книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

В случае ламинарного (сдвигового) реж им а течения коэф ф ициент сопротивления при течении эмульсии определяется известной зависи ­ мостью (13.31).

При числах Рейнольдса 2320 < Re < 10Г) для грубодисперсных неус­ тойчивых эмульсий с учетом гаш ения турбулентны х пульсаций диспер­ сионной среды каплям и дисперсной ф азы коэф ф ициент сопротивления определяется:

0,316

(14.40)

(l + l,1 2 5 ^ ) R e 0'25

14.4.ПРИМ ЕНЕНИЕ ДЕПРЕССА НТО В ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ

Реологические свойства вязких и вы сокопараф инисты х сор­ тов неф ти можно улучш и ть делрессорны м и присадкам и. Н апример, присадка ДН -1, представляю щ ая собой сополимер на основе сложных эфиров, акриловой, м етакриловой кислот и вы сш их насыщ енных спир­ тов, увеличивает дисперсность м икрокристаллов параф ина. Опыты по выделению кристаллов параф ина из мангы ш лакской неф ти при тем ­ пературе выш е 400 °С показали следую щ ий результат: кристаллы , не обработанные присадкой, имею т ф орму ромбов с разм ерам и сторон от 30 до 90 мкм; при введении присадки разм еры сторон микрокристаллов парафина ум еньш аю тся в 4— 9 раз.

При понижении тем пературы в объеме неф ти образую тся ф л у к ту ­ ации плотности, которые вы ступаю т зароды ш ам и для кристаллов па­ рафина, которые растут в пределах, ограниченных разм ерам и м акро­ молекулы присадки. У величение дисперсности кристаллов параф ина улучш ает реологические характеристики парафинистой нефти. Особен­ но заметно действие присадки на парафины с высокой температурой ки­ пения с числом углеводородных атомов в полимерной цепи не ниже С22. Присадка ДН-1 сниж ает вязкость нормальны х параф инов и не влияет на вязкость неф ти с изопараф инам и.

С одерж ащ иеся в неф ти асф альтосм олисты е вещ ества являю тся природными ПАВ. И х введение блокирует рост кристаллов параф ина по ребрам, что ограничивает их рост разм ерам и 4— 6,0 мкм. В нефти, обработанной депрессором, образуется система тверды х углеводородов с большей степенью дисперсности, чем у исходной нефти. Высокопа­

и углеводородных растворителях. Они вводятся в неф ть при 45— 75 “С, когда весь п араф ин находится в расплавленном состоянии. На эф ф ек ­ тивность действия присадок сущ ественно влияю т интенсивность пере­ мешивания и темп охлаж дения нефти. В этом случае больш ую роль иг­ рает эф ф ект термообработки, и разделить их влияние невозможно.

Например, д л я м ангы ш лакской неф ти оптимальное количество деп ­ рессанта ЕСА -4242 (слож ноэф ирная присадка) составляет 0,2— 0,3 %. Этот депрессант в зависим ости от продолж ительности остановки п ере­ качки сниж ает пусковое давление в 10— 40 раз. П редставляю тся инте­ ресными р езу л ьтаты стендовы х опы тно-пром ы ш ленны х испы таний этой присадки, которая вводилась в неф ть количестве 0,15 % при 60 °С. На рис. 14.4 приводится зависим ость перепада давления на замерном участке трубопровода длиной 600 м, диаметром 45 мм в зависим ости от средней по длине участка тем пературы нефти.

Видно, что с повы ш ением тем пературы влияние присадки сниж а­ ется и при тем пературе массовой кристаллизации параф ина присадка перестает действовать. П ри тем пературе ниж е 20 'С неф ть, д аж е обра­ ботанную депрессантом , п ерекачивать по трубопроводу технически нецелесообразно. Д анная присадка позволяет снизить тем пературу по­ догрева неф ти и сократить число тепловы х станций.

14.5.ПЕРЕКАЧКА ГАЗО НА СЫ Щ ЕН НО Й НЕФТИ

Технология перекачки неф ти в газонасыщ енном состоянии сводится к следую щ ему. Н еф ть после первой ступени сепарации на про­ мысле вместе с остаточным газом транспортируется в районы п ерера­ ботки, где разм ещ аю тся н еф те - и газоперерабаты ваю щ ие заводы или нефтехимические комбинаты. П ри этом окончательная сепарация не­ фти и доведение ее до необходимой кондиции по упругости паров пере­ носятся из районов добычи и с головных перекачиваю щ их станций в районы переработки неф ти и газа.

