Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Промысловая подготовка нефти. Транспорт.
1. Промысловая подготовка газа
Подготовка газа на газовых и газоконденсатных месторождениях имеет ряд особенностей. Уменьшение пластового давления в течение времени эксплуатации снижает давление сырого газа на входе в установку его подготовки. Для поддержания требуемого давления приходится со временем устанавливать дополнительное оборудование (дожимные компрессоры, насосы, сепараторы). Изменяется во времени и состав добываемого газа по мере падения пластового давления. Растет концентрация легких (до С4) и падает концентрация тяжелых (С5 и выше) углеводородов в газе и газовом конденсате. Общим принципом выбора схемы подготовки и переработки газа является их двухступенчатостъ. На первой ступени проводят промысловую подготовку газа для отделения капельной влаги, для осушки газа и его очистки от азота, углекислого газа и сернистых соединений, а также на газоконденсатных месторождениях — для отделения от газа сырого газового конденсата и его стабилизации, т. е. с целью подготовки газа и газового конденсата к транспорту в крупные центры переработки — ГПЗ и НПЗ.
Газ выносит из скважины взвешенную капельную жидкость (газовый конденсат и воду) и мелкие частицы горной породы, т. е. газ является дисперсной системой с дисперсной жидкой и твердой фазами. Для их отделения применяют физическую сепарацию в гравитационных, инерционных, центробежных и низкотемпературных сепараторах. Выбор типа сепаратора зависит от предъявляемых требований к процессу и от исходных характеристик газового потока. Смесь конденсата и воды со сборных пунктов и сепараторов поступает в разделители — отстойники, где воду отделяют от сырого газового конденсата. Стабилизацию сырого газового конденсата с целью удаления из него наиболее легких углеводородов С3—С5 проводят в стабилизаторах — ректификационных колоннах. Стабильный газовый конденсат должен иметь давление насыщенных паров не более 67—93 кПа (500—700 мм рт. ст.) для его дальнейшей транспортировки в обычных железнодорожных цистернах для бензина.
К природному газу, подаваемому в магистральные газопроводы, предъявляются требования стандартов: газ не должен вызывать коррозию трубопроводов, арматуры, приборов и т. п.; качество газа должно обеспечить его транспорт в однофазном газообразном состоянии, т. е. в газопроводе не должны образовываться углеводородная жидкость, водяной конденсат и газовые гидраты.
Влагосодержание углеводородных газов, воздуха и других газов оценивается абсолютной влажностью, например, в граммах водяных паров на м3 газа и относительной влажностью (в процентах или в долях единицы), а также температурой точки росы (точкой росы).
Присутствие в природном газе влаги во время его транспортировки может приводить к нежелательным явлениям: образованию капельной влаги при компримировании газа, появлению гидратных твердых соединений (микрокристаллов льда), забивающих газопроводы, арматуру и приборы контроля. Поэтому углеводородные и другие газы подвергают осушке, и мерой глубины такой осушки является точка росы — температура, при которой в газе начинает образовываться капельная влага (ГОСТ 20061-84). В борьбе с образованием газовых гидратов широко применяют ингибирование газа (введение ингибитора в поток газа). В качестве ингибиторов широкое применение получили метанол (опасен, ядовит) для борьбы с гидратообразованием и гликоли (диэтиленгликоль и др.) для осушки газа. Для абсорбционной осушки природного и других углеводородных газов можно применять различные поглотители влаги, среди них распространены гликоли в виде высококонцентрированных растворов (99% и более): этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Абсорбционная осушка газа осуществляется в колонных аппаратах — абсорберах. Некоторые показатели качества природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, приводятся в табл. .
