CC BY
103
УДК 628.069
Использование геотермальных источников
ТЕПЛА ЗЕМЛИ ДЛЯ ОБОГРЕВА МЕСТНыХ
сопротивлений магистральных нефтепроводов в зимнее время
Е.А. максимов, доцент, к.т.н.
В.и. ВАСиЛЬЕВ, доцент, к.т.н.
Южно-Уральский государственный университет (Россия, 454080 Челябинск, проспект Ленина, 76)
E-mail: [email protected]
Проанализированы различные методы (теплоизоляционные материалы, электрический обогрев, СВЧ нагрев) обогрева местных сопротивлений (устье скважин, температурных компенсаторов, на поворотах трассы, запорной арматуре, расширении сечения трубопровода и др.) при транспортировке по ним высоковязкой нефти. Показаны их преимущества и недостатки.
В качестве альтернативного источника обогрева предложен инновационный метод обогрева местных сопротивлений магистральных трубопроводов с помощью геотермальных источников, реализуемых при помощи теплового насоса. Предложены различные варианты трубопроводов с тепловыми насосами. Предложен новый вариант теплоизоляции магистральных трубопроводов.
Ключевые слова: обогрев местных сопротивлений, магистральный трубопровод, геотермальные источники тепла, тепловой насос, теплоизоляция.
В настоящее время в нашей стране и за рубежом добывается значительное количество нефти, обладающей высокой вязкостью при обычной температуре или содержащей большое количество парафина (до 25%), и, вследствие этого, застывающей при понижении температуры до минусовых отметок.
В этом случае перекачка нефти по трубопроводу традиционным методом затруднена и применяются специальные методы: перекачка нефти с разбавителями, с присадками, предварительно подогретой и др. Один из самых эффективных способов снижения вязкости нефти — это её подогрев. При подогреве нефти улучшаются её реологические свойства, снижается вязкость, благодаря чему становится легче транспортировать её по трубопроводу. На первом этапе подогрев нефти осуществляется в устье скважины, так как в этом месте она максимально густая. Для этого у скважины устанавливается печь, которая нагревает сырьё до 50°С. На втором этапе, на установке по подготовке нефть подогревается до 70°С. Далее, в процессе деэмульсации, она нагревается до 85°С.
По мере движения нефти по магистральному трубопроводу за счёт теплообмена с окружающей средой температура её снижается и она остывает. Поэтому на трассе трубопровода через каждые 25100 км устанавливаются пункты ее подогрева [1,2].
Кроме того, замерзание трубопроводов может происходить на участках с местными сопротивлениями (в устье скважин, температурных компенсаторах, поворотах трассы, запорной арматуре, расширении сечения трубопровода и др.), т.е. в местах,
где снижается скорость перекачки жидкости по трубопроводу, а температура нефти резко снижается, что может привести к различным негативным последствиям.
Применяются различные методы теплоизоляции оборудования, например, с использованием теплоизолирующих материалов: пенополиуретана, эластичной пенополиэтиленовой ленты типа «озолон», стекловолокнистого материала типа «URSA», покрытия типа «ROCKWOOL».
Существенным недостатком перечисленных утеплителей является их одноразовое применение. Кроме того, любой тип теплоизоляционного материала предупреждает замерзание устьевой арматуры скважины на срок не более чем 1-3 сут в зависимости от понижения температуры атмосферы [3].
Для решения данной проблемы разработаны и рекомендуется к использованию электрообогрев магистральных трубопроводов, например, с помощью СКИН-системы типа ИРСН-1580 [4]. В этой системе для обогрева трубопровода используется скин-эффект, характеризующийся затуханием электромагнитных волн в глубине проводящей среды. Нагревательный элемент скин-системы состоит из ферростальной трубы диаметром 20-60 мм и проложенного в ней изолированного проводника из меди или алюминия.
В обогревателе типа «ОНП», предлагаемого для обогрева труб в зимний период времени на выходе из устья скважины, а также для местного обогрева различных участков трубопроводов, используется
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 2 2014
лента типа LLS. Нагревательная лента типа LLS представляет собой конструкцию из трех параллельных нагревающихся проводников изолированных кремнийорганической резиной, поверхность которой охвачена оплеткой [5]. Нагревательные элементы присоединены к трехфазной сети или трансформаторной подстанции.
