Актуальность темы На территории Российской Федерации и Республики Казахстан действуют несколько магистральных неизотермических трубопроводов, перекачивающих высокопарафинистые нефти. На данных нефтепроводах применяются различные технологии перекачки высоковязких, высокозастывающих нефтей. На нефтепроводах Уса-Ухта-Ярославль (Российская Федерация), Кумколь- Каракоин-Шымкент (Республика Казахстан) для улучшения реологических свойств применяются депрессорные присадки; на нефтепроводе Узень - Атырау - Самара (Республика Казахстан, Российская Федерация) используются печи для нагрева нефти. В зимнее время, особенно в периоды резкого похолодания, температура нефти в трубопроводе снижается. Если гидравлическое сопротивление трубопровода значительно возрастает и превышает возможности насосного оборудования, то перекачку останавливают. В таком режиме эксплуатируется нефтепровод Кумколь-Каракоин-Шымкент, перекачка нефти по которому на 2-3 месяца прекращается, несмотря на добавление депрессорных присадок, улучшающих транспортабельные свойства перекачиваемой нефти.

Схема нефтепровода Кумколь -Каракоин Объем перекачки 4 млн. тонн в год, диаметр нефтепровода 720 мм, дальность перекачки 199 км, вязкость нефти более 50 м Па с

ГНПС «Кумколь» ГНПС «Кумколь» предназначена для приема трех сортов нефтей кумкольской группы месторождений. Технологическая схема ГНПС «Кумколь» обеспечивает: -прием и хранение нефтей АО «Кумколь-Лукойл» и ОАО «Харрикейн-Кумколь-Мунай» от Центрального пункта сбора и подготовки нефти; -прием и хранение Акшабулакской нефти (СП Каз ГерМунай) из нефтепровода Акшабулак-Кумколь; -подогрев Акшабулакской нефти на приеме из нефтепровода в теплообменных аппаратах; -возможность разогрева нефти в резервуарах путем циркуляции через теплообменные аппараты; -ввод депрессатора перед подачей нефтей от ЦПС «Кумколь» в резервуары ГНПС «Кумколь»; -откачку нефти из резервуарного парка ГНПС в магистральный нефтепровод; -внутри парковые перекачки; -пуск средств очистки и диагностики.

Генеральный план НПС

Цель и задачи Цель: разработать способ транспортировки высоковязкой нефти с подогревом трубопроводов за счет использования низкопотенциального природного тепла, которое трансформируют в тепловых насосах в источник подогрева нефти более высокого потенциала. Задачи: 1 Разработка способа подогрева высоковязкой нефти в трубопроводе с использованием рассредоточенных по трассе автономных теплонасосных пунктов подогрева 2 Определение температурных режимов расположенных по трассе теплонасосных пунктов подогрева (с привязкой к источникам природного тепла) при реконструкции магистрального нефтепровода.

ПЕРЕКАЧКА ВЫСОКОВЯЗКИХ И ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ 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 применяют специальные методы: - перекачку с разбавителями; - гидротранспорт высоковязких нефтей; - перекачку термообработанных нефтей; - перекачку нефтей с присадками; - перекачку предварительно подогретых нефтей. Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом («горячая перекачка»). По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые км устанавливают пункты подогрева. Промежуточные насосные станции размещают в соответствии с гидравлическим расчетом, но обязательно совмещают с пунктами подогрева, чтобы облегчить их эксплуатацию. Обычно непрерывная перекачка длится не более 6-10 месяцев. Затем трубопровод останавливается для профилактического или аварийного ремонта. В данной работе предлагается перекачка кумкольских нефтей с применением подогрева нефти.

Обоснование применения тепловых насосов Применение на магистральном действующем нефтепроводе технологии «горячей» перекачки требует строительства энергоемких пунктов подогрева нефти. Для перекачки с попутным паро подогревом необходимо строительство котельных установок, прямого паропровода и обратного конденсатопровода. Использование систем электроподогрева требует монтажа на трубопроводе систем попутного электроподогрева и их контроля, тепловой изоляции. Использование каждой технологии приводит к значительным капитальным и эксплуатационным затратам. Одним из устройств, способных внести существенный вклад в экономию энергии, является тепловой насос.

