5.2 Транспортування і зберігання нафти і газу

Транспортування нафти і нафтопродуктів. На великі відстані транспортування здійснюють чотирма основними видами: трубопровідним, залізничним, водним і автомобільним. У ряді випадків використовують авіаційний транспорт (літаки, вертольоти). Нескраплені гази транспортують тільки трубопроводами.

Трубопровідне транспортування найбільш економічне. Воно забезпечує низьку собівартість подавання продукції на великі відстані, безперервність у роботі, велику можливість автоматизації, зменшення втрат нафти і нафтопродуктів під час транспортування, можливість прокладання трубопроводу по найкоротшій відстані, якщо це економічно доцільно.

Трубопровід з комплексом підземних і наземних споруд, призначених для транспортування нафти і нафтопродуктів на далекі відстані, називається магістральним. Магістральні трубопроводи залежно від типу перепомповуваної рідини називаються нафтопроводами (перепомповування нафти) і нафтопродуктопроводами (перепомповування гасу, дизельного пального, мазуту).

Магістральний трубопровід складається з таких елементів:

а) станції, що перепомповують (комплекс споруд і пристроїв для прийому та перепомповування нафти і нафтопродуктів);

б) насосного цеха (спорудження перепомповувальної станції з насосними устаткованнями);

в) резервуарного парку (комплекс взаємозв’язаних резервуарів для виконання технологічних операцій з приймання, зберігання і відпомповування нафти);

г) лінійної частини (сукупність ділянок трубопроводу, що з’єднують перепомповувальні станції між собою, або з приймально-здавальними пунктами та споруд: ЛЕП, лінії зв’язку, переходи, устатковання захисту від корозії, пристрої дистанційного керування, протипожежні засоби та інше).

Сучасні магістральні трубопроводи обладнані комплексом головних, проміжних перепомповувальних насосних станцій великої потужності, а також наливними станціями з усіма необхідними виробничими та допоміжними спорудами. Пропускна здатність їх сягає 50 млн. т. нафти у рік і більше. Споруджують трубопроводи зі сталевих труб умовним діаметром 500, 700, 800, 1000, 1200 і 1400 мм.

Трубопровідний транспорт поряд з економічністю забезпечує цілодобову роботу і майже не залежить від природних умов, чим вигідно відрізняється від інших видів транспорту. Розрізняють постанційну і транзитну системи перепомповування нафти чи нафтопродуктів.

Постанційна система полягає в тому, що продукт надходить у резервуар проміжної станції, заповнює його, а потім відпомповується з нього на наступну станцію. Якщо на станції розташовано декілька резервуарів, то перепомповування продукції здійснюється безперервно: в один резервуар продукція поступає, а з іншого відпомповується в трубопровід.

Для транзитної системи характерно те, що продукт, який подається в резервуар однієї насосної станції, одразу ж відпомповується насосом у резервуар іншої насосної станції. Альтернативним варіантом реалізації транзитної системи є перепомповування за системою “з насоса в насос”: продукція попередньої насосної станції направляється безпосередньо на наступну насосну станцію, минаючи аварійний резервуар. Ця схема перепомповування найбільш досконала і економічна, бо забезпечує максимальну герметизацію системи і запобігає втратам від випаровування в проміжних резервуарах.

Усі магістральні трубопроводи оснащуються необхідними засобами автоматики, дистанційним керуванням.

Магістраль розбивається на окремі ділянки, кожна з яких закріплюється за визначеною насосною станцією, де крім обслуговуючого персоналу є також ремонтні бригади.

Перепомповувальні насосні станції обладнуються насосними агрегатами і допоміжним устаткуванням. Головну станцію розташовують на початковій ділянці трубопроводу, тобто в районі нафтових промислів чи НПЗ, а проміжні – по трасі трубопроводу, по можливості на різних відстанях і ближче до населених пунктів, шосейних доріг та залізниць.

Розрахунок трубопроводу ведуть у такій послідовності.