|
Показатели |
Климатический район |
|||
|
Умеренный |
Холодный |
|||
|
I |
II |
I |
II |
|
|
Точка росы газа по влаге, °С, не выше |
0 |
-5 |
-10 |
-20 |
|
Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше |
0 |
0 |
-5 |
-10 |
|
Содержание, г/м3, не более: |
||||
|
механических примесей |
0,003 |
|||
|
сероводорода |
0,020 |
|||
|
меркаптанов |
0,036 |
Летний период I — с 1 мая по 30 сентября и зимний период II — с 1 октября по 30 апреля. Для северных месторождений влагосодержание подаваемого в газопроводы газа должно составлять 0,022 г/м3 (зимний период) и 0,044 г/м3 (летний период), которые соответствуют точкам росы -25° С и -15° С при давлении в газопроводе 5,5 МПа и -23° С и -14° С при давлении 7,5 МПа.
Некоторые показатели качества стабильного газового конденсата для транспортировки железнодорожным транспортом и по трубопроводам даются в табл. 3.
|
Показатели |
Для установок стабилизации |
Для промыслов |
|
Температура начала кипения, °С, не ниже |
300 |
|
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более: |
||
|
летний период |
67 (500) |
|
|
зимний период |
93 (700) |
|
|
Содержание, % мае, не более: |
||
|
воды |
0,03 |
0,5 |
|
механических примесей |
0,005 |
0,1 |
|
Содержание хлоридов, мг/л, не более |
15 |
- |
|
Содержание общей серы, % мае. |
не нормируется – определение обязательно |
|
|
Плотность при 20° С, кг/м3 |
то же |
Для полной оценки товарных качеств стабильного газового конденсата необходимо также определить и следующие характеристики: фракционный состав, содержание сернистых соединений, ароматических углеводородов и высококипящих парафиновых углеводородов, температуру застывания и др.
2. Промысловая подготовка нефти
Подготовка нефти и газа к транспортировке объединяет десятки разных процессов: сепарация нефти и газа, обезвоживание и обессоливание нефти, стабилизация сырой нефти, осушка и очистка газа, извлечение из газа этана и более тяжелых углеводородов, стабилизация сырого газового конденсата и др. Обычно эти процессы осуществляют на промыслах — первая стадия подготовки к транспорту и на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ), и нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) — вторая стадия подготовки к переработке. Стабильная обезвоженная и обессоленная нефть и стабильный газовый конденсат являются сырьем НПЗ, а углеводородные газы (даже «сухой» природный газ) — сырьем ГПЗ. Товарной продукцией ГПЗ является осушенный, очищенный углеводородный газ — промышленное и бытовое топливо, от которого отделяется фракция легких углеводородов С2—С5 для получения этановой фракции, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) или пропан-бутановой фракции С3—С4 и т. п. Фракции легких углеводородов С2 и С3—С5 служат незаменимым сырьем нефтехимии. Газовые конденсаты с высоким содержанием парафинов также являются сырьем нефтехимии. Сернистые соединения, извлеченные из углеводородов, используют для производства элементарной (газовой) серы. Из очищенного газа можно извлекать гелий, аргон и другие редкие инертные газы.
