Проблемы энергопотребления процессов подготовки продукции нефтяных месторождений

Антипов, Альберт Иванович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Проблемы энергопотребления процессов подготовки продукции нефтяных месторождений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Проблемы энергопотребления процессов подготовки продукции нефтяных месторождений"

На правах рукописи

АНТИПОВ АЛЬБЕРТ ИВАНОВИЧ

ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ ПРОЦЕССОВ ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

СПЕЦИАЛЬНОСТИ: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений; 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика.

Альметьевск 2006

Работа выполнена в Альметьевском государственном нефтяном институте

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Тронов Валентин Петрович;

доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович;

доктор технических наук, профессор Тазюков Фарух Хоснутдинович.

Ведущая организация: Уфимский государственный нефтяной технический университет

Защита состоится 17.11. 2006 года в 15 часов на заседании диссертационного совета Д.222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д.32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТатНИПИнефть.

Автореферат разослан 2006 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н, л

старший научный сотрудник гА/й/ Р-3. Сахабутдинов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Диссертация посвящена анализу и решению одной из наиболее серьёзных проблем в разработке нефтяных месторождений — энергосбережению в такой области, как подготовка продукции скважин к внешнему транспорту.

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ. Нефтяная промышленность является одной из наиболее энергоемких отраслей. Используемые в настоящее время высокоинтенсивные методы разработки нефтяных месторождений поддержанием пластовог о давления закачкой в продуктивные пласты воды приводит к значительному возрастанию обводненности добываемой скважинной продукции. Наличие в ней водной фазы с растворенными минеральными веществами служит одной из причин образования водонефтя-ных эмульсий и соответствующего увеличения затрат на транспортировку и очистку. Эти проблемы встречаются и рассматриваются практически в каждом нефтедобывающем предприятии и с целью их решения построены специальные сооружения, среди которых немало весьма сложных как по технологическим схемам, так и по составу заложенного на них технологического оборудования: теплообменники (в том числе и конденсаторы), печи, отстойная аппаратура, стабилизационные колонны, резервуары.

На получение одной тонны кондиционной нефти, отделяемой от продукции нефтяных скважин, расходуется до (ОД...О.З)-106 кДж тепла, что в переводе в условное топ-кз у г

ливо составляет 3,4... 10,3 —f—.

Эффективность и технико-экономические показатели технологических процессов, входящих в комплекс мероприятий по получению кондиционной нефти в промысловых условиях (деэмульсации, обезвоживания, обессоливания, стабилизации), а также расходы энергоресурсов на их проведение в весьма значительной степени зависят от температур осуществляемых технологических процессов и особенностей применяемых технических систем. Этим вопросам уделяется всё больше внимания ввиду все возрастающего повышения удельных расходов топливно - энергетических ресурсов по мере выработки продуктивных пластов.

Значительный вклад в развитие отечественной нефтяной науки, во многом определившей темпы развития и результаты, достигнутые отечественной индустрией, внесли известные ученые: член-корреспондент АН РТ И.Г.Юсупов, член-корреспондент АН РТ В.П. Тронов, а также доктора технических наук Г.Г. Вахитов, P.A. Максутов, К.С. Басниев, Н.И.Хисамутдинов, И.Т. Мищенко, К.С. Каспарьянц, Д.И. Левченко, Р.Н. Дияшев, Р.Т. Фазлыев, И.Л. Мархасин, А.Х. Мирзаджан — Заде, O.K. Ангелопуло и др.

Научные основы стабилизации и разрушения дисперсных систем, заложенные школой академика П.А. Ребиндера, получили значительное развитие в работах члена-корреспондента АН РТ В.П. Тронова и возглавляемой им научной школы: д.т.н. Б.М. Сучков, Р.З. Сахабутдинов, A.B. Тронов, А.К. Розенцвайг, Р.Ф. Хамидуллин, к.т.н.: В.И. Грайфер, Р.Б. Фатгахов, В.И. Смирнов, А.Н. Шаталов, А.И. Ширеев, KP. Ибатул-лин, В.И. Пустогов, В.П. Мстельков, Р.К. Махмудов, Ф.Г. Сатгарова, Р.К. Вальшин, И.И. Гиниатуллин, Л.П. Пергушев, И.Х. Исмагилов, А.Д. Ли, Л.М. Шипигузов, И.Г. За-киров и др.

Существенный вклад в развитие технологии подготовки нефти внесли также другие научные школы: башкирская: Г.Н. Позднышев, И.Д. Муратова, Р.И. Мансуров, Д.С.

Баймухаметов и др., сибирская: Я.М. Каган, Ф.Ф. Назаров, В.Х. Латыпов, Н.С. Мари-пин, Ю.В. Саватеев и др., самарская: Григорян Л.Г., Каспарьянц К.С., Лесухин С.П., Кузин В.И., грозненская: А.И. Г'ужов, В.Ф. Медведев, Л.П. Медведева и др. В развитии научной базы нефтегазовой теплотехники велика роль Б.П. Поршакова, Р.Н. Бикчентая, С.П. Лесухина, Ф.Ф. Абузовой, В.В. Шарихина, Б.А. Романова, Р.Ш Латыповаи др.

В практике проектирования и модернизации объектов промысловой подготовки продукции нефтяных скважин возникает необходимость располагать значениями температур технологических потоков и их распределением в звеньях технологических цепей, что можегг быть выполнено только на основе аналитического определения процессов теплообмена. Расхождения расчетных результатов от фактических могут составлять до нескольких десятков процентов. Данные обстоятельства нередко приводят к весьма нежелательным последствиям, основными из которых являются:

1. Снижение качества товарной продукции.

2. Трудности аналитического сопоставления энергетических характеристик отдельных типов технологических установок и применяемого на них оборудования.

3. Недостаточная объективность результатов определения расходов топливно-энергетических ресурсов на проведение промысловой подготовки продукции нефтяных скважин.

4. Невозможность аналитического определения истинных тепловых режимов названных объектов.

ЛЕЛЬ РАБОТЫ: повышение эффективности и снижение энергоемкости процессов промысловой подготовки продукции нефтяных скважин на основе совершенствования методов расчета и использования научных основ энергосбережения.

Для достижения указанных целей в диссертации были поставлены и решены следующие ЗАДАЧИ:

A. Исследование и обобщение информации по вопросам, относящимся к организации температурных режимов, выбору, эксплуатации, оценке энергетической эффективности и совершенствованию расчётов технологических объектов промысловой обработки продукции нефтяных скважин и применяемого на них оборудования.

Б. Исследование свойств водоиефтяных эмульсий, влияющих на энергетические характеристики используемых аппаратуры и объектов.

B. Изучение в лабораторных и промышленных условиях процессов теплоперехода в условиях статики и динамики водонефтяных эмульсий.

Г. Рассмотрение и обобщение комплекса вопросов по оценке энергетической эффективности оборудования объектов промысловой подготовки продукции нефтяных скважин включающее:

совершенствование и дальнейшее развитие теоретических основ тепловой диагностики применяемых технологических схем установок и их оборудования; - анализ энергетической эффективности применяемых технических решений при проектировании и модернизации технологических систем, конструировании и компоновке оборудования;

разработка новых подходов к созданию методики определения дифференцированных нормативов расходов тепла и топлива на проведение технологических операций по получению кондиционной товарной продукции (обезвоженной, обессоленной, стабильной нефти) с учётом наибольшего числа влияющих факторов;

анализ и изыскание путей улучшения энергетических характеристик применяемых процессов. ■

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались проведением лабораторных и промысловых исследований, а также применением методов математического анализа, численного моделирования, теории подобия, построением математических образов.

Научная новизна: 1. Усовершенствованы теоретические основы теплоэнергетического диагностирования объектов промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, включающие определение:

распределения температур в технологических звеньях объектов и возможных тепловых режимов их работы при различных схемах и комбинациях их технологической обвязки;

допускаемых тепловых нагрузок рабочих поверхностей генераторов тепла и требуемых условий их эксплуатации при колебаниях загрузки по нагреваемым потокам;

уровня эффективности использования теплового оборудования; термодинамических условий, позволяющих исключать срывы работы горелок генераторов тепла из-за обмерзания газовых сопл

2. Выведены критериальные зависимости для аналитического определения конвективной теплоотдачи при принудительном движении водонефтяных эмульсий, являющиеся обобщением накопленного теоретического и экспериментального материала.

3. Научно обосновано введение критерия оценки тепло-гидравлического совершенства теплообменников систем регенерации тепла объектов промысловой подготовки нефти.

4. Определена расчётная зависимость для аналитического определения численных значений коэффициентов теплопроводности естественных водонефтяных эмульсий неф-тей Ромашкинского месторождения в диапазоне температур, имеющих место в аппаратуре объектов промысловой подготовки нефти.

5. Разработана научно обоснованная методика комплексного теплового расчета технологических установок промысловой подготовки нефти, более полно учитывающая требования технологических регламентов и позволяющая проводить аналитическое определение температур во всех узлах и точках технологических систем с учетом концентрации воды, содержащейся в обрабатываемых эмульсиях.

Практическая ценность: 1. Разработана конструкция подогревателя водонефтяных эмульсий, рассчитанная на использование в качестве топлива попутного нефтяного газа, содержащего серу.

2. Разработана методика аналитического определения дифференцированных технологических нормативов расходов тепла и топлива на проведение комплекса операций по промысловой подготовке нефти, позволяющая, по сравнению с другими, получать более объективные данные и приемлемая для всех применяемых типов технологических объектов.

3. Разработана универсальная экспресс-методика аналитического определения потребных расходов топливно-энергетических ресурсов на проведение комплекса технологических операций по промысловой подготовке нефти, обеспечивающая возможность получения результатов с требуемой точностью в течение меньшего времени, чем при использовании других методик.

4. Разработан способ ускоренного определения допускаемых значений тепловых напряжений стенок продуктовых змеевиков трубчатых генераторов тепла при изменениях их загрузки по нагреваемому нефтяному потоку, позволяющий увеличивать межремонтные сроки их эксплуатации не менее, чем на 30%.

5. Разработана методика аналитического определения допускаемых значений притоков холодного воздуха в топки трубчатых печей объектов промысловой подготовки нефти.

6. Разработан способ аналитического определения влияния отложений на рабочих поверхностях теплообменной аппаратуры на энергетические характеристики применяемых технологических объектов промысловой подготовки нефти.

Реализация результатов работы: результаты работы используются:

аналитического определения удельных нормативов расходов топлива на проведение технологических операций;

теплового расчёта технологических линий, отдельных теплообменных аппаратов;

аналитического определения фактических и нормативных значений коэффициентов полезного действия генераторов тепла объектов промысловой обработки нефти;

определения условий работы генераторов тепла применительно к колебаниям расходов поступающей на обработку продукции нефтяных скважин;

определения условий обеспечения допускаемых величин притоков неорганизованного воздуха в топки генераторов тепла;

оценки влияния термодинамических условий на работу газовых горелок.

2. В учебном процессе Альметьевского государственного нефтяного института при изучении дисциплины «Теплотехническое оборудование предприятий нефтяной и газовой промышленности». .

Объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, перечня литературы (288 наименований) и 15 приложений. Содержание работы изложено на 271 странице машинописного текста и включает 41 таблицу, 69 рисунков, в приложениях на 78 страницах представлены материалы, содержание которых было использовано при выполнении диссертационной работы.

Апробация работы. Основные теоретические и экспериментальные результаты работы докладывались и обсуждались на:

- межрегиональной конференции "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири" (Тюмень, 1988 г.);

- межвузовской конференции "Проблемы развития нефтегазового комплекса России" (Уфа, 1998 г.);

- расширенном заседании Учёного совета нефтетехнологического факультета Самарского технологического университета (Самара, 2000г.);

- XI научно-технической конференции "Проблемы охраны окружающей среды при обустройстве и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в северных условиях" (Ухта, 1989г.);

- VI Международной конференции по интенсификации нефтехимических процессов "Нефтехимия — 2002" (Нижнекамск, 2002г.);

- на конференциях ОАО «Татнефть» и Альметьевского государственного нефтяного института (1980-2005г.г.);

- XVI Международной конференции "Успехи в химии и химической технологии" "МКХТ-2002" (Москва, 2002г.);

- 5-й научно-технической конференции министерства образования Российской

Федерации «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РУНГ им. И.М. Губкина 2003г.);

- III Международной конференции «Проблемы промышленной теплоэнергетики»

(Киев, Украина, институт технической теплофизики, 2003г.);

- Четвертой Российской научно-технической конференции "Энергосбережение в

городском хозяйстве, энергетике, промышленности" (Ульяновск, 2003г.);

- на конференции Проблемного Совета ТОХТ РАН (2002г.);

- на семинаре диссертационного совета Д 212.080.06 («Промышленная теплоэнер-

гетика») Казанского государственного технологического университета (КГТУ, Казань, 2003г.);

- расширенном заседании кафедры «Промышленная теплоэнергетика» Уфимского государственного нефтяного университета с участием представителей ряда других кафедр (Уфа, 1999г.).

Публикации.

Основные результаты диссертации опубликованы в 56 печатных работах, в том числе 3 монографиях, 51 статье, 1 патенте РФ и одном авторском свидетельстве СССР, 16 из которых напечатаны в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях в соответствии с Перечнем ВАК РФ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Первая глава посвящена анализу существующих условий и размеров потребления топливно-энергетических ресурсов в системах нефтесбора и подготовки продукции скважин ОАО «Татнефть». Анализируя ситуацию с потреблением энергоресурсов, специалисты отмечают устойчивую тенденцию к увеличению энергоёмкости предприятий нефтегазового комплекса. Согласно статистическим данным только за период 1970 -1990 г.г. затраты топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) на собственные нужды нефтяной отрасли возросли в 2,4 раза и в совокупности они могут достигать 17% от общего энергетического потенциала добываемой нефти. Рост затрат ТЭР обусловлен не только увеличением объемов добычи, но и систематическим возрастанием удельных затрат, что является одной из особенностей этой отрасли. Современные отраслевые удельные энергозатраты оцениваются аналитиками на уровне до 140 кг.у.т. на одну тонну добытой нефти. Возрастающая конкуренция на нефтяных рынках и объективно усложняющееся состояние ресурсной базы нефтяной промышленности Российской Федерации делают задачу поиска путей снижения энергетических затрат актуальной для любого нефтедобывающего предприятия.

В этом процессе уже достигнут определенный прогресс. Например, по ОАО «Татнефть» доля энергетических затрат составлявшая 17,9 % от себестоимости товарной продукции в 1994г., в 2002 г. снизилась до 5,2 %. Доля энергетических затрат в общих

эксплуатационных затратах за тот же период также снизилась, соответственно, с 26,8% до 18,3%.

В результате проведенного анализа объекты по подготовке нефти были разделены по группам в зависимости от: средних температур нагрева обрабатываемой продукции; качества обрабатываемой и получаемой товарной продукции; технологических особенностей объектов.

В свете перечисленных условий были выделены: системы с совмещённой технологией (ССГО1), в том числе установки обработки высокосернистых нефтей (УПВСН); установки термохимической обработки девонских нефтей (ТХУ); установки комплексной подготовки нефти (УКПН).

Принципиальные технологические схемы перечисленных объектов представлены на рис. 1.

в)

-о1---

Рис. 1. Принципиальные технологические схемы типовых объектов промысловой подготовки нефти: а) совмещённые схемы подготовки девонских нефтей, б) совмещённые схемы подготовки сернистых нефтей: 1 - скважина; 2 - реагент; З—ГЗУ; 4 — технологический трубопровод; 5 — КДФ; 6- сепаратор — УНС; 7 — насос; 8- линейный капяеобразователь; 9 — УПС; 10 — печь; 11 — секционный каплеобразователъ; 12, 15 — отстойник (электродегидратор); 13 — пресная вода; 14 — смеситель; 16 — технологический резервуар (булит); 17 — гидрофобный фильтр; 18 —трубный аппарат; 19 —блок стабилизации; в) схема ТХУ: 1- резервуар сырой нефти; 2- насос; 3 — теплообменники «нефть - нефть»; 4, 5, б- отстойная аппаратура; 7 — электродегидратор; 8-печь; 9-насос; 10 —теплообменники «вода-нефть» (концевые холодильники); 11-резервуар товарной нефти. I-сырая нефть; 11- дренажная вода; III-пресная вода; IV- раствор реагентов; V- товарная нефть; г) схема УКПН: 1- теплообменники первой ступени нагрева; 2- отстойная аппаратура первой ступени отстоя;3,4- отстойная аппаратура второй и третьей ступеней отстоя; 5 —насос обезвоженной, обессоленной нефти; 6-теплообменники второй ступени нагрева; 7- трубчатая печь; 8- стабилизационная колонна; 9 — конденсатор — холодильник воздушного охлаждения; 10 — сепаратор; 11-насос сжиженного газа; 12- нефтяной насос; 13-печь. I-раствор химреагента; II- пресная вода; III- несконденсировавшийся газ; IV- газ верхней части колонны (ШФЛУ) ; V-жидкий газ (ШФЛУ).

Средние значения максимальных температур зависят от типов технологических установок и осуществляемых на них процессов. Их значения на современных объектах промысловой обработки скважинной продукции составляют: t<43° С - ССПН; 40(t<55°C — ТХУ; 55<t< 60° С — наУПВСН; 160 <t<200°C- на УКПН.

В соответствии с указанными температурами меняются также и фактические удельные расходы топлива (Вуд), затрачиваемого на проведение технологических операций. Среднестатистические их значения, наблюдаемые в течение длительного времени, составляют: ССПН - < 4< Вуд<6 ТХУ - 5<Вуд<7 УПВСН - 6,5<Пуд<8,4

кг У Т ■ УКПН - 7,0 < Вуд< 8 кг'У т. Средние по типам установок удельные расходы находятся в тесной корреляции с температурами технологических процессов. С учётом достигаемых температур наибольшие значения удельных расходов имеют место на УПВСН. Это объясняется отсутствием регенерации тепла, а также спецификой высокосернистых нефтей, обработка которых связана с необходимостью нагрева до более

высоких (55____60°С) температур, что на 12....17°С выше, чем при обработке продукции

девонских горизонтов. Для этой цели каждой тонне обрабатываемой эмульсии с содержанием воды «10% требуется сообщать дополнительно от 25» 103 до 36'10' кДж теплоты (пропорционально повышению температуры), что эквивалентно, соответственно, 1,33 и 1,87 кг У'т'. Расчётные удельные расходы топлива определены с учётом тепловых потерь только непосредственно в самих генераторах тепла, в которых производится нагрев потока обрабатываемой скважинной продукции.

Если принять, что возрастание удельных расходов топлива вследствие необходимости поддерживать более высокие температуры составляет среднюю от указанных значений величину, то потенциальная возможность снижения удельных расходов топлива от применения совмещённых технологий только применительно к сернистым нефтям

может составлять 1,95 . При условии, что средняя теплотворная способность топ-

дивного газа составляет 37-,35 103 —|—, найденная величина окажется равной 1,49—.

При альтернативном использовании совмещенных систем промысловой обработки скважинной продукции снижение температуры нагрева эмульсий может составить 7...10°С. При этом для нагрева каждой тонны обрабатываемой эмульсии с содержанием воды равным 10% потребуется сообщить, соответственно, на 14,91 «Ю3 кДж меньше. Сокращение удельного расхода топлива с учётом потерь в генераторе тепла соста-

Л _п кг.ут. . ,, кг.у.т. тт вит от 0,78 —-— до 1,11 —^—. На основании изучения рассмотренных выше вопросов автор приходит к следующим выводам:

- величины расходов топлива с целью планирования или определения эффективности его использования могут определяться расчётным путём; достигаемая при этом точность определяется адекватностью принятых исходных условий и расчётных формул;

- требуется подробное рассмотрение условий работы и особенностей объектов ППН, применяемых на них технологических принципов и технических средств; в совокупности это позволит повысить объективность получаемой аналитической информации об эффективности использования топливно — энергетических ресурсов и выявить резервы повышения эффективности использования применяемого оборудования.

В соответствии с изложенными выше выводами были подвергнуты анализу все типы находящихся в эксплуатации объектов.

Вторая глава посвящена анализу существующих аналитических методов определения расходов топливно-энергетических ресурсов на промысловую обработку продукции нефтяных скважин и теплового расчёта технологических установок промысловой подготовки нефти.