1. За пропускною спроможністю (максимальна кількість нафти чи нафтопродукту, що може бути перепомповувана по трубопроводу за рік) і в’язкістю рідини визначають діаметр трубопроводу і режим течії (критерій Рейнольдса), від якого залежить коефіцієнт гідравлічного опору. Розраховані розміри діаметра труби округляють до найближчого стандартного діаметра. Товщину стінки труби встановлюють за результатами механічного розрахунку.

2. Знаходять втрати напору і гідравлічний нахил основного трубопроводу і лупінга (паралельно включеного трубопроводу) чи вставки (ділянки трубопроводу збільшеного або зменшеного діаметра, включеного послідовно в основну магістраль).

3. За профілем траси визначають розрахункову її довжину до початкової точки і відповідну різницю геодезичних відміток.

4. Встановлюють кількість насосних станцій.

Під час транспортування по одному трубопроводу декількох видів нафтопродуктів використовують метод послідовного перепомповування. При цьому необхідно дотримуватися умови їх мінімального змішування у трубопроводі.

Для зменшення об’єму утворюваної суміші продуктів, змінюють режим перепомповування і застосовують різноманітні розділювачі між двома нафтопродуктами, що перепомповуються.

У першому випадку збільшують швидкість перепомповування, чим досягається високий ступінь турбулізації і найменший об’єм суміші. У другому випадку використовують рідинні і механічні розділювачі. Рідинний розділювач – це рідинна пробка, що подається між двома послідовно перепомпованими рідинами. До механічних відносять різноманітні механічні пристрої (поршні, кульки).

Під час транспортування залізницею використовують вагони-цистерни. Невелика частина нафти і нафтопродуктів (біля 2%) транспортується у дрібній тарі (бочках, контейнерах, бідонах і балонах).

Вагон-цистерна – сталева горизонтальна циліндрична ємність (двовісна або чотиривісна). Цистерни спеціального призначення теплоізольовані або постачаються з нагріваючими пристроями. Об’єм 50…60 м³.

Зливання та наливання нафтопродуктів у залізничні цистерни виконують за допомогою залізничних естакад (стаціонарні пристрої у вигляді містків, розташовані вздовж залізничної колії), які поділяються на наливні, зливні та зливо-наливні.

Водний транспорт представлений нафтоналивними суднами (морські та річні танкери, самохідні і несамохідні баржі), причальними пристроями в пунктах відправки і прибуття нафтовантажів, пристроями для зливання та наливання нафти і нафтопродуктів.

Морське самохідне нафтоналивне судно називається танкером (вантажопідіймальністю досягає 50 тис. т. і більше), а несамохідне – морською баржею або ліхтером.

Ліхтери, що випускаються вантажопідіймальністю до 10 тис. т. і більше, призначені для перевезення нафтопродуктів на великі відстані, а також для операцій щодо зливання та наливання танкерів, якщо останні не мають можливості підійти до берегового причалу.

Річні баржі – несамохідні вантажні судна, що пересуваються буксиром або штовхачем, виготовляють вантажопідіймальністю від 100 т до 12 тис. т. Для наливання і розвантаження нафтоналивних суден передбачені гавані і причали.

Автомобільний транспорт використовують для перевезеннях нафтопродуктів з розподільчих нафтобаз безпосередньо споживачу, а також у районах, куди неможливо доставити нафтопродукти залізничним і водним шляхами. Перевезення нафтопродуктів автомобільним транспортом здійснюється за допомогою автоцистерн (до 25 м³), автопаливозаправників, контейнерів (металеві або еластичні гумово-тканеві до 20 м³), бочок (0,05–0,5 м³), бідонів (0,005–0,062 м³).

Зберігання нафти, газу і нафтопродуктів. Для збору, зберігання і обліку нафти і нафтопродуктів на нафтопромислах, нафтопереробних заводах, нафтобазах і станціях магістральних нафтопроводів і нафтопродуктопроводів слугують резервуари – посудини різної форми і розмірів, виготовлені з різноманітних матеріалів. За призначенням вони підрозділяються на резервуари для зберігання нафти, світлих і темних нафтопродуктів. За матеріалом – на металеві і неметалеві. Металеві резервуари виготовляють переважно зі сталі. До неметалевих резервуарів відносять, в основному, залізобетонні резервуари.

