Дальний транспорт нефти и газа

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

Дальний транспорт нефти  и газа

1. Виды транспорта нефти и нефтепродуктов

Мировая практика транспортировки  нефти и нефтепродуктов включает железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный виды транспорта.

Железнодорожный транспорт - наиболее распространенный вид транспорта для перевозки грузов. Перевозка жидких нефтяных грузов осуществляется в специальных стальных вагонах-цистернах грузоподъемностью 50, 60 и 120 т, выполненных из листовой стали толщиной 8 - 11 мм. Налив нефтепродуктов в цистерну, как правило, производится сверху, а слив снизу. Цистерны оборудуются смотровыми площадками, внутренними и наружными лестницами, нижними сливными приборами и другими необходимыми устройствами для надежной эксплуатации в пути следования и при сливно-наливных работах.

В качестве тары для нефтегрузов  применяются металлические, пластмассовые  и деревянные бочки и бидоны, фанерные и металлофанерные ящики и барабаны, стеклянные бутылки, хлопчатобумажные и бумажные мешки и др.

Водный  транспорт нефти делится на речной - по внутренним водным путям (рекам, озерам) и морской - по морям и океанам (как по внутренним морям континента, так и между континентами). По рекам и озерам нефть перевозится в баржах (в том числе самоходных) и в речных танкерах - специальных самоходных судах, предназначенных для перевозки нефтегрузов. Морской транспорт нефтегрузов осуществляется морскими танкерами - судами большой грузоподъемности, способными пересекать океаны и моря. Чем больше грузоподъемность танкера, тем дешевле перевозка. Грузоподъемность современных морских супертанкеров достигает миллиона тонн. Эффективность использования супертанкеров повышается с увеличением дальности перевозок, на малых расстояниях они перестают быть рентабельными.

Сооружаются балктанкеры - комбинированные суда, предназначенные для перевозки нефтей и нефтепродуктов, навалочных грузов и руды.

Имеются танкеры класса «река - море» грузоподъемностью 5000 т повышенной прочности. Эти суда даже способны совершать рейсы в открытых морях - таких, как Средиземное, Охотское.

Нефтеналивные суда характеризуются  следующими основными показателями:

- водоизмещением - массой воды, вытесняемой груженым судном. 
Водоизмещение судна при полной осадке равно собственной массе судна и массе полного груза в нем, включая все необходимые для плавания запасы;

- дедвейтом -  массой поднимаемого груза (транспортного и хозяйственного);

- грузоподъемностью - массой транспортного груза;

- осадкой при полной загрузке;

- скоростью при полной загрузке.

Автомобильный транспорт - основной вид транспорта для доставки нефтепродуктов с распределительных нефтебаз и наливных пунктов непосредственно к местам потребления (на АЗС, заводы, фабрики, автобазы и т.д.). Для перевозки нефти автотранспорт практически не используют.

Перевозки нефтепродуктов автомобильным транспортом осуществляют, в основном, в пределах нескольких десятков километров. При больших  расстояниях автотранспорт неэкономичен по сравнению с железнодорожным, и его применяют лишь там, где отсутствует сеть других видов транспорта (например, на Севере и т. д. ). Массовые нефтепродукты (бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые масла) перевозят в специализированных автомобильных цистернах и автоприцепах, мелкие партии нефтепродуктов - в таре на бортовых машинах.

Воздушный транспорт нефтепродуктов из-за значительной стоимости применяют лишь для снабжения отдельных пунктов на Крайнем Севере, дрейфующих станций и зимовок в Арктике. Доставку нефтепродуктов воздушным транспортом осуществляют, как правило, в бочках.

Трубопроводный  транспорт нефтегрузов осуществляется по специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления. По перекачиваемому продукту трубопроводы подразделяют на нефтепроводы, перекачивающие нефть, и нефтепродуктопроводы, перекачивающие бензины, дизельные топлива, керосины, мазуты.

 

Достоинства и недостатки видов транспорта нефти и нефтепродуктов.

