Выбери формат для чтения
Загружаем конспект в формате pdf
Это займет всего пару минут! А пока ты можешь прочитать работу в формате Word 👇
Национальный исследовательский университет
Российский государственный университет нефти и газа (НИУ)
имени И. М. Губкина
Материалы к занятиям по дисциплине
«Сооружение, транспорт, хранение и сбыт нефти,
нефтепродуктов и газа»
(для групп ЭЭ-19-01, ЭЭ-19-02, ЭЭ-19-03, ВМ-19-01)
Голунов Никита Николаевич,
к.т.н., доцент кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов
e-mail: [email protected]
Москва, 2020
Национальный исследовательский университет
Российский государственный университет нефти и газа (НИУ)
имени И. М. Губкина
Лекция 2
Голунов Никита Николаевич,
к.т.н., доцент кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов
e-mail: [email protected]
Принципиальная технологическая схема магистрального нефтепровода (МН)
Магистральный нефтепровод (МН) – трубопровод (инженерное сооружение), предназначенный
для транспортировки нефти из района добычи в районы ее переработки.
1 – нефтяной промысел
2 – нефтесборный пункт
3 – подводящие трубопроводы
4 – головные сооружения (резервуары, насосная
станция, электростанция и пр.)
5 – камера пуска скребка
6 – линейная задвижка
7 – переход магистрального нефтепровода под
железной дорогой
8 – переход магистрального нефтепровода через реку
9 – переход магистрального нефтепровода через овраг
10 – конечный пункт нефтепровода
(нефтеперерабатывающий завод, морской порт,
железнодорожная эстакада, резервуарный парк)
3
Различие объемов транспорта по трубе и жд
труб. транспорт, млн. т (%):
Нефть, млн.т.:
~ 560
Нефтепродукты, млн.т.:
~ 130
ж/д перевозки, млн. т (%)
~ 490
~ 70
(85 ÷ 90)
(10 ÷ 15)
экспорт – 220 (82%)
экспорт – 49 (18%)
~ 40
(30 ÷ 35)
~ 90
(65 ÷ 70)
4
Основные данные по объемам транспорта нефти и нефтепродуктов в 2019 г.
561,1 млн. т.
объем добычи нефти
82,8 %
глубина переработки нефти
на российских НПЗ
Экспорт
Дальнее зарубежье – 248,5 млн.т.,
в т.ч.:
атлантическое направление – 175,2 млн.т. (63%)
страны юго-восточной Азии – 91,3 млн.т. (37)
Ближнее зарубежье (Беларусь) – 17,6 млн.т.
Изменение доли направления в экспорте, %
2011
2019
Атлантическое направление
Страны юго-восточной Азии
Ближнее зарубежье
70
17
13
59
34
7
Экспорт
Дальнее зарубежье – 142,8 млн. т.,
Ближнее зарубежье (Беларусь) – 4,9 млн.т.
Изменение объемов экспорта, млн.т.
Бензин
Дизельное топливо
2011
2015
2019
3,1
35,4
4,7
51,0
5,2
51,4
Крупнейшие страны-экспортеры, млн.т.
Китай
Нидерланды
Германия
Южная Корея
Италия
70,6
46,2
18,9
15,3
14,6
Польша
Финляндия
Япония
США
14,0
9,9
6,4
4,7
5
Основные сведения о подключении к магистральным трубопроводам объектов
нефтегазового комплекса
Параметр
Нормативный
документ
Плата за выдачу ТУ
Установленный
тариф
Нефтедобыча
В ТУ указываются
Плата за
подключение
Ведение реестра
субъектов предпр.