Газонасыщ енны е смеси перекачиваю тся по схеме из насоса в насос с давлением, обеспечиваю щ им их нормальную работу. П ри этом газо­ насыщ енная неф ть ведет себя как гомогенная смесь с давлением упру­ гости паров больш е атмосферного. Подобная технология перекачки не­ фти позволяет снизить ее вязкость и плотность, снизить потери попут­ ного нефтяного газа и повысить долю его утилизации, повысить загрузку нефтепроводных систем.

П рименение технологии перекачки газонасыщ енной неф ти позво­ ляет сохранить ф ракции С.(— С. нефтяного газа. Причем количество этих углеводородов м ож ет быть увеличено в потоке неф ти за счет повыше­ ния давления на первой ступени сепарации.

С увеличением давления сепарации на первой ступени количество углеводородов С3 и выш е, уносимых газом, уменьш ается. Т ак при дав­ лении сепарации ниж е 1,0 МПа в самотлорской н еф ти остается от 40 до 80 % углеводородов С 3 и выш е, при давлении сепарации более 1,0 МПа в этой неф ти остается более 90 % углеводородов С., и выше.

П оддерж ивая давление сепарации на первой ступени выш е 1,0 МПа, можно повысить количество углеводородов, перекачиваем ы х с потоком нефти. П ерекачка неф ти после одной из ступеней сепарации позволяет более полно использовать попутные неф тяны е газы для получения про­ дуктов нефтехимии. Кроме того, присутствие газа в транспортируемой неф ти улучш ает реологические парам етры смеси и уменьш ает затраты на ее перекачку. Если ж е учесть, что пропускная способность нефтепро­ вода по энергетическому эквиваленту в несколько раз выше пропускной способности газопровода, то становится очевидным преимущ ество совме­ стной перекачки неф ти в газонасыщ енном состоянии. Например, про­ пускная способность неф тепровода диаметром 500 мм, длиной 100 км при п ер екач ке н еф ти вязкостью 0,5 • 10-4 м ‘- /с при переп аде давле­ ния 5,0 М Па по энергети ческом у экви вален ту в 4,6 р а за вы ш е про­ пускной способности такого ж е газопровода при п ер екач ке газа плот­ ностью 0,7 к г/м :*и том ж е перепаде давления. Стоимость транспорти­ ровки 1 Д ж энергии, заклю ченной в нефти, примерно в четы ре раза ниже стоимости перекачки 1 Д ж энергии, заклю ченной в газе.

С увеличением количества растворенного в неф ти газа уменьшает­ ся потребляем ая насосами мощ ность при одновременном увеличении подачи насоса. О б ъ ясн яется это сни ж ен ием общ их гидравлических сопротивлений трубопровода. Н априм ер, неф тепровод Т эбук— Ухта длиной 64 км п ерекачи вает н еф ть с содерж анием растворенного газа 10,5 м:Ут. За счет присутствия газа в неф ти потери давления на перекач­ ку составляю т всего 0,86 МПа, в то врем я как при перекачке дегазиро­ ванной неф ти потери давления на этом ж е участке составляли 1,26 МПа.

Основное требование, которое необходимо соблю дать для успешной транспортировки газонасыщ енной неф ти следую щ ее: давление в лю­ бой точке трубопровода не должно быть меньш е давления насыщения (сепарации) перекачиваем ой нефти.

С ведения о парам етрах индивидуальны х компонентов газонефтя­ ных и газоконденсатны х смесей приводятся в табл. 14.1. Практически

неделимый хром атограф ическим и методами остаток «гексан плюс вы с­ шие» считается одним компонентом.

Таблица 14.1. Параметры компонентов нефтегазовых и газоконденсатных смесей

Д инам ическая вязкость газонасыщ енной неф ти (мПа • с) определя­ ется с помощью следую щ его вы раж ения:

4,69 10'5

(14.41)

(1,03- Р Ж1 Р , Г ’

где р > 782 к г /м 3 — плотность дегазированной нефти; рн — плотность воды.

Количество растворенного газа (газовый ф актор) Г находится как

где Мг и Мж — м олярны е массы газовой и ж идкой ф аз, соответственно; е — мольная доля газовой ф азы в газонасыщ енной нефти.