Вид транспорта	Достоинства	Недостатки
Железнодорожный	- универсальность (перевозка всех видов нефти и нефтепродуктов в любых объемах); - равномерность доставки  грузов в течение всего года с более высокой скоростью, чем водным транспортом; - доставка нефтепродуктов  в большинство пунктов потребления в связи с наличием разветвленных железнодорожных сетей в густонаселенных промышленных и сельскохозяйственных районах.	- большие капитальные  затраты при строительстве новых, ремонте и реконструкции существующих линий; - относительно высокие  эксплуатационные затраты; относительно низкая эффективность использования мощности подвижного состава (цистерны в обратном направлении идут незагруженными); - значительные потери  нефти и нефтепродуктов при транспорте и разгрузочно-погрузочных операциях; - необходимость специальных сливно-наливных пунктов и пунктов зачистки вагонов-цистерн.
Водный	- неограниченная пропускная  способность водных путей; - в большинстве случаев  нет необходимости в создании  дорогостоящих линейных сооружений.	- провозная способность  флота ограничивается грузоподъемностью и другими показателями передвижных средств флота, производительностью причального и берегового нефтебазового хозяйства.
Автомобильный	- доставка небольших  партий нефтепродуктов на различные  расстояния с большой скоростью; - большая маневренность и высокая проходимость; - высокая оперативность.	- высокие затраты на  эксплуатацию, в 10-20 раз стоимость  перевозок автотранспортом выше, чем по железной дороге; - сравнительно небольшая  грузоподъемность автоцистерн, неполная  загрузка подвижных средств из-за порожних пробегов цистерн; - зависимость от наличия  и технического состояния дорог.
Воздушный	- доставка небольших  партий нефтепродуктов на различные  расстояния с большой скоростью; - отсутствует необходимость  в дорогах; - высокая оперативность.	- высокие затраты на  эксплуатацию; - сравнительно небольшая  грузоподъемность; - зависимость от погодных  условий.
Трубопроводный	- наиболее низкая себестоимость  перекачки; - небольшие удельные  капитальные вложения на единицу  транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов; - бесперебойная поставка  в течение года, практически не зависящая от климатических условий; - высокая производительность  труда; - незначительные потери  нефтей и нефтепродуктов при перекачке; - сравнительно короткие  сроки строительства; - возможность перекачки  нескольких сортов нефти и  нефтепродуктов по одному трубопроводу; - возможность наращивания  пропускной способности трубопровода за счет строительства дополнительных насосных станций и прокладки параллельных участков (лупингов).	- крупные единовременные  капитальные вложения в строительство (необходимо проложить весь трубопровод); - потребность в крупных  материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию. Особенно велики эти затраты для магистральных нефтепродуктоводов: большая металлоемкость, необходимость устойчивого грузопотока на длительное время, небольшая скорость движения нефти и нефтепродуктов   (5-10 км/ч).

 

 

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы диаметром от 529 до 1220 мм и протяженностью не менее 50 км, предназначенные для доставки нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы или пункты налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны или в места погрузки ее на танкеры. Производительность магистральных нефтепроводов составляет от 0.7 до 80 млн. т нефти в сутки.

К магистральным нефтепродуктопроводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью не менее 50 км, предназначенные для транспортировки нефтепродуктов из районов их производства, а также перевалочных нефтебаз в районы потребления - до распределительных нефтебаз, наливных станций, портов, крупных промышленных предприятий, ТЭЦ и др.

2. Технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов

Добываемые нефти существенно  различаются по содержанию парафина и асфальто-смолистых веществ  и, следовательно, по вязкости и температуре  застывания. Высокая вязкость и большое  содержание парафина осложняет трубопроводный транспорт таких нефтей, особенно при сравнительно низких температурах, что характерно для большинства месторождений нашей страны. Для снижения вязкости нефть часто транспортируют:

- в подогретом состоянии  (в нефтепроводе Узень - Гурьев - Куйбышев нефть подогрета до 60 - 65°С);

- с маловязкими разбавителями (маловязкая нефть, конденсат);

- в газонасыщенном состоянии (т. е. с растворенным попутным газом).

Схема магистрального трубопровода.

Магистральный нефтепровод, как правило, начинается с головной насосной станции (ГНС) 3 и заканчивается конечным пунктом.

Нефть с промысла поступает в  резервуарный парк 4 ГНС 3. Резервуарный парк ГНС предназначен для:

- приема нефти с промысла в случае остановки перекачки по нефтепроводу;

- подачи нефти в трубопровод при остановке поставки нефти с промысла. Объем резервуарного парка принимается равным двух-, трехсуточной пропускной способности магистрального нефтепровода.

Из резервуарного парка  нефть откачивается подпорными центробежными  насосами 2, которые с целью избежания  кавитации создают необходимый подпор (т.е. повышенное давление от 0,5 до 0,8 МПа) перед основными центробежными насосами 1.

Основные насосы подают нефть в  магистральный нефтепровод 5. Основные насосы соединяются в большинстве случаев последовательно по 2 или 3 (в зависимости от заданного режима перекачки), чтобы создать необходимое рабочее давление в нефтепроводе. Привод насосов на нефтеперекачивающих станциях осуществляется от электродвигателей. Выпускается несколько типоразмеров центробежных насосов для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (серия НМ) с различной подачей - от 125 м3/ч до 12,5 тыс. м3/ч и напором от 50 до 200 м. Рабочее давление в нефтепроводах в зависимости от диаметра изменяется от 6,4 (для диаметра 530 мм) до 5,5 МПа (для диаметра 1220 мм). Это давление расходуется на преодоление потоком нефти гидравлического сопротивления, оказываемого стенками труб, и по длине трубопровода постепенно уменьшается.

Через каждые 10-15 км на нефтепроводе устанавливают  линейную запорную арматуру 6 для сокращения потерь при авариях.