Вместе с добываемой нефтью из скважины выносятся: углеводородный газ, пластовая вода, механические примеси, соли и др. В задачу промысловой подготовки нефти входит отделение от нефти основной части газа, воды, механических примесей и солей и доведение ее качества по их содержанию до требований стандартов на нефть, готовую к транспорту и к переработке. В зависимости от масштаба месторождения, режима функционирования скважин, обводненности нефти, содержания газа и солей, от степени обустройства промысла необходимыми технологическими установками применяются разнообразные схемы сепарации нефти от попутного нефтяного газа, обезвоживания и обессоливания нефти, удаления из попутного нефтяного газа сернистых соединений. От сырой нефти отделяют нежелательные примеси (газ, вода, соли и др.), т. е. стабилизируют нефть и получают так называемую стабильную нефть, готовую к транспорту на крупные НПЗ. На промыслах нефть проходит узлы многоступенчатой сепарации нефти для отделения попутного газа путем ступенчатого понижения давления процесса (обычно 2—3 сепарационные ступени, но иногда даже до 7, как на одном из месторождений Южного Ирана). Нефть и попутный газ от группы (куста) скважин поступают на автоматизированные замерные установки для определения дебета каждой скважины. Попутный нефтяной газ собирается по сети газопроводов и направляется на комплексную газоперерабатывающую установку, расположенную на крупном промысле или на ГПЗ, который может располагаться в 50—120 км от места добычи газа. До сих пор на российских промыслах сжигают до 20—30% попутного нефтяного газа, в то время как по законодательству многих стран, например США, требуется высокий уровень обустройства нефтегазопромыслов, исключающий его сжигание. В зависимости от обводненности нефти ее обезвоживание и обессоливание проводят либо на промысловом пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды, либо при случае небольшой обводненности сырую нефть транспортируют на центральную установку стабилизации нефти (ЦУСН), которая может располагаться на удалении 30—80 км от места ее добычи. Иногда целесообразно объединить на одной промышленной площадке ГПЗ и ЦУСН. Если обводненность добываемой нефти велика и отделяемую воду вновь используют для закачки в нефтяные пласты, то обезвоживание нефти производят на промысле, для чего применяют установки блочные сепарационные для отделения от нефти попутного газа и свободной воды. Такие установки делают и замер количеств нефти, газа и воды. Сепарация нефти и газа до недавнего времени осуществлялась обычно в непосредственной близости от мест добычи. Новая насосная технология фирмы Зульцер (Sulzer) позволяет проводить эту операцию на централизованных сборных пунктах. Разработанные этой фирмой гелико-осевые многофазные насосы позволяют транспортировать на большие расстояния нефть с различным содержанием газа до 95% об. Многофазный гелико-осевой насос представляет собой многоступенчатый насос, в котором каждая ступень или компрессионная камера состоит из вращающегося геликоидального осевого колеса и невращающегося направляющегося аппарата.
Нефть подготавливается к переработке в два этапа: на нефтепромысле — НП и на НПЗ. На НП вначале отделяется в отстойниках пластовая вода. Вода и нефть взаимно нерастворимы, поэтому основная часть пластовой воды легко отделяется от нефти. Но при интенсивном перемешивании вода и нефть образуют дисперсионную смесь (эмульсию «вода в нефти»), разделение которой в обычных отстойниках не происходит из-за малого размера частиц диспергированной воды. Эмульсия «вода в нефти» разделяется в специальных аппаратах — электродегидраторах в два приема: первая стадия - на НП, вторая стадия — оставшаяся часть воды (около 0,2—1,0% мае. от нефти) доизвлекается на НПЗ. Большинство минеральных солей (MgCl2, СаС12, NaCl и др.) растворены в воде, поэтому они также в два приема удаляются из нефти при ее обезвоживании. После промысловой подготовки содержание солей снижается до 40—1800 мг/л при остаточном содержании воды 0,2—1,0% мае. Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти завершается на НПЗ до содержания солей не более 5 мг/л и воды не более 0,2% мае. Попутный нефтяной газ отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением, в нефти остается в растворенном состоянии 0,5—1,5% мае. углеводородов до бутана включительно, которые извлекают на стадии стабилизации нефти на ЦУСН или на НПЗ. В течение долгого периода эксплуатации нефтяного месторождения происходит изменение качества добываемой нефти: уменьшается количество и состав попутного нефтяного газа, увеличивается обводненность нефти и содержание солей, что требует изменений в технологической схеме промысловой подготовки нефти и газа.
3. Транспорт нефти и газа.
Большинство месторождений нефти и газа значительно удалено от мест их переработки и потребления товарной продукции нефтегазопереработки. Подготовленную на нефтепромысле нефть транспортируют на НПЗ одним из следующих видов транспорта — трубопроводным, железнодорожным и водным (морским и речным).
