Перевозка сжиженных углеводородных газов танкерами

Мировой флот танкеров-газовозов в 2006 году исчислялся цифрой 934 с суммарной вместимостью 8650 тыс. м³. Современный танкер-газовоз представляет собой огромное судно, по размеру сравнимое с нефтяным супертанкером. В среднем грузовместимость газовозов в зависимости от вида газа и способа ею сжижения составляет 100-200 тыс. м³. Скорость газовозов варьируется от 9 до 20 узлов (16,7-37 км в час). В качестве двигателей чаще всего используются дизели. Средняя стоимость газовоза составляет 160-180 млн долл. США, что примерно в пять раз превышает затраты на постройку аналогичного по водоизмещению нефтяного танкера. По архитектурно-конструктивному типу газовозы представляют собой суда с кормовым расположением машинного отделения и надстройки, двойным дном (в последнее время строятся исключительно газовозы с двойными бортами) и цистернами балласта. Для перевозки сжиженных углеводородных газов, применяют вкладные грузовые танки с расчетным давлением в среднем не более 2 МПа. Они размещаются как на палубе, так и в трюмах на специальных фундаментах. В качестве материала для танков обычно выступает углеродистая сталь.

Существует три типа судов для транспорта сжиженных углеводородных газов.

· Танкеры с резервуарами под давлением. Резервуары этих танкеров рассчитываются на максимальную упругость паров продукта при +45^оС, что составляет около 18 кгс/см². Вес грузовых резервуаров таких танкеров значительно превышает вес аналогичных устройств при других способах перевозки сжиженных газов, что соответственно увеличивает габаритные размеры и стоимость судна. Танкеры грузовместимостью резервуаров до 4000м³, производительностью налива 30 – 200 т/ч применяются при сравнительно небольших грузопотоках и отсутствии специального оборудования на береговых базах и танкерах

· Танкеры с теплоизолированными резервуарами под пониженным давлением – полуизотермические (полуохлажденные). Сжиженный газ транспортируется при промежуточном охлаждении (от минус 5 до плюс 5^оС) и пониженном давлении (3 – 6кгс/см²). Такие танкеры характеризуются универсальностью с береговых баз сжиженного газа при различных температурных параметрах. В связи с уменьшением массы грузовых резервуаров уменьшаются рамер танкера и повышается эффективность использования объёма резервуаров. Вместимость резервуаров 2000 – 15000 м³. Производительность налива – слива 100 – 420 т/ч. Применяются эти танкеры при значительных грузооборотах и при наличии соответствующего оборудования на береговых базах и танкерах.

· Танкеры с теплоизолированными резервуарами под давлением, близким к атмосферному, - изотермические (низкотемпературные). В изотермических танкерах сжиженные газы транспортируются при давлении, близком к атмосферному, и низкой отрицательной температуре (минус 40^оС для пропана). Данный тип танкеров является наиболее совершенным, они позволяют увеличить производительность слива – налива и соответственно пропускную способность береговых баз и оборачиваемость флота. Вместимость резервуаров более 10 000м³. Производительность налива 500 – 1 000 т/ч и более. Характеризуются большими размерами и применяются при значительных грузооборотах.

 

 

5.

5.1. Высоковязкая нефть (нефтепродукт) – это нефть, в состав которой входит большое количество тяжелых углеводородов. Вязкость ВВН быстро увеличивается при снижении температуры, однако застывает при сравнительно низких температурах. Высокозастывающая нефть (нефтепродукт) – это нефть, в состав которой входит большое количество парафинов. ВЗН при высоких температурах являются маловязкими жидкостями, однако при снижении температуры ниже начала кристаллизации парафина в них начинают выделятся кристаллы парафина количество которых увеличивается по мере снижения температуры нефти.