(экономической)
деятельности
Газ
ПП РФ № 90 от 17.02.2011 «О порядке
ПП РФ № 1039 от 21.12.2009 «О
подключения объектов нефтедобычи к
порядке подключения
ПП РФ № 334 от 03.05.2001 «Об
магистральным нефтепроводам в
нефтеперерабатывающих заводов к
обеспечении
Российской Федерации и учета
магистральным нефтепроводам и
недискриминационного доступа
субъектов предпринимательской
(или) нефтепродуктопроводам и
к газотранспортным системам»
деятельности, осуществляющих
учета нефтеперерабатывающих
добычу нефти»
заводов в Российской Федерации»
нет
ФАС России
40 ÷ 2700
руб/т
руб/т.км
Обязательные
исходные данные
НПЗ
12,1058
нет
ФАС России
руб/т
200 ÷ 2000
нет
ФАС России
руб/1000
куб.м
120,06 ÷ 1055
физико-химические характеристики
нефти
физико-химические характеристики
нефтепродуктов
компонентный состав газа
объем добычи на 10 лет
объем переработки на 3 года
объем на весь срок поставок
точка сдачи
2 ближайшие возможные точки
подключения
точка сдачи
точка сдачи
1 точка подключения
1 точка подключения
Исходя из конкретных экономически и технологически обоснованных расходов
Минэнерго России
Порядок подключения:
1. Заявление в компанию-оператор о выдаче ТУ от заявителя
2. Выдача компанией-оператором заявителю ТУ
3. Заключение договора на подключение к трубопроводу
4. Выполнение мероприятий по подключению к трубопроводу
6
Подготовка углеводородов к транспорту.
Компаундирование
Компаундирование – технология управляемого смешения нефтей разного качества (особенно в
случае различного содержания серы и асфальтосмолопарафиновых веществ)
Самый крупный резервуарный парк в системе «Транснефти» –
станция смешения нефти на ЛПДС «Самара»
7
Марка (сорт) нефти Brent (BFOEТ) и месторождение Brent
Brent (англ. Brent Crude, Brent Blend)
эталонная марка (маркерный сорт)
нефти, добываемая в Северном море на
месторождении Brent.
Brent - легкая малосернистая нефть,
плотность при 20 °C около 825 ÷ 835 кг/м³,
содержание серы около 0,37 %.
Начало разработки месторождения – 1976
год. Как эталонный сорт, марка «Brent»
стала использоваться с 1980-х годов.
Стоимость 70% всех мировых сортов
нефти прямо или косвенно определяются
ценами на смесь Brent
Добыча осуществлялась на 4 платформах
- Alpha, Bravo, Charlie, Delta.
В настоящее время фактически марка нефти «Brent» с месторождения Brent не
существует (по разным источникам, добыча прекращена или вот-вот прекратится).
С 2002 г. агентство «Platts» осуществляет расчет стоимости исходя из смеси
нескольких сортов нефти Brent, Forties, Oseberg и Ekofisk (по сути, новая марка −
«BFOE»).
С 2017 добавлена нефть месторождения «Throll» (Норвегия), поэтому новая марка
должна бы называться Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk и Troll (BFOET). Новый
эталонный сорт применяется при расчетах с 1 января 2018 года.