Трубопроводный т р а н с п о р т
В СССР была создана гигантская трубопроводная система для транспортировки нефти и газа по всей территории и для экспорта в страны Западной Европы, при этом протяженность нефтепроводов превышала 50 тыс. км, а протяженность газопроводов была около 146 тыс. км при максимальной дальности транспортировки газа до 5 тыс. км (Уренгой — Запад, Ямал — Запад и др.). Региональные и магистральные нефтепроводы в настоящее время объединены в России в АК «Транснефть» с крупнейшим в мире экспортным нефтепроводом «Дружба» протяженностью более 5,4 тыс. км (общая протяженность всех трубопроводов Западной Европы составляет около 2,5 тыс. км). Российские газопроводы входят в ОАО «Газпром», значительная часть добываемого природного газа подается в страны СНГ и Западной Европы.
По трубопроводам транспортируются и нефтепродукты, например, протяженность системы нефтепродуктопроводов АК «Транснефтепродукт» в настоящее время составляет около 20 000 км, которая подключена к 13 крупнейшим НПЗ России, в 1999 г. по ним транспортировано около 22 млн. т нефтепродуктов. Таким образом, в СССР и России была создана уникальная по
протяженности, производительности и сложности система магистральных трубопроводов для транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов, эта система — одно из самых крупных инженерных сооружений XX в., общая длина магистралей достигла 215 тыс. км. Промысловые трубопроводы имеют еще большую длину — 300 тыс. км.
Трубопроводный транспорт нефти и газа — наиболее экономичный и экологически предпочтительный вид транспорта. В СССР около 85% добываемой нефти перекачивалось по нефтепроводам. Диаметр крупных трубопроводов достигает 1,2—1,4 м. Магистральные нефтепроводы и газопроводы включают в себя: собственно сеть трубопроводов, проложенных обычно под землей, хотя возможны участки трубопроводов и на поверхности, насосные перекачивающие станции через 100—250 км — для нефти и нефтепродуктов, компрессорные станции через 80—120 км — для природного газа, резервуарные парки для нефти, установки для подогрева высоковязких и высокозастывающих нефтей, линии диспетчерской связи по всей трассе трубопровода, устройства защиты труб от коррозии, противопожарные и противоаварийные средства, службы обслуживания и ремонта и др. Давление нагнетания, развиваемое нефтяными насосными станциями, равно 5—8 МПа, а давление нагнетания газовых компрессорных станций обычно составляет 7—10 МПа, которое снижается по мере движения нефти и газа по трубопроводу из-за гидравлических сопротивлений трубопроводной системы. Для магистральных трубопроводов применяются трубы отечественного и зарубежного (ФРГ, Италия, Япония) производства с наружным диаметром 530,720,820,1020,1220 и 1420 мм и толщиной стенки от 8 до 32 мм. Используется разнообразная трубопроводная арматура (запорные краны шаровые и пробковые, запорные вентили и задвижки, регулирующая и предохранительная арматура, обратные клапаны). Например, запорный шаровой кран для магистральных газопроводов модели 11с(6)747р с пневмогидроприводом на условный диаметр 1400 мм и условное давление 12,5 МПа имеет длину 3,7 м и высоту 5,5 м. На магистральных нефтепроводах обычно используют запорные задвижки клиновые с электроприводом на условное давление 6,4; 7,5 и 8 МПа и условный диаметр трубопровода 350,700,800,1000 и 1200 мм. К примеру, габариты задвижки модели 30с905нж на условный диаметр 1200 мм: 1,9 м (длина) и 6,1 м(высота).