К оэф ф ициент растворим ости газа в неф ти можно определять с по­ мощью следую щ ей зависимости:

где Д и Дн — относительны е (по воде) плотности растворенного газа и неф ти, соответственно.

П ри транспортировке газонасы щ енной неф ти в каж дой точке тру­ бопровода долж но поддерж иваться давление, превы ш аю щ ее давление насыщ ения. Д авление насы щ ения газонасы щ енной неф ти при темпе­

С увеличением тем пературы величина давлен ия насы щ ения растет. Объем нефти при растворении в ней газа увеличивается. Для количест­

венной характеристики этого эф ф екта используется коэффициент В. значение которого находится:

П ри давлении, превы ш аю щ ем давление насы щ ения, газонасыщен­ ная неф ть ведет себя как кап ельная ж идкость.

ется его особым х им ическим составом , структурно-м еханическими свойствами, повыш енной вязкостью и высокой тем пературой застыва­ ния. П роектирование трубопроводов для транспорта подобных высоко­ вязки х ж идкостей в значительной степени индивидуально.

М азут в основном получаю т из неф ти в процессе ее прямой перегон­ ки или при вы сокотемпературной переработке пром еж уточны х фрак­ ций (крекинг-мазут). Различаю т два основных класса: ф лотский мазут и топочный мазут. М арка м азута определяется по его условной вязкос­ ти при 50 °С. В зависимости от плотности и вязкости различаю т легкий (Ф5 и Ф12), средний (М40) и тяж елы й (М100) мазуты . Установленные стан дартам и свойства м азута обеспечиваю тся см еш ением остатков неф тепереработки с м аловязким и дистиллятами.

По элементному составу неф тяной м азут совпадает с исходной не­ фтью , но отличается пониженным содерж анием углерода и водорода.

П реим ущ ественно м азут состоит из тяж ел ы х соединений, среди ко­ торых преобладаю т углеводороды ароматического и нафтенового ряда, а такж е полициклические углеводороды . М азут, получаем ы й из п а ­ рафинистой неф ти, содерж и т много параф ина и церезина. А сф альтос­ молистые вещ ества п ереходят в м азу т из неф ти без изм енения своего состава, но при крекинг-процессе трансф орм ирую тся в тверды е про­ дукты — асф альтены , карбены и карбоиды.

Плотность м азута прямой перегонки равна 880—-950 к г/м 3, но при обводнении плотность выш е. К рекинг-м азут м ож ет достигать плотнос­ ти 1060 к г /м 3. С увеличением тем п ер атуры плотность ум еньш ается примерно на 6 к г /м 3 на каж д ы е 10 °С. В язкость м азута сильно зависит от тем п ературы и м ож ет удваи ваться при сниж ении тем п ературы на 10 °С. Д ля определения вязкости м азута применимы ф орм улы В альте­ ра и Рейнольдса— Ф илонова.

При высокой тем п ературе (более 50 °С) входящ ие в состав м азута смолы и многие параф иновы е, наф теновы е и ароматические углеводо­ роды образую т истинны й раствор, а асф альтены находятся в коллоид­ ном состоянии. В язкость м азута намного вы ш е вязкости легких н еф те ­ продуктов, но в таких условиях течение м азута качественно не отлича­ ется от течения обычной гомогенной жидкости.

При понижении тем пературы ж идкие углеводороды образую т с па­ раф инам и и асф альтосм олисты м и вещ ествам и слож ны е коллоидные системы. Вокруг частиц дисперсной ф азы образую тся сольватны е обо­ лочки, которы е препятствую т коагуляции коллоидных частиц. В этих условиях м азут я в л яется свободно-дисперсной системой, оставаясь ньютоновской ж идкостью с повыш енной вязкостью .

При дальнейш ем понижении температуры концентрация коллоидных частиц увеличивается; частицы сближаю тся, образуя пространственную структуру. В результате свободно-дисперсная структура переходит в связно-дисперсную. По мере развития процесса пространственная струк­ тура теряет свою пластичность, и м азут постепенно затвердевает. Это­ му событию соответствует тем пература засты вания мазута.

