Материал: Транспорт углеводородов с морских месторождений

Транспорт углеводородов с морских месторождений

Содержание

углеводород транспортировка танкер трубопровод

Введение

1. Нефтегазоносные бассейны Российской Арктики и Дальнего Востока

. Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами

2.1 Нефть

.2 Стабильный газовый конденсат

.3 Свойства транспортируемого флюида

3. Средства хранения и транспортировки нефти и газового конденсата с морских нефтегазовых месторождений

3.1 Береговые терминалы

.2 Морские наливные терминалы

.3 Общая характеристика точечных причалов

.4 Плавучие системы хранения и отгрузки (FSO)

.5 Танкеры-хранилища. Основные требования

.6 Нефтеотгрузочные терминалы для замерзающих морей

.7 Стационарная башня для налива нефти для замерзающих морей

.8 Танкерный транспорт углеводородов

.8.1 Танкеры

.9 Трубопроводный транспорт

3.9.1 Проектирование морских трубопроводов. Нормативное обеспечение

3.9.2 Основы проектирования подводных трубопроводов

.9.3 Проектирование трубопроводов для арктических условий

.9.4 Пересечение береговой линии арктического шельфа

.9.5 Монтаж морских трубопроводов

Заключение

Использованная литература

Введение

На сегодняшний момент потребление нефти, особенно в промышленно-развитых странах, продолжает увеличиваться. Из-за мирового кризиса, в сфере снижения стоимости нефти в мировом рынке, ряд проектов по освоению перспективных морских месторождений находятся в "замороженном" состоянии. Таким образом, добыча на больших глубинах и в более суровых условиях, а также транспортировка нефтепродуктов в настоящий момент встречает экономические трудности. Поэтому создается задача найти наиболее экономически эффективный путь решения этой проблемы.

Добыча нефти с морских месторождений накладывает особые требования на многие области промышленности, на добывающие отрасли. Уже сейчас разрабатываются и находятся в эксплуатации плавучие терминалы добычи нефти и газа на основе танкеров, полупогружные буровые установки (ППБУ), которые включают в себя системы добычи, хранения и отгрузки.

В течении многих лет рост объемов транспортировки нефти, в конечном счете, привел к использованию крупных танкеров со значительной осадкой. Рост размеров танкеров привел к увеличению размеров систем причаливания. Как правило, вначале это были плавучие причалы. Однако при дальнейшем увеличении дедвейта танкеров плавучие причалы, особенно в условиях открытого моря, не получили развития ввиду сложности их эксплуатации. Таким образом, были созданы предпосылки для эксплуатации новых типов швартовых терминалов на морских месторождениях для погрузки/разгрузки танкеров вне портовых сооружений.

Большинство новых гигантских месторождений нефти и газа открыты в отдаленных районах. Расположение месторождений в труднодоступных районах создает в свою очередь вопрос о экономически выгодном способе транспортировки углеводородов. В настоящий момент имеются весьма разнообразные технические решения по вопросам хранения, погрузки и транспортировки энергоресурсов. Каждый из них в свою очередь имеет определенные особенности, что и будет рассмотрено далее на данной работе.

1. Нефтегазоносные бассейны Российской Арктики и Дальнего Востока

В последние десятилетия пристальное внимание ряда стран привлечено к Северному Ледовитому Океану. Площадь Северного ледовитого океана составляет 14,8 млн. км². Территориально он разделяется на пять секторов, принадлежащих России, США, Канаде, Норвегии и Дании. России принадлежит более половины побережья (около 4 млн. км²) (рис. 1). К арктическим морям Российской Арктики относятся Баренцево море, Юго- восточная часть которого называется Печорским морем, Карское море, море Лаптевых, Восточно-Сибирское море, Чукотское море. Дальне-Восточное побережье России омывается Беринговым морем и Охотским морем [3].

Основные ресурсы углеводородов (около 70%) сосредоточены в недрах Баренцева, Печорского, Карского и Охотского морей. При этом в недрах Баренцева и Карского морей преобладают газ и конденсат, в Печорском море - нефть, в Охотском море - нефть и газ.

Открытие таких газовых месторождений как Штокмановское, Русановское, Ленинградское и нефтяного - Приразломное, позволяют допустить, что здесь сосредоточено огромное количество углеводородного сырья. По некоторым оценкам до 80% этих территорий перспективно на нефть и газ, что определяет этот регион как крупнейшую углеводородную базу России.

