Выбор наивыгоднейшего способа транспорта нефти

Способы транспорта нефтяных грузов

Существуют три основных вида транспорта нефти и нефтепродуктов: водный, железнодорожный, трубопроводный.

Каждый вид транспорта имеет особенности.

Водный транспорт позволяет в наливных баржах и танкерах, а также в мелкой таре перевозить нефть, нефтепродукты и сжиженные природные и нефтяные газы в любых количествах. Если речь идет о речном транспорте, то водный путь, как правило, длиннее трассы трубопровода или железнодорожного пути. В некоторых случаях это существенно удорожает транспорт. Речной транспорт носит се­зонный характер. Поэтому в пунктах налива и разгрузки судов надо строить дополнительные ёмкости для накапливания нефтяных грузов на межнавигационный период или заменять водный транспорт железно­дорожными перевозками.

Железнодорожным транспортом можно перевозить нефтяные грузы всех видов, в том числе и сжиженные нефтяные газы, в цистернах, бункерах или легкой таре. Использование железнодорожного тран­спорта при больших установившихся нефтяных грузооборотах неце­лесообразно из экономических соображений. Для перевозки мелких партий нефтепродуктов (в первую очередь масел, битума и других) железная дорога является предпочтительным видом транспорта. Же­лезнодорожный транспорт хотя и не является непрерывным, но обла­дает меньшей степенью неравномерности работы по сравнению с вод­ным транспортом (перевозки производятся круглый год).

Трубопроводы служат для транспортировки больших количеств нефти, нефтепродуктов и сжиженных нефтяных газов в одном направ­лении. Трубопроводный транспорт обладает следующими преимущест­вами по сравнению с другими видами транспорта:

- трасса трубопровода короче трасс других видов транспорта, при­чём трубопровод может быть проложен между двумя любыми пунк­тами на суше, находящимися на любом расстоянии друг от друга;

- трубопроводный транспорт в отличие от других видов транспорта – непрерывный, что обеспечивает ритмичную работу поставщиков и бес­перебойное снабжение потребителей, благодаря чему отпадает необходимость создания крупных запасов транспортируемого груза на концах трассы;

- потери нефти и нефтепродуктов при трубопроводном транспорте меньше, чем при перевозках другими видами транспорта;

- трубопроводный, транспорт наиболее механизированный и легче других поддается автоматизации.

К недостаткам трубопроводного транспорта относится большой расход металла и «жесткость» трассы перевозок, т. е. невозможность изменить направление перевозок после постройки трубопровода.

Кроме основных видов транспорта большую роль играет автомо­бильный транспорт. Нефтепродукты перевозят в автоцистернах или мелкой таре. Автотранспорт в основном используется для перевозки нефтепродуктов от крупных нефтебаз к мелким и далее к потребите­лям, а также для перевозки сжиженных нефтяных газов от пунктов выработки и газонаполнительных станций к потребителям (в авто­цистернах и баллонах, доставляемых на бортовых автомашинах). За рубежом сжиженный природный газ перевозят специальными крио­генными автоцистернами от заводов сжижения или морских перева­лочных баз сжиженного природного газа к так называемым сателлитным базам, где сжиженный газ регазифицируют и по газораспредели­тельным сетям подают потребителям.

Выбор наивыгоднейшего способа транспорта нефти

Существует много показателей (критериев оптимальности), по которым можно сравнивать разные способы транспорта с целью выбора оптимального – это капитальные вложения (К), эксплуатационные затраты (Э), металловложения, ритмичность, надёжность и др. Наиболее важными из этих показателей являются капитальные вложения (К) и эксплуатационные затраты (Э). Капитальные затраты считаются единовременными. Эксплуатационные расходы – текущие, распре­делённые во времени. Если при сравнении двух вариантов (I К ₁ Э ₁; II К ₂ Э ₂) окажется, что у одного из них и капитальные, и эксплуатационные расходы меньше, чем у другого, т. е. если К ₁< К ₂ и Э ₁< Э ₂, то выгодность I варианта бесспорна. Если К ₁< К ₂, но Э ₁> Э ₂, то для выбора лучшего варианта вводится ещё один показатель – срок окупаемости дополнительных кап-х вложений за счёт экономии в эксплуатационных затратах t = (К ₂– К ₁)/(Э ₁– Э ₂). Для каждой отрасли народного хозяйства был установлен нормативный срок окупаемости (Т _н), или обратная величина Т _н – Е _н – это есть нормативный коэффициент эффективности кап-х вложений и для нефтяных и газовых предприятий он равен 0,12 ¹/год (Е _н = 1/ Т _н).

Если t<Т _н, то выгоднее вариант с большими кап-ми вложениями (II), и если t ˃ Т _н, то выгоднее I вариант.