Резервуари кожної групи розрізняють за формою на: вертикальні циліндричні, горизонтальні циліндричні, краплевидні та інших форм. За схемою устатковання поділяються на наземні і підземні (найвищий рівень рідини в резервуарі знаходиться нижче відмітки прилеглої площадки не менше ніж на 0,2 м). Вони бувають різних об’ємів: від 100 м³ до 120000 м³.

Групу однотипних резервуарів, об’єднаних трубопровідними комунікаціями, називають резервуарним парком. Кожна група наземних резервуарів відгороджується земляним валом або стінкою, висоту яких приймають на 0,2 м вище розрахункового рівня умовно розлитої з них рідини.

Вертикальні циліндричні резервуари поділяються на резервуари низького тиску, з понтонами і з плаваючими кришками. Кожний резервуар має драбину, необхідну для огляду устаткування, відбору проб і контролю за рівнем нафтопродуктів. У місці приєднання драбини до кришки резервуара споруджується вимірна площадка, на якій встановлюють вимірні пристосування і апаратуру. Для зниження втрат нафт і нафтопродуктів, які легко випаровуються, застосовують резервуари з плаваючою кришкою (диск з поплавками, які забезпечують його плавучість).

Краплевидні резервуари застосовують для зберігання нафтопродуктів, які легко випаровуються, з високою пружністю парів. Оболонці резервуара надають форму краплі рідини, що вільно лежить на незмочуваній поверхні і знаходиться під дією поверхневого натягу. Завдяки такій формі резервуара утворюються умови, за яких на всі елементи поверхні корпусу рідина діє приблизно з однаковою силою, що забезпечує міцність та мінімальну витрату матеріалу на виготовлення резервуара.

Неметалеві резервуари – несучі конструкції, які виконані з неметалевих матеріалів. Вони бувають залізобетонними, із гумотканевих або синтетичних матеріалів, застосовують їх переважно як пересувні ємності. Залізобетонні резервуари споруджують круглими (вертикальні і циліндричні) або прямокутними.

Більше 80% газу, що видобувається, транспортують на великі відстані (сотні і тисячі кілометрів). Споживання газу характеризується істотною нерівномірністю, що ускладнює газопостачання, погіршує техніко-економічні показники транспортування і знижує надійність забезпечення газом споживачів. Нерівномірність споживання, в основному, пов’язана з неоднаковим використанням газу для опалення в зимовий та літній періоди. Розрізняють сезонну (чи місячну), добову і годинну нерівномірності споживання газу, що характеризуються коефіцієнтами нерівномірності. Коефіцієнт місцевої нерівномірності (добовий , годинний ) являє собою відношення середніх витрат газу за той чи інший місяць (доба , година ) до середньорічних витрат (середньомісячного , середньодобового ).

Максимальне місячне споживання газу може перевищувати середнє на 30–50%, а мінімальне на 20–40% може бути менше середнього. Отже постає необхідність створення сховища газу, в якому буде зберігатися “літній надлишок” газу, а зимою його можна подавати споживачу. Тоді магістральний газопровід і вся система видобутку, збору і підготовки газу буде працювати стабільно із середньорічною продуктивністю.

Газ у підземному газосховищі (ПСГ) ділиться на активний (робочий) і буферний (залишковий). Активний об’єм щорічно закінчується і відбирається з ПСГ, а буферний постійно знаходиться у ПСГ під час його експлуатації. Об’єм буферного газу складає від 60 до 140% активного газу. Він призначений для створення в ПСГ заданого тиску після завершення відбору, що забезпечує необхідний дебіт свердловин при відборі, зменшення ступеня стискування газу на компресорній станції і запобігання впровадження пластової води у сховище.

Знаючи коефіцієнт місячної нерівномірності газоспоживання , можна визначити активний об’єм газу :

(5.11)

де n – число місяців у році, для яких або більше або менше за одиницю.