Основные направления научно-обоснованных подходов к определению энергопотребления в процессах промысловой подготовки продукции нефтяных месторождений представлены на рис. 2. При разработке мер по снижению нерационального расходования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) значительное место отводится системе прогрессивных технико-экономических нормативов, в которой особое место занимают удельные технологические нормы расхода.

Следует отметить, что в настоящее время теоретические и организационно-методические основы нормирования ТЭР разработаны и освещены в литературе еще недостаточно полно. Одной из сложностей, препятствующих тому, является то, что перечисленные вопросы находятся на стыке техники и экономики. В настоящее время нельзя рассматривать проблемы нормирования ТЭР, не опираясь на знания теоретических основ теплофизики, прикладной энергетики и различных технологических дисциплин. В то же время невозможно разрабатывать эффективные организационно — технические мероприятия по экономии ТЭР без соответствующего понимания нормативного метода и его основных положений.

Актуальность данных вопросов обусловлена тем, что объективные нормативы в совокупности с применением системы соответствующего материального поощрения стимулируют действия обслуживающего и ремонтного персонала, направленные на экономию ТЭР.

научные основы рационального энергопотребления в процессах подготовки _продукции нефтяных месторождений_

Исходная информация для проектирования объектов по подготовке продукции

Методы нормирования

Балансовые испытания объектов и отдельных аппаратов

Теплотехнически диагностика

8 ш М

га га 55 чШ-

й I

Рис. 2. Основные направления научного подхода к определению энергопотребления в процессах подготовки продукции на нефтяных месторождениях.

Основными недостатками существующих методик являются: 1)отсутствие учёта влияния на тепловые потери загрузки технологических установок по сырью или получаемой продукции; 2)принятие КПД генераторов тепла и коэффициентов теплопередачи в теплообменной аппаратуре постоянными, не зависящими от нагрузки установок.

На основе анализа и обобщения работ, посвящаемых определению нормативов расхода ТЭР на объектах подготовки нефти автором сформулированы следующие ВЫВОДЫ:

1. Одной из основных причин недостатков в аналитическом определении расходов топливно-энергетических ресурсов является недостаточный учёт факторов, определяющих особенности технологических объектов, применяемого на них оборудования и условий проведения технологических процессов.

2. Значительная часть факторов, влияющих на удельные расходы ТЭР, может определяться аналитическим путём.

3. Существующие методики необходимо дополнить данными по комплексному тепловому расчёту объектов промысловой подготовки нефти.

Предлагаемая автором комплексная методика теплового расчёта позволяет, не прибегая к экспериментам, с достаточной для многих целей точностью определять ряд важных параметров, в том числе: 1) температуры рабочих тел и потоков в различных узлах и точках технологических линий; 2) расхода топливно-энергетических ресурсов, как на отдельные технологические операции, так и на технологические процессы в целом; 3) тепловые балансы технологических узлов, блоков и установок; 4) нормативные величины удельных расходов тогиив-но-энергегаческих ресурсов с дифференциацией по ряду признаков; 5) эффективность применения технологического оборудования, работа которого связана с использованием топливно-энергетических ресурсов.

С такими факторами, как температуры сред и тепловые потоки, практически во всех звеньях технологических процессов, осуществляемых на объектах промысловой подготовки ч нефти, неразрывно связаны темпы нагрева или охлаждения, вязкость различных сред и пото-

ков, скорость осаждения глобул и различных примесей, эффективность химических реагентов, давление насыщения паров, доля отгона ШФЛУ и др. Следовательно, объективность результатов тепловых расчетов в значительной степени способствует повышению эффективности использования оборудования, сокращению расходов материальных и технических ресурсов, получению необходимого качества и количества продукции.

Разработанная универсальная экспресс — методика определения тепло- и топливо-потребления позволяет оперативно получать сведения об удельных и общих расходах тепла и топлива для перспективного планирования, сопоставления энергетической эффективности отдельных объектов между собой, а также определения и анализа режимов эксплуатации оборудования.

Предлагаемым в методике способом можно определить технически обоснованные нормативы, способствующие объективной оценке эффективности использования ТЭР. На основе агрегатных нормативов, вычисленных данным методом, могут быть определены нормативы по цеху, предприятию, объединению. В его основу положен расчёт, заключающийся в составлении тепловых балансов с учётом соответствующих тепловых и технологических параметров.

В ходе проведения расчёта учитывается гораздо большее количество факторов, чем в других методиках: особенности объектов в отношении технологической обвязки, применяемого оборудования и его количества; влияние обводненности продукции; условия теплообмена между технологическими потоками; степень регенерации теплоты; степень загрузки оборудования; тепловые потери.

Обобщенное уравнение сводного теплового баланса типовой установки комплексной подготовки нефти имеет вид:

0 = -

юо; " ' юо "

£,>7,>7»Рл м

^прлПир^тр.прЛ

ЮО ) 100 я

.[;.«!»-,) И». И)

где т, — массовая обводнённость скважинной продукции (эмульсии), поступающей на обработку, %; сн и св - удельные теплоёмкости безводной нефти и пластовой

воды, содержащихся в поступающей на обработку эмульсии, ; - повышение

кг- С

температуры эмульсии в теплообменной аппаратуре первой ступени нагрева, °С; е, -коэффициент загрузки оборудования первой ступени нагрева; г]1 - коэффициент удержания тепла оборудованием нагрева и отстоя первой ступени; 7]тр1 - коэффициент удержания тепла соединительными трубопроводами оборудования первой ступени нагрева и отстоя; та — массовое остаточное водосодержание частично обезвоженной нефти, подаваемой на ¡-ую ступень нагрева, %; <5?, - повышение температуры частично обработанного нефтяного потока в ¡-ой ступени нагрева, °С; е, - коэффициент загрузки оборудования / - ой ступени нагрева частично обработанного нефтяного потока; г], - коэффициент удержания тепла оборудованием нагрева и отстоя ¡-ой ступени; г]тр1 - то же соединительными трубопроводами оборудования нагрева и отстоя

х-ой ступени; х.- доля промывочной воды, вводимой в обрабатываемую нефть перед I - ой ступенью нагрева и последующим отстоем, %; #„г,. - повышение температуры пресной промывочной воды, подаваемой в обрабатываемую нефть перед 1-ой ступенью отстоя , °С; еЛР,, т]врл, )]тгггЛ - коэффициенты загрузки и удержания тепла оборудования для подогрева промывочной воды и его соединительных трубопроводов; п0), -кратность орошения стабилизационной колонны; е - доля отгона лёгких фракций (ШФЛУ) в стабилизационной колонне, %; Л,».- энтальпия ШФЛУ при температуре в

верхней части колонны, ; еь г|ь ^ . коэффициенты загрузки и удержания теп-кг

лоты стабилизационной колонны и соединительных трубопроводов; Рк - давление (абсолютное) в стабилизационной колонне, МПа; т , „„ „ -остаточное массовое водо-содержание обезвоженной и обессоленной нефти, поступающей в стабилизационную колонну, %; т В Т11 — остаточное водосодержание товарной (стабильной) нефти, покидающей стабилизационную колонну, %; 1н „ - температура товарной нефти, покидающей стабилизационную колонну, "С ; 1Т „ - температура товарной нефти при выходе из технологической установки, "С.

Уравнение (1) является универсальным, приемлемым для любого типа установок промысловой подготовки нефти.

Расчётные коэффициенты тепловых потерь оборудования (у) принимаются в зависимости от степени загрузки (е) и выражаются формулой :

г/ = 1 - (1 - г}п) • 1 / е (2) (индекс «н» указывает на то, что значения номинальные).

Эксперименты, проведенные автором на реальных объектах, позволили получить следующие значения г;н (на единицу оборудования), которые можно использовать в качестве ориентировочных: теплообменники первой ступени нагрева и концевые холодильники 7„= 0,985...0,995; теплообменники второй ступени нагрева ^„=0,98...0,995; отстойная аппаратура 77, = 0,97...0,985; стабилизационные колонны '7„= 0,95...0,975. Использование зависимостей и соотношений для определения расчётных величин общепринятых в других отраслях, применительно к объектам промысловой подготовки нефти не представляется в полной степени возможным. Одной из причин является то, что в качестве параметра, выражающего степень загруженности, могут быть взяты различные показатели: расход поступающего на обработку сырья, производительность объекта по готовой продукции, в том числе, по товарной нефти ил и ШФЛУ. Кроме этого, расходы топлива еще во многом определяются технологическими режимами. При этом повышение значения в в одних элементах может происходить синхронно с уменьшением его в других. Например, только увеличение обводненности сырья, приведя к возрастанию £ в теплообменниках первой ступени нагрева и отстойной аппаратуре первой ступени, повлечет уменьшение его в теплообменниках и отстойной аппаратуре второй ступени, стабилизационной колонне и др. Следовательно, степень загруженности различных узлов и элементов установки по энергетическим параметрам находится в тесной взаимосвязи с большим количеством различных параметров работы. В этой связи становится очевидной необходимость дифференцированного подхода, требующего селективной оценки загрузки отдельных узлов и элементов технологической цепи. Для определения коэффициентов загрузки основных видов оборудования автором предложен ряд формул, выражающих различные варианты зависимости:

£ = Г^'.Ун.Ч'а,^,.,^(3) С и - расчётный и номинальный объемные расходы поступающей на обработку эмульсии; и И'тн - объемные доли остаточной воды в эмульсии, подвергающейся обработке, соответственно, расчётное и номинальное значения; X, и Хш - объемные доли промывочной воды, вводимой после соответствующих ступеней отстоя, соответственно, расчётное и номинальное значения; п.,Р и "ч,. " кратности орошения стабилизационной колонны; е и е„ - доли отгона ШФЛУ в стабилизационной колонне).

Разработаны номограммы, предназначенные для определения удельных расходов тепла по отдельным операциям, связанным с затратами теплоты. При этом учитываются: температура и концентрация воды в поступающей на обработку сырой нефти; концентрация остаточной воды в промежуточных операциях и в уходящей из установки товарной нефти; доля отгона ШФЛУ; кратность орошения стабилизационной колонны.

Определение удельного расхода топлива осуществляется в зависимости от расчётного КПД используемых генераторов теплоты (трубчатых нагревателей) по формулам и номограммам. Номограммы построены таким образом, что имеется возможность непосредственного нахождения искомых величин расходов применительно к тонне сырья, поступающего на обработку, как в целом по установке, так и по отдельным узлам. В целом применение предлагаемой методики существенно сокращает затраты времени и повышает точность и объективность получаемых результатов.

Третья глава посвящена исследованию теплофизических свойств водонефтяных эмульсий, их компонентов и других теплоносителей, используемых на объектах промысловой подготовки нефти, а также основных физико-механических условий и процессов, сопутствующих процессам конвективного теплообмена.

Одной из их важных характеристик является степень раздробленности дисперсной фазы. Для рассмотрения механизма теплопроводности эмульсий типа «вода в нефти» будем исходить из модели идеальной эмульсии, которая соответствует следующим условиям: в состоянии покоя частицы дисперсной фазы находятся в виде мелких шариков, имеющих одинаковые размеры и равномерно распределенных в объеме дисперсионной среды. Но даже при всём этом теплопроводность эмульсий неправомерно рассматривать как аддитивную величину, линейно изменяющуюся в соответствии с изменением температуры, по ряду обстоятельств, к которым относятся: 1 коэффициенты теплопроводности внешней (Я,) и внутренней (Л,) фаз при изменениях температуры меняется во взаимно противоположных направлениях. У воды она пропорциональна температуре, у нефти - наоборот (рис. 3); 2) теплопроводность эмульсий определяется четырьмя факторами: температурой, численными значениями коэффициентов теплопроводности компонентов и их концентрацией; 3)темлы изменения коэффициентов теплопроводности эмульсий (А,), в зависимости от температуры для каждого значения концентрации воды индивидуальны.

В реальных условиях вероятность соблюдения упоминавшихся обстоятельств весьма невелика. Одним из факторов, определяющих теплопроводность эмульсий, кроме температуры и концентрации диспергированных частиц, являются их геометрические размеры и характер расположения в пространстве. Их теплопроводность может составлять среднюю арифметическую от величин коэффициентов теплопроводности дисперсной и дисперсионной сред только в том случае, если частицы диспергированного вещества исчезающе малых размеров равномерно распределены в объеме дисперсион-

ной среды. И это будет справедливо только применительно к стационарным условиям теплообмена в локальных масштабах, так как теплоёмкости безводной нефти и воды различаются друг от друга примерно в два раза.

Рис. 3. Коэффициенты теплопроводности безводной нефти, пресной (дистиллированной) и соленой воды в зависимости от температуры: 1 — пресная (дистиллированная) вода; 2 — пластовая вода (солесодержание 10%); 3 — безводная нефть (смесь нефтей месторождений Татарстана).

На рис. 4 приведены значения симплекса Лс./А„ - отношения коэффициентов теплопроводности соленой воды (1С,) и безводной нефти в зависимости от температуры.

В диапазоне от О °С до 100 °С значения рассматриваемого симплекса меняются от 4,65 до 6 (возрастание 29%, темп изменения составляет 0,0135 ).

20 40 60 80

Температура. °С

Рис. 4. Соотношение коэффициентов теплопроводности пластовой воды и безводной нефти (симплекс Хс ,/Х^ при различных температурах.

На рис. 5 приводятся данные по влиянию температуры на коэффициент температуропроводности, безводной нефти и водонефтяных эмульсий. При водосодержаниях до 10 % коэффициенты температуропроводности безводной нефти и эмульсий отличаются в среднем не более чем на 8 %, но по мере возрастания водосодержания до 20 % эта разница достигает 14 %. При возрастании водосодержания в интервале от 5 % до 20 % постепенно снижается влияние температуры.

При о: 20 % влияние температуры на температуропроводность в 4,2 раза меньше, чем при Wв=5 %.

Рис. 5. Коэффициенты температуропроводности безводной нефти и водонефтя-ных эмульсий в зависимости от температуры: 1 — безводная нефть; 2 — водонефтя-ная эмульсия с водосодержанием 5% (об); 3 — водонефтяная эмульсия с водосодержа-нием 10 % (об); 4 — то же с водосодержанием 20 % (об); 5 — то же с водосодержанием 30% (об); 6 —то же с водосодержанием 40% (об).

В свете рассматриваемых вопросов представляет интерес анализ представленных на рис. 6 отношений коэффициентов температуропроводности эмульсий и безводной нефти. Во веем диапазоне рассмотренных значений концентраций воды и темпера-а~

тур симплекс —прямо пропорционален температуре, но темпы его изменения возрас-ан

тают также пропорционально водосодержанию.

Исключение составляет интервал между значениями концентраций воды от 20 % до 30%, где изменение симплекса в зависимости от водосодержания происходит более высокими темпами.

Рис. б. Соотношение коэффициентов температуропроводности водонефтяных эмульсий и безводной нефти (симплекс а, /а„) в зависимости от температуры: 1 — водосодержание эмульсии 5% (об); 2 — водосодержание эмульсии 10% (об); 3 — то же 20 % (об); 4-тоже 30% (об); 5-то же 40% (об).

Как следует из работ, посвященных исследованию конвективного теплообмена в вязких жидкостях, для аналитического определения коэффициентов теплоотдачи могут быть использованы зависимости типа

где К'и - число подобия Нуссельта; Ре - число подобия Пекле; А, т, п - соответственно, коэффициент и показатели степени; I - длина; О - диаметр канала; (1с - динамические коэффициенты вязкости при средних температурах потока и стенки.

При учете изложенных выше представлений следует, что числовой коэффициент А, стоящий в формуле (4), применительно к водонефтяным эмульсиям должен иметь зна-

чение, отличающееся от принятых в формулах, справедливых для гомогенных вязких жидкостей. Степень его отличия должна быть пропорциональна концентрации воды. Следовательно, в зависимость (4) должен быть включён ещё и фактор, учитывающий водосодержание. Подтверждением правомерности такого подхода является характер изменения коэффициента температуропроводности в зависимости от температуры при различных водосодержаниях (рис. 7).

При водосодержаниях до 20 % различие числовых значений коэффициентов температуропроводности (а) в зависимости от температуры не превышает 14 %.

о-*

Х-1

- г ~и О-

Ь- ф-

-зг

Рис. 7. Коэффициент температуропроводности водонефтяных эмульсий при различных водосодержаниях в зависимости от температуры: 1 — температура 7= 0 С; 2 - температура (=20 °С; 3-1 = 40° С; 4-1 = 60 °С; 5-1- 80 °С; 6-1 =■ ¡00°С.

" - г О- I « 1 1 .

.....4а V

; У/ /,

Рис. 8. Отношение коэффициентов температуропроводности водонефтяных

эмульсий и безводной нефти (симплекс —) при различных водосодержаниях в зависи-

а.

мости от температуры: 1 — температура Г = 0 °С; 2 — температура Х = 20 °С; 3 — 1 = 40 °С; 4-х- 60 °С; 5-1 = 80 °С.

Учитывая рассмотренные данные по изменениям значений коэффициентов температуропроводности и симплексов а3/ан (рис. 8), видно, что в формуле (4) величину коэффициента, учитывающего специфичность эмульсий, необходимо определять для двух диапазонов концентраций воды: первый диапазон — от 0 % до = 30 %; второй диапазон — выше ~ 30 %. Согласно экспериментально найденным результатам при постоянном значении водосодержания зависимость теплопроводности от температуры близка к линейной. Путём обработки данных экспериментального изучения теплопроводности водонефтяных эмульсий Ромашкинского месторождения с применением математических методов автором была получена формула (5):

Я, = [80,905 + 2,8169И'К + (0,0ШИ'й + 0,1567>]-10"', . (5)

Эта формула даёт наибольшее приближение к экспериментальным значениям при водосодержаниях эмульсий выше 20%, когда влияние температуры наиболее существенно. Средняя ошибка аппроксимации ниже 4%. Она может использоваться при про-

ведении технических расчетов, связанных с нагревом и охлаждением эмульсий типа "вода в нефти". v

Значения вязкости водонефтяных эмульсий можно получить, имея данные для безводных нефтей. Зависимость вязкости нефтей ряда различных месторождений от плотности и температуры, в диапазоне значений температур, имеющих место на объектах промысловой подготовки нефти к транспорту, можно представить в виде:

у = /{лл, р,!'), (8) (v - кинематический коэффициент вязкости; Ах. - постоянное число; р - плотность; и - показатель степени).

Использованием числовых значений параметров, входящих в зависимость (8), полученных экспериментально, путем математической обработки получена формула:

g*, 27+0,818551

v = -!-,-<-r-T-ï—т,м*/с, (9) (pis — плотность безводной

{ [(0,7314 + 0,01349(д5 -855)](//70)о'г5 }lOs

нефти при температуре 15 °С).

Её рекомендуется использовать при температурах от 20 до 90 °С для нефтей с плотностью при t=15 °С от 855 до 972 кг/м3 (Пермская область, Ромашкинское, Ишимбай-ское, Бугурусланское, Чегмагушское месторождения). При температурах 20...90 °С среднее отклонение расчетных результатов от экспериментальных не превышает 13%.

В этой же главе рассмотрены основные механико-физические процессы, происходящие в водонефтяных эмульсиях в условиях статики и динамики. Согласно современным представлениям интенсивность конвективной теплоотдачи в основном определяется термическим сопротивлением пристеночного слоя. Совершенно очевидно, что закономерности изменения термического сопротивления пристеночного слоя эмульсий в условиях динамики должны отличаться от имеющих место при течении гомогенных жидкостей, вследствие его более сложной структуры. Следовательно, на теплопроводность и термическое сопротивление пристеночного слоя эмульсий будет воздействовать большее число факторов. Если при рассмотрении данного вопроса исходить из классической структуры модели идеальной эмульсии, то необходимо составление дифференциальных уравнений, отображающих соответствующие физические процессы. Эти уравнения можно интегрировать только при ряде допущений. Результаты, полученные при использовании этих зависимостей, как показывает опыт, будут очень значительно отличаться от фактических. Весьма сложным представляется описание влияния специфики пристеночного слоя, бронирующих оболочек глобул, полидисперсности, условий коалесценсии, седиментации. В направлении перпендикулярном к оси потока концентрация водной фазы будет величиной переменной; средняя ее величина только в условиях турбулентного течения может наблюдаться в геометрическом центре. В условиях ламинарного и переходного режимов распределение концентрации диспергированной фазы будет определяться большим числом факторов, к главным из которых можно отнести: степень дисперсности, размеры и формы капель, условия седиментации.

