Дальний транспорт нефти и газа
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;
Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа
... выделить следующие способы транспортировки нефти и нефтепродуктов: трубопровод, танкеры, железнодорожный и автотранспорт. В России основные перевозки нефти приходятся на долю трубопроводного транспорта, а нефтепродуктов - на долю ... одной стороны, справедливо опасаясь пожароопасное™ нефти, а с другой - учитывая, что кпд цистерн составляет 50%, т.к груз перевозится только в одном направлении, ...
- 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
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;
— 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 сооруже |
— провозная способность флота ограничивается грузоподъемностью и другими показателями передвижных средств флота, производительностью причального и берегового нефтебазового хозяйства. |
Автомобильный |
— доставка небольших партий нефтепродуктов на — большая маневренность и высокая проходимость; — высокая оперативность. |
— высокие затраты на эксплуатацию, в 10-20 раз стоимость перевозок автотранспортом — сравнительно небольшая грузоподъемность автоцистерн, — зависимость от наличия и технического состояния дорог. |
Воздушный |
— доставка небольших партий нефтепродуктов на — 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 — 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 — 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.
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
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.
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.
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.