Вместо Brent в котировках должна указываться марка FOET
8
Марки (сорта) нефтей и их свойства
(нефть не может быть «хорошей» или «плохой»)
№
п/п
Марка нефти
1 Корчагина
2 Vitaz
3 Sokol
4 Siberian Light
5 ВСТО
6 Urals
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Варандей
ARCO
Тенгиз
Кашаган
Кумколь
Azeri Light
Turkmen Blend
Brent
Njord
WTI
Athabasca
Heavy Hardisty
Premium Albian
Isthmus
Maya
Olmeca
Компания /
Страна
Лукойл
Сахалин-2
Сахалин-1
Роснефть,
ЛУКОЙЛ,
Сургутнефтегаз,
Газпром нефть
Роснефть,
Сургутнефтегаз,
Славнефть
Роснефть,
Башнефть,
ЛУКОЙЛ,
Сургутнефтегаз,
Газпромнефть,
Татнефть
Лукойл
Газпромнефть
Казахстан
Казахстан
Казахстан
Азербайджан
Туркмения
ЕС
Норвегия
США
Канада
Канада
Канада
Мексика
Мексика
Мексика
Плотность
Api кг/м3
Сера, %
43,5
41
36,7
808
820
838
0,1
0,18
0,23
36,5
842
0,57
34,8
852
0,6
31
865
1,3
25
24
48
45
40,5
35
34
38
46,6
40
14
22
35,5
33,4
21,8
37,3
904
910
788
802
822
850
855
835
794
825
973
922
847
857
922
838
2,2
2,3
0,95
1
0,2
0,15
0,3
0,37
0,05
0,24
3,8
3,4
0,04
1,25
3,33
0,84
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
Бока де Харуко
Варадеро
Виа Бланка
Junin
Merey (BCF 17)
Oriente
Napo
Peregrino
Marlim
Rincon
Kirkuk
Basra Light
Западная Курна
Dubai Crude
Murban
Iran Heavy
Angajari
Arabian Light
Kuwait Export
Qatar Marine
Es Sider
Syrian Light
West Esh El Mallaha
Bonny Light
Saharan Blend
Girassol
Mondo
Minas
Куба
Куба
Куба
Венесуэла
Венесуэла
Эквадор
Эквадор
Бразилия
Бразилия
Аргентина
Ирак
Ирак
Ирак
ОАЭ
ОАЭ
Иран
Иран
Сауд. Аравия
Кувейт
Катар
Ливия
Сирия
Египет
Нигерия
Алжир
Ангола
Ангола
Индонезия
12,9 980
8,5 1010
14,3 970
9 1007
16,5 957
24,1 910
19 940
13,4 975
19,6 938
35,8 845
36 845
30,5 873
26,2 890
30 876
40,2 824
30,2 875
36,5 842
32,8 861
30,2 875
35,8 844
37 840
37,7 836
26,3 899
33 860
45 802
29,9 877
28,8 880
35,3 848
6,97
7,4
3,4
4,5
2,53
1,51
2
1,8
0,67
0,39
2,3
2,9
1,1
2,13
0,79
1,77
1,42
1,97
2,72
1,47
0,37
0,74
2,1
0,16
0,09
0,32
0,44
0,09
9
Подготовка углеводородов к транспорту.
Состав нефтей и их классификация.
Перед приемкой углеводородов в транспортную систему проводится проверка их соответствия требованиям
нормативных документов:
- измерение объема и массы; температуры и давления;
- содержание механических примесей, соли и воды; серы, парафина;
- определение давления насыщенных паров;
- определение плотности и вязкости.
Норма для группы
Наименование показателя
I
II
III
1. Концентрация хлористых солей,
мг/дм3, не более
100
300
900
2. Массовая доля воды, %, не более
0,5
0,5
1,0
3. Массовая доля механических
примесей, %, не более
0,05
4. Давление насыщенных паров, кПа
(мм рт. ст.), не более
66,7
(500)
малосернистые (до 0,60 %)
сернистые (от 0,61 до 1,80 %)
высокосернистые (от 1,8 до 3,5%)
особо высокосернистые (более 3,5 %)
4 класса
в зависимости
от массовой
доли серы
особо легкая (до 830 )
легкая (от 830 до 850)
средняя (от 850 до 870)
тяжелая (от 870 до 895)
битуминозная (более 895)
5 типов
в зависимости
от плотности
(кг/куб.м)
при 20 °С
Нефть 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858-2002
класс 1
по массовой
доле серы
тип 0
по плотности
при температуре 20 °С
группа 1
по массовой доле воды,
солей, хлоридов, мех.
примесей и ДНП
вид 1
по массовой доле
сероводорода
(ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия»)
10
Физико-химические свойства жидкостей
Плотность
Вязкость
Текучесть
Сохранение объема (при неизменных внешних условиях)
Поверхностное натяжение (на образуемой поверхности)
Испарение и конденсация
Кипение
Смачивание
Смешиваемость
Волнообразование
11
Основные понятия в области транспорта и хранения углеводородов.