На магистральных газопроводах компрессорные станции комплектуются центробежными компрессорами с газотурбинным приводом или электроприводом. Отечественные и зарубежные турбокомпрессоры могут иметь единичную производительность 4—20 млрд. мУгод, скорость вращения вала турбокомпрессора до 5200—8200 об/мин и мощность 10—25 МВт. Электроприводные компрессоры имеют производительность 5—14 млрд. м3/год, скорость вращения вала электродвигателя 1500—3000 об/мин и вала компрессора 4800—8000 об/мин, мощность 4—12 МВт и общую массу агрегата 50—80 т. На технические нужды магистральных газопроводов расходуется около 7% добываемого газа, 6—9% газа закачивается в подземные хранилища. Газопроводы могут прокладываться также по дну моря, в этом случае трубопровод «копирует» профиль морского дна, изгибаясь под собственным весом. Протяженность таких морских газопроводов обычно не превышает 200—400 км, как например для первого морского газопровода Алжир—Италия мощностью до 30 млрд. м3 газа/год. Второй подводный газопровод Алжир—Марокко—Испания через Гибралтар стоимостью 1,3 млрд. долларов США и мощностью 10 млрд. м3 газа/год функционирует с конца 1996 г. Создание морского участка было предусмотрено в первом международном проекте подводного газопровода природного газа из России «Голубой поток» (Blue Stream Pipeline) через Черное море. Российский газ поступает в
Турцию по газопроводу общей длиной около 1200 км с морским участком двух ниток газопровода (трубы диаметром 610 мм и толщиной стенки 32 мм для рабочего давления 25 МПа) длиной 385 км по дну Черного моря на глубине до 2150 м (впервые в мире на такой глубине) и сухопутным участком (трубы диаметром 1420 мм и рабочим давлением 10 МПа). Стоимость проекта составила около 3 млрд. долларов США при мощности до 16 млрд. м3 газа/год, строительство газопровода завершено в декабре 2002 г.
В мире эксплуатируют десятки морских газо- и нефтепроводов, особенно значительна их сеть в Северном море. Самый протяженный подводный газопровод 840 км соединяет Францию и газовые месторождения в норвежском секторе Северного моря. Благодаря этому газопроводу Норвегия стала главнейшим поставщиком газа для Франции.
По магистральным трубопроводам могут транспортироваться и сжиженные газы (ШФЛУ, пропан, этилен, аммиак и др.) от мест производства к местам потребления или хранения. Протяженность таких трубопроводов не более 50—100 км между насосными станциями, хотя общая длина трубопровода может достигать 400—1000 км.
Железнодорожный т р а н с п о р т
Большое количество нефти и основное количество нефтепродуктов перевозится железнодорожным транспортом, в 1984 г. эксплуатационная длина железных дорог МПС СССР была более 144 тыс. км с электротягой 48 тыс. км, годовой грузооборот составлял 3,9 млрд. т. В настоящее время в бывших республиках СССР более 8000 железнодорожных станций. Система транспорта нефти и нефтепродуктов по железным дорогам включает вагоны-цистерны, наливные и сливные эстакады с соответствующим насосным оборудованием и резервуарным парком. Предусматривается при необходимости также подогрев содержимого в цистернах для слива высоковязких нефтепродуктов (мазут, битум) или высокозастывающих вязких нефтей и парафинистых газовых конденсатов. Вагоны-цистерны представляют собой 4-осную или 8-осную колесную тележку с установленной на ней цистерной с полным объемом от 60 и 137 м3 и более на условное давление 0,15 МПа. Цистерны бывают обычного исполнения для легких нефтей и светлых нефтепродуктов и специального исполнения — для вязких или высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов с теплоизоляцией, «рубашками» для подогрева водяным паром или другими теплоносителями. На наливную эстакаду подается состав из 20—40 и более цистерн для их заполнения, длина маршрута цистерн обычно не превышает 720 м. Вдоль железнодорожного пути проложен коллектор-трубопровод с вертикальными стояками, число которых равно количеству заполняемых цистерн. Каждый стояк имеет запорную арматуру и Г-образный «хобот» с гибким шлангом на конце, который опускается через открытый люк-лаз внутрь цистерны, производительность одного стояка 100—150 м3/ч.