Если (К ₂– К ₁)/(Э ₁– Э ₂) <Т _н преобразуем его К ₂ · 1/ Т _н – К ₁ · 1/ Т _н < Э₁–Э₂ =>

=> К ₂ · 1/ Т _н + Э ₂ <К ₁ · 1/ Т _н + Э ₁ => К ₂ · Е _н + Э ₂ <К ₁ · Е _н + Э ₁ =>

К _i · Е _н + Э _i= П _i – полученное выражение называется приведёнными затратами i-го варианта.

Следовательно при сопоставлении нескольких вариантов следует определить приведённые затраты по каждому варианту, и вариант с наименьшими приведёнными затратами П _i будет оптимальным.

Определение возможности гидратообразования в газопроводе

Природные газы в определенных термодинамических условиях вступают в соединение с водой и образуют гидраты, которые, скапливаясь в промысловых и магистральных газопроводах, существенно увеличивают их гидравлическое сопротивление и, следовательно, снижают пропускную способность. Гидраты представляют собой соединения молекулярного типа, возникающие за счет Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Молекулы воды при образовании гидратов как бы раздвигаются молекулами газа. Образующиеся при этом полости между молекулами воды полностью или частично заполняются молекулами газа. Гидраты природных газов представляют собой неустойчивые соединения, которые при повышении температуры или понижении давления разлагаются на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Условия образования гидратов газа могут быть представлены равновесными кривыми гидратообразования в координатах температура Т—давление р (рис. 3.21). Графики гидратообразования получены из условия равновесия пар—жидкость. Упругость паров воды над гидратом при данной температуре ниже упругости насыщенного пара над водой. Эксперименты показывают, что условия образования и разложения гидратов неидентичны. Давление начала разложения гидратов значительно ниже давления начала образования гидратов при одной и той же температуре. Такое снижение равновесного давления разложения по отношению к давлению образования гидратов происходит в результате уменьшения упругости паров воды над образующимися гидратами. Для определения условий образования и разложения гидратов пользуются графиками, характеризующими упругость паров воды в равновесии с водой р₀₁ и гидратами р₁ (рис. 3.22). Так, при температуре Т₁ гидраты могут образоваться только при влажности газа, соответствующей упругости паров воды р₀₁, т. е.при р >р₀₁ При образовании гидрата часть паров воды, соответствующая снижению упругости паров с р₀₁ до р₁ переходит в гидрат. Таким образом, при образовании гидрата влагосодержание газа после гидратной пробки уменьшается в соответствии со снижением упругости паров воды до р₁.

В газопроводе очень важно определить место образования гидратов. Для этого необходимо знать (так же как и для определения самой возможности образования гидратов) состав и начальную влажность газа, а также изменение его давления и температуры в газопроводе. Пусть давление р в газопроводе (рис. 3.23) меняется по кривой AB, а температура Т — по кривой CD. На основании равновесных кривых гидратообразования (см. рис. 3.21) и линии падения давления АВ строим кривую МN равновесной температуры гидратообразованияТгидр для данного газопровода. Точки m и n пересечения кривых, показывающих изменение в газопроводе температуры и равновесной температуры гидратообразования газа, определяют участок возможного образования гидратов при условии полного насыщения газа водяными парами (участок mn). Однако зона выпадения гидратов в газопроводе фактически будет зависеть от начальной влажности газа, подаваемого в газопровод, т. е. в конечном счете от точки росы газа.Если последняя оказывается выше температуры газа в точке, соответствующей, например, точке k, то гидратообразование начнется в точке m. Как отмечалось ранее, на конечном участке газ недонасыщен парами воды, поскольку при практически неизменной температуре давление в газопроводе быстро падает и, следовательно, гидратообрязовапие на этом участке невозможно (начало этого участка на рис. 3.23 отмечено точкой f). Таким образом, зона гидратообразования данного газопровода определяется участком mf. Однако гидраты могут образовываться не на всем протяжении участка mf. Это объясняется тем, что в результате образования гидратов в точке m упругость паров воды уменьшается, что соответствует снижению точки росы газа от m до m₁. В дальнейшем по мере снижения температуры газ все больше насыщается парами воды, и в точке г он будет снова полностью насыщен, что приведет к образованию второй гидратной пробки. После этого точка росы газа снижается до г₁, и оказывается
ниже минимальной температуры газа в газопроводе, что исключает образование третьей гидратной пробки. Таким образом, в газопроводе в зависимости от характера изменения температуры и давления газа и его начальной влажности (точки росы) могут образоваться несколько локальных гидратных пробок.