Обычно обогреваемый трубопровод содержит запорную арматуру, нагревательные элементы, состоящие из отдельных участков, подключаемых к электросети, и др. элементы [6]. В нём электронагревательные элементы, расположенные на входе отдельной трубопроводной секции, состоят из те-плоэлектронагревателя (ТЭН), выполненного в виде змеевика с витками, плотно примыкающими друг к другу и к наружной поверхности трубопровода. Такая конструкция позволяет интенсифицировать передачу тепловой энергии на небольшом отрезке трубы и без потерь передавать её внешней и внутренней поверхности трубы, а также самой транспортируемой жидкости.
К недостаткам метода электрообогрева следует отнести повышенные энергозатраты при эксплуатации, необходимости оборудовать трассу магистрального трубопровода электрической сетью, что не всегда возможно.
Применение методов ВЧ и СВЧ для воздействия на диэлектрическую жидкость в процессе ее транспортировки обусловлено рядом преимуществ по сравнению с традиционными методами. При распространении электромагнитных волн в диэлектрической среде, ограниченной проводящими стенками, возникает направленный поток энергии, который частично диссипируется средой за счет ее свойств. В результате, в среде появляется объёмный тепловой источник, воздействие которого позволяет снизить вязкость нефти [7].
Известен, пример использования электрообогрева стрелочных переводов на железнодорожном транспорте во избежание аварийной ситуации при их обледенении в зимний период времени [8]. При мощности электронагревателя 8 кВт, времени его работы 1500 ч в год, стоимости 1 кВт ч в размере 3,5 руб. затраты на электроэнергию составляют 40 тыс.руб. в год на один стрелочный перевод. При сроке его службы в течение 10 лет затраты на электроэнергию составляют 400 тыс.руб. Учитывая значительное количество стрелочных переводов на железнодорожном транспорте, суммарные затраты на их электрообогрев стрелок могут составить несколько миллиардов рублей.
Целью исследований авторов стала разработка энергоэффективного технического решения для обогрева магистральных трубопроводов, в том числе местных сопротивлений (в устье скважин, температурных компенсаторах, поворотах трассы, запорной арматуры) в зимний период времени за счет использования геотермальных источников тепла земли.
Известно, что отобрать геотермальное тепло (теплоту грунта) можно, например, с помощью тепловых насосов. При отборе теплоты грунта используются слои, находящиеся на глубине более 10 м от поверхности. С точки зрения теплообмена этот слой грунта находится под воздействием радиогенного тепла мантии земли, конвективного теплообмена с атмосферным воздухом и теплопереноса за счёт различных массообменных процессов (дождь, грунтовая вода и др.). Однако теплопроводность грунта не является величиной постоянной в течение года. Она зависит от влажности, агрегатного состояния влаги в грунте, температуры и др. Распределение температуры грунта по глубине грунта представлено на рис. 1 (данные для центральных районов РФ).
Анализ данных по распределению температуры грунта по глубине позволяет сделать вывод, что на глубине более 8 м температура грунта практически постоянна в течение года. Косвенно о температуре грунта можно судить по температуре грунтовых вод в данной местности. Для Белоруссии температура грунтовых вод колеблется в пределах от 8 до 10°С. Для зоны Центральной Европы значение количества радиогенной теплоты составляет 0,05-0,12 Вт/м2. Грунт земли является самым большим аккумулятором энергии. На глубине более 10 м температура земли положительна и постоянна в течение года (например, для г. Хабаровск она составляет +5°С).
Конструктивно забор тепла от грунта может быть осуществлен с помощью тепловых насосов. Тепловой насос состоит из следующих основных компонентов: компрессора, конденсатора, испарителя, дросселирующего устройства, трубопроводов [9].