Обычным способом перекачка таких нефтей нерациональна т.к. или велико гидравлическое сопротивление течению для ВВН или невозможна перекачка из-за отсутствия текучести нефти для ВЗН. Способы перекачки ВВН и ВЗН: 1. Перекачка нефти с разбавителями (разбавители: маловязкая нефть, нефтепродукт; конденсат; природный газ). Введение разбавителя в парафинистую нефть улучшает ее реологические свойства, т.е. уменьшается концентрация парафина в смеси, а также понижается температура насыщения раствора и появления кристаллов парафина. В следствии снижается температура застывания нефти. Маловязкие нефти содержат асфальто-смолистые вещества которые препятствуют образованию парафиновой структурной решетки в нефти. Чем меньше плотность и вязкость нефти – тем эффективнее ее добавлять. Достоинства: не надо греть, улучшается реология. Недостатки: нужно иметь разбавители. 2. Перекачка с присадками (стимуляторами потока). Присадки могут быть двух видов: 1 – полимеры с длинными молекулами; 2 – присадки – регуляторы кристаллизации. Длинные и прочные молекулы присадок задерживают развитие вихрей в потоке, улучшают прокачиваемость ВЗН в области низких температур. Присадки эффективны при очень небольшой концентрации. Недостаток: высокая стоимость присадок. 3. Перекачка термообработанных нефтей. Термообработка – это подогрев нефти до температуры выше температуры плавления с последующим охлаждением в определенном режиме. 4. Перекачка нефти с подогревом (горячая перекачка). Суть: нефть подогревается в резервуарах до температуры, при которой она может перекачиваться подпорными насосами и подается ими в огневые печи для подогрева, где ее температура поднимается. Затем подогретая нефть основными насосами закачивается в трубопровод. По мере движения она охлаждается и давление падает. Периодически ее нужно подогревать и сообщать ей нужное давление.

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом.

Существует несколько вариантов перекачки высокозастывающих нефтей с подогревом. Для коротких (чаще нефтебазовых) трубопроводов используют методы электроподогрева:

• путем пропуска электрического тока по телу трубы;

• применением электронагревательных элементов в виде специальных кабелей

и лент.

Прямой электроподогрев трубы заключается в подсоединении источника переменного тока напряжением не выше 50 В к изолированному участку трубопровода. При прохождении по нему электрического тока согласно эффекту Джоуля выделяется тепло и происходит равномерный нагрев стенок трубопровода, а также находящегося в нем продукта. В качестве источника питания,

· как правило, применяются однофазные трансформаторы. С учетом требований техники безопасности и незначительного сопротивления труб напряжение источника питания составляет 12...36 В. Максимальная длина трубопровода, обогреваемого от одного источника питания, равна 1200 м. При большей длине обогреваемый трубопровод разбивается на несколько самостоятельных

· участков и питание подводится к каждому из них в отдельности. В этом случае стоимость электрической системы подогрева значительно возрастает за счет большого числа пунктов питания и длины соединительных проводов. Использование данного метода на магистральных трубопроводах сдерживается и по техническим причинам: нагреваемый участок должен быть электрически изолирован от грунта, чтобы предотвратить большие утечки тока.

Более распространены электронагревательные элементы в виде кабелей и лент. Кабели высокого сопротивления имеют термостойкую электроизоляцию и защиту от механических повреждений. Монтируются в основном с наружной поверхности трубы. Энергопотребление нагревательного кабеля составляет около 100 Вт на 1 м трубы. Прокладка нагреваемого кабеля внутри трубы более эффективна, чем снаружи, так как все тепло идет на разогрев нефти. Недостатком греющих кабелей является неравномерность нагрева трубы по периметру, что приводит к необходимости поддерживать на кабеле высокую температуру. Мощность, потребляемая греющим кабелем, достигает 4000 кВт, а обогреваемая длина 13,2 км.

Для магистральных трубопроводов наибольшее распространение получил способ ≪горячей≫ перекачки, предусматривающий нагрев нефти перед ее закачкой в трубопровод и периодический подогрев нефти по мере ее остывания в процессе движения. Принципиальная схема такой перекачки приведена на рис.