Наливные эстакады всегда специализированы, т. е. предназначены для налива только нефти или какого-либо одного вида нефтепродукта. Перед наливом цистерна проходит промывочно-пропарочную подготовку — комплекс операций по удалению остатков нефтепродуктов, пропарке внутренней поверхности цистерны, промывке, осушке и т. п. Промывочно-пропарочная станция может обрабатывать обычно до 400—600 цистерн в сутки. Сливная эстакада служит для приема из цистерн нефти и нефтепродуктов. Слив нефти и нефтепродуктов может быть верхним, при котором через Г-образный «хобот» стояка из цистерны жидкость откачивается насосом, и нижним — через нижние спускные клапаны (арматуру) цистерн в приемный лоток (или приемные поворотные трубы), откуда жидкость самотеком поступает в промежуточный подземный приемник для дальнейшей насосной откачки в основные резервуары.
Некоторые технические характеристики цистерн для перевозки нефти и нефтепродуктов даются в табл. 4.
|
Характеристика |
Россия |
ФРГ |
США |
Франция |
|
|
Полный объём цистерны, м3 |
61 |
137 |
100 |
113 |
128 |
|
Число осей |
4 |
8 |
4 |
4 |
8 |
|
Диаметр цистерны, м |
2,8 |
3 |
3 |
3 |
3 |
|
Длина цистерны (котла), м |
10,3 |
19,9 |
16,3 |
18,6 |
20 |
Для перевозки сжиженных углеводородных газов (этилена, пропана, пропилена, ШФЛУ и бутанов) используют в основном железнодорожный транспорт. В настоящее время жидкий пропан перевозят в цистернах емкостью 51 или 54 м3, а жидкий бутан в цистернах емкостью 60 или 100 м3, при этом максимальный полезный объем составляет 85% от емкости цистерны. Цистерна имеет 4-осную колесную платформу, люк-лаз, запорную сливно-наливную и контрольную арматуру (вентили), предохранительный клапан, манометр.
Применяются верхние налив и слив, остаточное давление паров сжиженных газов в цистерне после слива не должно быть менее 0,05 МПа, не допускается присутствие воды или иной жидкости. Цистерна перевозит только один вид продукции. В цистернах для пропана, пропилена и ШФЛУ при максимальной рабочей температуре 50° С наибольшее допустимое давление должно быть не более 2 МПа, а в цистернах для бутанов при 50° С — не более 0,8 МПа. Используются также автомобильные цистерны для перевозки нефтепродуктов и сжиженных газов.
Железнодорожный транспорт отличается от трубопроводного большей универсальностью — возможностью доставки нефти и нефтепродуктов на любую железнодорожную станцию, имеющую приемную эстакаду. Автомобильные цистерны дополняют железнодорожный транспорт по доставке нефтепродуктов в любой пункт назначения. К недостаткам железнодорожного транспорта нефти относятся: высокая стоимость провоза, большие затраты времени, труда и энергии на наливные и сливные операции, на подготовку цистерн, потери и розливы нефти и нефтепродуктов, загрязнения окружающей среды.