В компрессоре рабочее вещество (например, газообразный фреон), поступающий от испарителя, сжимается, давление рабочего вещества повышается. В соответствии с универсальным газовым законом Менделева-Клапейрона его давление и температура увеличиваются. Работа сжатия газа идет на повышение энергии фреона, циркулирующего в тепловом насосе. В конденсаторе перегретые пары фреона охлаждаются до температуры конденса-
глубина ,м
1
2
3
4
5
6
7
8
2 3 4 5 6 7 3 9 10 11 12 13 14 температура, град.С Рис. 1. Распределение температуры грунта по глубине: 1 — январь; 2 — март; 3 — май; 4 — июль; 5 — сентябрь; 6 — ноябрь
1 / V д v 4 > 7
/ 'X / /
2; \ мл
и
й
ш
Рис. 2. Схема транспортного обогреваемого трубопровода:
1 — секции из труб; 2 — запорная арматура; 3 — наружный изоляционный слой; 4 — нагревательный элемент; 5 —участки, расположенные на входе каждой секции; 6 — теплонагреватель; 7 — дроссели; 8 — генератор пара; 9 — испаритель; 10 — первый эжектор; 11— первый конденсатор; 12 — второй эжектор; 13 — второй конденсатор; 14 — третий эжектор; 15 — третий конденсатор; 16 — циркуляционные насосы; 17 — тепловой аккумулятор; 18 — змеевик теплового аккумулятора; 19 — соединительный трубопровод; 20 — генератор пара; 21 — сопла первого, второго и третьего эжекторов; 22 — приемная камера первого эжектора; 23 — приемная камера второго эжектора; 24 — диффузор первого эжектора; 25 — приемная камера третьего эжектора; 26 — диффузор второго эжектора; 27 — греющая труба
ции, отдавая часть тепловой энергии. Дальнейшее охлаждение паров фреона приводит к их сжижению. В испарителе, подводимой от низкотемпературного источника, жидкий фреон испаряется с поглощением теплоты.
Рассмотрим возможность использования тепловых насосов для обогрева трубопроводов в местах, где снижается скорость перекачки жидкости по трубопроводу.
В устройстве, представленном на рис. 2, обогрев нагревательного элемента трубы, выполненный в виде змеевика с витками, плотно прилегающими друг к другу и к наружной поверхности трубопровода, производится с помощью последовательно включенных трех струйных компрессоров [10].
При этом для отъема тепла от грунта используется тепловой аккумулятор, кольца коллектора которого размещаются ниже уровня поверхности земли на расстоянии ниже 8 м. Струйный компрессор состоит из рабочего сопла, приемной камеры, камеры смешения, диффузора. В камере смешения и диффузоре струйного компрессора происходит увеличение инжектируемой паровоздушной смеси, при этом происходит увеличение ее температуры.
Транспортный обогреваемый трубопровод, представленный на рис. 2, содержит секции из труб 1, запорную арматуру 2, наружный изоляционный слой 3 и нагревательный элемент 4, составленный из отдельных участков 5, расположенных на входе
каждой секции, образованных те-плонагревателем в виде змеевика 6 с витками, плотно прилегающими друг к другу и к наружной поверхности трубопровода. По сравнению с известными конструкциями трубопровод дополнительно содержит дроссели 7, генератор пара 8, испаритель 9, первый эжектор 10, первый конденсатор 11, второй эжектор 12, второй конденсатор 13, третий эжектор 14, третий конденсатор 15, циркуляционные насосы 16, тепловой аккумулятор 17. Выход змеевика 18 теплового аккумулятора через соединительный трубопровод 19 соединен с распределительным устройством 20 генератора пара, вход которого осуществляется через циркуляционный насос. Трубопровод соединен с выходом теплового аккумулятора, второй выход генератора через дроссели и трубопроводы соединен с соплами 21 первого, второго и третьего эжекторов, приемная камера 22 первого эжектора через трубопровод соединена с первым выходом испарителя, приемная камера второго эжектора 23 через трубопровод. Циркуляционный насос и первый конденсатор соединены с диффузором 24 первого эжектора. Приемная камера 25 третьего эжектора через трубопровод, циркуляционный насос и второй конденсатор соединена с диффузором 26 второго эжектора. Выходы первого, второго и третьего конденсаторов через трубопроводы соединены с входом испарителя, выход греющей трубы 27 третьего конденсатора через трубопровод соединен входом змеевика, выход змеевика соединен с входом греющей трубы третьего испарителя.
