Материал: Транспорт углеводородов с морских месторождений

Температура застывания - это такая температура, при достижении которой нефть (нефтепродукт) в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45º в течение 1 мин. Переход нефти из жидкого состояния в твёрдое происходит постепенно, в некотором интервале температур. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти определяется как переход от свободно-дисперсного золя в связанно-дисперсное состояние (гель).

Температура нефти (жидкого углеводородного продукта), перекачиваемой по подводному трубопроводу, зависит (кроме температуры на входе в трубопровод) зависит от температуры придонного слоя морской воды в случае, когда трубопровод уложен на морское дно без заглубления, или от температуры грунта в случае, когда трубопровод находится в подводной траншее.

Температура перекачиваемой жидкости определяет величину вязкости и другие её реологические характеристики и таким образом влияет на режим перекачки; она определяет возможность застывания нефти (жидкого углеводородного продукта) в случае, если её температура достигает значения температуры застывания.

Поскольку обычно температура транспортируемого продукта понижается при его передвижении по трубопроводу, это может приводить к заметному росту его вязкости и коэффициента гидравлического сопротивления и, как следствие, к увеличению гидравлических потерь на трение, до тех пор, пока температура продукта падает. Иногда, это может привести к полной остановке трубопровода [3].

Если транспортируемая нефть относится к парафинистым или высокопарафинистым (неньютоновским для условий транспортировки) средам, подобные колебания загрузки осложняют эксплуатацию трубопроводов, особенно в случае морских месторождений и подводных трубопроводов. Транспорт продукции с низкой производительностью приводит к образованию застойных зон и накапливанию парафиноотложений (иногда, даже при использовании ингибиторов парафиноотложений) с постепенным повышением перепада давления в трубопроводе.

Главной причиной образования парафиновых отложений является температурный фактор - её уменьшение при транспортировке, а распределение парафиновых отложений в трубопроводе определяется особенностями его теплового режима.

На непротяжённых морских трубопроводах, чаще всего промысловых, иногда используется технология, основанная на использовании попутного подогрева продукта, который происходит из-за нагрева стенок труб.

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

При обустройстве морских нефтегазовых месторождений одними из основных являются комплексные объекты, обеспечивающие храние, погрузки/разгрузки и транспортирование добываемой продукции как внутри промысла для ее промысловой подготовки, так и до береговых технологических объектов.

Внутрипромысловое транспортирование производится в основном с помощью подводных внутрипромысловых трубопроводов. Затем до берега продукция доставляется с помощью наружных подводных нефтегазовых трубопроводов или танкеров [4].

Как известно, в условиях суши применяются и другие способы транспортирования нефтегазовой продукции: помимо трубопроводов используются железнодорожный, водный и автомобильный транспорт. В морских условиях могут применяться только трубопроводный и танкерный способы транспортирования добываемых углеводородов.

Тип способа транспортирования выбирается в зависимости от ряда факторов, носящих технический, технологический, экономический, гидрометеорологический, а иногда и политический характер. В основном на практике рассматривают способы транспортирования углеводородов в зависимости от вида добываемой продукции (нефть, газ и конденсат) и гидрометеорологических условий месторождений, а также от дальности доставки нефти и газа основным потребителям.

На основании анализа мирового опыта транспортирования нефти и газа внутри стран основным способом является трубопроводный транспорт, так как он успешно используется для транспортирования как жидких, так и газообразных углеводородов [4].

3.1 Береговые терминалы

Продукция морских нефтегазовых месторождений, в особенности достаточно близко расположенных к берегу, как правило, поступает на береговые технологические сооружения - терминалы преимущественно по подводным трубопроводам (рис. 3).

При выборе местоположения таких терминалов руководствуются не только условием их близости к морским платформам, но также возможностью оптимальной прокладки морских трубопроводов, поскольку не всегда трасса, по прямой соединяющая платформу и берег, является наиболее благоприятной. Это замечание особенно справедливо для замерзающих мелководных акваторий, где ледовые поля при движении могут осложнить прокладку трубопроводов и вызвать необходимость заглубления большого сегмента трубопровода с целью защиты от ледовых образований, в частности, от стамух [3, 4].

Кроме того, береговые площадки должны выбираться исходя из условий отвода земель, непригодных для лесохозяйственного использования, а также незатопляемых паводковыми водами; не рекомендуется также выбирать территории, близкие к руслам рек, по которым рыба идёт на нерест.

Рис. 3. Береговой терминал.