Обоснование применения тепловых насосов По прогнозам Мирового энергетического комитета (МИРЭК), к 2020 г. 75% теплоснабжения (коммунального и производственного) в развитых странах будет осуществляться с помощью тепловых насосов. По данным на 2015 г., тепловые насосы выпускаются тепловой мощностью от 2 к Вт до 200 МВт. Патентная проработка и обзор литературы позволяют заключить, что случаи применения тепловых насосов в практике эксплуатации магистральных нефтепроводов не приведены. Поэтому здесь впервые рассмотрено: а) возможность применения тепловых насосов в процессах подогрева нефти на магистральных нефтепроводах (в частности, для условий нефтепровода Кумколь-Каракоин); б) способ низкотемпературной перекачки с «распределенным» подогревом тепловыми насосами.

Принципиальная схема теплового насоса. 1. Охлажденный теплоноситель, проходя по внешнему трубопроводу нагревается на несколько градусов. 2. Внутри теплового насоса теплоноситель, проходя через теплообменник, называемый испарителем, отдает собранное из окружающей среды тепло во внутренний контур теплового насоса. Внутренний контур теплового насоса заполнен хладагентом. Хладагент, имея очень низкую температуру кипения, проходя через испаритель, превращается из жидкого состояния в газообразное. Это происходит при низком давлении и температуре -5°С. 3. Из испарителя газообразный хладагент попадает в компрессор, где он сжимается до высокого давления и высокой температуры. 4. Далее горячий газ поступает во второй теплообменник, конденсатор. В конденсаторе происходит теплообмен между горячим газом и теплоносителем из обратного трубопровода системы отопления дома. Хладагент отдает свое тепло в систему отопления, охлаждается и снова переходит в жидкое состояние, а нагретый теплоноситель системы отопления поступает к отопительным приборам. 5. При прохождении хладагента через редукционный клапан давление понижается, хладагент попадает в испаритель, и цикл повторяется снова.

Обзор и анализ тепловых насосов Тепловым насосом называется техническое устройство, реализующее процесс переноса низкотемпературной теплоты, не пригодной для прямого использования, на более высокотемпературный уровень. Иными словами, ТН являются трансформаторами теплоты, в которых рабочие тела совершают обратный термодинамический цикл, перенося теплоту с низкого температурного уровня на высокий. Таким образом, из низко потенциальной теплоты различного происхождения (природной возобновляемой теплоты грунтовых и поверхностных вод, теплоты грунта, атмосферного воздуха) с температурой 0–50°С вырабатывается тепло.

Технологическая схема использования тепла сточных вод 1 канализационная труба сточных вод; 2 теплообменник; 3 вибратор; 4 промежуточный циркуляционный контур; 5 испаритель ; 6 конденсатор ; 7 компрессор; 8 - потребитель тепла-система отопления здания; 9 подпитка водяных контуров; 10, 11 водяные насосы; 12, 13 коллекторы; 14 теплообменник для нагрева воды ГВС; 15 дроссельный вентиль TH. Механический вибратор для предотвращения оседания загрязнений, на поверхностях теплообменника 17

Схема теплового насоса Внутри теплового насоса теплоноситель 1 (вода из скважины- источник низкопотенциальной энергии), проходя через теплообменник 2, называемый испарителем, отдает собранное из окружающей среды тепло во внутренний контур теплового насоса хладагенту. Хладагент, имея очень низкую температуру кипения, закипает в испарителе, превращается из жидкого состояния в газообразное, при низком давлении и температуре -5°С. Из испарителя газообразный хладагент всасывается компрессором 3, где он сжимается до высокого давления и высокой температуры. Далее горячий газ поступает в теплообменник- конденсатор 4, где отдает свое тепло потребителю тепла (в нашем случае это нефть), при этом конденсируется, переходит в жидкое состояние, а нагретая нефть поступает в нефтепровод. При прохождении хладагента через редукционный терморегулирующий клапан 5 давление понижается, затем хладагент попадает в испаритель 2, и цикл повторяется снова.

По результатам экспериментальных исследований, выбрали двухсекционный теплообменник «труба в трубе», который располагается в помещении насосной ГКНС 1 и имеет следующие параметры: -поверхности теплопередачи Fр=12,6 м 2, - диаметр теплопередающей наружной трубы (канализационная труба),D= 1 м, - диаметр внутренней трубы с промежуточным теплоносителем, d= 0,500 м, - длина одной секции теплообменника, L=4 м, - число секций теплообменника n=2. 18