Водный т р а н с п о р т
Для некоторых регионов и даже государств (например, Японии) водный транспорт является единственным или наиболее экономичным видом перевозки нефти и нефтепродуктов. Но часто, например в России, транспортировка по воде имеет сезонный характер. Другой недостаток водных перевозок — малая скорость. Перевозка нефти и нефтепродуктов по воде осуществляется в танкерах — морских и речных, а также в баржах — морских (лихтерах) и речных. Наибольшее распространение в мире получили танкеры — самоходные нефтеналивные суда, корпуса которых системой продольных и поперечных перегородок разделены на отсеки (танки). Современные танкеры обязательно должны иметь двойной корпус (двойная обшивка) для повышения безопасности перевозок и уменьшения риска экологического загрязнения водной поверхности. На судне имеется газоотводная система с дыхательными клапанами. Лихтером называется несамоходное грузовое морское судно для перевозки нефтепродуктов по морю и в устьях рек. Они принимают нефтегруз с танкера на открытых рейдах, так как танкеры с большой осадкой не всегда могут подходить к терминалам береговых причалов. Речные баржи делятся на самоходные и несамоходные. Устраивают нефтяные гавани для приема нефтегруза посредством специальных причалов и пирсов. Для больших танкеров непосредственно в море сооружается причальный буй — терминал, к которому швартуются танкеры. Нефть и нефтепродукты передаются от причального буя на берег по трубопроводам, уложенным по дну. В международной торговле нефтью главную роль играют морские перевозки танкерами большой грузоподъемностью (водоизмещением). Если обычные танкеры имеют водоизмещение 5—10—15—30 тыс. т, то в 70-е годы появились японские супертанкеры с осадкой 15—20 м для перевозки 300—500 тыс. т нефти. Танкер «Глобтик Токио» (1973 г.) мог перевозить 480 тыс. т нефти, его длина 380 м, ширина 62 м и высота от киля до главной палубы 36 м. За 1976—1980 гг. было построено около 126 супертанкеров, среди которых японский танкер «Глобтик — Танкерз» водоизмещением 700 тыс. т. Однако в настоящее вре мя более 60% этих гигантов поставлены на прикол. Танкерные перевозки
имеют преимущества перед железнодорожными: меньшая стоимость перевозок, относительная простота налива и слива и меньшие потери нефтегруза от испарений и розливов. Однако аварийность из-за морской стихии иногда заканчивается локальным экологическим бедствием. Специальные танкеры с холодильными системами применяют также и для перевозки этилена в сжиженном состоянии (при давлении 1,9—3,5 МПа и температурах минус 28—73° С). Некоторые производители природного газа (Алжир, Ливия, Бруней и др.) вынуждены применять дорогостоящие установки высоких технологий для сжижения огромных количеств природного газа с целью его дальнейшей морской транспортировки в жидком состоянии. Первая установка большой мощности по сжижению природного газа была построена в 1964 г. в Алжире по французскому проекту. Сжиженный природный газ — СПГ (LNG — Liquefied Natural Gas) транспортируют в метановозах — морских танкерах, оборудованных мощными холодильными установками для поддержания рабочей температуры в танках на уровне минус 160° С. СПГ перевозят в Испанию, Францию, Италию, Великобританию, США, Японию и другие страны. Завод сжижения природного газа расположен обычно на берегу моря, по низкотемпературному трубопроводу СПГ насосами загружается в танки метановоза. В порту разгрузки СПГ насосами подается в портовую станцию его регазификации, откуда природный газ поступает в сеть газопотребления. Полезный объем СПГ в метановозах достигает 25— 50—125 тыс. м3. Например, корабль водоизмещением 53 тыс. т имеет длину 244 м, ширину 34 м, осадку при загрузке 9,5 м, грузоподъемность 29,3 тыс. т и скорость 34 км/ч. Известно, что стоимость метановозов в три раза превышает стоимость танкеров для перевозки нефти на единицу объема перевозимого груза. Бурный рост мощностей заводов сжижения природного газа проходил в 70-х годах. В 2000 г. производство и перевозки СПГ в метановозах (более 100 танкеров) составили 130 млрд. м3 , а к 2010 г. потребление СПГ в мире может возрасти до 240 млрд. мУгод. Среди восьми основных экспортеров СПГ Индонезия (35% мирового экспорта), Малайзия, Австралия, Алжир (19%), Бруней, США. Около 60—75% произведенного в мире СПГ покупает Япония. В 2000 г. на долю СПГ приходилось 25% от мирового экспорта природного газа против значения этого показателя 6% в 70-х годах, а к 2030 г. этот показатель может возрасти до 33%.
В рамках международного проекта «Сахалин-2» по добыче нефти и газа на сахалинском шельфе в июле 1999 г. добыта первая нефть. На первом этапе реализации этого проекта планируется добывать ежегодно 10 млн. т нефти и 2,3 млрд. м3 газа, второй этап прогнозирует увеличение годовой добычи природного газа до 18 млрд. м3 . В настоящее время на берегу острова строится крупнейший в мире завод сжижения природного газа, это позволит транспортировать СПГ в метановозах в Японию, Корею, Китай и другие страны.