Методы борьбы с гидратообразованием

Предупреждение образования гидратов подогревом газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа целесообразнее охлаждать его (с учетом увеличения затрат на более глубокую осушку газа), поскольку это позволяет заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим числом компрессорных станций (КС). Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях (ГРС), где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают
редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др. Предупреждение образования гидратов снижением давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяют и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска
газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время (от нескольких минут до нескольких часов) для разложения гидратов. Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных температурах. Иначе гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных газопроводах близка к нулю, а равновесное давление при этом для природного газа находится в пределах 1 — 1,5 МПа, применение данного метода для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах оказывается неэффективным (оптимальное давление транспортируемого газа 5—7 МПа). Метод снижения давления применяется в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе в сочетании с ингибиторами, так как в противном случае после повышения давления гидраты появляются вновь. Ингибиторы, введенные в насыщенный водяными парами поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их, но при более низких температурах. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт (метанол), растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция, этилкарбитола (ЭК) и др. Удельный расход ингибитора для предупреждения процесса гидратообразования q_и=(ω₁-ω₂)c₂ /c₁ –c₂ + 10^-3αc₂ где ω₁ и ω₂ — влажность газа в точке соответственно ввода и вывода ингибитора; c₁c₂ — массовая концентрация соответственно вводимого и выводимого ингибитора; а — коэффициент, определяющий отношение массового содержания ингибитора в газовой фазе к массовой концентрации ингибитора в водном растворе, контактирующем с газом рис. 3.24. Величина с₂ определяется по графику на рис. 3.25 в зависимости от требуемого снижения температуры гидратообразования ΔТ = Тр—Тг, где Tр — равновесная температура гидратообразования газа; Тг — температура газа в газопроводе. Для уменьшения расхода метанола его необходимо вводить в начале зоны возможного
гидратообразования в газопроводе. Экономически метанол выгодно применять при небольших расходах газа, когда из-за высоких капиталовложений нерационально использовать другие методы. Этот способ целесообразно применять также там, где гидраты образуются редко и в небольших количествах. Метанол можно вводить в сочетании с другими средствами, например с осушкой газа (при нарушении технологии осушки) или с понижением давления (с целью разложения уже образовавшихся в газопроводе отложений гидратов). Использование метанола для предупреждения образования гидратов в газопроводе при больших объемах транспортируемого газа экономически невыгодно. Ввод ингибиторов в газовый поток широко применяют на промыслах для предупреждения образования гидратов в сепараторах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах, а также в скважинах. При этом предпочтение следует отдать диэтиленгликолю, так как возможность его регенерации и сравнительно небольшие потери и в большинстве случаев делают этот ингибитор наиболее экономичным. При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. При промысловой подготовке газа к дальнему транспорту его осушают сорбционным способом или охлаждением газового потока. В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировке газа (влажность должна составлять не более 0,05—0,1 г/м3).

1.12 Исходные данные для технологического расчета нефтепровода

В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих основных задач: определения экономически наивыгоднейших параметров нефте­провода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и числе нефтеперекачиваю­щих станций); определения местонахождения станций на трассе нефтепровода; расчета режимов эксплуатации нефтепровода.

Для расчета нефтепровода необходимы следующие данные: пропуск­ная способность; зависимость вязкости и плотности нефти от темпера­туры; температура грунта на глубине заложения трубопровода; ме­ханические свойства материала труб; технико-экономические показа­тели и чертеж сжатого профиля трассы.

Пропускная способность нефтепровода дается в задании на про­ектирование.

Пропускная способность — основной фактор, определяющий диа­метр трубопровода и давление на станциях.

Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анали­зами.

Зависимость вязкости от температуры может быть представлена в виде графика. При отсутствии такового кинематическая вязкость v_T при нужной (расчетной) температуре Т может быть определена по формуле

где v₀— кинематическая вязкость при температуре T₀;u — показа­тель крутизны вискограммы. Для определения величины и кроме v₀ и Т₀ достаточно иметь еще одно значение вязкости при какой-либо другой температуре.

Расчетной температурой считают наинизшую температуру, ко­торую принимает поток нефти в трубопроводе. Эта температура опре­деляется наинизшей температурой грунта на глубине заложения тру­бопровода с учетом самонагревания потока в результате трения. Тем­пература грунта на глубине заложения трубопровода определяется по материалам изысканий.

Механические свойства материала труб указываются в соответст­вующем ГОСТе.

В капитальные затраты на линейную часть входит как стоимость труб, так и стоимость всех работ по сооружению трубопровода. Эксплуатационные расходы состоят из следующих основных ста­тей: отчислений на амортизацию, текущий ремонт, расходов на элек­троэнергию, смазку, воду, отопление, электроэнергию на собствен­ные нужды, зарплаты, содержания охраны, управления, прочих рас­ходов. Первые три статьи расходов — главные. На амортизацию и те­кущий ремонт приходится 30—40 % всех расходов. Затраты на элек­троэнергию составляют 40—60 %.

Суммарные эксплуатационные расходы определяют себестоимость перекачки — важнейший показатель, характеризующий экономич­ность работы нефтепровода.

Профиль трассы используют при определении расчетной длины трубопровода и разности геодезических высот. На профиле ведется расстановка нефтеперекачивающих станций (НПС).