Рис. 1. Арктические шельфы Российской Федерации.

2. Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами

СПК основным жидким углеводородам, которые транспортируются по морским трубопроводам или перевозятся морскими танкерами, относятся товарная нефть и стабильный газовый конденсат.

.1 Нефть

Нефть имеет сложный химический состав и представляет собой смесь углеводородных и других соединений. Основные составляющие нефти - метановые, нафтеновые и ароматические углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода. Главными элементами в составе нефти являются углерод (до 87%) и водород (до 14%). Среди других компонентов в составе нефти присутствуют сера (до 6%), азот (до 0,3%), кислород (до 3%) [3].

Различают нефти сырые и товарные. Под сырой нефтью понимается природная ископаемая смесь углеводородов, которая содержит растворённый газ, воду, минеральные соли, механические примеси. Сырая нефть служит основным сырьём для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута и т.п.), смазочных масел, битума и кокса.

Товарной называется нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов.

Согласно ГОСТ Р51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" (с изменениями от 16.08.2005) товарные нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды.

Класс товарной нефти устанавливается в зависимости от содержания в ней серы. Всего классов четыре: 1-й класс - малосернистая (массовая доля серы не более 0,6%); 2-й класс - сернистая (серы от 0,6 до 1,8% включительно); высокосернистая (серы от 1,8 до 3,5% включительно); особо высокосернистая (серы свыше 3,5%).

Тип товарной нефти для российских потребителей устанавливают по её плотности, а если нефть поступает на экспорт, то в типе дополнительно учитываются выход фракций и содержание парафина. Типов нефти пять: 0 - особо лёгкая (плотность более 39º API); 1- лёгкая (плотность от 39º API и до 35º API); 2 - средняя (плотность от 35º API и до 31º API); 3 - тяжёлая (плотность от 31º API и до 26,5º API); 4 - битуминозная (плотность менее 26,5º API) (см. следующий слайд) [3].

Видно, что с увеличением номера типа плотность нефти при 20ºС возрастает, а выход фракций с температурой кипения 200ºС и 300ºС уменьшается.

Тип нефти, предназначенный для экспорта, устанавливается по худшему показателю. Так, если по плотности нефть относится к первому типу, а по выходу фракций ко второму, то её считают нефтью 2-го типа.

Массовое содержание парафина в экспортной товарной нефти не должно превышать 2%.

Таблица 1.

Нормативные показатели товарной нефти по типу

Группа товарной нефти устанавливается в зависимости от её подготовки. Чем больше значение номера группы, тем выше допустимое содержание воды и хлористых солей. В то же время независимо от группы содержание механических примесей не должно превышать 0,05%, и давление насыщенных паров при плюс 38ºС составляет 66700 Па (500 мм. рт. ст.)

Таблица 2.

Нормативные показатели товарной нефти по группе

Вид товарной нефти зависит от содержания в ней сероводорода и лёгких меркаптанов.

Для товарной нефти 1 и 2 вида массовая доля сероводорода не должны превышать 20 и 100 г/т соответственно, а массовая доля метил- и этилмеркаптанов не должна превышать 40 и 100 г/т соответственно.

.2 Стабильный газовый конденсат

Углеводородная жидкость, состоящая из тяжёлых углеводородов С5+, в которой растворено не более 2-3% масс. пропан-бутановой фракции. Установлены две группы (I и II) стабильного конденсата в зависимости от содержания примесей - воды, механических примесей, хлористых солей [3].

В соответствии со стандартом ОСТ 51.65 - 80 стабильный конденсат определяется как смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов, удовлетворяющая требованиям по ряду физико-химических показателей. Основной показатель - давление насыщенных паров - при плюс 38ºС должен составлять 66650 Па (500 мм рт. ст.). Таким образом, упругость паров стабильного конденсата должна быть такова, чтобы при нормальном атмосферном давлении обеспечивалось его хранение в жидком состоянии до температуры порядка плюс 60ºС.

Содержание воды в стабильном конденсате, равное 0,1% масс. (группа I) и 0,5% масс. (группа II), допускается в пределах меньших, чем для сырой нефти (0,5-1,0% масс.).