В том месте на трассе, где давление в нефтепроводе снижается до минимального подпора, размещают следующую нефтеперекачивающую  станцию - промежуточную НПС 11, и процесс повторяется снова до следующей промежуточной станции. Промежуточные станции размещают по трассе нефтепровода в соответствии с гидравлическим расчетом, в среднем через 100-150 км в зависимости также от рельефа местности. Промежуточные нефтеперекачивающие станции не имеют, как правило, резервуаров и подпорных насосов, и перекачка нефти по магистральному нефтепроводу производится по схеме "из насоса в насос", т. е. из насосов предыдущей в насосы последующей станции, и так в пределах эксплуатационного участка, включающего от 3 до 4 перегонов между насосными станциями (т. е. на протяжении 300-500 км). В начале каждого эксплуатационного участка размещают нефтеперекачивающую станцию 13 с резервуарами и подпорными насосами.

На своем протяжении нефтепровод проходит через естественные препятствия (реки 10) и искусственные (железные 8 и шоссейные 7 дороги). В зависимости от условий местности могут применяться подземная, надземная или наземная прокладки нефтепровода.

На конечном пункте нефтепровода нефть  поступает в резервуары 16 и затем  передается потребителям:

- НПЗ 17;

- пункт налива железнодорожных цистерн 18;

- пункт налива танкеров 19.

Вдоль трассы сооружаются  вспомогательные линейные сооружения:

- вертолетные площадки 21 для посадки вертолетов, обслуживающих  нефтепровод;

- защитные сооружения 23, предотвращающие разрушение трубопровода;

- системы электрокатодной  защиты трубопровода 15 от электрохимической  коррозии;

- площадки 22 с аварийным запасом труб;

- линии электропередач 14, линии связи 25;

- подъездные дороги 24;

- дома линейных ремонтеров-связистов  9;

- лупинги 26.

При технологической  необходимости на линейной части  сооружаются отводы 12 к отдельным  потребителям и лупинги 20.

Схема магистрального нефтепродуктопровода практически не отличается от схемы магистрального нефтепровода. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов массового потребления приобретает все большее значение и интенсивно развивается.

Трубопроводный транспорт  нефтепродуктов позволяет по одному и тому же нефтепродуктопроводу перекачивать последовательно разные светлые  нефтепродукты, например бензин и дизельное топливо. При этом разные нефтепродукты транспортируются по одному и тому же трубопроводу в виде следующих друг за другом партий. На конечном пункте нефтепродуктопровода или на распределительной нефтебазе, подключенной к нему, осуществляется раздельный прием этих партий в разные резервуары.

3.  Виды транспорта газа

Для транспортировки  газа и газового конденсата применяются  железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный виды транспорта.

Попутный (нефтяной) газ, отделяемый из нефти, поступает по трубопроводам на ГПЗ, где из него выделяют пропан и бутан и в виде их смеси в сжиженном виде в железнодорожных цистернах, баллонах или автоцистернах направляется потребителям - в систему бытового или промышленного газоснабжения городов и поселков. Газовый конденсат, добываемый вместе с газом из газоконденсатных месторождений, отделяется от газа непосредственно на месторождении на установках подготовки газа и по трубопроводам (конденсато-проводам) или в цистернах доставляется потребителям - на нефтехимические предприятия.

С 50-х годов получил  распространение способ морских перевозок сжиженного природного газа (метана) в специальных танкерах - метановозах. Метан составляет основную часть природного газа. Если метан при атмосферном давлении охладить до температуры -162°С, то он становится жидким.

Трубопроводный  транспорт является основным видом внутриконтинентального транспорта природного газа. По трубопроводам (газопроводам) газ в газообразном состоянии транспортируется после компримирования (сжатия) компрессорами.

В отличии от магистрального нефтепровода максимальный диаметр магистрального газопровода в настоящее время составляет 1420 мм. В России рабочее давление газопроводов зависит от их диаметра. Обычно при диаметре не более 1020 мм рабочее давление составляет 5,4 МПа, а при диаметре более 1020 мм поддерживается рабочее давление 7,35 МПа.

При диаметре 1020 мм и 1420 мм магистральный газопровод имеет  пропускную способность соответственно 30 и 100 млн. м3 в сутки.

4. Технология трубопроводного транспорта газа

Схема магистрального газопровода.

Система газоснабжения  от скважины до потребителя представляет собой единую технологическую цепочку. Вся продукция скважины 1 на газовом  или газоконденсатном месторождении  поступает через газосборный  пункт 2 и газопромысловый коллектор 3 на установку подготовки газа 4.

Если давление на устье скважины больше, чем рабочее давление магистрального газопровода, то оно дросселируется (снижается) до нужной величины введением дополнительного гидравлического сопротивления. В случае недостаточного давления газ после подготовки закачивается ГКС 5 в магистральный газопровод 6.

Линейные охранные краны 7 на газопроводе предусматриваются через 20-30 км.

Для поддержания давления газа на газопроводе с интервалом в 100-120 км устанавливаются компрессорные станции (КС) 8. Они в большинстве случаев оборудуются центробежными нагнетателями для компримирования газа с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время 80 % мощности всех КС составляет газотурбинный привод нагнетателей, а 20 % - электропривод. Газовые турбины работают на перекачиваемом газе. Расход газа на топливо достигает 10-12 % объема его транспортировки. Мощность применяемых на КС электродвигателей не превышает 12,5 тыс. кВт.