Заторможенный слой эмульсий по своей структуре значительно сложнее, чем у гомогенных жидкостей, поэтому термическое сопротивление этого слоя при одинаковых условиях должно зависеть от большего числа факторов, чем при течении безводных нефтей. В случае течения пластовой воды, .содержащейся в нефти, из-за ее малой вязкости толщина пристеночного слоя будет существенно ниже. Вследствие полидисперсности в эмульсиях, пребывающих в состоянии движения по каналам различных

поперечных размеров, распределение этих частиц по их живым сечениям должно зависеть от их собственных геометрических размеров (например, диаметров) и гидродинамических условий потока. При нахождении жидкости в состоянии покоя скорости осаждения глобул воды определяются рядом факторов, главные из которых - линейный размер и температура. Кэалесцениия приводит к перераспределению массы и, как следствие, возникновению не равномерности распределения плотности по объёму. Эффект действия гравитационных и инерционных сил на глобулы разных размеров также различен., что привод,ит к соответствующему расслоению. Кроме этого, следует учесть, что вероятность изменения форVI глобул под действием гидродинамических сил также возрастает с увеличением их линейных размеров, что непременно должно отражаться на вязкости, теплопроводности, температуропроводности эмульсий.

Химические составы оболочек глобул могут существенно отличаться от химического состава дисперсионной среды, следовательно, эффективная теплопроводность эмульсий не может быть аддитивной величиной. С учётом особенностей пристеночного слоя можно полгчать, что степень отличия эффективной теплопроводности эмульсии, находящейся в этом слое, ог величины, найденной из условия аддитивности, будет большей, чем у объема эмульсии, находящейся: вне этого слоя.

Другим обстоятельством, 1аведомо приводящим к расхождению расчетных и экспериментальных данных, является то, что в расчётных формулах по конвективному теплообмену числовые величины коэффициентов теплопроводности принимаются такими же, как и в условиях статики. Это не является правомерным в отношении эмульсий вследствие ориентации в пространстве и изменения форм глобул диспергированной фазы (например, воды) под действием напряжений, возникающих при течении, и рассмотренной выше специфичности пристеночного слоя. В научно-технической литературе, не удалось обнаружить работ по оценке влияния специфичности нефтяных эмульсий на конвективный теплообмен.

Из анализа изложенного материала автор приходит к следующему заключению:

1.Специфика пристеночного слоя - основной фактор, влияющий на условия теплообмена при течении эмульсий. Главными факторами определяющими специфику этого слоя и, следовательно, условия теплообмена являются: а) переход части состава бронирующих оболочек глобул волы в нефтяную фазу; б) присутствие подстилающего слоя, во многом способствующего появлению и поддержанию полидисперсности; в) пристеночный эффект разрушения.

2. На современной стадии изученности рассматриваемых вопросов математическое описание изложенных выше процессов динамики эмульсий, связанных с теплообменом, не сможет привести к получению расчётных зависимостей и критериев, применимых в практических целях.

3. Является совершенно необходимым анализ ^накопленного теоретического материала и проведение на этой основе соответствующего объема экспериментальных исследований в практичгских и лабораторных условиях.

Четвертая глава посвящена анализу современного состояния теории и практики исследования конвективного теплообмена в вязких жидкостях и его экспериментальному исследованию при течении модельных водоиефтянмх эмульсий. С целью оценки влияния основных из перечисленных факторов на конвективный теплообмен при принудительном движении водонефтяных эмульсий была специально спроектирована и изготовлена экспериментальная установка (рис. 9), обеспечивающая большую степень регулирования тепловык потоков и расходов, позволяющая в ходе опытов осуществлять значительные изменения граничных температур нагреваемого потока и

также необходимую точность определения средних и локальных температур поверхности греющего элемента. Эмульсия под действием насоса (22) прокачивается через нагреваемый .(экспериментальной) участок рабочей трубы (I) и направляется в холодильник (28), мерный бак н емкость (26), снабженную змеевиком-охладителем (25). Регулирован»; расхода эмульсии осуществляется путем перепуска по линии рециркуляции (23) некоторой ее части к емкость (26), что позволяет также поддерживать её дисперсность на постоянном уровне. Нагревательный (экспериментальный) участок представляет грубу, на наружной поверхности которой укреплены термопары, предварительно прошедшие проверку в соответствующих температурных условиях. Тепловой поток ка экспериментальном участке создается путем непосредственного пропускания чер£3 него переменного '.»лектрического тока. Регулирование теплового потока осуществляется изменением силы проходящего тока путем изменения напряжения, подаваемого на первичную обмотку трансформатора ТС-500, используемого в качестве источника питания. В процессе эксперимента замеряются сила тока, падение напряжения, температуры и давления потока эмульсии на входе и выходе из экспериментального участка, распределение температур по длине греющей трубы.

Обработка результатов эксперимента проводилась по общепринятой методике, предусматривающей построение графических зависимостей и элиминирование действия отдельных факторов, а также методами корреляционного и регрессионного анализа. Величины средних температур егенки экспериментального участка для каждого опыта определялись как среди еингеграяыше величины по значениям термо-э.д.с. 23 термопар.

По результатам экспериментов строились графики зависимостей:

при граничной температуре; - числа подобия Нуссельта, Рейнольдса,

Прандтля, Грасгофа при температуре потока; Рг_ - число Прандтля при температуре стенки).

..0,167

числа подобия Нуссельта и Пекле

(13)

Рис. 9. Принципиальная схема экспериментальной установки: 1 - экспериментальный участок; 2. 6. 19 — термопары; 4, 16, 20 - стеклянные ртутные термометры; 3, IS — электроизолирующие фланцы; 5, 15 — зажимы электрические; 7, 14 — манометры; 8 -*- трансформат ор .тока; 9 — амперметр>; 10 — силовой трансформатор; 11 — регулятор напряжения; 12 — электрический рубильник; 13 - вольтметр; 17 — расходомер; 21 — напорная линия; 22 - насос; 23 —линю рециркуляции эмульсии; 24 — вентиль; 25 — змеевик охлаждающей воды; 26 — бак рабочей жидкости; 27 — бак промежуточной охлаждающей жидкости; 28 - змеевик-холодильник; 29 — сливная линия охлаждающей воды; 30 - потенциометр; 31 — переключатель термопар; 32 — слив в канализацию.

Выдвигавшееся ранее предположение о специфичности условий конвективного теплообмена при течении эмугьсий вследствие влияния рассмотренных выше факторов подтверждается графиками, построенными гю экспериментальным данным. Так, из рассмотрения зависимости a:=f (\VB), представленной в диссертации, совершенно очевидно, что влияние концентрации воды в эмульсии на. теплоотдачу сказывается уже при значениях её ме нее 10% по объему. Эта зависимость (при U, t„ - idem) - нелинейная. Темпы изменения теплоотдачи, в зависимости от концентрации воды, при различных скоростях и температурах потока отлич.аогся незначительно. При её росте "от следов" до 30% величины Nu, и Миж при Re» - idem несколько уменьшаются, но при достижении значений концентраций воды более *30% - резко возрастают. Наиболее вероятной причиной данного явления можно считать указанные кыше особенности пристеночного и погранично го слоев при течении эмульсий, вызванные зависимостью их размеров и структуры от объемного содержания диспергированной фазы. При сопоставлении результатов опктов с одинаковыми скоростями и значениями комплекса

Per~j очевидно, что величина теплоотдачи колеблется в значительных пределах. Обращает на себя внимание тог факт, что по мерз приближения значений чисел Рей-нольдса к критическим коэффициенты теплоотдачи при всех имеющих место в опытах концентрациях воды возрастают с увеличением последней. Данный факт объясняется только уменьшением толщины и изменение:« структуры пограничного и пристеночного слоёв. В пользу данной гипотезы свидетельствует повышение вероятности столкновения и коалесценции отдельных глобул воды и очевидность последующего влияния этого процесса на размеры и структуру пограничного слоя. Увеличение расхождения экспериментально найденных значения числа Нуссельта (Nur) между собой по мере роста концентрации воды может бьпъ закономерным только в этой связи. К существенному уменьшению разброса по сравнению с другими альтернативными вариантами приводит обработка данных в соответствии с зависимостью (10). Сопоставляя опыты с одинаковыми линейными скоростями и значениями комплекса Рег у-, замечаем, что величина теплоотдачи при водосодержаниях не выше 30% может быть определена с точностью 15 ... 18%. Наибольшие значения Nur (pj, tficT'm и разброс экспериментальных данных, достигающий 25...30%, имеют место при WB = 50%, что объясняется изменением структуры пристеночного и пограничного слоёв: объём содержащейся воды позволяет образовать слой, приближающийся к «сплошному», т.е. состоящему, преимущественно, из движущихся водных глобул.

Графическое обобщение рассматриваемых экспериментальных данных по теплообмену представлено на рис. 10. Обработка экспериментальных данных, соответствую-

щих уеловию Wa— idem, позволила получить ряд зависимостей типа (4). Числовые

WB 0 10 30 50

А 1,55 1,4 1,2 1,88

Поскольку на преобладающем большинстве промышленных объектов обводненность нагреваемой эмульсии значительно ниже 30%, целесообразно провести обобщение, используя для этого зави ;имость числового коэффициента от водосодержакия. В результате проведения соответствующего обобщения автором получена следующая формула:

, гчЧ0.4 Г \0.lf

■V«,. =(1,55-0, <ПШа]Ре,^ . (15)

t У"

4* t> fs Ф

< kw Ъ т t

й- Гп f

• 1

А / • к -1 Э-2 »-3

У 1

Рис. 10. Обобщение экспериментальных данных по теплообмену при вынужденном течении модеяъных эмульсий в горизонтальной трубе: 1, 2, 3, 4 — водосодержания, соответственна, 0%, 10%. 30%, 50% (об).

Рис. ¡1. Изменение средней температуры стенки трубы экспериментального участка (¡с) при нагреве любе: ьных эмульсий в зависимости от скорости движения и

водосадержания: 1. 2, 3 4- в:>досодержаншч, соответственно, 0%, 10%, 30%, 50%; средняя температура жидкости ¡ж — 3(?С; тегьюнапряженность стенки трубы q = 14 ■ 103 Вт/м%; 5, б, 7 — еодосодержании, соответственно, 0%, 30%, 50%; tx = 3(fC; q = 7,5 • I03 Вт/м3.

Она может использоватЕ.ся для расчета теплообмена при вынужденном течении во-донефтяных эмульсий в горизонтальных трубах в следующем диапазоне определяющих условий: водосодгржание \VB=0% ("следы") ...30% (об); средняя температура потока жидкости t*=10...60 °С; число Прандтля Рга;=140...480: комплекс 180 .1980;

симплекс = 1,1....3,2; отношение — = 120...300; число Рейнолмса Кеж=120...2300. Иссле-

М, I

дованием гидравлического сопротивления были охвачены ламинарный и частично переходный режимы течения в следующем диапазоне определяющих условий: скорость U = 0,2...8 м/с:, температура потока 1« = Ю...60°С; число Рейнольдса Яеж = 180...4500; теллокагряженность поверхности q = 0...23 кВт/м2; концентрация воды WB = 0% ("слсды':), 10%, 30%, 50% (об). Было замечено, что в области в области критических значении имеет место весьма небольшое отставание значений коэффициента гидравлического сопротивления (£,), соответствующих влагосодержаниям 50%.

(16) {4, - коэффициент гидравлического сопротивления при неизотермических условиях). Числовой коэффициент, стоящий в данной формуле, близок теоретически найденному значению, и соответствует данным, полученным различными авторами при исследовании неизотермического течения жидкостей в трубах небольшой относительной длины. Анализ распределения температуры по длине трубы дает основания полагать, что этот ф;жтор наход ятся в тесной корреляции с интенсивностью конвективного теплообмена Характерней зависимость /с = /(С/,№'в,/,.,</) представлена на рис. 11, где и - средняя скорость движения.

Из его рассмотрения, очевидно, что среднеингеграл1.ные значения температуры стенки в условиях - Нет определяются концентрацией виды, средней температурой и скоростью движения потока. При этом темпы изменения локальных температур меняются в соответствии с изменениями значений перечисленных факторов (д,И'в и Степень разброса значений наеденных локальных температур уменьшается с увеличением относительной дпиы рассматриваемого участка.

Рассмотрим применительно к узлу теплообменников, служащих для нагрева эмульсии перед отстойной аппаратурой, влияние на теплопередачу изменения водосодсржа-ния от \\'в, до \\'ц2, и расхода от в] до С2. Изменение коэффициента теплопередачи выразим через соотношение коэффициентов теплоотдачи к нагреваемым потокам

= ■ Для определения коэффициентов теплоотдачи используем зависимость

(15). При допущении, что ал » и постоянстве термического сопротивления отло-

Обработкой результатов экспериментов была получена формула

Re,

жений имеем — = — + г к2 аА

Проделан ряд преобразосаний и заменив средние линейные скорости движения через массовые расходы при условии = /2, О, = О, и ¡л = г,2 получаем

= а„ _ Л..г, .. 1,55-0,01 ( Л,, У V Ог,сг, V" :МХ>

«.<= " Л'.г: 'я~£>„(|755-0.о||»',= Л^л-^^Ло'Ч.'. ) 1,55-0,01 Ш-Цл^ ^kGд.Jв.„J

(1Г! ■ коэффициент теплопередачи при другом значении водосодержания эмульсии; ,\'ых1 и - числа подобиз. Нуссельта со стороны нагреваемой эмульсии при различных её всдосодержаниях; и - динамические вязкости эмульсий при средней, температуре потока; и /<,, - то же при средней температуре стенки).

На основании результатов, полученных в данной главе совершенно очевидно, что: а) концентрация воды оказывает существенное влияние на теплообмен и следовательно на характеристики работы теплообменной аппаратуры; б) влияние изменения теплофи-зических характеристик эмульсий, вызываемых влиянием концентрации воды, на энергетические показатели теплотехнического оборудования может быть учтено по эмпирическим и аналитическим з изисимостям.

Р.ятии глава посвящена рассмотрению и анализу результатов практических и теоретических исследований теплотехнического оборудования объектов подготовки скважинкой продукции: теплообменников и генераторов тепла. Исследования теплопередачи проводились на натурных теплообменных аппаратах ряда объектов промысловой подготовки нефти различных нефтегазодобывающих управлений, входящих в состав ОАО 'Та тнефть". Проведете данной работы было обусловлено необходимостью выполнения тепловых, расчёте 1, усугубляемой отсутствием подобных данных в известных лигературнбпс источниках. По экспериментальным данным были получены следующие значения коэффициентов теплопередачи:

1) теплообменники "гру£;а а трубе", в том числе: а) "пар-нефть" 255...348 Вт/м2 • °С; б)"нефть-:н ефть" 140.... 175 Вт/м2' °С;

2) ко:кухотуубчатые теплообменники, в том числе: а) "пар-нефть" 67.....120 Вт/м2-

°С; б) "нефть-нефть" 42.....80 Вт/м3- °С; в) "вода-нефть" 46.....103 Вт/м2-°С.

Представленные результг.ты в среднем в 1,5...2 раза ниже, чем в аналогичных аппарата:'; нефтеперер&батыЕаюгщх заводов (НПЗ). Параметром, оказывающим наиболее существенное воздействие на теплопередачу, является скорость. Степень влияния данного фактора в аппаратах кэжухотрубчатых и типа «труба в трубе» различна. Так, в аппарата:! «труба в трубе» и кожухотрубчатых при сопоставимых порядках линейных скоростей движения нагреваемых эмульсий темпы изменения коэффициента теплопередачи в 1,5...3 раза выше. Это может быть объяснено исключительно влиянием гидродинамических факторов. Так, в кожухотрубчатых теплообменниках преобладает ла-минарньг£: режим течения (вычисленные значения Ие, находились в пределах 283.. .2630). Значения этого параметра выше критических (Яе = 2200...2300) наблюдались толь со в редких случаях. В теплообменниках типа "труба в трубе" значения числа Е4.еж составляли от 13205 до 48480, т.е. находились в пределах, когда наиболее вероятным является развитый турбулентный режим течения. Расхождение значений коэффициентов теплопередачи а исотедованных различных кожухотрубчатых аппаратах, достигающее 10...9:5,5%, объяснимо влиянием отложений: их средняя толщина в трубах составляла 2.. .6 мм. Наибо.гее существенным фактором при этом является появление отложени! со стороны нагрызаемых водонефтяных эмульсий. Это обусловлено, главным образом, следующим: а) минеральные соли, практически нерастворимые в безвод-

ной нефти, содержатся в водной фазв; 6) толщина пограличиого слоя при течении эмульсий значительно выше, чем это имеет место при течении воды, не содержащей нефтяной фазы, или безводной нефти, при идентичных условиях.

Кроме этого, данная величина зависит также и от размеров капель диспергированной среды. Так, как при нагреве этот слой находится при температуре, превышающей среднюю температуру в ядре течения потока, то с »взрастанием содержания воды в эмульсиях и повышенном температуры греющего теплоносителя возрастает вероятность выпадения солей в виде шлам о в и твердых веществ, образующих отложения. Рассмотренные факторы в совокупности приводят к тому, что скорости образования отложений на рабочих поверх ностях со стороны эмульсий намного выше, чем это имеет место при движении безводных нефтей того же месторождения. Для выявления зависимости термического сопротивление отложений от толщины пристеночного слоя были определены фактические значения коэффициентов теплоотдачи к эмульсиям в теплообменниках "труба в трубе"'термохимической установки обезвоживания и обессиливания нефти НГДУ "Бавлыкефть". Греющим теплоносителем в аппаратах служил водяной пар, конденсирующийся на наружных поверхностях внутренних труб, расположенных горизонтально. Термическое сопротивление со стороны конденсирующегося пара ничтожно мало в сравнении с термическим сопротивлением со стороны эмульсии. Поэтому значение термического сопротивления отложений (rj) может быть вычислено как разность фактического и расчётного значений средних величин термического сопротивления аппарата. Вычисленная таким образом величина г} находится в пределах 0,00113....0,0022 мг- °СЛВт. Правомерность такого подхода оправдана тем, что при вычислениях значения Кр учитываются: отношение наружного и внутреннего диаметров труб; термические сопротивления отложений со стороны пара и самой стенки трубы; коэффициенты теплоотдачи со сгэрокы греющего и нагреваемого теплоносителей.

При условии, что скорость образования отложений со стороны эмульсии во многом определяется толщиной пристеночного слоя, можно полагать, что ориентировочные значения термического сопротивления этого слоя в кожухотрубчатых теплообмемни-

ках могут быть найдены из условия пропорциональности, то есть —отсюда

Гм Кез

г>г -r¡i . = (j,..7)r =о,оо5«...о,он—-• Полученные величины: находятся в значительном

Rc 1 * ' ' Вщ

противоречии с данными, приведенными в технической литературе, где указывается, что в аппаратах подобного назначения нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) значения гз находится в пределах от 0,0004 до 0,0008 м-°С/Вт. Ос новными причинами такого различия являются: а) приведенные литературные данные соответствуют условиям НПЗ. Содержание воды, солеи и механических примесей в нефти, прошедшей подготовку на нефтяных промыслах, будет гораздо выше; б) работа теплообменного оборудования в условиях НПЗ существенно отличается от условий, имеющих место на промысловых объектах подготовки нефти. В заводских условиях несопоставимо легче поддерживать требуемые величины скорогтей теплоносителей, их параметры, межремонтные сроки и др. Следовательно, известные значения термических сопротивлений, приведённые в справочной литературе, можно рассматривать применительно к объектам промысловой подготовки нефти только в качестве ориентировочных.

Рассмотрим влияние загрязнений на удельные затраты. Пусть в единицу времени со стороны нагреваемой эмульсин образуется слой осадка толщиной А5,3, следовательно за время работы т - толщина данного слоя составит ■ = Д<У, • т, м.