Основные достоинства и недостатки тепловых насосов Экономичность-Тепловой насос использует введенную в него энергию на много эффективнее любых котлов, сжигающих топливо. Величина КПД у него на много больше единицы. Между собой тепловые насосы сравнивают по особой величине коэффициенту преобразования тепла (КПТ), другое название коэффициент трансформации тепла, мощности, преобразования температур. Он показывает отношение получаемого тепла к затраченной энергии. К примеру, КПТ = 3,5 означает, что, подведя к машине 1 к Вт, на выходе мы получим 3,5 к Вт тепловой мощности, то есть 2,5 к Вт природа предлагает нам безвозмездно. Экологичность-Тепловой насос не только серьёзно сэкономит деньги, но и сбережет здоровье. Агрегат не сжигает топливо, значит, не образуются вредные окислы. Потому вокруг дома на почве нет следов серной, азотистой, фосфорной кислот и бензольных соединений. Да и для планеты применение тепловых насосов более благоприятно чем привычные ТЭЦ или котельные.. Универсальность-Тепловые насосы обладают свойством обратимости (реверсивности). Он «умеет» отбирать тепло из воздуха дома, охлаждая его. Летом избыточную энергию иногда отводят на подогрев бассейна. Безопасность-Эти агрегаты практически взрыво и пожаробезопасны. Нет топлива, нет открытого огня, опасных газов или смесей. Взрываться здесь просто нечему, нельзя также угореть или отравиться. Ни одна деталь не нагревается до температур, способных вызвать воспламенение горючих материалов.. Недостатки-К ним можно отнести лишь высокую стоимость теплонасосных систем, но и она окупается со временем, так как привычные энергоносители дорожают с каждым днём а, рассеянное тепло ни куда не денется. Для защиты от коррозии деталей насоса используется нержавеющая сталь, для труб теплообменника – титан.

Обоснование технологической схемы подогрева Предлагается по трассе нефтепровода расположить пункты подогрева небольшой мощности для подогрева нефти на 1 – 7 градусов. Имеет место "пилообразное" распределение температуры по длине нефтепровода, близкое к изотермическому. При перекачке вязкопластичных нефтей, нагрев на пунктах подогрева ведется до температуры, превышающей температуру появления предельного напряжения сдвига. В качестве пунктов подогрева нефти используются комбинированные установки, в состав которых входят теплонасосные пункты подогрева нефти (ТНП). В качестве первой ступени нагрева нефти используется низкотемпературное тепло природного источника (вода из скважин), которое затем трансформируют в тепловых насосах в источник подогрева нефти более высокого потенциала, осуществляемые в теплообменниках - конденсаторах.

Простейший из трубчатых теплообменников типа «труба в трубе» состоит из двух коаксиально закреплённых труб. Первый теплоноситель перемещается по внутренней трубе 1. Второй теплоноситель проходит в кольцевом пространстве, образованном трубой 1 и соосной с ней наружной трубой 2. Таким образом, поверхность, через которую передаётся теплота, образована той частью поверхности внутренней трубы, которая заключена во внешней трубе. Для увеличения поверхности теплообмена в одном аппарате элементы, образованные двумя трубами, соединяют последовательно с помощью изогнутых соединительных труб 3. Межтрубное пространство элементов сообщается через соединительные патрубки 4. Двухтрубчатый теплообменник типа «труба в трубе» для передачи тепла сточных вод промежуточному теплоносителю- диэтиленглюколь 15

1-Компрессор, 2-первая ступень компрессора, 3-редукционный клапан, 4=промежуточный сосуд, 5- вторая ступень компрессора, 6-переохладитель, 7 насос, 8,9-редукционный вентиль, 10-редукционный клапан. Схема теплового насоса с 2-х ступенчатым центробежным компрессором и промежуточным сосудом.

Схема теплообменника труба в трубе 1- внутренние трубы, 2- наружные трубы, 3- соединители внутренних труб (калачи), 4- соединители наружных труб (патрубки) I- теплоноситель 1, II- теплоноситель 2

Технологическая схема ГНПС

Схема молниезащиты территории НПС

Технико-экономические показатели Наименование Ед. изм. Величина Существ.Проектн. Капитальные вложения тенге Количество насосов шт. 5 2 Спутник тенге Печи подогрева тенге Буферная емкость. тенге Пункты подогрева тенге

Заключение Разработан и обоснован энергосберегающий и экологически безопасный способ транспортировки высоковязкой нефти с «распределенным» подогревом, предполагающий использование природного тепла «с возвратом» за счет расстановки по трассе теплонасосных пунктов подогрева(ТНП), и подведены основы для методологического расчета температурных режимов ТНП из условия оптимизации затрат при их неравномерном расположении с учетом вида используемого источника природного низкопотенциального тепла. Рекомендовано осуществлять подогрев нефти на ТНП и использовать тепловые насосы с центробежным компрессором, коэффициент преобразования энергии которых в условиях эксплуатации на нефтепроводе превышает значение 5.