Степень сжатия паровоздушной среды в трехступенчатой последовательной схеме включения эжекторов определяется как отношение давления в диффузоре эжектора третьей ступени к давлению в диффузоре эжектора первой ступени.
К = р3/рр (1)
где рг — давление после диффузора первого эжектора; р2 — давление после диффузора второго эжектора; р3 — давление после диффузора третьего эжектора.
Известно, что пропорционально повышению давления увеличивается температура паровоздушной среды. Повышение давления инжектируемого потока без затраты механической энергии является основным для струйного компрессора.
Пусть паровоздушная смесь, состоящая из технического спирта, поступающего в эжектор первой
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ № 2 2014
ступени, имеет давление рг=0,04 атм. После диффузора эжектора второй ступени давление равно р2= 0,16 атм, после диффузора эжектора третьей ступени — 0,36 атм. Таким образом, полная степень сжатия, развиваемая на теплонагревателе транспортного обогреваемого трубопровода, составляетр3/р1 = 9. Если температура паровоздушной смеси в испарителе и первом эжекторе равна 5°С, то в конденсаторе третьего эжектора — 5°Сх9 = 45°С. С учётом потерь тепла в третьем конденсаторе (0,8-0,9) температура змеевика обогреваемого трубопровода составляет 36-40,5°С.
Предлагаемый транспортный обогреваемый трубопровод работает следующим образом (см. рис. 2). Перед работой генератор пара 8 и испаритель 9 заполняются техническим спиртом. При включении циркуляционного насоса 16 технический спирт от коллектора теплового аккумулятора 17 перекачивается в распределительное устройство генератора пара 20. В генераторе пара часть технического спирта испаряется, образуются пары спирта (рабочий пар), а оставшаяся часть спирта циркуляционным насосом 16 возвращается в коллектор 18 теплового аккумулятора 17. Образовавшийся рабочий пар через соединительные трубопроводы и дроссели 7, снижающие его давление, поступает в сопла 21 первого эжектора 10, второго эжектора 12, третьего эжектора 14 и служит носителем более холодных паров спирта, отсасываемых из испарителя 9. При этом рабочий и эжектируемый холодный пар конденсируется в первом, втором и третьем конденсаторах 11, 13, 15, а оставшиеся пары спирта через соединительные трубопроводы удаляются в испаритель 9. В диффузоре первого эжектора 10 давление смеси увеличивается, в диффузоре второго эжектора 12 давление смеси увеличивается, в диффузоре третьего эжектора 14 давление паров еще больше растет. При этом давление паров спирта достигает максимальной величины. При повышении давления увеличивается температура паров спирта. При этом достаточно нагретые пары спирта поступают на вход третьего конденсатора 15 и нагревают теплоноситель в греющей трубе 27 третьего конденсатора. Теплоноситель по соединительному трубопроводу поступает в коллектор 6 нагревательного элемента 4, контактирующего с поверхностью трубопровода и нагревает трубопровод на участках, расположенных перед местными сопротивлениями обогреваемого трубопровода.
Для арктического трубопровода в устройстве, представленном на рис. 3, обогрев нагревательного элемента, выполненного в виде змеевика с витками, плотно прилегающими друг к другу и к наружной поверхности трубопровода, производится с помощью испарителя теплового насоса, заглубленного
Рис. 3. Схема транспортного арктического трубопровода:
1 — секция трубопровода; 2 — запорная арматура; 3 — наружный изоляционный слой; 4 — нагревательный элемент; 5 —участки нагревательного элемента; 7 — вентиль; 8 — отводящий трубчатый змеевик; 9 — тепловой аккумулятор, заполненный твердым теплоаккумулирующим материалом; 10 — вентиль; 11 — подводящий трубчатый змеевик; 12 — вентиль; 13 — компрессор; 14 — тепловой насос; 15 — испаритель, заполненный хладоагентом; 16 — вентиль; 17 — дроссель
ниже уровня поверхности земли на глубине более 8 м [11].