Нефть с промысла по трубопроводу 1 подается в резервуарный парк 2 головной перекачивающей станции. Резервуары оборудованы подогревательными устройствами, с помощью которых поддерживается температура нефти, позволяющая откачать ее подпорными насосами 3. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием магистральных насосов 5. Магистральными насосами нефть закачивается в магистральный трубопровод 6. По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25... 100 км устанавливают пункты подогрева 7. Далее нефть попадает на промежуточную насосно-тепловую станцию НТС, где также установлены подогреватели и все повторяется снова. В конце концов нефть закачивается в резервуары 9 конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.

 

5.2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА ГОРЯЧИХ НЕФТЕПРОВОДОВ

 

При проведении теплового расчета нефтепровода необходимы следующие исходные данные: физические и теплофизические характеристики нефти, тепловой изоляции, грунта, климатические данные.

Значения коэффициента теплопроводности для некоторых изоляционных материалов, используемых при сооружении горячих нефтепроводов, следующие (в Вт/(м2-К): 0,018—0,022 для пенополиуретана, 0,03 для пенополистирола, 0,033 для стекловолокна, 0,051 для пеностекла.

 

В процессе эксплуатации нефтепроводов результаты теплового расчета используют для оперативного диспетчерского управления работой трубопровода: нахождения безопасного времени остановки горячей перекачки высоковязких нефтей, выбора способа выталкивания застывшей нефти из остановленного трубопровода, оценки оптимального варианта пуска горячего нефтепровода в эксплуатацию, определения безопасного времени отключения тепловых станций.

Режимы работы горячего нефтепровода в условиях пуска в эксплуатацию, остановок перекачки, изменения пропускной способности и температуры подогрева нефти называются переходными.

Причиной возникновения переходных режимов работы горячих нефтепроводов может явиться плановое или аварийное отключение отдельных насосных агрегатов или НС, тепловых печей или теплообменников ТС, заполнение трубопровода нефтью при его пуске, остановка перекачки и ее возобновление, последовательная перекачка нефтей с различными физическими свойствами, подключение или отключение отборов и подкачек нефти по трассе трубопровода, сезонное колебание температуры воздуха и теплофизических характеристик грунта.

Переходный режим работы нефтепровода продолжается до тех пор, пока теплообмен в системе «трубопровод — грунт» не достигнет нового установившегося состояния.

Принимая во внимание сезонное колебание температуры воздуха и грунта, необходимо отметить, что горячие нефтепроводы практически всегда работают в условиях переменных режимов.

Однако, поскольку число и характер переходных процессов носят случайный характер, проектирование горячих нефтепроводов ведут для средних условий стационарных режимов эксплуатации.

В связи с разработкой и внедрением автоматизированных систем управления работой магистральных трубопроводов (АСУТ) расчеты переходных режимов эксплуатации горячих нефтепроводов все чаще проводят на стадии проектирования.

В данном случае результаты таких расчетов используют для определения параметров системы автоматики и телемеханики нефтепроводов, являющейся составной частью АСУТ, при определении алгоритма управления работой насосных и тепловых станций.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ГОРЯЧИХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Гидравлический режим горячих нефтепроводов в значительной степени определяется условиями его теплообмена с окружающей средой.

Используя зависимость изменения температуры нефти, а следовательно, и ее вязкости по длине трубопровода, можно найти распределение давления по длине нефтепровода, транспортирующего высоковязкие нефти в подогретом состоянии, и оценить потери напора на ее перекачку.

Анализ последней формулы показывает, что график распределения напора по длине нефтепровода имеет вид параболы, в то время как в изотермических условиях он линейный.

Ранее коэффициент Аг определялся для средней по длине нефтепровода температуры.

На горячих нефтепроводах широко применяют и огневые подогреватели (впервые в СССР — на нефтепроводе Узень—Гурьев—Куйбышев).

Трубопровод нельзя прокладывать через населенные пункты, причем нормами проектирования оговаривается, что расстояние между крайними строениями населенного пункта и нефтепроводом должно быть не менее 75—350 м в зависимости от класса трубопровода; это часто заставляет отступать от воздушной прямой.

Топливом на нефтепроводе Узень—Гурьев—Куйбышев является транспортируемая нефть.