Коэффициент теплопередачи при этом может быть выражен как:

к3= ' = — — — — — — , (19) (к, к3-коэффициенты теплопере-1 А|? , 1 Дд. • г I

4- " ' Г ---~ + ГГ+ — +-

Л,, С и V" ¿г. аэ

дачи до и после образования слоя отложений, Вт/м2, °С; Л,, - коэффициент теплопроводности отложений со стороны нагреваемой эмульсии, Вт/м2-0С; аг, а, - коэффициенты теплоотдачи ст греющего теплоносителя и к нагреваемой эмульсии, Вт/м2- С; гг- совокупное термическое сопротивление слоя отложений со стороны греющего теплоносителя и металла трубок, Вт/«2 "С; иг,и,3 - скорости движения греющего теплоносителя до и поело образования отложений, м/с; т- показатель степени. При турбулентном режиме т а 0,8; при ламинарном- т= (0,3 ...0,5).

Для сохранения теплового потока в аппарате на прежнем уровне необходимо увеличить расход греющего теплоносителя, либо ее среднюю температуру. Влияние изменения расхода греющего теплоносителя (агрегатное состояние его не меняется) на теплопередачу можно учесть через коэффициент теплоотдачи:

Необходимое увеличен!'с расхода 'греющего теплоносителя (ДОг) составит: ДОг^Чг.г-лг.)<о1рг-, где (ог, рг — расчетное живое сечение рабочей части теплообменника для г реющего теплоносителя и его плотность.

Для реализации второго случая необходимо выполнение условия

л:гг.\г 7> -О., -/-Г,=-£>,, V,), (20) (Р,Р3,у,у3- соответственно, сум-

марная рабочая поверхность включённых в работу теплообменников до и после образования отложений и степени полноты их омывания потоками теплоносителей; средние: разности температур теплоносителей до и после образования отложений; £?,.£-',» ■ теплоиые потоки, воспринимаемые в теплообменниках нагреваемой эмульсией до и г.осле образования отложений; С,,с, - массовый расход и средняя массовая удельная теплоемкость эмульсии; - температура входа в эмульсии в узел теплообменников и минимальная дслускаемая, по технологическим условиям, температура её нагрева).

При этом должно соблюдаться условие:

V, -С, Р, М -<:')= -с,> Р„ •(/;., 0>г, с„ рг„ ■{!'„-I1;), (21)

Прню, * <вг3, с^^.з, рг и рг3 имеем: ^^Ч^'-О+Гг.з « (^4")+V, (22)

где 1'г и 1"г- температуры греющего теплоносителя на входе и выходе из теплообменников до образования огтожений, °С; I', 3 и I",3- то же после образования отложений , °С; - удельная массовая теплоёмкость греющего теплоносителя до и после образование отложений кДж/кг 0 С. Для случая обвязки узла теплообменников по проти-воточной схеме можно написать:

ДI = 0,5 [(1', + Г'^-О'э+Гэ)] « (23) (Ъ, I, - средние температуры греющего теплоносителя и эмульсии до образования отложений).

После образования отложений эта величина составит: А', *о,5[(с,.+с>(?;,.+/;,.)]. (23)

В итоге получим

' А£,гт 1 -]+]~(24)

Л а,

Из этого уравнения можно найти значения скоростей для соответствующих условий.

Если удельные затраты на перемещение единицы массы горячего теплоносителя до и после образования отложений составляют егп и ег П1, то затраты на перемещение необходимых количеств греющего теплоносителя с требуемыми скоростями составят, соответственно: Ег. п=еГ Г1-и1.-рг(ог 3600, руб/ч и Ег п з = сг п , -иг1'ргз-шг , 3600, руб./ч.

Величина е,. п, при изменении скорости вследствие образования отложений не остается постоянной, т.к. потери на преодоление гидравлических сопротивлений нелинейны по отношению к изменению скорости. В общем случае, когда не известен характер

движения, необходимо принять Рг=Р„; «...-Ц^

Возрастание данной статьи затрат вследствие образования отложений составит =£,„,-£',,,.

При увеличении средней температуры греющего теплоносителя также возрастут затраты топлива на его подогрев вследствие необходимости увеличения температурных перепадов в генераторе тепла. Например, в трубчатых печах это приведёт к необходимости увеличения температуры продуктов сгорания топлива и, следовательно, к некоторому снижению их теплового к.п.д. Возрастание затрат на топливо можно определить из выражения:

с,г,(<и-<:,) оЛк-сУ

где Ет и Етз- затраты на топливо до и после образования отложений, руб.; ет- стоимость единицы количества топлива, руб./кг, руб./м3; В, Вз — расходы топлива до и после образования отложений, кг, м3; Ог,Ог3- расходы греющего теплоносителя до и после образования отложений, кг/ч, м3/ч; коэффициенты, учитывающие тепловые потери оборудования в окружающую среду, до и после образования отложений; т]п."Ппз- тепловые к.п.д. генератора тепла до и после образования отложений; ()Ц - теплотворная способность топлива (низшая), кДж/кг, кДж/м3.

Если затраты на проведение очистки теплообменника

составят Ь0, а длительность

цикла работы от одной очистки до другой равна тц часов, частота чисток в течение года Г365-24) „

Затраты на проведение очистки, отнесенные к одному часу

ДЕт - Ет з — Ет=ет (В, - В) » етс>

(25)

составит пп -

работы теплообменников, составят Е^ = —, руб./ч.

Увеличение затрат на. подогрев нефти без учета зарплаты обслуживающего персонала, различных отчислений и других статей расходов, значения которых в рассматриваемых условиях можно принять неизменными, при образовании слоя отложений может быть определено выражением: ДЕ, = Д£,„ + АЕТ + Е0.

Далее в рассматриваемой главе приводится анализ различных подходов к определению энергетической эффективности теплообмешюго оборудования объектов промысловой подготовки нефти. В соответствии с целями данной работы в ней рассматриваются только показатели, характеризующие энергетическую эффективность используемой аппаратуры. Поскольку основными типами используемых в нефтяной промышленности аппаратов являются кожухотрубчатые и «труба в трубе» было проведено сопоставление основных энергетических характеристик этих типов аппаратов. С этой целью рассматривались величины мощностей, требуемых на перемещение греющих теплоносителей, приходящиеся па единицу рабочей поверхности аппарата и коэффициенты теплопередачи при условии Ы,_т = Nк_т (затраты энергии на перемещение теплоносителей, отнесенные к единице рабочей поверхности). В итоге было выявлено, что для приближения интенсивности теплопередачи в кожухотрубных аппаратах к имеющим место в аппаратах «труба в трубе» потребуется повышение удельной затрачиваемой мощности в несколько раз.

К настоящему времени для оценки энергетического совершенства теплообменной аппаратуры предложено сравнительно большое разнообразие подходов, опубликованных в ряде работ: Лондон и Ферпосон, Мак-Адамс, М.В. Кирпичёв, Глазер Ф., В.М. Антуфьев, Г.С. Белецкий, Л.С. Козаченко, Бауер и др.

Главным недостатком предложенных критериев оценки тепло-гидравлического совершенства является отсутствие учёта влияния на теплопередачу термических сопротивлений отложений на их рабочих поверхностях. Данный фактор может быть учтён изменением коэффициента теплопередачи во времени. Это даёт возможность учёта темпа снижения энергетической эффективности аппарата с течением времени. В силу изложенных выше доводов для оценки тепло-гидравлического совершенства теплооб-

менных аппаратов «нефть-эмульсия» автором предлагается критерий: кр

Е --, (26) (£ - отношение съема тепла с единицы рабочей поверхности

¿¡V, + <5У2

аппарата в единицу времени при температурном напоре в один градус к суммарной затрате мощности для перемещения теплоносителей, отнесенной к единице площади рабочей поверхности; ¿¡¡V, и 8Ыг - затраты мощности на перемещение теплоносителей, отнесенные к единице рабочей поверхности).

Преимущества, получаемые при использовании предлагаемого критерия:

1. Основные энергетические параметры аппарата характеризуются одним критерием.

2. Анализ зависимости Е = /(г) позволит достигнуть ещё одного преимущества: выявить и соответствующим образом учесть влияние времени эксплуатации.

3. Условие Дг„ =1 дает возможность выявить удельный тепловой поток, достигаемый при единичном температурном напоре.

N N

4. Факторы = —- и 5Ыг = —- позволяют учесть полные затраты мощности и

^ Р

габаритные размеры аппаратов.

5. Численное значение коэффициентов теплопередачи определяется гораздо точнее и проще, чем коэффициентов теплоотдачи.

Конструкция предлагаемого генератора тепла.

Из используемых в настоящее время на нефтепромысловых объектах генераторов тепла: малогабаритных трубчатых печей типа ПТ-16/150М, блоков нагрева типов БН-3000, УДО-2М и УДО-3, трубчатых печей односкатной конструкции «Эмбанефтспро-ект», шатровой двускатной конструкции «ГИПРОНЕФТЕМАШ», вертикальных конструкций «ВНИИнефтемаш», блочных типа ПТБ-10 конструкции «Саратовнефтегаз» ни одна не может быть рекомендована для длительного использования в условиях объектов с совмещённой технологией. Основные причины: необходимость постоянного присутствия обслуживающего персонала, пожаро - и взрывоопасность, высокие давления рабочих сред, сложность поддержания требуемых рабочих параметров.

Следовательно существует целесообразность создания простого в эксплуатации, долговечного и надёжного генератора тепла, позволяющего обеспечивать нагрев сравнительно небольших масс скважинной продукции от температур 5...15°С до 40...45°С. Основные требования к нему:

1. Топочная камера должна представлять собой жаротрубный нагреватель преимущественно с наклонным и вертикальным движением дымовых газов, это позволит облегчить удаление твёрдых отложений, образование которых возможно при использовании сернистых топлив.

2. Нагрев эмульсии должен осуществляться в трубных змеевиках, конфигурация которых позволяет:

а) двигаться нагреваемому потоку при заранее предсказуемых скоростях и гидравлических режимах;

б) производить чистку рабочих поверхностей от образовавшихся отложений путём промывок и пропарок.

3. Во избежание превышения допускаемых тепловых напряжений стенок рабочих поверхностей продуктовых змеевиков совершенно необходимо использование промежуточного теплоносителя, находящегося в пространстве между жаровыми трубами и змеевиком (змеевиками).

4. В качестве промежуточной теплопередающей среды, необходимо использование жидкого высокотемпературного теплоносителя.

5. Системы К.И.П. и автоматики должны обеспечивать длительную работу агрегата без вмешательства обслуживающего персонала

6. Генератор тепла и трубчатый каплеобразователь, подключаемые последовательно должны покрываться эффективной тепловой изоляцией, что позволит также улучшить условия сепарации.

7. В качестве топлива может быть использован попутный газ, в том числе и сернистый, выделяющийся в сепараторах ДНС и в ряде случаев сжигаемый на факелах.

Расчёты показывают возможность реализации данного предложения.

Основными элементами предлагаемого подогревателя являются: емкость, заполненная теплоносителем, трубный змеевик с регулятором расхода нагреваемой эмульсии, газогорелочное устройство с регулятором расхода топливного газа, жаровая труба (см. рис. 12).

В ёмкости, на конечном участке жаровой трубы, установлен датчик температуры, функционально связанный с регулятором расхода топливного газа Температура кипе-

ния промежуточного теплоносителя не менее 200°С; жаровая труба может выполняться восходящей с определенным наклоном относительно горизонтали.

Рис. 12. Принципиальная схема генератора тепла, предназначенного для путевого подогрева эмульсий сернистых нефтей: 1- корпус; 2 — промежуточный теплоноситель; 3 — трубный змеевик; 4 — регулятор расхода; 5 — газогорелочное устройство; 6 — регулятор расхода топливного газа; 7—жаровая труба: 8 — датчик температуры; 9 — устройство управления; 10 — дымовая труба; 11 — расширительный бак.

Шестая глава посвящена разработке и совершенствованию теоретических основ теплоэнергетической диагностики объектов промысловой подготовки скважинной продукции (рис. 13).

Основная цель диагностирования — выявление параметров, рассмотренных в п.п. А, Б, В, Г, Д, Е (см. ниже).

А. Определение допускаемых тепловых нагрузок и последовательность поверочного теплового расчёта трубчатых генераторов тепла с целью определения условий их работы при колебаниях загрузки технологических установок по сырью.

Поступление сырой нефти на объекты по её промысловой обработке во многих случаях подвержено колебаниям, по этой причине возникает необходимость пересмотра условий работы технологического оборудования и, в первую очередь, трубчатых печей. Пересмотр условий их работы заключается в аналитическом определении условий, при которых обеспечивается длительная и безаварийная работа их змеевиков. Наиболее важной целью расчёта является выявление допускаемых значений тепловых напряжений. Автором предлагается соответствующая последовательность решения данной задачи, излагаемая в методике, используемой в практике.

Для типовых печей, используемых на объектах промысловой подготовки нефти, средняя величина максимально допустимой разности средних температур стенок труб змеевиков и нагреваемой нефти должна составлять не более 60°С. Определяя соответствующие числовые значения необходимых величин получаем:

Яд, = 60 ■ 0,55 • 0,80ц = 26,4 а,, (27) {а, - коэффициент конвективной теплоотдачи к потоку нагреваемой нефти).

теплотехническ

l>G hrr К ■(.>■« IIIJOMMI.

продукции нефтян

ая диагностика

плюй и I инки

ых месторождений

8 1 I

25 Ч g

* L.?

от o.S

(L) —

1 S k

I « 2

^ ^ о

О S-5

^ CO „. ST О 3 X н E

£ £ v s.

В °

U Ш

iS fe | ÄO g '5 с •=*

3«g|

III« 8 Э

ii'S

S Ь fc § bis

ю £ x

c S s

a i °

а Б

О и

Рис. Ii. Основные направления теплотехнической диагностики объектов подго-, товки продукции нефтяных месторождений.

Среднее допускаемое значение q„, по змеевиковому экрану находим как полусумму средних допускаемых тепловых напряжений во входной (¡7>() и выходной (¡/s„,,) частях змеевика из условия: q^ =0,5(с]д вьк.) = 13,2(авх.+авых), (28)

где авх и авых — коэффициенты теплоотдачи к нагреваемому продукту во входной и выходной частях змеевика. Для приближённых расчётов можно использовать эмпирическую формулу, полученную автором путем обобщения значительного объема экспериментальных и аналитических данных.

сц= 1,005 [4,44+5,95(U-0,5)+0,03366(t-60)W—, кВт/м2, (29)

V ^вн

где DBli — внутренний диаметр трубы, мм.

Допускаемая полезная тепловая мощность печи п определяется как сумма произведений соответствующих допускаемых теплонапряжений на площади радиационной и конвективной частей змеевика. Если в качестве допускаемого принимается линейное тепловое напряжение, то значение Qän определяется как произведение допускаемой линейной плотности теплового потока (рис. 14) на длину соответствующей части змеевика. После определения полезной тепловой мощности определяется удельная энтальпия нагреваемого продукта при выходе змеевика печи hab«. При нагреве нефтяного потока температуру выхода её из змеевика можно определить по формуле, полученной автором путем преобразования ранее известной зависимости:

= 0,5-^990569 + 2361,27Л.„ ^¡р ■ 10"' - 497,6, °С, (30)

где /> - плотность безводной нефти при температуре 15 °С.

При переходном режиме течения может быть использована формула, полученная автором путем обобщения данных, приведенных в литературе по конвективному теплообмену:

= 2>2 + 6.5(аел,10--,-2>2)°'™-,2'2-Кг»|о"!,о'М5-Рг^. (31)

При нагреве водонефтяных эмульсий, в условиях объектов комплексной подготовки нефти, включающей также и стабилизацию, содержащаяся в них вода может испаряться (из-за увеличения температуры или снижения давления в результате преодоления гидравлических сопротивлений). Возможность появления водяного пара в потоке нефти можно выявить по температуре насыщения воды (1н В °С) при соответствующих давлениях (Р, МПа) по формуле, предложенной автором:

1Н „ = 100,59(9,8066 Р)° " , (32) (Р - абсолютное давление, МПа).

При условии 1вмх > 1н„ необходимо внесение следующих дополнений:

1. Значение Од п необходимо увеличить на величину теплового потока, затрачиваемого на нагрев и испарение воды, что весьма важно при определении расхода топлива и аэродинамических расчётах топки и газоходов печи. При этом удельную теплоту её испарения (г), в зависимости от давления, можно определить по формуле автора:

г=2484-226,9(9,8066Р-0,01)°318, кДж/кг. (33)

2. При испарении остаточной воды необходимо проверить достаточность располагаемого давления в начале змеевика для преодоления гидравлического сопротивления, соответственно увеличивающегося в результате возрастания удельного объёма нагреваемого продукта вследствие выделения водяного пара.

Изменение условий теплообмена с внешней стороны труб не рассматриваем по той причине, что такие из влияющих факторов, как температуры топочной среды и наружных поверхностей экранных труб, светимость пламени, скорости движения продуктов сгорания топлива определяются только условиями его сжигания и тепловой нагрузкой агрегата. ,

50 73 1йЯ 135 '50

Дяяметр. мы

Рис. 14. Допускаемая линейная плотност ь теплового потока при различных диаметрах змеевиковых труб и скоростях движения нагреваемой нефти: 1 - скорость движения 3 м/с; средняя температура нефти ¡40°С; 2 - скорость движения 3 м/с; средняя температура нефти 100 С; 3 - то же 2 м/с; то же 140° С; 4 — то же 2 м/с; то же 100°С; 5 — то же 0,1 м/с; то же 140С; 6 — то же 0,1 м/с; то же 100°С; 7 - то же 0,5м/с; то же 14(РС; 8 —то же 0,5 м/с; то же 100°С.

Б. Определение основных гидравлических характеристик продуктовых змеевиков трубчатых генераторов тепла применительно к условиям изменения загрузки технологических установок по сырью.

Одна из особенностей объектов промысловой подготовки нефти с её стабилизацией состоит в том, что давление нагреваемого потока при выходе из змеевиков печей также является регламентируемым фактором, определяемым конкретными условиями. Возрастание гидравлических потерь способствует появлению двухфазного движения в конечной части продуктового змеевика, что влечет за собой появление ряда нежелательных последствий (гидравлическую неустойчивость, дополнительный рост потерь и др.). В связи с изменением объема поступления сырья на объект возникает необходимость недопущения расслоения нагреваемого потока в продуктовом змеевике печи. Исходя из найденных величин минимально допускаемых скоростей можно определять допускаемые диапазоны изменения расходов. Для змеевиков из труб различных диаметров и с различными числами параллельных потоков эти величины представлены в диссертации в форме таблицы и графиков. Потери давления вследствие преодоления гидравлических сопротивлений при движении нефти в змеевике могут быть определены как произведение пьезометрического уклона (¡п, МПа/м) на расчётную длину одного потока. Числовые значения ¡„ также можно определить по графикам, приведенным в диссертации. При их построении был принят ряд объективно обоснованных условий.

В. Определение возможных тепловых режимов объектов при изменении состава оборудования, технологических и температурных условий.

Последовательность тепловых расчётов определяется поставленной целью и технологическими особенностями объектов. Все возникающие при этом задачи можно разделить на следующие два вида;

1. Для проектируемого объекта с заданными значениями технологических параметров (производительность, распределение температур, качество сырья и готовой продукции) выбрать состав и определить количество единиц теплотехнического оборудования. Лимитирующими факторами являются технологические параметры; расход, качество и температура поступающего на обработку сырья, температуры технологических процессов, расход и температура промывочной воды, ассортимент готовой продукции.

2. Для существующего объекта необходимо определить допускаемые значения расходов и распределение температур в технологической цепи при изменениях водосо-держания, температуры поступления сырья и количества пресной воды, вводимой в нефть, без изменения состава и количества находящегося в работе теплотехнического оборудования. Лимитирующими факторами являются тепловая мощность генераторов тепла и площадь рабочих поверхностей теплообменной аппаратуры.

В первом случае в качестве исходных принимаются параметры, обеспечивающие заданный технологический режим работы установки: расходы и качество теплоносителей, температуры в отдельных точках, узлах и блоках, обеспечивающие осуществление технологических процессов. Подлежащими определению, являются граничные температуры греющих теплоносителей, типы и количество применяемого теплотехнического оборудования. Поэтому расчёт целесообразно вести в последовательности «от температур низких к температурам высоким», то есть в следующем порядке: концевые холодильники нефти, теплообменники первой ступени нагрева, аппаратура по обезвоживанию и обессоливанию, теплообменники второй ступени нагрева, блок стабилизации.

По найденным значения^ граничных температур греющего теплоносителя в генераторе тепла и его расходу определяется требуемая для данной установки тепловая мощность. По значению последней выбираются тип и марка генератора (генераторов) тепла.