Хранение нефти и г а з а
Для временного и длительного хранения нефти имеются региональные базы большой емкости с использованием наземных металлических и заглубленных железобетонных резервуаров, а также подземных хранилищ в горных породах, выработках каменной соли и др. На НПЗ используются сырьевые резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов, они могут занимать до 20% территории завода и составлять до 10% стоимости завода. Резервуары для нефти и нефтепродуктов группируют в отдельные парки, они связаны трубопроводами и насосными станциями с соответствующими пунктами нефтепроводного приема нефти с технологическими установками завода, а также с соответствующими сливными и наливными эстакадами. Применяются разнообразные конструкции резервуаров с плавающими крышами или с понтонами, со стационарными крышами. Группа резервуаров с плавающими крышами или с понтонами не должна превышать 120 ООО м3, резервуаров со стационарными — 80 ООО м3 для хранения легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) и 120 000 м3 при хранении горючих жидкостей. Максимальный объем одного резервуара с плавающей крышей должен быть не более 120 000 м3, резервуара с понтоном — 50 000 м3, со стационарной крышей — 20 000 м3 для ЛВЖ и 50 000 м3 для горючих жидкостей. Объем товарного горизонтального резервуара для сжиженных газов под давлением не должен превышать 200 м3 , они могут устанавливаться блоками объемом до 2000 м3 и группами общим объемом до 4000 м3 (два блока по 2000 м3). Шаровые наземные резервуары для хранения сжиженных газов под давлением устанавливаются группами не более четырех резервуаров с объемом группы до 2400 м3. Шаровые резервуары объемом 600 м3 и диаметром 10,5 м на давление 1,8 МПа и объемом 1000 м3 и диаметром 12,5 м на давление 0,7 МПа используются для хранения сжиженного пропана, бутана, пентанов. Известны шаровые резервуары для хранения сжиженного бутана емкостью 3000 м3 диаметром 18 м. Сырьевой парк хранения нефти должен обеспечивать бесперебойную работу НПЗ в течение 7 сут и более при подаче сырья по нефтепроводу.
Например, во Франции при танкерных поставках нефти емкость резервуаров хранения нефти доходит до 1—3-месячной производительности НПЗ, такие резервуары могут составлять до 10—20% стоимости завода. В сырьевых парках обычно используют резервуары объемом 20 000—50 000 м3, а иногда до 100 000 м3 (фирма Chicago Bridge, США). Товарные парки нефтепродуктов должны обеспечивать возможность приема и хранения в них 15-суточной выработки каждого продукта при их отгрузке по железной дороге, при отгрузке нефтепродуктов по трубопроводу — 7 сут. Емкость резервуара может изменяться от 10 до 50 тыс. м3 (диаметром более 60 м). Для природного газа, сжиженных газов (в том числе этилена), нефти и нефтепродуктов применяют также подземные хранилища, они создаются в устойчивых горных породах: гранитах, известняке и др., в отложениях каменной соли, в отработанных угольных и железорудных шахтах и в вечномерзлых породах. Каждое такое хранилище углеводородов является уникальным техническим сооружением и требует индивидуальных разработок. Некоторые страны имеют уникальные хранилища сжиженного природного газа — СПГ. Криогенные хранилища могут быть наземными с двойными стенками объемом до 70—100 тыс. м3, подземными из бетона и подземными в мерзлом грунте. США имеет федеральный стратегический запас нефти исходя из 60—120 сут замещения импорта нефти, например, к началу 2000 г. в луизианских соляных выработках хранилось более 75 млн. т нефти, по состоянию на 1982 г. общая вместимость подземных хранилищ для жидких углеводородов в США составляла 82,8 млн. м3