Нагревательный элемент выполнен, по меньшей мере, из двух участков, каждый из которых составлен из змеевидных трубчатых отрезков, огибающих трубопровод по наружной поверхности. Расположение змеевидных витков плотно прилегающих друг к другу, параллельных оси арктического трубопровода и к наружной поверхности трубопровода, позволяет на небольшом по длине участке интенсифицировать передачу тепловой энергии и без потерь передавать ее непосредственно от наружной поверхности трубопровода к его внутренней поверхности и перекачиваемой нефти.
Змеевидная форма навивки выбрана в связи с тем, что при этом увеличивается контакт витков и наружной поверхности трубопровода, он становится линейным, а не точечным, что также повышает теплопередачу.
В трубопроводе, оборудованном тепловыми насосами, в летний период времени, когда средняя годовая температура воздуха составляет для северных и северо-восточных регионов нашей страны от 10 до 25°С, а температура грунта составляет от 10 до 12°С, производится аккумулирование тепловой энергии.
В зимний период времени, когда средняя годовая температура воздуха составляет для северных и северо-восточных регионов нашей страны находится в пределах от минус 30 до минус 45°С, производится использование запасенной в летний период тепловой энергии.
Перекачка нефти по трубопроводу происходит следующим образом (см. рис. 3).
В летний период времени, когда температура грунта составляет 10-12°С, вентили 7 и 10 закрывают, а вентили 12 и 16 открывают и тепловой насос через соединительный трубопровод соединяется с тепловым аккумулятором через дроссель 17. В летний период за счет теплоты, отнимаемой от слоя грунта, имеющего температуру 10-12°С, холодильный агент (фреон), находящийся в испарителе 15, превращается из жидкого состояния в газообразное. Газообразный хладоагент поступает в компрессор 13. Компрессор сжимает газ, при этом его давление и температура увеличиваются. Через соединительный трубопровод горячий газ 70-80°С подаётся на подводящий змеевик 11 теплового аккумулятора 9, в котором он, передавая тепло теплоаккуму-лирующему материалу (песок с металлическими включениями), охлаждается, конденсируется, то есть переходит в жидкое состояние. Далее жидкий хладоагент через соединительный трубопровод поступает в дроссель 17, понижающий его давление, и в газообразном состоянии проступает в испаритель 15. В результате часть тепла грунта, которое вырабатывает тепловой насос 14, переходит и аккумулируется в тепловом аккумуляторе 9 и сохраняется до зимнего периода.
В зимний период времени при снижении температуры окружающей среды (воздуха) до минус 20-45°С начинают использовать запасённое в тепловом аккумуляторе 9 тепло. При снижении температуры грунта до 3-5°С, вентили 12 и 16 закрываются, а вентили 7 и 10 открываются. При этом технический спирт с температурой 70-80°С из выходного змеевика 8 теплового аккумулятора поступает через вентили 7 и 10 в змеевидные трубчатые отрезки 5 нагревательного элемента 4, нагревая при этом поверхность трубопровода.
При работе транспортного арктического трубопровода происходит нагревание нефти в местах снижения скорости транспортирования нефтепродуктов по трубопроводу, понижается её вязкость, а также повышается скорость её перекачки в местах местных сопротивлений.
Известно, что при длительной эксплуатации трубопровода при горизонтальном его расположении покрытие вследствие воздействия высокой температуры и сил тяжести слеживается на верхней образующей трубы.
В этом месте происходит ухудшение теплоизолирующих свойств покрытия и наблюдается повышенный расход тепловой энергии. Поэтому в представленном на рис. 4 трубопроводе, предлагается увеличить толщину слоя покрытия в верхней части трубопровода за счет увеличения толщины второго слоя на величину, составляющую (0,01-0,1) диаметра трубопровода D [12]. При этом тепловые потери потока жидкости в трубопроводе снижаются на 10-15%.
Также известно, что при укладке жгута из асбеста участками длиной 200<^500 мм тепловые потери потока жидкости в трубопроводе снижаются
на 15-18% за счёт змеевидных витков жгута, плотно прилегающих друг к другу, параллельных оси трубопровода.