Во втором случае исходным параметром является тепловая мощность генератора тепла (печи, котла, котельной). Решая уравнения материального баланса и теплообмена, определяются граничные температуры в частях и узлах технологической схемы в последовательности «от температур высоких к низким», то есть: в стабилизационной колонне, теплообменниках второй ступени нагрева, в аппаратуре обессоливания, обезвоживания, теплообменниках первой ступени нагрева. Последовательность расчёта узлов теплообменников определяется наличием известных (регламентируемых) параметров, значения которых должны выдерживаться при любых условиях работы. Например, таковыми являются температуры нефти в нижней части стабилизационной колонны, в аппаратуре по её обезвоживанию и обессоливанию, а также готовой продукции, уходящей из установки. Остальные температуры являются зависящими от перечисленных. Исходя из упоминавшихся заданных температур, тепловой мощности генератора тепла, размеров рабочих поверхностей теплообменников и особенностей технологической схемы, методом последовательных приближений определяются условия работы установки. Сходимость теплового баланса установки является подтверждением правильности проведенных расчётов.

Г. Определение допускаемых условий приёма из ремонта уплотнений топок типовых генераторов тепла.

Одной из основных причин недостаточно высокого теплового к.п.д. используемых печей является неудовлетворительная плотность их топок в отношении проникновения излишнего («неорганизованного») воздуха, являющегося балластом. Как известно, количество неорганизованного воздуха, поступившего в топку, является нормируемым показателем и оно может быть оценено величиной возрастания коэффициента избытка воздуха ( Да ) в топке и газовом тракте. Исследованиями, проведёнными на печах типа ПБ УКПН НГДУ «Альметьевнефть» и «Джалильнефть», а также на ряде объектов «Башнефть», выявлено, что основная масса «неорганизованного» воздуха, проникает через ретурбендные камеры и смесители неработающих горелок. В печах типа ПБ — 20 балласт, поступающий через 1м2 неплотностей, при величине разрежения « 4 мм вод. ст., уже превышает массу воздуха, приводящую к возрастанию коэффициента его расхода свыше допустимых значений.

С учетом допускаемых значений присосов воздуха на отдельных участках (Да) можно определить предельно допускаемую величину суммарного сечения неплотностей из отношения: а = ^ , со - площадь неплотностей, м2; ДМ - масса воздуха, дос-АМЯ

таточная для возрастания коэффициента его расхода в топке до допускаемых значений, кг/ч; ДМ„ - масса воздуха, поступающего в топку через 1 м2 неплотностей, кг/м2"ч.

В печи типа ПБ-20, которая является наиболее распространенной на объектах подготовки нефти, при полезной нагрузке 18,6-105 кВт, и использовании в качестве топлива попутного нефтяного газа допускаемая величина неплотностей составляет 0,426 м2. Фактическое значение его значительно больше. Например, только при 10 неработающих горелках и средней величине зазора в отверстиях трубных решеток, равном 15 мм, площадь получающихся неплотностей составляет 0,66 м2. При этом количество неор-

ганизованного воздуха, поступающего в топку, составляет 15,4-10' кг/ч, что приводит к возрастанию коэффициента расхода воздуха до а я 1,9, что значительно превышает допускаемое значение. При названной тепловой нагрузке сумма всех неплотностей не должны превышать 0,14 м2, а зазор между змеевиковыми трубами и трубными решетками — 3,5 мм (при условии, что воздушные шайбы всех неработающих горелок полностью закрыты).

При соблюдении идентичных температурных условий в топках и газоходах печей типа ПБ-9 и ПБ-16 к.п.д. будут ниже, так как через равные площади неплотностей в торцевых частях будет поступать приблизительно одинаковое количество «неорганизованного» воздуха Следовательно, будет справедливо условие

QJQio~ ДМх/дМ2о= »мх'й.ов, где Q2o- теплопроизводителыюсть печи ПБ-20; Qx - то же печи другой марки; ДМга- масса балластного воздуха, поступающего в печь ПБ-20 при соответствующем значении коэффициента его избытка а2о; АМХ - то же в печи другой марки, необходимое для поддержания условия aridem, T.e.amK =a2o; тн.о.зо- площадь неплотностей торцевых частей печи ПБ-20, приводящих к присосу «неорганизованного» воздуха в количестве ДМ,.

Из приведенного соотношения, очевидно, что в печах с меньшими номинальными тепловыми мощностями допускаемые размеры неплотностей должны быть меньше. Например, в печах типа ПБ-9 при полезной тепловой нагрузке 9,2 10' кВт допускаемая величина зазора между трубами продуктового змеевика и трубными решетками должна быть не более 1,8 мм.

Реализация представленных выше предложений позволяет значительно сократить расходы топлива на промысловую обработку нефти. Так, снижение избытка воздуха (а) от «2,5 до 1,9 (проектная величина составляет 1,15...1,25), даже при условии сохранения всех прочих характеристик неизменными, дает увеличение к. п.д. в среднем на к 5%.

Уменьшение расхода условного топлива на выработку одной гигакалории или же 4,19 -106 кДж теплоты, сообщаемой нефти в трубном змеевике печи, составит 15кг.

При средней величине полезной тепловой нагрузки печи равной 13,96 -10' кВт (12 Гкал/час) и продолжительности нахождения в работе в течение 10 месяцев в году экономия составит свыше 1,3млн. кг условного топлива.

Д. Определение тепловых КПД генераторов тепла.

На основе анализа и обобщения литературных, эксплуатационных и экспериментальных данных автором была разработана методика расчетного определения нормативных КПД генераторов тепла объектов промысловой подготовки нефти. Основой предлагаемого подхода является аналитическое определение основных статей тепловых потерь. Все эти статьи могут быть представлены как нормируемые. Это потери с уходящими продуктами сгорания топлива (q2) и в результате наружного охлаждения (9S). Данные величины можем представить как:

q2=0,0lz(t,-to); (34) (35)

где Z - коэффициент, введенный проф. М.Б. Равичем, выражающий теплоемкость продуктов сгорания топлива в зависимости от их температуры и химического состава; /„ - температура продуктов сгорания при выходе из конвективной части продуктового змеевика печи, °С; 1а - температура окружающей среды, °С; qSH и qs - соответственно,

потери от наружного охлаждения в номинальном и расчетном режимах; £?„ и - тепловой поток, выделяющийся в топке при номинальном и расчётном режимах.

7_ = /(ау,1„), где ау - коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания топлива, покидающих печь.

Допускаемые (нормативные) значения д, приводятся в литературе, например, в нормативном методе теплового расчёта котельных агрегатов. Так, величины коэффициентов избытка воздуха в топках непосредственно в зоне горения определяются видом топлива, способом его сжигания, конструкцией применяемых горелок. В этих источниках также приводятся их рекомендуемые значения. Присосы в топку и газоходы печей неорганизованного (балластного) воздуха зависят от ряда условий. Поскольку все они являются нормируемыми параметрами, коэффициент избытка воздуха в уходящих из печи продуктах сгорания топлива (а ) при определении нормативных величин теплового к.п.д. можно также рассматривать также, как нормируемую величину (ау„), следовательно, аун =атн +1Л«,., где атн - нормативное значение коэффициента избытка воздуха в газо-воздушной смеси, подаваемой в топку горелками; £Ла,„ -сумма нормативных значений, составляющих поступления неорганизованного воздуха на отдельных участках топки и газоходов. Эта величина может быть представлена как

£Ла,„ = Датн + &апн + Дакн, где Лагг „ - допускаемые присосы холодного воздуха в топке на уровнях соответствующих рядов горелок; Дап н - присосы холодного воздуха в газоходе переходной зоны; Дак н - присосы холодного воздуха в газоходе конвективной части продуктового змеевика печи. Величина Дат н зависит от конструкции топки и может быть найдена по формуле Датн - пр г ■ &аг н, (36) - число горизонтальных рядов газовых горелок, шт.; Дагн - нормативная величина присосов на один горизонтальный ряд горелок).

Е. Определение соответствия сопл газовых горелок рабочим условиям

На большинстве объектов промысловой подготовки нефти к транспорту используются инжекционные горелки, в которых истечение топливного газа из сопл происходит при закритических отношениях граничных давлений. Следовательно, в кинетическую энергию струи газа может перейти не весь располагаемый перепад давлений. Максимально достигаемая при этом скорость газа — критическая. Поскольку в соплах применяемых конструкций обычно отсутствует расширяющаяся часть, максимально достижимой является только скорость звука. Давление газа при выходе из цилиндрических сопл при их работе в докритической области практически совпадает с давлением окружающей среды, если пренебречь её динамической составляющей. В закритической области их работы давление при выходе практически остается равным критическому.

Для практических целей в диссертации проводилось определение численных значений критических параметров для попутного нефтяного газа Ромапгкинского месторождения (Татарстан). Согласно полученным данным следует, что критический режим истечения начинается после достижения избыточного давления перед соплами ~ 0,07 МПа. Скорость истечения зависит также от температуры газа перед соплом. Её возрастание от 273 К до 373 К (на 36,6%), приводит к увеличению скорости истечения с 294 до 345 м/с (на 17,3%). Это обстоятельство существенно влияет на условия работы горелок. На рисунке 15 представлены данные по изменению температуры газа в процессе истечения. Приведенные на графике критические температуры - это те значения, кото-

рые устанавливаются в критических сечениях цилиндрических сопл. Разности температур во входном и критическом сечениях сопл составляют от 17 до 28 С. В зимних условиях этого оказывается достаточным для обмерзания - образования твердых отложений в их проточных частях, что может приводить к нарушениям работы горелок.

3 <0

| Виодзд* температур*. *С

Рис 15. Температура в критическом сечении потока газа в зависимости от температуры при входе в сопло.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

К основным результатам работы по сокращению удельного энергопотребления и повышения эффективности оборудования, используемого в технологических процессах, связанных с первичной обработкой продукции нефтяных скважин следует отнести:

1. Дальнейшее развитие теоретических основ диагностики объектов промысловой обработки скважинной продукции, обеспечивающих возможность определения:

возможных температурных режимов отдельных технологических установок, потоков, узлов, агрегатов при изменениях состава оборудования, ее обвязки, технологических условий;

наименее энергоемких условий эксплуатации оборудования; наиболее целесообразных условий эксплуатации генераторов тепла; соответствия топливных горелок при их работе на попутном газе реальным термодинамическим условиям.

2. Изучение, анализ и обобщение характеристик естественных водоиефтяных эмульсий, в наибольшей степени влияющих на интенсивность конвективного теплообмена, в результате чего:

- получены расчетные зависимости для аналитического определения коэффициентов теплопроводности, обеспечивающие большую точность в сравнении с общеизвестными;

- выявлен нелинейный характер изменения температуропроводности при изменениях водосодержания и температуры.

3. Проведение комплекса специальных исследований по выявлению наиболее рациональных условий эксплуатации и определения энергетической эффективности оборудования объектов промысловой подготовки продукции нефтяных скважин на основе которых:

разработана методика комплексного теплового расчёта, приемлемая при использовании любых технологий;

предложена методика теплового расчёта генераторов тепла применительно к условиям колебаний объемной загрузки по нагреваемой нефтяной жидкости;

получена критериальная формула для аналитического определения интенсивности теплообмена в условиях динамики водонефтяных эмульсий.

4. Обоснование новых подходов к определению эффективности использования топ-ливно — энергетических ресурсов на объектах промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, в частности, разработаны:

методика определения дифференцированных нормативов расходов топлива на проведение технологических операций, позволяющая учитывать: степень загрузки оборудования, эффективность генераторов тепла, условия работы теплообменников, особенности технологических процессов, температурные условия, тепловые потери в окружающую среду, количество включенных в работу видов и единиц оборудования;

методика определения фактических и нормативных к.п.д. генераторов тепла; обобщенное уравнение теплового баланса, приемлемое для любых типов технологических объектов.

5. Комплексное изучение условий работы теплового оборудования реальных объектов промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, которое позволило:

выявить, что конструкции генераторов тепла, применяемых в условиях промысловой обработки сернистой и высокосернистой скважинной продукции, в полной мере не соответствуют условиям объектов с совмещенной технологией и дожимных насосных станций сернистой нефти;

разработать конструкцию путевого жаротрубного подогревателя водонефтяных эмульсий, использующего промежуточный теплоноситель, по своим характеристикам соответствующего условиям дожимных насосных станций сернистой нефти и позволяющего использовать в качестве топлива попутный сернистый газ;

установить, что фактические величины термических сопротивлений отложений, образующихся на рабочих поверхностях тепловой аппаратуры, с течением времени превышают значения, имеющие место в аналогичной аппаратуре, в условиях нефтеперерабатывающих заводов.

6. Разработку принципов и методов учета влияния на энергетические параметры объектов промысловой обработки продукции нефтяных скважин особенностей применяемой технологии и изменения характеристик обрабатываемых водонефтяных эмульсий, вызываемых изменением их водосодержания, в частности:

обосновано использование критерия оценки энергетической эффективности теплообменной аппаратуры «нефть-нефть» технологических объектов промысловой подготовки продукции, который позволяет проводить сравнительный анализ отдельных аппаратов и установок и оценивать эффективность регенерации теплоты потоков;

предложена методика учета влияния отложений, образующихся на рабочих поверхностях теплообменного оборудования, на температурные режимы и энергетическую эффективность отдельных аппаратов и объектов.

Основные публикации по теме диссертации

Монографии

1. Антипов А.И. Тепловой расчет технологических линий и теплотехнического оборудования объектов промысловой подготовки нефти. - Казань: Изд-во АН РТ Фэн, 2002.-284 с.

2. Антипов А.И. Тепловой расчет технологических установок по промысловой подготовке нефти. - Альметьевск.: ТатАСУнефть, 1997. — 123 с.

3. Антипов А.И. Методика определения удельных расходов тепла и топлива. — Альметьевск, ЦНИИ АО "Татнефть", 1967. - 70с.

Научные статьи и изобретения

4. Антипов А.И. Новые методические подходы к нормированию расходов топливно-энергетических ресурсов на подготовку нефти [Текст]/ Фаттахов Р.Б., Арсентьев A.A. //Нефтепромысловое дело. 2005, №1. \у

5. Антипов А.И. Тепловой расчёт трубчатых печей объектов промысловой подготовки нефти применительно к условиям снижения загрузки по сырью [Tckcj]/ Голубев Л.Г., МухтаровЯ.С. //Нефть и газ. Известия ВУЗов. №6.-С. 55-58.

6. Антипов А.И. Конвективный теплообмен при течении водонефтяных эмульсий в аппаратах объектов промысловой подготовки нефти [Текст]/ Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. // Проблемы энергетики. Известия ВУЗов. -2003. № 1-2 -С. 54-59.

7. Антипов А.И., Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. Влияние отложений в теплообмен-ной аппаратуре на термические сопротивления и энергетические затраты на объектах промысловой подготовки нефти [Текст]/ Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. //Проблемы энергетики: Известия ВУЗов. -2003. № 5-6 -С.28-35.

8. Антипов А.И. Экспериментальное изучение конвективной теплоотдачи при принудительном движении эмульсий "вода в нефтяной жидкости" // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. № 7. М., 2002. С.39-53.

9. Пат. № 42298 РФ. Подогреватель нефтяной эмульсии / Антипов А.И., Сахабут-динов Р.З., Фаттахов Р.Б., Арсентьев A.A., Гарифуллин P.M., Шаталов A.II., Мингазова А.З.

10. A.C. №479001 СССР. Устройство для дозирования жидких реагентов // Антипов А.И., P.A. Юсупов / Бюл. Изобретения. - 1975. -№28.

11. Антипов А.И. Влияние водосодержания и расхода обрабатываемых водонефтяных эмульсий на теплообмен в аппаратуре объектов промысловой подготовки // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. № 4. М., 2002. С.54-61.

12. Антипов А.И. Теплопроводность и температуропроводность водонефтяных эмульсий // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. № 3. М., 2002. С.110-120.

13. Антипов А.И. Оценка энерготехнологической эффективности теплообменных аппаратов промысловой подготовки нефти // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. №1. М., 2002. с.97-108.

14. Антипов А.И. Теплообмен и термические сопротивления в теплообменниках термохимических установок промысловой подготовки нефти // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVLNal. М., 2002. С.109-119.

15. Антипов А.И., Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. Учёт основных особенностей водонефтяных эмульсий при аналитическом определении конвективной теплоотдачи в условиях объектов промысловой подготовки нефти. // Известия ВУЗов. Нефть и газ. -2004. № 3 -С 27-30.

16. Антипов А.И. Определение вязкости нефтей и водонефтяных эмульсий по эмпирическим формулам // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. № 7. М., 2002. С53-65.

17. Антипов А.И. О возможных вариантах включения печей и теплообменников на установке комплексной подготовки нефти // Нефть Татарстана. - 1999, -№1-2 (3-4). -С.33-35.

18. Антипов А.И. Оценка возможности повышения глубины отбора легких фракций на установке комплексной подготовки нефти // Нефть Татарстана. - 1999. 1-2 (3-4). -С.42-44.

19. Антипов А.И. Выбор оптимального способа проведения теплообменного процесса при подготовке нефти [Текст]/ Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. // "Нефтехимия-2002": Материалы VI Междунар. научн.-техн. конф. -Нижнекамск, 2002. -С. 17.

20. Антипов А.И. Анализ условий конвективного теплообмена в условиях объектов промысловой подготовки нефти и их экспериментальная проверка [Текст]/ Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. // Проблемы промышленной теплотехники: Промышленная теплотехника, т.25, №4. 2003 - «Логос» -Киев, с. 304-308.

21. Антипов А.И. Уточненный тепловой расчет установок подготовки нефти [Текст]/ Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. // "Нефтехимия-2002": Материалы VI Междундр. науч. техн. конф. — Нижнекамск, 2002. С.15-16.

22. Антипов А.И. Сравнение основных технико-экономических показателей генераторов тепла установок промысловой подготовки нефти [Текст]/ Саттаров У.Г., Пасечников П.С. // Научные исследования и эффективность производства: Сб. тр. Тат НГО НГП, МИНХ и Г.П. им. И.М. Губкина. - Альметьевск, 1978. - С. 55-59.

23. Антипов А.И. Резерв снижения расходов топлива на объектах промысловой подготовки нефти и повышения надежности работы оборудования // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности. Материалы Четвертой Российской научно-технической конференции. — Ульяновск: УлГТУ. - 2003.

24. Антипов А.И. Технико-экономические характеристики трубчатых печей объектов промысловой подготовки нефти. // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности. Материалы Четвертой Российской научно-технической конференции. — Ульяновск, УлГТУ. - 2003.

25. Ахмадиев Г.М., Антипов А.И., Шагалеев Ф.М. Эффективность подготовки нефти по совмещенной схеме с применением трубчатого нагревателя новой конструкции в НГДУ "Джалильнефть" // Нефтепромысловое строительство. - 1972 - №5. — С. 2224.

26. Антипов А.И. Оценка влияния водосодержания нефтяных эмульсий на их теп-лофизические характеристики [Текст]/ Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Сб. — М., РУНГ им. И.М. Губкина. - 2003.

27. Антипов А.И. Совершенствование конструкций установок подготовки нефти [Текст]/ Булгаков Р.Т., Сорокин Ю.М., // Нефтепромысловое строительство. - 1972. -№7. -С.25-27.

28. Антипов А.И. Эффективность подготовки нефти с использованием рециркуляции дренажной воды и водонагревателя [Текст]/ Булгаков Р.Т., Сорокин Ю.М., // Нефтяное хозяйство. - 1972. - №10. - С.48-50.

29. Антипов А.И. Влияние гидродинамических факторов па образование отложений на рабочих поверхностях теплотехнического оборудования объектов по промысловой подготовке нефти и энергетические затраты // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ, Альметьевск, 1999. -Вып.2. -С.78-84.

30. Антипов А.И. Комплексный метод расчета технологических схем объектов промысловой подготовки нефти [Текст]/ Рахимов И.В., Мсркуль В.А. // Проблемы охраны окружающей среды при обустройстве и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в северных условиях: Сб. тр. научн.-техн. конф. -Ухта, ПечорНИПИнефть. -1989. -С.ЗЗ.

31. Антипов А.И. О резерве улучшения работы трубчатых печей [Текст]/ Зарипов Т.М., Нургалиев Ф.Н. // Научные исследования и качество подготовки специалистов в ВУЗе: Сб. тр. ОАО "Татнефть" и ТВФ МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. - Альметьевск, 1986. -С.34-37.