Указанные недостатки могут быть устранены применением путевого подогрева горячего нефтепровода.

Для коротких трубопроводов получил распространение путевой подогрев с помощью трубопроводов-спутников, представляющих собой трубопроводы малого диаметра, уложенные параллельно нефтепроводу и прилегающие к нему (на нефтепровод и горячий водопровод накладывается общее для них теплоизоляционное покрытие); по ним перекачивается горячая вода.

Система для подогрева трубопровода с помощью скин-эффекта включает нефтепровод / (рис.

Нефтепровод и нагревательная труба покрыты общей теплоизоляцией.

Нагревательный трубопровод приварен к нефтепроводу и теплота, генерируемая в нагревательном трубопроводе, свободно переходит в нефтепровод.

Однако на практике с учетом опыта проектирования и эксплуатации горячих нефтепроводов задача оптимизации может быть упрощена.

В отличие от изотермических нефтепроводов, где при проектировании надо оптимизировать только диаметр трубопровода и давление на выходе из насосной станции, при проектировании горячего трубопровода надо оптимизировать и другие параметры: температуру на входе и выходе из подогревателей, число насосно-тепловых, тепловых и насосных станций и т.

 

5.5. Особые режимы работы «горячих» нефтепроводов.

1. Запуск горячего нефтепровода.

 

Как показывает опыт пуска горячего нефтепровода k (коэффициент теплопередачи) холодного трубопровода в несколько раз превышает k трубопровода после прогрева. В связи с этим прямой пуск протяженного трубопровода практически невозможен. Пуск возможен после предварительного прогрева трубы. Прогрев возможен горячей маловязкой нефтью или нефтепродуктом или горячей водой. Существуют 4 возможных способа прогрева:

1. Прямой прогрев: маловязкий теплоноситель прокачивается от начала до конца участка трубопровода. Степень прогрева контролируется по температуре нефти в конце участка. Трубопровод считается прогретым при достижении Ткон стенки трубы=температуры нефти;

2. Обратный: теплоноситель перекачивают в направлении от конца к началу участка. Обратный прогрев применяют в случае, когда на головных пунктах отсутствуют источники воды или маловязкой нефти, а также технологическая обвязка НС позволяет обратную перекачку. При таком прогреве Ткон>Тнач стенки трубы. Но при этом возможно термическое перенапряжение в технологических трубопроводах НПС, в обвязке оборудования, а также на линейной части. Тепловой режим пуска более благоприятен. Как при прямом, так и при обратном подогреве наблюдается значителен расход теплоносителя;

3. Чтобы уменьшить расход теплоносителя применяют челночный прогрев. При челночном прогреве сокращается объем греющей жидкости, средняя температура системы становится выше, труба прогревается более равномерно, но увеличивается время прогрева по сравнению с прямым способом за счет обратных перекачек;

4 Встречный прогрев применяют для ускорения времени прогрева. Теплоноситель закачивается одновременно с начала и конца нефтепровода, а сброс производится в середине участка.

2. Безопасное время остановки «горячего нефтепровода».Остановки трубопровода могут быть связаны с необходимостью планово-предупредительных или аварийных ремонтов и с цикличностью работы трубопровода. Естественно при остановке происходит снижение температуры и увеличение вязкости нефти в трубе. Отсюда следует, чем дольше будет стоять нефтепровод, тем больше будет величина напора для обеспечения достаточного расхода. Время, по истечению которого возможно возобновление перекачки нефти без осложнений называется безопасным временем остановки.

 

5.6. ПЕРЕКАЧКА НЕФТЕЙ, ЯВЛЯЮЩИХСЯ НЕНЬЮТОНОВСКИМИ ЖИДКОСТЯМИ

7, течение парафинистых нефтей и нефтепродуктов может быть с некоторым приближением описано уравнением dr

Для высоковязких нефтей нет технологического ограничения по нижнему пределу Тк.

Это объясняется тем, что пластовая вода, содержащаяся в нефтях, препятствует отложению парафина, а механические примеси (песок и глинистый раствор), попадающие в нефть, сдирают со стенок трубопровода отложившийся парафин.

Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам.

Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов.

Особые случаи перекачки нефтей, нефтепродуктов и газа по трубопроводам.

Перекачка высоковязких нефтей с разбавителями.

Перекачка высокозастывающих нефтей с присадками.

Перекачка термически обработанных нефтей.

Гидротранспорт высокозастывающих и вязких нефтей и нефтепродуктов 243

Перекачка газонасыщенных нефтей.

Перекачка высокозастывающих и высоковязких нефтей с подогревом.

Перекачка нефтей, являющихся неныотоновскими жидкостями.

Электропроводность чистых нефтей колеблется от 10~9 до 10~14 См/м, а электропроводность воды в чистом виде — от К)"6 до 10~7 См/м, т.

 

5.8. КОНТЕЙНЕРНЫЙ ПНЕВМОТРАНСПОРТ

Контейнерный псевмотранспорт - разновидность пневматического транспорта, при котором транспортируемый материал перемещается по трубопроводу в специальных контейнерах или патронах под воздействием сжатого воздуха.

 

 

 

6.

6.1.

6.2.

6.3. Образующаяся в нефтепродуктопроводе смесь перекачиваемых последовательно нефтепродуктов принимается на конечном пункте трубопровода одним из следующих способов:

1) добавляется в резервуары с чистыми нефтепродуктами;

2) принимается в отдельный резервуар (но затем все равно добавляется в резервуары с чистыми нефтепродуктами).

В основу расчета раскладки смеси по резервуарам с чистыми нефтепродуктами положено понятие допустимой концентрации одной жидкости в другой. Эти величины определяются в результате лабораторных анализов. Для бензинов, например, контролируют, как изменяется их температура конца кипения в зависимости от добавки примеси. Для дизтоплива контролируют изменение температуры вспышки.

Предельно допустимые концентрации дизельного топлива в бензине и наоборот в процентах могут быть рассчитаны по формулам

,

, где температуры соответственно конца кипения бензина и вспышки дизельного топлива, установленные ГОСТом, ^оС;

фактические величины указанных температур, ^оС;

плотность дизельного топлива при температуре 20^оС, кг/м³.

Поскольку фактические характеристики нефтепродуктов, вырабатываемых на НПЗ, являются случайными величинами, то и значения для каждой конкретной партии бензина и дизельного топлива являются различными.

Для одноименных нефтепродуктов аналогичные концентрации составляют:

1. Контакт бензинов АИ-93 и А-76 0,6 %

2. Контакт бензинов А-76 и А-72 2,5 %

3. Контакт дизельных топлив Л-62 и Л-40 12 %

и т.д.

Образующаяся в процессе последовательной перекачки смесь необходимо как-то реализовать. Применяют следующие способы реализации:

1. Деление смеси пополам.

2. Прием всей смеси в один из контактирующих нефтепродуктов (например, в более дорогой).

3. Деление смеси на “голову”, “хвост” и “середину”.

Деление смеси пополам применяют для того, чтобы не допустить изменения количества закачиваемых в трубопровод нефтепродуктов. В этом случае, чтобы не испортить качества чистых жидкостей их объем не должен быть больше некоторой минимально допустимой величины.

Пусть ведется последовательная перекачка прямым контактированием бензина и дизтоплива. Объем образующейся смеси равен V_см, а объем примеси в половине смеси J_o. Если добавить половину смеси к чистому бензину объемом V_Б, то концентрация дизтоплива в чистом нефтепродукте составит

. (1)

При раскладке смеси должно выполняться условие К_ДТ £ q_ДТ, т.е. 0,0858 × £ q_ДТ. Отсюда находим необходимый объем чистого бензина для реализации половины образовавшейся смеси

. (2)

Рассуждая аналогично, найдем необходимый объем чистого дизтоплива для реализации половины образовавщейся смеси

. (3)

Минимальный объем партии чистого нефтепродукта определяется как сумма минимальных объемов, требуемых для реализации половины смеси в каждом контакте.