В предлагаемом варианте теплоизоляции трубопровода первый слой покрытия выполняется из пенополиуретана, второй слой покрытия — из материала с коэффициентом теплопроводности К2, который выше, чем К1 (К2>К^, например у пено-полистирола, минеральной ваты или др. Для пенополиуретана К1= 0,05 Вт/м2-°С, а для пенополисти-рола К2= 0,07 Вт/м2-°С. Чем больше коэффициент теплопроводности, тем ниже тепловые потери в трубопроводе.
Первый слой покрытия из пенополиуретана (мягкого теплоизолирующего материала, имеющего плотность 80 кг/м3) обматывается жгутом из асбеста, плотность которого превышает плотность мягкого теплоизолирующего материала. Введение жгута из плотного теплоизолирующего материала позволяет компенсировать изменение теплоизоляционных свойств мягкого материала и препятствует образованию температурной неоднородности, в том числе в районе верхней образующей трубопровода. Жгут наматывается на первый слой пенополиуретана так, что он расположен на поверхности первого слоя в форме змеевидных витков, плотно прилегающих друг к другу, параллельных оси трубопровода, покрывающих всю поверхность первого слоя трубопровода участками длиной L. Длина L выбрана, исходя из технологической целесообразности, и составляет от 200 до 500 мм. При этом жгут жестко закреплен на поверхности первого слоя, обеспечивая устойчивое соприкосновение между жгутом и покрытием, что повышает площадь контакта и тем самым снижает тепловые потери. Жгут выполнен из асбеста. Змеевидная форма навивки выбирается в связи с тем, что при этом увеличивается контакт жгута и теплоизолирующего слоя, он становится
Рис. 4. Общая схема теплоизоляции трубопровода: а) участок трубопровода с теплоизолирующим слоем, б) поперечное сечение трубы с двухсторонним теплоизолирующим покрытием
линейным, а не точечным, что также повышает теплоизоляционные свойства.
Трубопровод, представленный на рис. 4, состоит из металлической трубы 1 и наружной неразъемной полимерной гидроизоляционной оболочки 3. На трубу 1 нанесены первый слой теплоизолирующего покрытия заливочного типа 2 из пенополиуретана и второй слой теплоизолирующего материала 4, например из пенополистирола, с коэффициентом теплоизоляции К2>К1. На поверхности первого слоя 2 расположен жгут из асбеста 5, выполненный в форме змеевидных витков, плотно прилегающих друг к другу, параллельных оси трубопровода (рис. 4а), покрывающих всю поверхность первого слоя участками длиной 200 < L < 500 мм, что способствует решению задачи повышения долговечности теплоизоляции.
Для нанесения теплогидроизоляционного покрытия производят следующие операции. Сначала наружную поверхность трубы 1, подлежащей теплоизоляции, очищают от продуктов коррозии и грязи. Затем после предварительной герметизации торцов трубу устанавливают в форму для нанесения пенополиуретана. Затем после центрирования трубы форму закрывают и в кольцевую полость закачивают определённое количество вспенивающегося пенополиуретана 2. В процессе вспенивания происходит заполнение пространства между трубой и формой по направлению снизу вверх. Поскольку торцы трубы герметично закрыты, утечки пенополиуретана во внутреннюю полость трубы не происходит. Далее после выдержки в течение от двух до четырёх часов при положительной температуре для затвердения оболочки из пенополиуретана форму снимают. Затем первый слой 2 изоляции обматывается асбестовым жгутом 5 участками длиной 200 < L < 500 мм, соединенными последовательно друг за другом. Асбестовый жгут сматывается в бобины (катушки) и наносится на затвердевший слой пенополиуретана с помощью направляющей. Далее асбестовый жгут покрывается вторым слоем изоляции из пенополистирола 4. Труба с первым слоем изоляции и нанесенным сверху асбестовым жгутом покрывается гидроизолирующей лентой, сматывающейся с бобины, в формующей камере. В формующей камере в пространство между асбестовым жгутом и гидроизолирующей лентой дозатором заливается пенополистирол. Он начинает вспениваться и, проходя формующую камеру, принимает форму заполняемого пространства. Далее труба, гидроизолирующая лента и образовавшийся между ними слой пенополистирола поступают в калиброванные по окружности ролики, где происходит окончательное затвердевание пенополистирола в замкнутом пространстве. При прохождении трубы между роликами с нанесенным слоем пенополистирола происходит последовательное смещение верхнего ролика вверх. При этом слой пенополистирола в верхней части трубы увеличивается на (0,01-0,1)Д по срав-
нению с нижней и средней частями покрытия. В тоже время обеспечивается замкнутое пространство для окончательного затвердевания пенополистиро-ла. Поперечное сечение трубы с двухсторонним покрытием представлено на рис. 4б.