До знайденого активного об’єму додають 20–30% на річні коливання середньої температури повітря. Об’єм буферного газу пов’язаний з тиском у ПСГ відповідно до закону Менделеєва-Клапейрона:

, (5.12)

де: – об’єм порового простору газонасиченого пласта; – середньозважений за об’ємом порового простору пласта мінімальний тиск у ПСГ (у кінці періоду відбору газу); – атмосферний тиск; – коефіцієнт надстисливості газу відповідно за тисках і .

Загальний об’єм газу аналогічно пов’язаний із середньозваженим максимальним тиском у ПСГ (у кінці періоду запомповування газу). Максимальний і мінімальний тиски встановлюють на основі техніко-економічних розрахунків і технологічних умов запомповування і відбору газу.

Використовують ще поняття максимально допустимого тиску у ПСГ, тобто такого, який можна допустити, виходячи з умови збереження герметичності покрівлі газонасиченого пласта. Порушення герметичності призводить до руйнування сховища, загазовування території, виникнення вибухонебезпечного стану у разі накопичення газу в будівлях, спорудах. Максимально допустимий тиск (МПа) приймають не більше за 60–70% від гірського або не більше (0,014–0,015)Н, де Н – мінімальна глибина залягання покрівлі сховища, м.

Обладнання ПСГ включає компресорні цехи, блоки осушування газу і очищення його від механічних домішок і мастил, газорозподільчі пункти (ГРП) і свердловини. Під час відбирання газ зі свердловин надходить до ГРП індивідуальними шлейфами. На ГРП уловлюється волога, яка автоматично скидається у вимірні ємності. Далі газ по газобірному колектору надходить на автоматизоване устатковання осушування з використанням ДЕГ, звідки подається в магістральний газопровід.

Сховища газу створюють поблизу великих споживачів (міст) і траси магістрального газопроводу.

Застосовуються сховища газу найрізноманітніших типів – наземні, підземні, загиблені і підводні. Резервуари також дуже різноманітні: сталеві, льодовогрунтові армовані металом і неармовані; штучні і природні порожнини у непроникних гірськіх породах (печери, шахти у відкладах кам’яної солі, тонелі, каверни); пористі породи (підземні сховища). Газ може зберігатися у газоподібному і рідкому стані, за атмосферного і високого тисків. У підземних сховищах розташовано до 98% всього газу, що зберігається. З них до 80% зберігається у вичерпаних газових і газоконденсатних покладах і 20% – у водоносних пластах. На виснажені нафтові поклади припадає досить незначна частка газу, що зберігається.

Під час зберігання у виснажених нафтових родовищах газ не тільки витискає нафту до вибоїв свердловин у процесі відбору, але й розчиняє залишкову нафту, виносить її на поверхню. Це потребує додаткової очищення газу.

Скраплені (до 90%) гази зберігають, як правило, у відкладах кам’яної солі. Розмивання ємностей здійснюється через бурові свердловини прісною чи слабомінералізованою водою. Для визначення об’єму і форми підземних ємностей застосовують ультразвукову гідролокацію, електрорівнеміри, а також телевізійні устатковання і оптичні вимірювальні прилади.

Продукт, що зберігається, запомповують двома шляхами: самоплином і із застосуванням насосів. При відборі його витискають з ємності ропою, газоподібними агентами або іншими продуктами. Відпомповування ведуть насосами або за допомогою газліфту.

У відкладеннях кам’яної солі зберігають не тільки скраплені гази і нафтопродукти, але і природний газ у газоподібному стані.

Для зберігання газу використовуються також циліндричні (вертикальні і горизонтальні) або сферичні газгольдери змінного об’єму і постійного тиску. Газгольдери постійного об’єму характеризуються неповним використанням їх геометричної ємності. Якщо газгольдери розраховані на максимальний тиск 0,8МПа, а тиск у міському колекторі складає 0,2МПа, то корисна ємність газгольдера – 6 геометричних об’ємів замість 8, тобто коефіцієнт використання складе 75%. Газгольдери змінного об’єму розраховані на зберігання великого об’єму газу під низьким тиском (до 3 МПа).