Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов

При сжижении природного газа его объем при атмосферном дав­лении уменьшается более чем в 600 раз. Благодаря этому, можно зна­чительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объемов газа, получив значительную экономию капитало­вложений.

Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до — 162 "С. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит — 85 "С. Таким образом, трубопро­водный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен толь­ко при низких температурах.

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется следую­щим образом. Газ с промыслов поступает на головной завод сжиже­ния (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отде­ление неконденсирующихся примесей.

Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории разме­щается головная насосная станция (ГНС). В ее состав входят приемные емкости, подпорная и основная насосные, а также узел учета.

164 Часть I. Основы нефтегазового дела

Емкости служат для приема СПГ с завода, а также для хранения не­которого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы тру­бопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные ци­линдрические емкости высокого давления.

Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными на­сосами, но других типов, чем применяемые при перекачке нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потреб­ляемая насосами, в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ.

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под дав­лением 4...5 МПа и при температуре — 100... 120 "С. Чтобы предотвра­тить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубо­проводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размеща­ют промежуточные станции охлаждения. Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100...400 км друг от дру­га. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепро­дуктов, так как СПГ имеет меньшую вязкость.

Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в пе­рекачиваемой жидкости: при его содержании более 2% происходит срыв их работы, т. е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию СПГ, в трубопроводах поддерживают давление не менее чем на 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регулято­ры давления типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образоваться в нештатных ситуациях (снижение дав­ления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т. п.), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище и установка регазификации сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для ком­пенсации неравномерности газопотребления. На установке регази­фикации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпус­ком потребителям.

По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном со­стоянии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, вклю­чая головной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, уста­новку регазификации, в 3.. .4 раза меньше. Кроме того, уменьшается рас­ход газа на перекачку, вследствие низкой температуры снижается интенсивность коррозионных процессов.

Глава 3. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа 165

Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет свои не­достатки:

1. Для строительства линейной части и резервуаров применяются
стали с содержанием никеля до 9%. Они сохраняют работоспо­
собность в условиях низких температур перекачки, однако в 6
раз дороже обычной углеродистой стали.

2. Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными на­
сосами.

3. При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его
транспортировки по обычной технологии.

Кроме природного, в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубо­проводный транспорт сжиженных углеводородных газов(СУГ): эта­на, этилена, пропана, бутана и их смесей.

Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконден-сатных месторождений и газы нефтепереработки. Название сжижен­ного углеводородного газа принимают по наименованию компонен­тов, оставляющих большую его часть.

РЕЗЮМЕ

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акцио­нерная компания «Транснефть», которая эксплуатирует порядка 48,7 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 339 нефтеперекачивающих станций, 856 резервуаров общей емкостью 13,5 млн куб. м. Магистральные трубопроводы диаметром 800... 1220 мм составляют более половины протяженности трубопро­водов системы и обеспечивают транспорт 93% добываемой в России нефти. Средний диаметр нефтепроводов АК «Транснефть» составля­ет свыше 800 мм; средняя дальность перекачки равна 2300 км; 20% дей­ствующих нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в За­падной Сибири.

Эксплуатацию сети нефтепродуктопроводов России осуществляет акционерная компания «Транснефтепродукт», протяженность систе­мы нефтепродуктопроводов которой составляет 20,02 тыс. км, в том числе: магистральных нефтепродуктопроводов — 14,96 тыс. км, отво­дов — 5,06 тыс. км. К системе нефтепродуктопроводов подключены Омский, четыре Башкирских, три Самарских, Нижнекамский, Ниже­городский, Рязанский, Московский, Киришский, Мозырьский и Полоц­кий НПЗ, 10 пунктов налива нефтепродуктов в железнодорожные

166 Часть I. Основы нефтегазового дела

цистерны, 55 пунктов налива на автомобильный транспорт, 267 нефте­баз, расположенных как на территории России, так и в странах ближ­него зарубежья (Украина, Беларусь, Латвия, Казахстан), 95 пере­качивающих насосных станций. Объем транспорта нефтепродуктов в 2003 г. составил 26,9 млн т (увеличение на 5,1% по сравнению с 2002 г. — 25,6 млн т), в том числе на экспорт 17,6 млн т (увеличение на 9,3% по сравнению с 2002 г. — 16,1 млн т).

Единая система газоснабжения России — это широко разветвлен­ная сеть магистральных газопроводов, обеспечивающих потребите­лей газом с газовых месторождений Тюменской области, Республики Коми, Оренбургской и Астраханской областей. Протяженность газо­проводов ЕГС составляет более 150 тыс. км. В нее входят 264 ком­прессорные станции, а общая мощность газоперекачивающих агрега­тов — 43,8 млн КВт. Кроме того, сегодня в группу Газпром входит 161 газо­распределительная организация. Они обслуживают 403 тыс. км (75%) распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставку 58% потребляемого газа (около 160 млрд куб. м) в 70% населенных пунктов России.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1. Назовите и охарактеризуйте основные способы транспортиров­
ки нефти, нефтепродуктов и газа.

2. В чем заключаются достоинства и недостатки трубопроводного
транспорта?

3. Какие свойства нефти влияют на технологию ее транспортировки?

4. Назовите основные объекты и сооружения магистрального тру­
бопровода.

5. Для чего предназначены промежуточные нефтеперекачивающие
станции?

6. Назовите состав линейных сооружений магистрального трубо­
провода.

7. Чем линейные сооружения отличаются от наземных?
8. Зачем нужна защита трубопроводов от коррозии?

9. Какие существуют системы перекачки нефти? 10. Каковы различия транспортировки нефти и нефтепродуктов? 11. Охарактеризуйте виды нефтепродуктов.

12. В чем заключаются различия состава объектов газо- и нефте­
проводов?

13. Какие процессы проводят на головных сооружениях газопро­
мыслов?

Глава 3. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа 167

ЛИТЕРАТУРА

1. Основы нефтегазового дела: Учебник / А.А. Коршак, А.М. Шамма-
зов. — 2-е изд., доп. и испр. —Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2. Трубопроводный транспорт нефти / Под общ. ред. С.М. Вайн-
штока. — Т. 1. — 2002.

3. Трубопроводный транспорт нефти / СМ. Вайншток, В.В. Ново­
селов, А.Д. Прохоров и др. — Т. 2. — 2004.

4. Управление проектами трубопроводного строительства: Учеб. по­
собие для студентов вузов нефтегазового профиля / Ю.А. Горяи-
нов, Г.Г. Васильев, А.М. Ревазов и др.; Под общ. ред. Ю.А. Горяино-
ва. — М.:Лори, 2001.

ГЛАВА 4. ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

4.1. Переработка нефти ■.

4.1.1. Продукты переработки нефти

4.1.2. Основные этапы нефтепереработки

4.1.3. Типы нефтеперерабатывающих заводов

4.2. Переработка газов

4.2.1. Исходное сырье и продукты переработки газов

4.2.2. Основные объекты газоперерабатывающих заводов

4.3. Переработка углеводородного сырья

4.3.1. Краткие сведения о нефтехимических производствах

4.3.2. Основные продукты нефтехимии
Резюме

Контрольные вопросы и задания Литература