При течении в связно-дисперсном состоянии беспараф инисты й м а­ зут проявляет свойства нелинейной псевдопластичной ж идкости. При 30— 40 °С индекс течения м азута п = 0,9. По м ере увеличения скорости сдвига разруш аю тся слабые связи м еж ду коллоидными частицам и и

вязкость м азута ум еньш ается. В параф инисты х вязкопластичны х м а­ зутах разруш ен и е структурной реш етки и течение происходит после прилож ения напряж ен и я сдвига т > г0. По мере ум еньш ения тем пера­ туры начальное напряж ение сдвига экспоненциально возрастает.

О тмеченны е особенности м азута как транспортируем ой среды оп­ ределяю т техническую возмож ность его транспортировки по трубопро­ водам. Очень важ но зн ать времн безопасной остановки перекачки ма­ зута, чтобы пусковое давление при возобновлении перекачки не пре­ в ы ш ал о м ак си м а л ь н о д о п у с ти м о е д а в л е н и е в тр у б о п р о в о д е и возможности насосного агрегата.

и . Г. Ж Е Л Е ЗН О Д О Р О Ж Н Ы Й , в о д н ы й

ИА В ТО М О БИ Л ЬН Ы Й ТРА Н С П О РТ

УГЛ ЕВО ДО РО Д О В

Отличительная особенность ж елезнодорож ны х перевозок —

это возмож ность доставки нефт&грузов в любое врем я года, благодаря чему больш инство распределительны х неф тебаз располож ено на ж е­ лезнодорож ны х магистралях. Однако следует иметь в виду, что этот вид транспорта более чем вдвое дорож е водного и трубопроводного.

Т ранспортирование углеводородов по ж елезной дороге производит­ ся в специальны х цистернах. Различаю т следую щ ие виды ж елезнодо­ рож ны х цистерн:

• цистерны специального назначения для перевозки высоковязких неф тепродуктов;

•цистерны с паровой рубаш кой, н иж няя часть которых снабжена системой парового подогрева;

•цистерны -терм осы для перевозки подогретых вы соковязких неф ­ тепродуктов; они покры ты Тепловой изоляцией и снабж ены подо­ гревателям и;

•цистерны для сжиженных газов, рассчитанные на давление до 8,0 МПа. Все цистерны имеют устройства загрузки -вы грузки и предохрани­

тельную арм атуру. Объем цистерн составляет от 54 м:1(четырехосные) до 162 м° (восьмиосные), их диам етр — до 3,2 м. Вагоны -цистерны фор­ мирую т в поезда, назы ваем ы е Наливными м арш рутами. Слив и налив нефтепродуктов в цистерны, прибываю щ ие на неф тебазу, производится на специальны х сливно-наливны х эстакадах . Д ля перевозки битума применяю т специальны е бункерные вагоны с паровой рубашкой. Для перевозки м асел и смазок использую т контейнеры грузоподъемностью до 5 т.

К достоинствам этого вида транспорта относится возможность круг­ логодичного осущ ествления перевозок, к недостаткам — холостой про­ бег цистерн от потребителей неф тегрузов к производителям .

î4.7. Железнодорожный, водный и автомобильный тр а н с п о р т

Достоинством водного т р а н с п о р т а углеводородов является отно­ сительно небольш ая удельная стоимость перевозок. Различаю т следу­ ющие типы неф теналивны х судов: танкеры морские и речные; барж и морские (лихтеры) и речные.

Речным транспортом доставляю тся неф тепродукты на многие неф ­ тебазы , располож енны е на реках. П ротяж енность судоходны х рек в России составляет около 150 тыс. км. Для отдельны х регионов Сибири и Крайнего С евера речной транспорт явл яется основным способом дос­ тавки нефтепродуктов.

Н еф теналивное судно характери зуется следую щ ими показателями:

•осадкой — глубиной, на которую погрузилось судно; определяю т по полож ению ватерлинии; грузовая ватерли н и я соответствует осадке судна с максимальны м грузом;

•грузоподъемностью — массой транспортируемого груза;

•дедвейтом — полной массой груза, вклю чая груз для собственных

нуж д (вода, топливо, продовольствие);

• водоизмещ ением — сум м арная масса судна и груза;

•непотопляемостью — способностью д ерж аться на воде при пробо­ инах в корпусе. Она тем больше, чем больше перегородок, р азд е ­

ляю щ их судно на отдельны е герметичны е отсеки.