Второй слой покрывают слоем гидроизоляции 3 для предотвращения попадания влаги при эксплуатации трубопровода.
Использование рассмотренного изобретения позволяет снизить тепловые потери в трубопроводе на 25-30%, а также увеличить долговечность теплоизоляции на 30-40% по сравнению с её использованием при изоляции трубопровода одним слоем пенополиуретана.
Выводы
1. В статье проанализированы различные методы (теплоизоляционные материалы, электрический обогрев) обогрева местных сопротивлений (в устье скважин, температурных компенсаторах, поворотах трассы, запорной арматуре, расширения сечения трубопровода и др.) при транспортировке по ним высоковязкой (тяжелой) нефти. Показаны их преимущества и недостатки.
2. В качестве альтернативного источника обогрева предложен инновационный метод обогрева местных сопротивлений магистральных трубопроводов с помощью геотермальных источников, реализуемых при помощи теплового насоса. Предложены различные варианты трубопроводов с тепловыми насосами.
3. Предлагается новый вариант теплоизоляции магистральных трубопроводов, позволяющий снизить тепловые потери в трубопроводе на 25-30%, а также увеличить долговечность теплоизоляции на 30-40% по сравнению с её использованием при изоляции трубопровода одним слоем пенополиуретана.
список литературы
1. Мирзаджанзаде А.Х., Галямов А.К., Марон В.И., Юфин ВА. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. — М.: Недра, 1984. — 276 с.
2. Пат. 130666 RU, 2013. Предеин О.И., Чекалкин А.Л., Опарин В.А. Устройство подогрева нефти магистральных трубопроводов на пункте подогрева.
3. Фаттахов И.Г. Методы теплоизоляции устья нагнетательных скважин. / Материалы Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири». — Тюмень: ТюмНГТУ, 2011. — 244 с.
4. Обогревательная система на основе СКИН-эффекта. Адрес доступа: http://teplina.ru/thermon/skin-effect/.
5. Обогрев сверхдлинных трубопроводов. Адрес доступа: http://www.stopice.ru/dliniitryboprovod
6. Пат. 2250870 RU, 2005. Голованченков А.Б., Ильин А.В. Ильина Л.А., Лобойко В.Ф., Мантуленко М.М. Транспортный обогреваемый трубопровод.
7. Морозов Н.Н., Кашкатенко Г.В. Микроволновый разогрев нефтепродуктов в трубопроводах // Вестник МГТУ. — 2010. — Т. 13, № 4/2. — С.974-976.
8. Науменко СА., Просеков А.И. Как согреть «стрелку» // Энергоэффективность и энергосбережение. — 2013. — № 9 (29). — С. 69-72.
9. Пат. 2495338 RU, 2013. Пташкина-Гирина О.С.,
Старших В.В., Максимов Е.А., Низамутдинов Р.Ж. Тепловой насос.
10. Максимов ЕА., Старших В.В., Пташкина-Гирина О.С., Владимиров С.Н. Транспортный обогреваемый трубопровод. Заявка № 2014116734, 2014.
11. Максимов ЕА., Старших В.В. Транспортный обогреваемый трубопровод. Заявка № 2013136798, 2013.
12. Максимов ЕА., Старших В.В. Трубопровод. Заявка № 2014110291, 2014.
USE OF GEOTHERMAL HEAT SOURCES FOR EARTH HEAT RESISTANCE OF LOCAL GAS PIPELINES IN WINTER
Maximov E.A., Associate Professor, Candidate of Tech. Sci.