Содержания метанола не нормируется, хотя в отдельных случаях этот показатель может быт очень важен: он определяется и нормируется по согласованию с потребителем. То же самое касается и содержаний в стабильном конденсате общей серы и сероводорода [3].

.3 Свойства транспортируемого флюида

Свойства нефти, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу или перевозки в танкерных цистернах, зависят от её состава. Свойства нефти определяет количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми, ароматическим углеводородами и другими компонентами. Эти свойства необходимо учитывать на всех этапах обращения с нефтью (и нефтепродуктами):

·        при товарно-учётных операциях;

·        при перекачке или при перевозке;

·        при переработке и использовании в качестве топлива.

Плотность. Плотность обычно изменяется в пределах от 650 до 920 кг/м³. Используется также понятие относительной плотности, которая определяется отношением плотности жидких углеводородов к плотности воды при 20ºС. Точное определение плотности жидких углеводородов имеет большое коммерческое значение, поскольку объёмы используемых резервуаров хорошо известны, и это позволяет точнее определять коммерческий вес перекачиваемого продукта [3].

Общее свойство плотностей жидких углеводородов - они уменьшаются с ростом температуры (1 нефтяной баррель = 42 галлона = 0,158988 м³ = 159 л).

Из следующего графика следует (см. рис. 2.), что для рассмотренных нефтей при росте температуры на 100 гр. Цельсия их плотность уменьшается на 120-150 кг/м³, т.е. на 15-18%.

Рис. 2. График зависимости плотности нефти от температуры.

Коэффициент объёмного сжатия - величина, характеризующая изменение относительного объёма жидкости при изменении давления на единицу. Характерные значения этого коэффициента для нефти и конденсата находятся в интервале (5-15).10- 4 1/МПа, т.е. эти продукты обладают малой сжимаемостью.

Столь большие значения коэффициента объёмного сжатия нефти и жидких углеводородов ответственны за сильные гидравлические удары в трубопроводах, возникающих при возникновении нестационарности при движении транспортируемого продукта.

Общая закономерность - коэффициент объёмного сжатия уменьшается по мере роста плотности жидкости [3].

Коэффициент объёмного расширения - величина, характеризующая относительное изменение объёма жидкости при изменении температуры на 1ºС.

Особенно высоким коэффициентом объёмного расширения среди жидких углеводородов обладают сжиженные углеводородные газы. При одном и том же повышении температуры пропан (бутан) расширяется в 16,1 (11,2) раза больше, чем вода, и в 3,2 (2,2) раза больше, чем такой нефтепродукт, как керосин.

При повышении температуры СУГ, расширяясь, создают опасные напряжения в металле, которые могут привести к разрушению резервуаров. Это следует учитывать при заполнении последних, сохраняя требуемый для безопасной эксплуатации объем паровой фазы, т.е. необходимо предусматривать паровую "подушку". Для резервуаров, где проектный рост температуры хранящегося продукта не превышает 40°С, степень заполнения принимается равной 0,85, при большей проектной разности температур - степень заполнения принимается ещё меньше.

Подавляющая часть перекачиваемых в магистральных трубопроводах жидких углеводородов при условиях транспортировки относятся к т.н. ньютоновским жидкостям, основным свойством которых является способность к движению даже при приложения к ним минимального напряжения сдвига.

Обеспечивая перекачку жидкой углеводородной смеси в однофазном состоянии и с сохранением её "ньютоновских" свойств обеспечивается не только минимальные энергетические потери на её транспортировку, но и стабильные условия её перекачки.

Для этого при транспортировке жидких углеводородных смесей поддерживаются необходимые термобарические параметры, а сами жидкие смеси в случае необходимости соответствующим образом обрабатываются с целью достижения ими необходимых для трубопроводной транспортировки свойств [3].

Вязкость. От вязкости транспортируемого продукта зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку жидких углеводородов и др. Особенностью вязкости как физического свойства жидкость является очень широкий спектр её значений для разных углеводородных жидких систем, а также её сильная зависимость от температуры транспортировки. Общее свойство вязкости жидких углеводородов - она уменьшается с ростом температуры.

В международной системе единиц СИ динамическая (молекулярная, сдвиговая) вязкость измеряется в пуазах (сантипуазах, сПз) или в мПа.с: вязкость жидких углеводородов изменяется в широком интервале - от 0,5 до 250 мПа.с.