32. Антипов А.И. Опыт освоения деэмульсатора нефти УДО-3 с жаротрубными нагревателями в НГДУ "Джалильнефть" [Текст]/ Вальшин Р.К. // Нефтепромысловое дело. - 1972. -№10. -С.36-38.

33. Антипов А.И. Пути совершенствования подогревателей — деэмульсаторов [Текст]/ Сатгаров У.Г., Пасечников П.С. // Нефтепромысловое строительство. - 1977. Л №7. -С.26-29.

34. Антипов А.И. Экспериментальное изучение гидравлического сопротивления при вынужденном течении эмульгированных нефтяных жидкостей в трубах в неизотермических условиях // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ. - Альметьевск, 1999. Вып.2. -С.97-104.

35. Антипов А.И. Исследование теплопередачи в теплообменных аппаратах объектов промысловой подготовки нефти // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ. - Альметьевск, 1999. Вын.2. -С.90-96.

36. Антипов А.И. Последовательность теплового расчета трубчатых печей объектов промысловой нефти применительно к условиям снижения загрузки по сырью // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. —Альметьевск, 1997. -С.20-27.

37. Антипов А.И. Гидравлический расчет различных вариантов змеевиков трубчатых подогревателей при изменении расходов нефти // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ. - Альметьевск, 1997. -С.34-41.

38. Антипов А.И. Расчет конвективной теплоотдачи к потоку нефтяной жидкости в теплообменной аппаратуре объектов промысловой подготовки нефти // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ.- Альметьевск, 1997. -С.42-45.

39. Антипов А.И. Экспериментальное изучение теплообмена при вынужденном течении обводненных и эмульгированных нефтяных жидкостей [Текст]/ Волков Н.Ф.// Интенсификация добычи нефти и повышение долговечности оборудования: Сб. тр. Института "ТатНИПИнефть". - Альметьевск, 1976. -С.66-71.

40. Антипов А.И. Определение тепло- и топливопотребления при подготовке нефти // Вопросы интенсификации процессов добычи нефти и совершенствования технологии подготовки нефти: Сб. тр. ТатНИПИнефть. -Альметьевск, 1973. -С.185-191.

41. Антипов А.И. Уточненный тепловой расчет технологических схем установок термохимической деэмульсации нефти для определения расходов тепла и топлива [Текст]/ Фассахов Р.Х., Рахимов В.И., Меркуль В.А. // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири.: Сб.тр. Института ТюменьНИИГИПРОГАЗ. - Тюмень, 1988. -С222.

42. Антипов А.И. О теплообмене в водонефтяных эмульсиях // Вопросы интенсификации процессов добычи и совершенствования технологии подготовки нефти. -Сб. тр. АО "Татнефть" и института "ТатНИПИнефть". -Альметьевск, 1973. -С.196-202.

43. Антипов А.И. Нозографический метод расчета тепло- и топливопотребления при подготовке нефти. Информационная карта ВНИИОЭНГ,- №298 -72 вып.VI, 1972.

44. Антипов А.И. К тепловому расчету систем внутритрубной деэмудьсации нефти И Вопросы разработки нефтяных месторождений и расчета оборудования: Сб. научн. тр. Института "ТатНИПИнефть" и ТВФ МИНХ и ГП им. И.М. Губкина — Альметьевск, 1973.-С. 38-43.

45. Антипов А.И. Уточнение методики расчетного определения норм расходов топлива и тепла на проведение промысловой подготовки нефти [Текст] / Зарипов Т.В., Нургалиев Ф.Н. // Научные исследования и качество подготовки специалистов в ВУЗе: - Сб. - Альметьевск, АО "Татнефть", 1986. - С. 34-37.

46. Антипов А.И. Эмпирические формулы для определения теплопроводности во-донефтяных эмульсий // Вопросы интенсификации процессов добычи нефти: Сб. тр. ТатНИПИнефть. — Альметьевск, 1973.

47. Антипов А.И. Определение тепло- и топливопотребления при подготовке нефти // Вопросы интенсификации процессов добычи и совершенствования технологии подготовки нефти:- Альметьевск, 1973. С. 196-202.

48. Антипов А.И. Выбор типа теплообменной аппаратуры при проектировании объектов и подготовки нефти // РНТС. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое строительство. - 1973, №1, - С. 13-16. ~

49. Антипов А.И. Тепловой расчет теплообменной аппаратуры объектов по промысловой подготовке нефти применительно к условиям изменения ее водосодержания и расхода // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ. — Альметьевск, 1999. Вып. 2. - С. 84-89.

50. Антипов А.И. Термодинамический расчет сопл газовых горелок при закритиче-ском соотношении граничных давлений // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ. — Альметьевск, 1997. — С. 28-32.

51. Антипов А.И. Уточнение методики расчетного определения норм расходов топлива и тепла на проведение промысловой подготовки нефти [Текст]/ Зарипов Т.М., Нургалиев Ф.Н. // Научные исследования и качество подготовки специалистов в ВУЗе: Сб. тр. ОАО "Татнефть" и ПЗФ МИНХ и ГП им. И.М. Губкина - Альметьевск, 1986. -С. 31-34.

52. Антипов А.И. Продление сроков службы продуктовых змеевиков трубчатых печей объектов промысловой подготовки нефти // Вестник Удмуртского государственного университета - Ижевск, 2002, - №3. - С. 52-57.

53. Антипов А.И. Определение эффективности тепловой изоляции трубопровода // Термодинамика и теплопередача: Методическое руководство. — Альметьевск: АлНИ, 2000.—С.71-87.

54. Антипов А.И., Алгоритм теплового расчёта технологической установки термохимической обработки нефти [Текст] /Амиров А.Ф. // Учёные записки АГНИ. Том 1. — Альметьевск, 2004 - С. 116-128.

55. Антипов А.И. Основы определения способов и техники поддержания необходимых температур в совмещённых системах промысловой подготовки нефти [Текст] /Фатгахов P.E., Арсентьев A.A. // Учёные записки АГНИ. Том 3. - Альметьевск, 2004.

56. Антипов А.И. Подогреватель нефтяной эмульсии [Текст] /Фатгахов Р.Б., Арсентьев A.A. // Учёные записки АГНИ. Том 3. — Альметьевск, 2004.

Подписано в печать 7.09.2006 г.

Формат 60x84/16 Печать RISO 2, 75 уч.-изд.л. 2,8 ус.печл. Тираж 100 экз. Заказ № 53

ТИПОГРАФИЯ АЛЬМЕТЬЕВСКОМ ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЯНОГО ИНСТИТУТА 423452,Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2

Содержание диссертации, доктора технических наук, Антипов, Альберт Иванович

Введение. Цель работы. Научная новизна. Практическая ценность. Реализация результатов. Объём работы. Апробация работы.

Публикации.

Глава 1. Состояние энергопотребления в нефтяной отрасли и научно -технические основы энергоресурсосбережения.

1.1. Общие тенденции.:.

1.2. Энергетическая модель разработки нефтяного месторождения.

1.3. Структура и динамика энергетических затрат на добычу продукции скважин и получение товарной нефти на примере

ОАО «Татнефть»

1.4. Структура потребления энергии.

1.5. Расходы топлива на подготовку нефти.;.

1.6. Группировка объектов подготовки нефти по определяющим признакам и анализ удельных расходов топлива на проведение промысловой подготовки нефти.

1.7. Приближённая оценка потенциальных возможностей снижения удельных расходов топлива на проведение технологических операций.

1.8. Анализ технологических и теплотехнических характеристик систем подготовки нефти с совмещённой технологией (ССГ1Н).

1.9. Анализ технологических и теплотехнических характеристик систем промысловой подготовки иефти с термохимической технологией

ТХУ).

1.10. Анализ технологических и теплотехнических характеристик систем промысловой подготовки нефти с комплексной технологией

У1СПН).

1.1]. Пути создания энергосберегающих технологий.

1.12. Оценка возможности утилизации теплоты дымовых газов, покидающих объекты промысловой подготовки нефти, с отделением углекислоты, с целыо воздействия на нефтяные пласты.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Проблемы энергопотребления процессов подготовки продукции нефтяных месторождений"

Диссертация посвящена анализу и решению одной из наиболее серьёзных проблем в разработке нефтяных месторождений - энергосбережению в такой области, как подготовка продукции скважин к внешнему транспорту.

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ. Нефтяная промышленность является одной из наиболее энергоемких отраслей, потребляющих энергию как в явном, так и в скрытом видах (оборудование, трубы, линии энергопередачи, химикаты и др.).

Используемые в настоящее время высокоинтенсивные методы разработки нефтяных месторождений поддержанием пластового давления закачкой в продуктивные пласты воды приводит к значительному возрастанию водосодержания добываемой скважинной продукции. Наличие в ней водной фазы с растворенными минеральными веществами служит одной из причин образования водонефтяных эмульсий и соответствующего увеличения затрат на транспортировку и очистку. Эти проблемы встречаются и рассматриваются практически в каждом нефтедобывающем предприятии и с целыо их решения построен ряд специальных сооружений, среди которых немало весьма сложных как по технологическим схемам, так и по составу заложенного на них технологического оборудования: теплообменники (в том числе и конденсаторы), печи, отстойная аппаратура, стабилизационные колонны, резервуары.

На получение одной тонны кондиционной нефти, отделяемой от продукции нефтяных скважин, расходуется до (0,1.0,з)-10б кДж тепла, что в , , „ „ кг.уj переводе в условное топливо составляет 3,4.10,3 —р—.

II стабилизации), а также расходы энергоресурсов на их проведение в весьма значительной степени зависят от температур осуществляемых технологических процессов и особенностей применяемых технических систем. Этим вопросам уделяется всё больше внимания ввиду все возрастающего повышения удельных расходов топливно - энергетических ресурсов по мере выработки продуктивных пластов.

Значительный вклад в развитие отечественной нефтяной науки, во многом определившей темпы развития и результаты, достигнутые отечественной индустрией, внесли известные ученые: член-корреспондент АН РТ И.Г.Юсупов, член-корреспондент АН РТ В.П. Тронов, а также доктора технических наук Г.Г. Вахитов, Р.А. Максутов, К.С. Басниев, Н.И. Н.И.Хисамутдинов, И.Т. Мищенко, К.С. Каспарьянц, Д.И. Левченко, Р.Н. Дияшев, Р.Т. Фазлыев, И.Л. Мархасин, А.Х. Мирзаджан - Заде, O.K. Ангелопуло и др.

Научные основы стабилизации и разрушения дисперсных систем, заложенные школой академика П.А. Ребиндера, получили значительное развитие в работах члена-корреспондента АН РТ В.П. Тронова и возглавляемой им научной школы: д.т.н. Б.М. Сучков, Р.З. Сахабутдинов, А.В. Тронов, А.К. Розенцвайг, Р.Ф. Хамидуллин, к.т.н.: В.И. Грайфер, Р.Б. Фаттахов, В.И. Смирнов, А.Н. Шаталов, А.И. Ширеев, КР. Ибатуллин, В.И. Пустогов, В.П. Метельков, Р.К. Махмудов, Ф.Г. Саттарова, Р.К. Вальшин, И.И. Гиниатуллин, JI.Г1. Пергушев, И.Х. Исмагилов, А.Д. Ли, Л.М. Шипигузов, И.Г. Закиров и др.

Существенный вклад в развитие технологии подготовки нефти внесли также другие научные школы: башкирская: Г.Н. Позднышев, И.Д. Муратова, Р.И. Мансуров, Д.С. Баймухаметов и др., сибирская: Я.М. Каган', Ф.Ф. Назаров, В.Х. Латыпов, Н.С. Маринин, Ю.В. Саватеев и др., самарская: Григорян Л.Г., Каспарьянц К.С., Лесухин С.П., грозненская: А.И. Гужов, В.Ф. Медведев, Л.П. Медведева и др. В развитии научной базы нефтегазовой теплотехники велика роль Б.П. Поршакова, Р.Н. Бикчентая, С.П. Лесухина, Ф.Ф. Абузовой, В.В. Шарихина, Б.А. Романова, Р.Ш Латыпова и др.

В практике проектирования и модернизации объектов промысловой подготовки продукции нефтяных скважин возникает необходимость располагать численными значениями температур технологических потоков и их распределением в звеньях технологических цепей, что может быть выполнено только на основе аналитического определения процессов теплообмена. Расхождения расчетных результатов от фактических могут составлять до нескольких десятков процентов. Данные обстоятельства нередко приводят к весьма нежелательным последствиям, основными из которых являются:

1. Снижение качества товарной продукции, приводящее к получению недостаточно обезвоженной и обессоленной нефти или уменьшению доли отгона широкой фракций легких углеводов (ШФЛУ) при стабилизации.

2. Трудности аналитического сопоставления энергетических характеристик отдельных типов технологических установок и применяемого на них оборудования, например, при проектировании, модернизации или необходимости замены одних марок, систем или способов нагрева на другие (печи, теплообменники, применяемые теплоносители).

3. Недостаточная объективность результатов определения расходов топливно-энергетических ресурсов на проведение промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, при учете только практических данных.

4. Невозможность аналитического определения истинных тепловых режимов названных объектов с дифференциацией по качеству сырья, получаемой продукции (в том числе и ШФЛУ), конкретных технологических особенностей, применяемого оборудования и т. д.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ: повышение эффективности и снижение энергоемкости процессов промысловой подготовки продукции нефтяных скважин на основе совершенствования методов расчета и использования научных основ энергосбережения.

Для достижения указанных целей в диссертации были поставлены и решены следующие ЗАДАЧИ:

A. Исследование и обобщение информации по вопросам, относящимся к организации температурных режимов, выбору, эксплуатации, оценке энергетической эффективности и. совершенствованию расчётов технологических объектов промысловой обработки продукции нефтяных скважин и применяемого на них оборудования.

Б. Исследование свойств водонефтяных эмульсий, влияющих на энергетические характеристики используемых аппаратуры и объектов.

- совершенствование и дальнейшее развитие теоретических основ тепловой диагностики применяемых технологических схем установок и их оборудования;

- анализ энергетической эффективности применяемых технических решений при проектировании и модернизации технологических систем, конструировании и компоновке оборудования;

- разработка новых подходов к созданию методики определения дифференцированных нормативов расходов тепла и топлива на проведение технологических операций по получению кондиционной товарной продукции (обезвоженной, обессоленной, стабильной нефти) с учётом наибольшего числа влияющих факторов;

- анализ и изыскание путей улучшения энергетических характеристик применяемых процессов.

Научная новизна:

1. Усовершенствованы теоретические основы теплоэнергетического диагностирования объектов промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, включающие определение: распределения температур в технологических звеньях объектов и возможных тепловых режимов их работы при различных схемах и комбинациях их технологической обвязки; допускаемых тепловых нагрузок рабочих поверхностей генераторов тепла и требуемых условий их эксплуатации при колебаниях загрузки по нагреваемым потокам; уровня эффективности использования теплового оборудования; термодинамических условий, позволяющих исключать срывы работы горелок генераторов тепла из-за обмерзания газовых сопл

4. Выведена расчётная зависимость для аналитического определения численных значений коэффициентов теплопроводности естественных водонефтяных эмульсий нефтей Ромашкинского месторождения в диапазоне температур, имеющих место аппаратуре объектов промысловой подготовки нефти.

Практическая ценность:

1. Разработана конструкция подогревателя водонефтяных эмульсий, рассчитанная на использование в качестве топлива попутного нефтяного газа, содержащего серу!

3. Разработана универсальная экспресс-методика аналитического определения потребных расходов топливно-энергетических ресурсов на проведение комплекса технологических операций по промысловой подготовке нефти обеспечивающая возможность получения результатов с требуемой точностью в течение меньшего времени, чем при использовании других методов.

5. Разработана методика аналитического определения допускаемых значений притоков холодного воздуха в топки трубчатых печей объектов промысловой подготовки нефти, позволяющая получать приемлемые для практических целей результаты при меньших, в сравнении с другими, затратах времени. 6. Разработан способ аналитического определения влияния отложений на рабочих поверхностях теплообменной аппаратуры на энергетические характеристики применяемых технологических объектов промысловой подготовки нефти.

Реализация результатов работы: результаты работы используются:

1. На предприятиях ОАО «Татнефть» при модернизации и проектировании объектов промысловой подготовки скважинной продукции и их теплотехнического оборудования применяются методики: аналитического определения удельных нормативов расходов топлива на проведение технологических операций; теплового расчёта технологических линий, отдельных теплообменных аппаратов; аналитического определения фактических и нормативных значений коэффициентов полезного действия генераторов тепла объектов промысловой обработки нефти; определения условий работы генераторов тепла применительно к колебаниям расходов поступающей на обработку продукции нефтяных скважин; определения условий обеспечения допускаемых величин притоков неорганизованного воздуха в топки генераторов тепла; оценки влияния термодинамических условий на работу газовых горелок.

Объем работы.

Диссертация состоит из введения, шести глав, перечня литературы (288 наименований) и 15 приложений. Содержание работы изложено на 280 страницах машинописного текста и включает 41 таблицу, 69 рисунков, 7 приложениях, на 78

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Антипов, Альберт Иванович, Альметьевск

1. Абрамзон Л.С. О переходе турбулентного течения в ламинарное в неизотермическом потоке ньютоновской жидкости: Тр. НИИтранс нефть. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: Недра, 1965.

2. Авашесян В.Г. Экспериментальное исследование потери напора в местных сопротивлениях при движении эмульсионных нефтей по трубопроводам. // Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1964-№9.

3. Абузова Ф.Ф., Репин В.В., Янборисова Г.Г. Характеристики мазутов и газообразных топлив. Уфа.: УГНТУ, 1997. - 129с.

4. Амиров Р.Я., Уракаев И.М., Гареев Р.Г. и др. Технические системы.- Уфа: Гилем, 2000.-600с.:

5. Андреев В.И. теплообменные аппараты для вязких жидкостей. Л.: Энергия, 1971.

6. Антипов А.И. Тепловой расчет технологических линий и теплотехнического оборудования объектов промысловой подготовки нефти. Казань: Изд-во АН РТ Фэн, 2002. - 284 с.

7. Антипов А.И. Тепловой расчет технологических установок по промысловой подготовке нефти. Альметьевск.: ТатАСУнефть, 1997, -123 с.

8. Антипов А.И. Методика определения удельных расходов тепла и топлива.Альметьевск, ЦНИЛ АО "Татнефть", 1967. 70с.

9. Антипов А.И. Оценка энерготехнологической эффективности теплообменных аппаратов промысловой подготовки нефти // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. №1. М., -2002. С.97-108.

10. Антипов А.И. Теплообмен и термические сопротивления в теплообменниках термохимических установок промысловой подготовки нефти // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI.№1. М., -2002. С. 109-119.

11. Антипов А.И. Теплопроводность и температуропроводность водонефтяных эмульсий // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. № 3. М„-2002. С.110-120.

12. Антипов А.И. Влияние водосодержания и расхода обрабатываемых водонефтяных эмульсий на теплообмен в аппаратуре объектов промысловой подготовки // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. № 4. М., -2002. С.54-61.

13. Антипов А.И. Экспериментальное изучение конвективной теплоотдачи при принудительном движении эмульсий "вода в нефтяной жидкости" // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. № 7. М.,-2002. С.39-53.

14. Антипов А.И. Определение вязкости нефтей и водонефтяных эмульсий по эмпирическим формулам // Успехи в химии и химической технологии: Сб. науч. тр. Том XVI. № 7. М.,-2002. С. 53-65.

15. Антипов А.И. Оценка возможности повышения глубины отбора легких фракций на установке комплексной подготовки нефти // Нефть Татарстана, -1999.-№1-2(3-4).-С.42-44. .

16. Антипов А.И. О возможных вариантах включения печей и теплообменников на установке комплексной подготовки нефти // Нефть Татарстана. -1999, -№1-2 (3-4). -С.33-35.

17. Антипов А.И., Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. Уточненный тепловой расчет установок подготовки нефти // "Нефтехимия-2002": Материалы VT Междунар. науч. техн. конф. Нижнекамск-2002. С.15-16.