Береговые терминалы по существу являются нефтегазосборными пунктами, на которых осуществляются следующие операции:

·        приём продукции с морских платформ;

·        подготовка этой продукции до нормативных требований по качеству, т.е. разделение нефти, газа и воды (а в случае газоконденсатных месторождений - газа, конденсата и воды), когда эти флюиды по экономическим соображениям не разделяются на платформах;

·        хранение части нефти (конденсата), подлежащей дальнему транспорту по магистральному трубопроводу или посредством танкерного вывоза, а также химреагентов, необходимых для бесперебойной эксплуатации платформ;

·        перекачка нефти и газа в магистральные нефтегазопроводы;

·        сжижение природного газа и вывоз СПГ газовозами.

Из сказанного ясно, что береговой терминал зачастую может одновременно совмещать функции головных насосных и компрессорных станций для сухопутных магистральных трубопроводов [3].

Все технологические операции по подготовке нефти, газ и воды решаются в едином комплексе, что позволяет скомпоновать на единой территории все объекты энергетического, подсобно-вспомогательного и бытового характера.

Однако необходимо отметить, что далеко не всегда целесообразно создавать береговые терминалы. Например, в условиях российской Арктики, когда на огромной протяжённости берегов нет поселений, или же когда на стадии технико-экономического обоснования выявляется целесообразность транспортировки нефти только танкерами.

В отличие от довольно ограниченных площадей морских платформ (даже самых крупных) территория береговых терминалов может занимать десятки квадратных километров (с учётом безусловно, зоны отчуждения - охранной полосы, где запрещается какое-либо иное строительство кроме собственных вспомогательных сооружений - трубопроводов, вентиляционных отводов со стояками, скважин для закачки очищенных пластовых вод и стоков, водозаборных скважин для снабжения технической водой, линий электропередач и т.п.).

Следует подчеркнуть: поскольку трасса любого подводного газопровода сырого газа всегда расположена ниже береговых терминалов, во внутренней полости трубы происходит непрерывное накопление выпавшей из газа жидкости (воды и конденсата) , которая подлежит удалению. Очистка внутренней полости трубопровода различного рода очистными сооружениями (поршни и скребки различных конструкций и просто полиуретановые шары) широко практикуется за рубежом при эксплуатации подводных трубопроводов. Для выполнения этих операций в составе сооружений берегового терминала включаются пункты приёма очистных сооружений и дополнительные специальные ёмкости для сбора приходящей с очистными устройствами жидкости [3].

В целом береговые терминалы, на которых осуществляются технологические процессы, необходимые для дальнейшего раздельного транспорта нефти, проектируются и эксплуатируются как обычные на суше нефтесборные пункты и групповые установки комплексной подготовки газа и конденсата и газа раздельно, а специфика их заключается в близости к берегу и возможности приёма и отгрузки жидкой продукции танкерами.

Все требования по размещению объектов различного назначения должны соответствовать "сухопутным" нормативам подобных технологических сооружений.

.2 Морские наливные терминалы

Нефть морских месторождений не всегда рентабельно транспортировать по подводным трубопроводам на берег, в особенности, когда на берегу отсутствует развитая инфраструктура с необходимыми энергоресурсами и нефтеперерабатывающими потребителями.

В этих случаях широко используются морские беспричальные наливные устройства, которые могут быть использованы и как временные сооружения, когда ещё не сооружены подводные трубопроводы от платформ (месторождений) на берег, и как постоянные сооружения, когда экономически не оправдано строительство морского трубопровода или когда нефть транспортируется сразу на большие расстояния - в другие страны и континенты.

Факторы подталкивающие к использованию беспричальных наливных устройств следующие:

·        отмена ограничений размеров танкеров по длине и осадке;

·        ужесточившиеся в последние десятилетия экологические ограничения;

·        возросшие габариты наливных судов;

·        высокие затраты на строительство искусственных гаваней.

Такое сочетание осложнившихся условий также содействовало поиску новых, нетрадиционных технических решений, причём во всех случаях главным требованием было минимальное время загрузки танкера, поскольку в отрытом море изменение погодных условий наблюдается постоянно и повсеместно. К настоящему времени в мире возникло множество оригинальных конструкций автономных морских наливных устройств так называемого беспричального типа, которые создавались для разнообразных погодных условий и глубин моря [3].