В настоящее время широко применяются т а н к е р ы — нефтеналивные суда, которые перевозят нефть и нефтепродукты в трю мах и в танках, раз­ мещенных на палубе. Танкер — это самоходное судно, корпус которого разделен на отсеки системой переборок. Для сбора продуктов испарения нефтегрузов и регулирования давления в танках на палубе устроена газо­ отводная система с дыхательными клапанами. Все танки соединены м еж ­ ду собой трубопроводами, проходящими от насосного отделения по днищу танкера. Кроме того, они оборудуются подогревателями, установками для вентиляции и пропаривания танков. При наливе танки заливаю т полнос­ тью во избежание перемещ ения нефтепродуктов при качке танкера.

М орские барж и обычно служ ат для перевозки неф ти и неф тепро­ дуктов, когда танкеры не могут подойти к причалам для осущ ествле­ ния погрузки-вы грузки.

К середине прошлого века средняя грузоподъем ность танкеров со­ ставляла 15 тыс. т. В последую щ ем были построены суп ертан керы грузоподъем ностью свы ш е 100 тыс. т. К 2006 г. в мире насчиты валось 455 супертанкеров дедвейтом более 200 тыс. т. С ущ ествую т такж е тан ­ керы грузоподъемностью более 500 тыс. т.

В настоящ ее врем я накоплен опыт по перевозке танкерам и сж иж ен ­ ных углеводородных газов. Стоимость одного такого танкера достигает

150 млн долл. Т анкеры для перевозки сж иж енны х газов имеют тепло­ изолированны е сф ерические резервуары , в которы х ж идкий метан мо­ ж ет перевозиться при давлении близком к атм осф ерному и при этом им еет тем пературу около -1 63 °С.

Д ля осущ ествления м орских и речны х перевозок неф ти строятся специальны е причальны е сооруж ения для ш вартовки и налива нефти в танки неф теналивны х судов. Комплекс таких объектов назы ваю т неф­ тен ал и вн ы м тер м и н ал о м . М орские терм иналы являю тся конечными пунктами трубопроводны х систем и служ ат д л я приема сырой нефти и неф тепродуктов из м агистральны х трубопроводов, хранения и погруз­ ки в танкеры для морской доставки потребителю . П отребителям и сы­ рой неф ти являю тся неф теперерабаты ваю щ ие заводы.

С оврем енны е порты о казы ваю т акти вн о е вл и ян и е на развитие экономического потенциала прилегаю щ их к ним районов. Техничес­ кие характеристики элементов портовых сооружений зависят от разме­ ров посещ аю щ их порт судов и наиболее сущ ественно — от их осадки. В 70-х гг. прошлого века только 90 портов могли принимать танкеры дед­ вейтом более 100 тыс. т. В настоящ ее врем я почти третья часть имею­ щ ихся в мире танкеров имеет осадку более 18 м, поэтому во многих стра­ нах ведутся работы по строительству глубоководных портов, рассчи­ танны х на прием современны х супертанкеров.

И склю чительную важ ность приобретает проблема обеспечения глу­ боководных подходов к портам и поддерж ание их в надлеж ащ ем состо­ янии. Н апример, площ адь навигационного рейда д ля судов дедвейтом 200 тыс. т превы ш ает 100 га, а для судов дедвейтом 500 тыс. т — 400 га. У довлетворить указанны м требованиям в сущ ествую щ их портах невоз­ можно и з-за недостаточных разм еров рейдов, ковшей, бассейнов и при­ чальны х сооружений. П рием и обслуж ивание крупнотоннаж ны х тан­ керов м ож ет осущ ествляться в новых специализированны х портах, на внеш них рейдах сущ ествую щ их портов или в откры том море, где име­ ю тся естественны е глубины и свободное пространство для маневриро­ вания.

Н аиболее ярким прим ером глубоководного берегового нефтяного порта явл яется порт А нтиф ер близ Гавра (Ф ранция), рассчитанный на прием танкеров дедвейтом 500 тыс. т. Выбор места нефтяного порта обусловлен выгодным географическим полож ением порта Гавр, через которы й проходит 40 % им портируемой Ф ранцией неф ти, и который располож ен вблизи от неф теперерабаты ваю щ их предприятий Ф ран­ ции, Бельгии и Германии. В состав нефтяного порта входит подходной канал длиной 7 км и глубиной 30 м, круглы й в плане навигационный рейд