18. Антипов. А.И. Термодинамический расчет сопел газовых горелок при закритичном соотношение граничных давлений // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ. Альметьевск, 1997.- С. 28-32

19. Антипов. А.И., Голубев Л.Г., Мухтаров Я,С. Оценка влияния водосодержания нефтяных эмульсий на их теплофизические характеристики // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Сб. М., РУНГ им. И.М. Губкина. -2003.

20. Антипов. А.И. Продление сроков службы продуктовых змеевиков трубчатых печей объектов промысловой подготовки нефти // Вестник Удмуртского государственного университета. Ижевск, 2002, - №3. с. 52-57.

21. Антипов А.И. Определение эффективности тепловой изоляции трубопровода // Термодинамика и теплопередача: Методическое руководство. Альметьевск, АлНИ, - 2000. - С. 71-87.

22. Антипов А.И. Эмпирические формулы для определения теплопроводности водонефтяных эмульсий // Вопросы интенсификации процессов добычи нефти: Сб. тр. ТатНИПИнефть. Альметьевск, 1973.

23. Антипов А.И. Определение тепло и топливопотребления при подготовке нефти // Вопросы интенсификации процессов добычи и совершенствования технологии подготовки нефти: - Альметьевск, ТВФ МИНХ и ГП им. Губкина, 1973. с. 196-202.

24. Антипов А.И. Выбор типа теплообменной аппаратуры при проектировании объектов подготовки нефти // РНТС. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое строительство. 1973, №1, - С. 13 -16.

25. Антипов А.И. О теплообмене в водонефтяных эмульсиях // Вопросы интенсификации процессов добычи и совершенствования технологии подготовки нефти. Сб. тр. АО «Татнефть» и института «ТатНИПИнефть». -Альметьевск, -1973. - С. 196-202.

26. Антипов А.И. Номографический метод расчета тепло и топливопотребления при подготовке нефти. Информационная карта ВНИИОЭНГ. - №298 - 72 вып. VI, - 1972/

27. Антипов А.И. К тепловому расчету систем внутритрубной деэмульсации нефти // Вопросы разработки нефтяных месторождений и расчета оборудования: Сб. научн. тр. Института «ТатНИПИнефть» и ТВФ МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. Альметьевск, 1973. - С. 38-43.

28. Антипов А.И., Вальшин Р.К. Опыт освоения деэмульсатора нефти УДО-3 с жаротрубными нагревателями в НГДУ "Джалильнефть" // Нефтепромысловое дело. 1972.-№10.-С.36-38.

29. Антипов А.И. Исследование теплопередачи в теплообменных аппаратах объектов промысловой подготовки нефти //Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ. Альметьевск, 1999. Вып.2. -С.90-%•

30. Антипов А.И., Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. Выбор оптимального способа проведения теплообменного процесса при подготовке нефти // "Нефтехимия-2002": Материалы VI Междунар. научн. техн. конф. Нижнекамск, -2002. -С.17.

31. Антипов А.И. Последовательность теплового расчета трубчатых печей объектов промысловой нефти применительно к условиям снижения загрузки по сырью // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. -Альметьевск, 1997. -С.20-27.

32. Антипов А.И. Гидравлический расчет различных вариантов змеевиков трубчатых подогревателей при изменении расходов нефти // Научныеисследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ. Альметьевск, -1977.-С.34-41.

33. Антипов А.И. Расчет конвективной теплоотдачи к потоку нефтяной жидкости в теплообменной аппаратуре объектов промысловой подготовки нефти // Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе: Сб. тр. АлНИ,- Альметьевск, 1977. -С.42-45:

34. Антипов А.И. Определение оптимальной величины поверхности теплообменной аппаратуры при подготовке нефти. Сб. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина.- М.: МИНХ и ГП им. Губкина, 1972.- С.64-65.

35. А.С. №479001 СССР. Устройство для дозирования жидких реагентов // Антипов А.И., Р.А. Юсупов / Бюл. изобретений, -1975. -№28.

36. Антипов А.И. Определение эффективности тепловой изоляции трубопровода // Термодинамика и теплоотдача: Методическое руководство. -Альметьевск, АлНИ, 2000.-С. 71-87.

37. Антипов А.И., Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. Учёт основных особенностей водонефтяных эмульсий при аналитическом определении конвективной теплоотдачи в условиях объектов промысловой подготовки нефти. // Нефть и газ. -2004, № 3.

38. Антипов А.И., Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. Влияние отложений в теплообменной аппаратуре на термические сопротивления и энергетические затраты на объектах промысловой подготовки нефти. // Проблемы энергетики: Известия ВУЗов. -2003. №5-6, -С.28-35.

39. Антипов А.И., Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. Конвективный теплообмен при течении водонефтяных эмульсий в аппаратах объектов промысловойподготовки нефти. // Проблемы энергетики. Известия ВУЗов. -2003. №1-2 -С. 54-59.

40. Антипов А.И., Голубев Л.Г., Мухтаров Я.С. Теоретическое решение вопроса теплоэнергетической оптимизации объектов промысловой подготовкой нефти. // Тепломассобменные процессы и аппараты химической технологии: Сб. Казань, КГТУ им С.М. Кирова. -4003.

41. Антуфьев В.М. Эффективность различных форм конвективных поверхностей нагрева. М.: Энергия, 1966.

42. Ахмадиев Г.М., Антипов А.И., Шагалеев Ф.М. Эффективность подготовки нефти по совмещенной схеме с применением трубчатого нагревателя новой конструкции в НГДУ «Джалильнефть» // Нефтепромысловое строительство. 1972 -№5.-С. 22-24.

43. Байков Н.М. Вопросы подготовки нефти за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.

44. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти. Газа и воды. М.: Недра, 1981.

45. Балабайченко О.И., Закатаева А.Ф., Церреин Ю.А. и др. Нормирование энергетических ресурсов в химических производствах. -М.: Химия, 1985.

46. Батунер Л.М., Позин М.Е. Математические методы в химической технике. М.: Гостоптехиздат, 1963

47. Бахшиян Ц.А. Трубчатые печи с излучающими стенами топки. М., ГОСИНТИ, 1960.

48. Башлынова А.И., Савин А.И., Юнусов Ф.Х. О подогреве потока нефти и газа. // Нефтепромысловое строительство, 1972 №4.

49. Бажан П.И., Каневец Г.Е., Селиверстов В.М. Справочник по теилообменным аппаратам. М., «Машиностроение», 1989г.

50. Беспламенные панельные горелки ГПБ (ш). Завод «Нефтемаш». -Новочеркасск, 1971.

51. Бордюк В.П., Чирков Н.М. Получение математического описания методами пассивного и активного экспериментов. Тр. МЭИ, вып. 51, М., 1963.

52. Бояринов А.И., Кафаров В.В. Методы оптимизации в химической технологии.-М.: Химия, 1975.-570с.

53. Бочаров А.Н., Андриасов Р.С.,Сахаров В.А. Исследования движения газонефтяных смесей в горизонтальных трубах. НТС «Нефтепромысловое дело», №6, 1972, ВНИИОЭНГ, М.

54. Булгаков Р.Т., Сорокин Ю.М., Антипов А.И. Эффективность подготовки нефти с использованием рециркуляции дренажной воды и водонагревателя. // Нефтяное хозяйство, 1972 -№10.

55. Булгаков Р.Т., Сорокин. Ю.М., Антипов А.И. Совершенствования конструкций установок нефти. // Нефтепромысловое строительство, 1972-№7.

56. Варгафтик Н.Г. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1970

57. Вахитов Г.Г., Грайфер В.И., Тронов В.П. Вопросы рациональной системы сбора и подготовки нефти на промыслах Татарии. // Нефтяное хозяйство, 1976-~№7.

58. Вертель Э.И. Пути экономии топливно-энергетических ресурсов. // Вестник машиностроения, 1980-№3.

59. Виноградов В.И. К вопросу типизации технологических процессов промысловой подготовки нефти. // Нефтепромысловое строительство, 1973 -№3.

60. Высокотемпературные теплоносители. Сб. проспектов компании «Энергохимкомплект» официального дистрибьютора компании Dow Chemikal. Челябинск.: Энергохимкомплект, - 2004.

61. Газимов М.Г., Иммамаликов Ю.А., Махьянова К.И., Саттаров У.Г., Хусаинов Б.Х. Кривые и эмпирические формулы для определения вязкостей нефтей эмульсии. // НТС Нефтепромысловое дело, 1971 -№9.

62. Геллер З.И., Расторгуев Ю.А. Сборник трудов ГНИ №20. Грозный: облиздат, 1958.

63. Грайфер В.И., Максутов Р. А. Научно технические основы энергоресурсосбережения и экологической безопасности нефтяного производства // НТС Технология топливно - энергетического компелекса, 2004,№1.

64. Грайфер В.И., Лазарев Г.А., Леонтьев М.И. Влияние различных факторов на вязкость водонефтяных эмульсий. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1972 №1.

65. Григорян Г.М. Подогрев нефтяных продуктов. М.: Гостоптехиздат, 1947.

66. Губин В.Е., Сковородников Ю.А., Хасанова И.Ю. Критическое число Рейнольдса при перекачке нефтяной суспензии. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1973 -№2.

67. Гужов А.И., Медведев В.Ф., Савельев В.А., Чернов В.И. Исследования движения газоводонефтяных смесей по трубопроводам. // Нефтяное хозяйство, 1973 -№2.

68. Добкин В.М. Выбор экономических критериев оптимизации режимных и конструктивных параметров реакторов. Хим. пром., 1968, №3-с. 168-173.

69. Дьяконов Д.И., Яковлев Б.А. Определение и использование тепловых свойств горных пород и пластовых жидкостей нефтяных месторождений. М.: Недра, 1969.

70. Евенко В.И., Методика оценки эффективности теплообменных аппаратов и поверхностей теплообмена. // Известия ВУЗов, серия «Энергетика», 1967 -№4.

71. Евдокимова А.В. О повышении эффективности производственно -отопительных котельных и нормирование расхода топлива. // Промышленная теплоэнергетика, 1984 №3 -с. 5-8.

72. Ентус Н.Р., Шарихин В.В. Трубчатые печи нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М: Химия, 1987. - 304 с.

73. Зенкевич В.Б. Экспериментальное определение теплопроводности жидких нефтепродуктов.// Известия ВУЗов, Серия «Энергетика», 1961 №2. -№8.

74. Идельчик И.Е. Аэродинамика промышленных аппаратов. М.: Энергия, 1964.

75. Инструкция по нормированию расхода топлива, тепловой и электрической энергии на бурение и добычу нефти в нефтедобывающей промышленности.-Куйбышев.: «ГИПРОвостоконефть», 1966.

76. Инструкция по нормированию топливно-энергетических ресурсов в нефтяной промышленности. Краснодар.: «Краснодар НИПИнефть», 1975.

77. Инструкция по учету тепла электростанциями и предприятиями тепловых сетей. М.: Энергия, 1976.

78. Каган Я.М., Латыпов В.Х. Температурный режим промысловых нефтепроводов Заподно-Сургутского и Усть-Балыкского месторождений // Нефтепромысловое дело, 1969 № 12.

79. Каган Я.М., Латыпов В.Х. О критических значениях числа Рейнольдса при движении водонефтяных эмульсий по трубопроводам: . Тр. Института «ГИПРОТюменьнефтегаз», вып. 21. Тюмень, 1970.

80. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти: —Л.: Недра, 1973.

81. Каспарьянц К.С. Проектирование обустройства нефтяных месторождений. Самара, ПО «Самвен», 1994.

82. Каспарьянц К.С., Вязенкин Г.Н., Владимиров Ю.Д., и др. К вопросу параметрической стандартизации объектов подготовки нефти. // Нефтепромысловое строительство. 1973. -№2.

83. Каспарьянц К.С., Кузин В.И., Григорян Л.Г. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. М. : Недра, 1977. - 255с.

84. Кофаров В.В. Методы кибернетики в химии и химической технологии. -М. Химия. 1968.-379с.

85. Кофаров В.В., Бабанов Б.М. Поверхность фазового контакта взаимо нерастворимых жидкостей в процессе перемешивания механическими мешалками. Журнал прикладной химии. 1959. - Т. 32. - С. 789 - 796.

86. Кирпичев М.В. Теория подобия. М.: изд-во АН СССР, 1953.

87. Клименко А.П., Каневец Г.Е. Расчет теплообменных аппаратов" на электронных вычислительных машинах. -М.: Энергия, 1966.

88. Ключников А.Д. Технологическая оптимизация топливных печей. М : Энергия, 1974.

89. Ключников А.Д., Морозов И.Г. Энергоэкономическая оптимизация удельной производительности. Труды МЭИ, 1972, вып. 125, с. 56-61.

90. Ключников А.Д. Теплотехническая оптимизация топливных печей. -М.: Энергия, 1974.-343с.

91. Корн Г., Корн Т. Справочник по высшей математики для научных работников. М.: Наука, 1970. -720 с.

92. Королёва М.Ю., Юртов Е.В. Исследование и моделирование реологических свойств концентрированных обратных эмульсий. Колл. журп. -1994. Т. 56. №4- С. 513-517.

93. Кофанов В.И. Теплоотдача и гидравлическое сопротивление при течении жидкостных суспензий в трубах // Теплоэнергетика. 1963 -№3

94. Кутателадзе С.С., Ляховский Д.Н., Пермяков В.А. Моделирование теплоэнергетического оборудования. // М. -Л.: Энергия, 1966.

95. Кучеров В.Г. Коэффициент теплопроводности и удельная массовая теплоемкость пластовых вод // Деп. В ВИНИТИ 31.01.86 № 699 В 86. -7с.

96. Кучеров В.Г. Экспериментальное исследование теплофизических свойств водонефтяных эмульсий. // Проблемы комплексного освоения нефтяных и газовых месторождений: Тезисы докладов на Всесоюзной конференции молодых ученых и специалистов. Учкекен, 1984.

97. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Госиздат, физ. мат. лит., 1959.-700с.

98. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.Д. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М. «Химия», 1967.

99. Лейбо А.Н. Печи нефтеперерабатывающих заводов. М.: Гостоптехздат, 1949.

100. Леонтьев М.И. Определение плотности водонефтяных эмульсий: Сб. тр. «ТатНИПИнефть» «Вопросы интенсификации процессов добычи и совершенствование технологии подготовки нефти». Альметьевск, 1973.

101. Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. М.: Недра, 1968.

102. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. М: Химия, 1979.-216с.

103. Лутошкин Л.Г. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. -М. Недра, 1979.-320с.

104. Люстрицкий В.М. Влияние дисперсности на вязкость нефтеводяных эмульсий. РНТС. Нефтепромысловое дело. 1997. - № 10-11. -С.35-37.

105. Ма-Тун-Цзе. Развитие процесса теплоотдачи в трубах при . ламинарном режиме: СБ. АН СССР. «Теплопередача». М.: Изд-во АН,1962.

106. Мавлютова М.З., Сидурин Ю.В. Пути дальнейшего совершенствования технологии подготовки нефти на промыслах // Нефтепромысловое дело. 1969 - №7.

107. Маринин Н.С., Саватеев Ю.Н. Исследование теплового режима сепарационных установок с частичным обезвоживанием нефти // Нефтепромысловое дело. 1971 - №8.

108. Методические указания по коррекционной обработке питательной воды паровых котлов, подпиточной воды систем теплоснабжения водогрейных котлов комплексонатами ОЭДФ Zn; НТФ - Zn. МУ 1 - 321 - 03. - Ростов-на-Дону.: ГУЛ РНИИ АКХ, 2003.

109. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах; М.: Недра, 1987.

110. Методические вопросы нормирования топливно энергетических ресурсов: Научные труды НИПИ и Н при Госплане СССР. М, 1977.

111. Методические вопросы создания системы норм и нормативов // Под ред. В.В. Соколова. -М.: Экономика, 1983.

112. Методика расчёта норм расхода котелыю-печного топлива на подготовку нефти и транспорт ijpjmi и попутного газа. РД39-1-516-81. -Краснодар, 1981.

113. Мингареев Р.Ш., Лузин В.И. Экономика подготовки нефти и газа. -М.: Недра, 1972.

114. Назаров Ф.Ф., Цыпищев Л.И. Блоки нагрева «Труба в трубе» на промыслах Западной Сибири. НТС «Нефть и газ Тюмени», 1972, №14.

115. Намиот Ю.А. К вопросу изменения температуры по стволу нефтяных и газовых скважин. Труды ВНИИ, вып. У111. М.: Гостоптехиздат, 1956.

116. Некрасов А.С., Синяк Ю.К. Управление энергетикой предприятия. М : Энергия, 1979.

117. Новичкова О.Г. О влиянии неизотермичности и направления теплового потока на коэффициент гидравлического сопротивления при турбулентном течении жидкости в круглой трубе // Изв. ВУЗов, Энергетика, 1958-№9.

118. Номенклатурный справочник блочного автоматизированного оборудования для обустройства нефтяных месторождений. ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ Куйбышев, 1974.

119. Нормативная методика теплового расчёта трубчатых печей. Первая редакция. М.: ВНИИНЕФТЕМАШ, 1975.

120. Нормирование расхода топлива, тепловой и электрической энергии : Научные труды. НИИП и Н при Госплане СССР. М., 1982.

121. Нормирование топливно-энергетических ресурсов и регулирование режимов электропотребления (сборник инструкций) / Под ред. В.В. Дегтярева. М.: Недра, 1983-223с.

122. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений : ВНТП 3-85. М.: Б.И., 1985. - 217с.

123. Нормирование расхода топливно-энергетических ресурсов: Сб. научн. трудов / Под ред. JI.A. Шевченко М. НИИП и Н при Госплане СССР, 1986.

124. Осипова А.В. Экспериментальное исследование процессов теплообмена. Издание №3. -М.: Энергия, 1979.-320с.

125. Отраслевая нормаль ОН 26-02-159-66 «Трубчатые печи. Типы, параметры, основные размеры» М.: ВНИИнефтемаш, 1970.

126. Основные положения по нормированию расхода топлива, тепловой и электрической энергии в народном хозяйстве. М.: Атомиздат, 1980.

127. Основные положения по нормированию расходов топлива, электрической и тепловой энергии в производстве. НИИП и Н при Госплане СССР, М.: НИИП и Н, 1966.

128. Основные положения по нормированию расхода топлива, тепловой и электрической энергии в народном хозяйстве. М.: Атомоиздат,1980.

129. Пергушев Л.П., Тронов В.П. Теоретические основы повышения эффективности процессов разрушения эмульсии в трубопроводах // Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана. Тр. ТатНИПИнефть. - Бугульма, 1996. - С. 180-190.

130. Пергушев Л.П., Тронов В.П. Дробление капель в трубопроводе. Инженерно-физический журнал, 1998, т. 71. №3, С. 468-472.

131. Пергушев Л.П., Тронов В.П. Переход эмульсионной формы течения в расслоеное с учетом полидисперсности. Сб. по проблемам трубопроводного транспорта (тезисы докладов). Уфа, ВНИИСПТ нефть, 1988.

132. Пергушев Л.П., Тронов В.П. Отстой эмульсий, осложненных диффузией. НТС «Нефть Татарстана», 2002, №2.

133. Пергушев Л.П., Тронов В.П., Исмагилов И.Х., Ширеев А.И. Исследование эффекта редиспергирования в нефтяных эмульсиях, обработанных деэмульгатором // Нефтяное хозяйство. 1999. - №10. -С.43-45.

134. Пергушев Л.П. Исследование вязкости сырых нефтей / Нефтяное хозяйство, 1999 №3. С.50-51.

135. Перри Д. Справочник инженера-химика. T.l.-М.: Химия, 1971.

136. Петухов Б.С. Теплообмен и сопротивление при ламинарном течении жидкости в трубах. М: Энергия, 1967.

137. Петухов Б.С., Нольде Л.Д. Теплообмен при вязкостно-гравитационном течении жидкости в трубах // Теплоэнергетика. 1959 №1.

138. Петухов Б.С., Поляков А.Ф. О влияние свободной конвекции на теплоотдачу при вынужденном течении в горизонтальной трубе // Теплофизика высоких температур. -1968 №2 , №5.

139. Плетницкая А.Б. Методика теплового и гидравлического расчета кожухотрубчатых теплообменных аппаратов с вынужденным движением нефтепродуктов. М.: ГИПРОНЕФТЕМАШ, 1963.- 101с.

140. Повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов в промышленности: Материалы семинара МДНТП, 1981 М.: Ротапринт МДНТП, 1983.

141. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1982.-221с.

142. Протодьяконов И.О., Ульянов С.В. Гидродинамика и массообмен в дисперсных системах жидкость-жидкость. Л.: Наука, 1986. - 272с.

143. Прицкер А. Введение в имитационное моделирование и язык СЛАМ 11. -М.: Мир, 1978.-644с.

144. Проблемы нормативно-технического обеспечения материальных и топливно-энергетических ресурсов. Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции в г. Краснодаре. М.ГВНИИМАШ, 1985.

145. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник / A.M. Бакластов, В.М. Бородинский, Б.П. Голубев и др.; Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1983.-552с.

146. Процессы и аппараты химической технологии. Уч. пособ. для вузов в 5т. под. редакц. A.M. Кутепова.- М.: Логос, 2002г.

147. Пяткин A.M., Шадрухин И.А. Экономия энергоресурсов : резервы и факторы эффективности. М.: Знание, 1982.

148. Равич М.Б. Эффективность использования топлива. М.: Наука, 1977.

149. Рахмилевич Р.З. Кожухотрубчатая теплообменная аппаратура для укрупненных и комбинированных технологических установках. М.: ЦНИИТенефтегаз, 1964.

150. Рейнер М. Реология. М.: Наука, 1965.

151. Реология / под ред. Ф. Эйриха: Пер. с англ. М.: Иностр. лит., 1962. 824с.

152. Ричардсон Э. Динамика реальных жидкостей. -М. : Мир, 1965, 328с.

153. Рекомендации для подсчета экономической эффективности от внедрения мероприятий по снижению затрат топливно-энергетических ресурсов в нефтяной промышленности. Краснодар.: КраснодарНИПИнефть, 1976.

154. Розенцвайг А.К., Тронов В.П., Пергушев Л.П. Коалесценсия капель воды в мелкодисперсных эмульсиях типа «вода в нефти». Журнал прикладной химии АН СССР, т. Ill, вып. 8, август 1980.

155. Розерцвайг А.К., Тронов В.П., Пергушев Л.П. Исследование переходного режима коалесценсий в разбавленных жидкостных эмульсиях // Журн. Приклад. Химии. 1983. - №3. - С. 585-591.

156. Розерцвайг А.К. Дробление капель в турбулентном сдвиговом потоке разбавленных жидкостных эмульсий // ПМТФ. 1981. - №6. С. 71-78.

157. Сальников А.Х., Шевченко Л.А. Нормирование потребления и экономия топливно-энергетических ресурсов. М.: Энергоатомиздат, 1986.

158. Саттаров У.Г., Фаррахов Э.З., Газимов М.Г. Теплофизические свойства нефтей и водонефтяных эмульсий Татарии // Нефтепромысловое дело. 1972 -№8.

159. Саттаров У.Г., Антипов А.И., Песечников П.С. Пути совершенствования подогревателей деэмульсаторов // Нефтепромысловое строительство. 1977-№7.

160. Саттаров У.Г., Каланда Е,И. Изучение вязкости водонефтяных эмульсий: Сб. тр. Института «ТатНИПИнефть» «Вопросы интенсификации процессов добычи и совершенствования технологии подготовки нефти». -Альметьевск, 1973.

161. Семенов В.Н., Трошкин Е.И., Свиридов В.П. Анализ работы подогревателей сырой нефти на магистральном нефтепроводе // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1973 - №5.

162. Стельмахович В.А. Перекачка высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов по термоизолированным магистральным трубопроводам. М.: ВНИИОЭНГ, 1967.

163. Стефурак Б.И., Арбузов A.M. Эффективность тепловой изоляции при деэмульсации нефти. // Нефтепромысловое строительство. 197 Г - №8.

164. Справочник. Расчёты основных процессов и аппаратов нефтепереработки. -М.: Химия, 1979,-520с.

165. Справочное руководство по проектированию разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М.: Недра, 1983.-436с.

166. Сюняев З.И., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Нефтяные дисперсные системы. -М.: Химия, 1990.-226с.

167. Тареев Б.М. Теплопроводность коллоидных систем // Коллоидный журнал. 1940 - т. в.- вып. 6.

168. Тепловой расчет котельных агрегатов; Нормативный метод. Изд. второе. М: Энергия, 1973.

169. Тепловая изоляция. Справочник. Под ред. Кузнецова Г.Ф. Изд. 4-е. М.: «Стройиздат», 1985.

170. Теплов А.В. О толщине пристенного слоя в турбулентных потоках. Изд-воЛИИЖТ, Л., 1970.

171. Теплотехнический справочник. Том 2. М., Энергия, 1976.

172. Торчинский Я.М. Нормирование газа для отопительных котельных. Л.: , Недра, 1991.-164с.

173. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. Казань; ФЭН, 2002. - 512с.

174. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Изд-во АН РТ «ФЭН», Казань, 2000. С.416.

175. Тронов В.П. , Хамидуллин Ф.Ф. и др. Увеличение производительности комплексов ППН. М.: Нефтяник №9, 1979.

176. Тронов В.П. Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти.Казань.: ФЭН, 1977.

177. Тронов В.П. Разрушение водонефтяных эмульсий под воздействием ПАВ. Химия и технология топлив и масел, 1982, №12.

178. Тронов В.П., Ширеев А.И., Метельков В.П. Повышение эффективности промысловой подготовки продукции скважин. М.: Нефтяное хозяйство , 1987, №2

179. Тронов В.П., Ширеев А.И-., Тронов А.В., Амерханов И.М. Прогнозирование вязкости водонефтяных эмульсий на стадии проектирования систем обустройства нефтяных месторождений / Нефтяное хозяйство .- 1986,- №2 С.50-53.

180. Тронов В.П., Захарова Е.Ф. Системы сбора скважинной продукции и первичная подготовка нефти. Альметьевск, типография АГНИ, 2003. 64 с.

181. Тронов В.П., Пергушев Л.П., Исмагилов И.Х. Ширеев А.И. Распределение деэмульгатора между нефтяной и водной фазами эмульсий. НТС «Нефть Татарстана» , 1988, №2, С. 44-47.

182. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом. М.: Недра, 1983.

183. Тронов В.П., Ширеев А.И., Ланин П.И. О работе обессоливающей установки в комплексе с промысловой системой сбора. // Нефтепромысловое дело . 1972- №1.

184. Тронов В.П, Радин Б.М., Вахнтов Г.Г. Классификация и оценка эффективности различных методов промысловой подготовки нефти. // Нефтяное хозяйство .- 1973-№5.

185. Трубчатые печи. Тр. ГИПРОНЕФТЕМАШ, вып. «5(15)». Под. Ред. Бахщияна Ц.А., М.: Химия, 1969.-205С.

186. Федоров В.В. Теория оптимального эксперимента. М., «Наука», 1971.

187. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов. РД 39-1159-79. Куйбышев, ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ, 1979.

188. Филлипов Л.П. Теплопроводность растворов ассоциированных жидкостей. М.: Вестник МГУ, 1955-№8.

189. Хамидуллин Ф.Ф., Шешняев В.В., Хамидуллин М.Ф. Исследование реологических свойств продукции нефтяных скважин// НТЖ. Нефтепромысловое дело.-1996.-№5-С.2-4.

190. Хаппель Дж., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса,-М.: Мир, 1976,-650с.

191. Хасаев P.M., Обухова Л.Л., Рудник Ф.С. Исследование конвективного теплообмена при течении парафинистых нефтей в трубах // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов,- 1972- №9 .

192. Хасаев P.M., Обухова Л.Л. Исследование турбулентного течения ньютоновских систем при наличии теплообмена. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1972 -№4.

193. Цедерберг Н.В. Теплопроводность газов и жидкостей.- М.: ГОСЭНЕРГОИЗДАТ, 1963.

194. Цедерберг Н.В. Теплопроводность жидких топлив. // Теплоэнергетика. 1958-№11.

195. Чарыев О.М. Исследование температурного режима восходящего и нисходящего потоков при прокачке горячей нефти по кольцевой системе с целью борьбы с отложениями парафина. // Нефтяная и газовая промышленность Средней Азии. 1966 - №2.

196. Чирков Ю.С., Костылев Ю.В. О зависимости коэффициента теплопроводности неньютоновских жидкостей от скорости сдвига. Инженерно- физический журнал, том XIV, 5, 1968.

197. Чудновский А.Ф. Теплофизические характеристики дисперсных материалов. М.: Физматгиз , 1962.• t

198. Шелудко А. Коллоидная химия. Пер. с болг. М.: Мир, 1984,- 320с.

199. Шенк X. Теория инженерного эксперимента. «МИР», М., 1972.

200. Шеннон P.J1., Депыо А. Совместное действие свободной и вынужденной ламинарной конвекции в горизонтальной трубе с постоянным тепловым потоком. // Теплопередача. 1968- №3. (русский перевод Trans. ASME, Ser. С).

201. Шеннон Р.Л., Депью А. Вынужденная ламинарная конвекция в горизонтальной трубе в потоке с переменной вязкостью и эффекты свободной конвекции. // Теплопередача. 1969 - №2. (русский перевод Trans. ASME, Ser. С).

202. Шульман З.П., Берковский Б.М. Пограничный слой неныотоновских жидкостей. Минск.: Наука и техника, 1966

203. Экономия и нормирование потребления топливно-энергетических ресурсов. Тематический научно-технический обзор ВНИИОЭНГ, М., 1973.

204. Эмирджанов Р.Т., Лемберанский Р.А. Основы теплотехнических расчетов в нефтепереработке и нефтехимии. М., «Химия», 1989 г.

205. Эмульсии. Под ред. Д. Шермана, пер. с англ. Л.: Химия, 1972,- 448с.

206. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя. М.: Наука, 1974.

207. Яковлев Б.А. Экспериментальное определение тепловых свойств пластовых жидкостей. Труды ТатНИИ, вып. 10, Бугульма, 1967.Диссертации.

208. Антипов А.И. Исследования теплообмена и эффективности использования теплообменной аппаратуры в условиях подготовки обводненных нефтей к транспорту по магистральным трубопроводам. Канд. Диссертация. МИНГ им. И.М. Губкина. М., 1976.

209. Ахметшина И.З. Исследование нефтяных эмульсий и технологии подготовки нефтей при эксплуатации месторождений Западной Сибири. Автореферат канд. диссертации, Уфа, БашНИПнефть.

210. Варгафтик Н.Б. Теплопроводность сжатых газов и жидкостей. Докторская диссертация. Фонды ВТИ им. Дзержинского. М., 1951.

211. Гориславец В.М. Реодинамика и конвективный теплообмен нелинейно вязко пластичных сред в круглых трубах. Канд. Диссертация. Минск, институт тепломассообмена АН БССР, 1967.

212. Косарджу Лакшминараяна. Основные соотношения теории теплопередачи при переменных температурах в условиях хранения и трубопроводного транспорта вязких жидкостей. Канд. диссертация МИНХ и ГП им. Губкина. М., 1968.

213. Краснощеков Е.А. Теплоотдача и сопротивление трения при ламинарном течении жидкости в прямоугольных каналах и круглых трубах. Канд. Диссертация. М.: МЭИ, 1952.

214. Кузнецова В.В. Теплообмен при вязкостно-гравитационном течении жидкости в горизонтальных трубах промышленных теплообменных аппаратов. Канд. диссертация. Саратов.: Саратовский политехнический институт, 1972.

215. Кучеров В.Г. Теплофизические свойства водонефтяных эмульсий и методика их расчета для условий сбора и подготовки нефти. Канд. диссертация МИНГ им. И.М. Губкина. М.: 1987.

216. Магомедов А. Д. Исследование теплообмена и гидравлических сопротивлений при движении вязкой и упруго- вязкопластичной жидкости в трубах. Кандидатская диссертация. ЭНИН АН СССР, 1954.

217. Новоселов В.Ф. Движение вязких и высокозастывающих нефтей по трубопроводам. Кандидатская диссертация. М., МИНХ и ГП, 1958.

218. Павлов П.П. Потери напора при перекачке эмульсионных нефтей. Кандидатская диссертация, Баку, 1949.

219. Пергушев Л.П. Исследование влияния дисперсных характеристик обратных нефтяных эмульсий на технологические параметры процессов сбора и подготовки нефти // Автореферат канд. Диссертации, Бугульма, ТатНИПИнефть, 2000.

220. Стрюк Н.С. Исследования движения вязкой жидкости по трубам при неизотермическом режиме. Канд. диссертация, М.: МИНХ и Г.П. им Губкина,1967.

221. Стрельцов И.А. Исследование теплопередачи в испарителях установок регазификации сжиженных углеводородных газов. Автореферат кандидатской диссертации. МИНХ и ГП им. Губкина, М., 1969.

222. Тонкошкуров Б.А. Теплоотдача труб подогревателей в вязких нефтепродуктах. Канд. диссертация. М.: МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1964.

223. Трошин А.К. Исследование коэффициента теплопередачи при остывании нефтепродуктов в резервуарах. Канд. диссертация. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1947.

224. Черникин В.И. Транспорт тяжелых нефтей по трубопроводам. Автореферат докторской диссертации. М.: МНИ, 1952.Иностранная литература

225. Bansbach P.L. The how and why of emulsions, oil and Gas J., vol. 68, №36,1970.

226. Bums J.M., Swiers D.Y. Design notes for practical steam systems. Petrol. Eng.1964, XII, vol. 36, №13, p. 87-90

227. Cirac J. Teoria optimaleno preradzkovania vymenikov tepla. "Chemicky promysl". 1966, (а также перевод № 62410/7 бюро переводов ВИНИТИ, М, 1967).

228. Dodge D.W., Metzner А.В., Jurbulent Flow of Non-Newtonian System, A. J.Ch.E.D., vol.5, № 2, June, 1959, p. 189.

229. Ekadawi N., Hunter R.J. Sedimentation of asperse and high particle concentrations. Collids and Surfaces, 1985, v. 15, p. 147-159.

230. Eubank O.C., Proctor W.S. Thesis in chemical engineering. Massachusetts institute of Technology.1951.

231. Hirai E. Theoretical explanation of heat transfer in laminar region of Bingham Fluid. A. J. Ch.E. journal, № 1,1959.

232. Hausler P.L. Guidelines Help Avoid, Treat Oil field Emulsion. Oil and Gas J., vol. 76, №36,1978.

233. Kern D.Y., Othmer D.F. Effect of free convection on viscous heat transfer in horizontal tubes. Trans. Ainer. Inst. Chem. Eng. 1943, v.39, №4, p.579,

234. Kraussold H. V. D. J. Forsch. Hft, № 351Д931. Forsch. Jnd. Wes, 1932.

235. Matzner A.B., Vanghn R.D., Houghton J.Z. A. J. Ch. E. Journal, №3; 92, 1957. • "

236. Metzner A.B., Friend P.S. Heat Fransfer to turbulent Non-Newtonian Fluids, J/Ec, vol. 51, №7, 1959.

237. Oliver D.R. The effect of natural convection of viscous flow heat transfer in horizontal tubes. Chemical Eng. Science, v. 17, 1968, p. 335.

238. Sieder E.N., Tate C.S. Ind. Eng. Chem. 28. 1429-1436, 1936.

239. Wallance P.L. The haw and why of emulsions, Oil and Gas J., vol. 68. №36, 1970.

240. Wang R.H., Games J. Kliudsen. Thermal conductivity of liquid emulsion. Vol. 50, № 11, November, 1958.

241. Worse-Schmidt P.M. Heat transfer and friction for laminar flow of gas in a circular tube of high heating rate. Jnt. J. Heat mass Transfer. 1966, v.8, 10, p. 1281.

242. Worse-Sihmidt P.M., Jeppert Y. Heat transfer and friction for laminar flow of gas in a cirkular tube of high heating rate. Jnt. Heat Mass Jransfer. 1966, v. 8, 10 p. 1281.Фондовые материалы

243. Антипов А.И. Отчет по теме: «Разработка методики определенияудельных расходов топлива и тепла» Фонды ЦНИЛ ПО «Татнефть». Альметьевск, 1967.

244. Антипов А.И. Отчет по теме 222-57 « Повышение эксплуатационной надежности и эффективности использования нефтепромыслового оборудования в условиях объединения « Татнефть». Фонды МИНХ и ГП им. Губкина. М., РГУ , 1977. № гос. регистрации 77059025.

245. Антипов А.И., Сериков В.И., Богданов Х.У. Отчет по НИР 222-80 «Повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов» М., МИНХ и ГП им. Губкина, 1980.

246. Антипов А.И. Отчет по НИР 222-81 «Повышение эксплуатационной надежности и эффективности нефтепромыслового оборудования в условиях объединения «Татнефть» М., МИНХ и ГП им. Губкина, 1981. Инв. №0282.9039453. № гос. регистр.80007710.

247. Антипов А.И. Отчет по НИР «Исследование и разработка вариантов модернизации рабочих поверхностей нагрева трубчатых печей ПБ-20Горкинской УКПН НГДУ «Лениногорск-нефть». Фонды АГНИ и НГДУ «Лениногорск-нефть», Альметьевск, Лениногорск, РТ, 1996.

248. Антипов А.И. Отчет по НИР «Исследование и разработка модернизации рабочих поверхностей нагрева трубчатых шатровых печей УКПН-2 НГДУ «Азнакаевск-нефть». Фонды АГНИ и НГДУ «Азнакаевск-нефть», Альметьевск, Азнакаево РТ, 1996.

249. Антипов А.И. Отчет по НИР «Теплотехнические расчеты теплообменников узлов Т -1 и Т-2 Акташской ТХУ НГДУ «Заинск-нефть». Фонды НГДУ «Заинскнефть», 1996.

250. Газимов М.Г. Исследование реологических, электрических и теплофизических свойств нефтей месторождений Татарии (отчет по теме 12-68). Фонды института «ТатНИПИнефть». Бугульма, 1970.

251. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов. РД 39-1159-79. Куйбышев, ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ, 1979.

252. Номенклатурный справочник блочного автоматизированного оборудования для обустройства нефтяных месторождений. Куйбышев, ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ, 1974.

253. Антипов А.И. Обследование Карабашской котельной с целью составления удельных норм расхода топлива на выработку пара // Фонды Уфимского наладочного управления ВНПО. «Союзнефтеавтоматика». с. 24.

254. Пасечников П.С. Теплотехнические испытания трубчатой печи конструкции НГДУ «Джалильнефть» на Чишминском товарном парке.Фонды Уфимского наладочного управления ВНПО «Союзнефтеавтоматика» инв. №2299,Уфа , 1971.

255. Пасечников П.С. Теплотехнические испытания трубчатых печей ПБ-20 на Якеевской УКПН НГДУ «Джалильнефть». Фонды Уфимского наладочного управления ВНПО «Союзнефтеавтоматика» инв. №2270, Уфа, 1971.

256. Пасечников П.С. Технологические испытания печей «ГИПРОказнефть» и обследование ТХУ-3 НГДУ «Елховнефть» объединения «Татнефть». Фонды Уфимского наладочного управления ВНПО «Союзнефтеавтоматика», Уфа, 1971. .Инв. №2299.

257. Пасечников П.С. Теплотехнические испытания печей ПБ-20 Якеевской УКПН НГДУ «Джалильнефть» рук. Пасечников П.С. Фонды Уфимского наладочного управления ВНПО «Союзнефтеавтоматика», арх. № 4117 , Уфа, 1982.

258. Программа энергосбережения в ОАО «Татнефть» на 2000-2005 годы. Фонды ОАО «Татнефть», Альметьевск, 2000.

259. Руководящий технический материал и временные инструкции по технологии ремонта теплообменной аппаратуры. Фонды ЦНИЛ об. «Татнефть». Альметьевск, 1970.

260. Реконструкция Кама-Исмагиловской УКПН для получения растворителей парафина. Пояснительная записка. Казань, ВНИИНЕФТЕПРОМХИМ НПО, «СОЮЗНЕФТЕПРОМХИМ» МИННЕФТЬ СССР, проект 1689. Казань , 1988.

261. Саттаров У.Г., Каланда Е.И. Изучение физико-технических свойств нефти (отчет). Фонды ЦНИЛ ПО «Татнефть». Альметьевск, 1972.

Информация о работе

Антипов, Альберт Иванович
доктора технических наук
Альметьевск, 2006
ВАК 25.00.17

Диссертация

Проблемы энергопотребления процессов подготовки продукции нефтяных месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы