

16. Так как , то коэффициент теплоотдачи от «зеркала» нефти в газовое пространство резервуара определяется по формуле

 

 

17. Коэффициент конвекции определяется по формуле

 

 

 

 

18. Эквивалентный коэффициент теплопроводности газового пространства

 

 

 

19. Кинематическая вязкость воздуха при температуре 256 К

 

20. Число Рейнольдса при обдувании резервуара

 

21. Коэффициент теплопроводности, удельная теплоемкость и плотность воздуха при температуре окружающей среды по таблице

 

 

 

 

22. Критерий, характеризующий соотношение тепловых потоков, получаемых кровлей за счет солнечной радиации и конвекции определяется по формуле

 

Где интенсивность солнечной радиации в полдень с учетом облачности; плотность и удельная теплоемкость воздуха; скорость ветра; разность температур стенки (крыши) и воздуха, ; температура воздуха днем.

 

 

23. Интегральный коэффициент внешней теплоотдачи от поверхности крыши к воздуху в дневное время по следующей формуле

 

Где коэффициенты теплопроводности соответственно нефти (нефтепродукта) и воздуха; критерий, характеризующий отношение теплового потока, получаемого стенкой за счет солнечной радиации, к конвективному потоку теплоты.

 

24. Та же величина, но в ночное время по следующей формуле

 

 

 

25. Усредненная (за сутки) величина интегрального коэффициента внешней теплоотдачи для крыши по формуле

 

 

 

26. Коэффициент теплопередачи от нефти к воздуху через крышу резервуара определяем по следующей формуле

 

Где коэффициент теплоотдачи от зеркала нефтепродукта в газовое пространство резервуара; толщина гидрофобного слоя, днища, емкости, отложений, воды и т.д.; коэффициенты теплопроводности указанных слоев;

 

Следовательно,

27. Проверяем правильность выбора температуры крыши по следующей формуле

 

 

Так как расхождение ранее принятой температуры крыши и найденной в результате расчетов составляет

 

Следовательно, требуется повторить расчет при новой величине Тст

28. Задаем и уточняем величины параметров

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Так как

 

То дальнейшего уточнения температуры крыши резервуара не требуется.

Расчет коэффициента теплопередачи через стенку, контактирующую с газовым пространством резервуара

29. Так как стредняя температура газового пространства нами уже найдена (Тг.п=289 К), то величины при ней пересчитывать нет необходимости.
30. Задаемся ориентировочной температурой стенки 285,2
31. Параметра Грасгофа определяем по формуле