Vasiliev V.I., Associate Professor, Candidate of Tech. Sci.
South Ural State University (76, prosp. Lenina, Chelyabinsk, 454080, Russian Federation)
E-mail: [email protected] ABSTRACT
Analyzed by different methods (insulation materials, electric heating, microwave heating) of local resistance heating (wellheads, expansion joints, bends the road, shut-off valves, expansion section of the pipe, etc.) when transporting them highly viscous oil. Their advantages and disadvantages.
As an alternative heat source proposed an innovative method of local resistance heating pipelines using geothermal implemented using a heat pump. Different variants of pipelines with heat pumps. A new variant of the thermal insulation of pipelines.
Keywords: local resistance heating, the main pipeline, geothermal heat, heat pump, heat insulation. REFERENCES
1. Mirzadzhanzade A.H., Galyamov A.K., Maron V.I., Yufin V.A. Gidrodinamika truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [Hydrodynamics of pipeline transport of oil and oil products]. Moscow, Nedra Publ., 1984. 276 p.
2. Predein O.I., Chekalkin A.L., Oparin V.A. Ustrojstvo podogreva nefti magistral'nyh truboprovodov na punkte podogreva [Device heating oil pipelines on the point of heating]. A utility model patent, RU, no. 130666, 2013.
3. Fattakhov I.G. Metody teploizoljacii ust'ja nagnetatel'nyh skvazhin. Materialy Mezhdunarodnoj nauchno-tehnicheskoj konferencii «Neft' i gaz Zapadnoj Sibiri» [Methods insulation mouth injection wells. Proc. of the International Scientific and Technical Conference «Oil and Gas in Western Siberia»]. Tyumen, TyumNGTU Publ., 2011, p. 244.
4. Obogrevatel'naja sistema na osnove SKIN-jeffekta [Heat system based on skin effect]. Available at: http://teplina.ru/thermon/skin-effect/.
5. Obogrev sverhdlinnyh truboprovodov [Heating super long pipelines]. Available at: http://www.stopice.ru/dliniitryboprovod.
6. Golovanchenkov A.B., Ilyin A.V., Ilyin L.A., Loboyko V.F., Mantulenko M.M. Transport heated pipeline. Patent RU, no. 2250870, 2005.
7. Morozov N.N., Kashkatenko G.V. Vestnik MGTU — Vestnik MSTU, 2010. Vol. 13, no. 4/2, pp.974-976.
8. Naumenko S.A., Prosekov A.I. Energojeffektivnost' i Energosberezhenie — Energy efficiency and conservation, 2013, no. 9 (29), pp. 69-72.
9. Ptashkina-Girina O.S., Starshih V.V., Maksimov E.A., Nizamutdinov R.Zh. Teplovoj nasos. [Heat pump]. Patent RU, no. 2495338, 2013.
10. Maksimov E.A., Starshih V.V., Ptashkina-Girina O.S., Vladimirov S.N. Transportnyj obogrevaemyj truboprovod [Transport heated pipeline]. Application, RU, number 2014116734, 2014.
11. Maksimov E.A., Starshih V.V. Transportnyj obogrevaemyj truboprovod [Transport heated pipeline]. Application, RU, number 2013136798, 2013.
12. Maksimov E.A., Starshih V.V. Truboprovod [Pipeline]. Application, RU, number 2014110291, 2014.
вниманию подписчиков!
Открыта подписка на 2015 г. на журнал «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья»
• Подписка проводится:
1. В почтовых отделениях:
- по каталогу «Издания органов научно-технической информации». Подписной индекс 53752.
- по каталогу «Пресса России».
2. В ООО «ОБРАКАДЕМНАУКА». Заявки принимаются по E-mail: [email protected]. Заказчики могут оформить заявку на архивные номера.
• Стоимость подписки на полугодие - 1580 руб. НДС не облагается.
Приглашаем к сотрудничеству специалистов в области транспортировки и хранения углеводородного сырья.
Телефон для справок: +7 926 460 8824 E-mail: [email protected] http://thnp.ru/