Это многообразие можно свести к следующим наиболее типичным конструктивным решениям:

·        непосредственный налив нефти в танкеры с плавучих платформ;

·        турель - устройство сравнительно небольшого плавучего нефтехранилища башенного типа, обеспечивающее врещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях SBS (Single Buoy Storage);

·        выносной точечный причал с ёмкостью для хранения нефти SPAR (Single Point Anchored Reservoir);

·        выносной точечный причал с анкерным креплением CALM (Catenary Anchor Leg Mooring);

·        выносной точечный причал с анкерными и цепным креплениями;

·        выносной точечный причал с анкерным креплением SALM (Single Anchor Leg Mooring) и ёмкостью для хранения SALS (Single Anchor Leg Storage);

·        шарнирно закреплённая на дне колонна для отгрузки нефти ALC (Articulated Loading Column);

·        стационарная башня для налива нефти FT (Fixed Tower);

·        шарнирно закреплённая башня со швартовым захватом;

·        моносвая для налива нефти MP (Monopile);

·        шарнирно закреплённая башня с цепным креплением.

Большинство используемых у причала или в открытом море средств обслуживания операций погрузки/разгрузки можно отнести к следующим типам [4, 5].

Стационарный причал:

·        создание искусственной гавани, защищенной дамбой и волнорезом. Однако такое решение достаточно дорогое, особенно на мелководье, так как при этом необходимо на акваториях портов производить большие объемы дноуглубительных работ;

·        сооружение в море искусственного острова, построенного из стальных конструкций или бетонных свай, на которых расположены литые бетонные палубные структуры.

Многоточечный плавучий причал (МПП):

·        создание систем причала со многими швартовыми буями, заякоренными вокруг причала.

Одноточечный швартовный причал (SPM):

·        создание системы башенного типа, состоящей из стальной структуры, закрепленной стационарно ко дну сваями. Па верху этой структуры расположен поворотный диск, к которому швартовами крепится танкер;

·        создание систем одноточечных причалов различных типов.

Преимущества стационарного причала очевидны. Его недостаток состоит в том, что он имеет фиксированное направление по отношению к неблагоприятным воздействиям течения, ветра и волн. Поэтому его использование в качестве терминала на морском месторождении ограничено [5].

В таблице 3 приведены сравнительные характеристики систем позволяющие оценить допустимые возможности маневрирования судна у кажлого причала, и их основные особенности

Таблица 3.

В таблице 4 приведены эксплуатационные характеристики и затраты для различных терминалов, рассчитанные для погрузки/отгрузки 7500 т/ч и дедвейта танкера 100000 т.

Таблица 4.

В таблице 5 приведены эксплуатационные затраты для танкерв дедвейтом 50000-300000 т с пропускной способностью причала 5000-20000 т/т.

Таблица 5.

Из табл. 5 видно, что при пропускной способности до 15000 т/ч наиболее экономична система одноточечного причала [5].

Использование стационарного причала оправдано только для больших танкеров, а также в тех случаях, когда пропускная способность свыше 20000 т/ч. Кроме того, такой причал должен быть хорошо защищен, в противном случае возникает необходимость сооружения дорогостоящего волнореза. Наиболее эффективное применение стационарного причала - это условия относительно неглубоких защищенных вод.

.3 Общая характеристика точечных причалов

Наибольшее распространение получили точечные причалы одноякорного типа со стояком или многоякорного на растяжках. Обе такие системы дают возможность танкеру свободно поворачиваться и принимать положения наименьшего сопротивления по отношению к вектору суммарного действия волн, течений и ветра.

В связи со сравнительно малыми эксплуатационными расходами, надёжностью и гибкостью в эксплуатации система точечного причала широко применяется на морских месторождениях. В мире к середине 90-х годов уже было введено в эксплуатацию свыше 300 установок точечных причалов, из которых большинство закреплено на морском дне с помощью длинных якорных цепей [5].

Основу точечного причала многоякорного цепного типа составляет буй диаметром до 17 м, который фиксируется четырьмя, шестью или восемью цепями, закреплёнными на сваях или обычных анкерах.

В верхней части буя устанавливают платформу, поворачивающуюся на роликовых подшипниках с углом свободного вращения до 360°. На этой платформе монтируются трубопроводные клапаны, соединения для плавучих шлангах, по которым нефть подаётся в танкеры-челноки, швартовые соединения, сигнальные огни и грузоподъёмное оборудование. Донное соединения буя с коллектором подводного трубопровода, установленным на морском дне, выполняется посредством одного или нескольких гибких шлангов. К шлангам прикрепляются поплавки, которые служат для получения фиксации правильного положения шлангов во время эксплуатации. В настоящее время вместо подводных шлангов чаще применяют гибкий трубопровод, что повышает пропускную способность и гарантирует повышенную надёжность работы.