Плотность и вязкость
плотность
масса m жидкости или газа,
содержащаяся в единице V объема
m
ρ
V
В не метрических системах
используются, например:
1 унция на кубический дюйм
(1 729,99 кг/м3);
1 фунт на галлон США
(119,83 кг/м3);
1 фунт на кубический фут
(16,02 кг/м3);
вязкость динамическая
вязкость кинематическая
сила внутреннего трения в между
двумя слоями жидкости,
движущимися относительно друг
друга
коэффициент
пропорциональности
касательного напряжения между
слоями жидкости и скорости
сдвига слоев жидкости друг
относительно друга
отношение коэффициента μ
динамической вязкости к плотности ρ
кг
1 Пз 0,1
мс
ν
μ
ρ
м2
1 Ст 10
с
-4
1 сантиПуаз (сПз), т.е. 1/100 Пз –
это динамическая вязкость
пресной воды при 20ºС
1 сантиСтокс (сСт), т.е. 1/100 Стокс
– это кинематическая вязкость
пресной воды при 20ºС
μ воды 1 сПз 0,001 кг
мс
2
1 сПз
-6 м
ν
10
1000
с
1 фунт на кубический дюйм
(27,68 кг/м3)
12
Основные понятия в области транспорта и хранения углеводородов.
Зависимость плотности (а) и кинематической вязкости (б) от температуры
13
Основные понятия в области транспорта и хранения углеводородов.
Плотность при изменении температуры
ρt ρ 0 1 ξ 20 t
ρ 0 – плотность при стандартных условиях
(t = 20°C, P = 1 атм.)
ξ
– коэффициент объемного расширения.
ξ
1
C
14
Основные понятия в области транспорта и хранения углеводородов.
Плотность при изменении давления; давления и температуры одновременно
Плотность при изменении давления определяется по формуле:
ρP ρ 0 1 β P P0
β
или
P P0
ρP ρ 0 1
K
– коэффициент сжимаемости жидкости
К – модуль упругости K средн 1,3 109 Па
Плотность при изменении
температуры и давления находится:
1
β
Па
P P0
ρt, P ρ 0 1 ξ 20 t
K
15
Основные понятия в области транспорта и хранения углеводородов.
Вязкость при изменении температуры
υt υ0 e kt t0
υ0
– коэффициент кинематической вязкости
при стандартных условиях (t = 20°C, P = 1 атм.)
ln υ0 υ1
– опытный коэффициент объемного расширения k
К
t1 t 0
k 1
Температура в обоих уравнениях может быть в градусах
как Цельсия, так и Кельвина
16
Учет нефти и нефтепродуктов.
Средства измерения плотности и вязкости
Поточные
плотномеры
Автоматическое непрерывное измерение
плотности потока в реальном времени
(на основе частотно-резонансного метода)
Ареометры
Разовое
измерение
плотности
жидкости в
отобранной
пробе
Принцип работы основан на
резонансном методе измерений
(затухание колебаний зависит от
вязкости жидкости)
17
Параметры, характеризующие физические свойства нефти и нефтепродуктов
Давление насыщенных паров pупр – давление паров жидкости над её
поверхностью в замкнутом объёме при их термодинамическом равновесии (Па).
Температура застывания Тзаст – температура, при которой жидкость теряет
текучесть и остаётся неподвижной в пробирке стандартных размеров,
наклонённой под углом 45 ° (°С, К).
Удельная теплоёмкость сV – количество тепла, необходимое для нагрева
единицы массы жидкости на 1 ° (Дж/(кг·К)).
Коэффициент теплопроводности λн определяет перенос энергии от более
нагретых участков неподвижной жидкости к более холодным (Вт/(м·К)).
18
Основные понятия в области транспорта и хранения углеводородов.
Давление и напор
Давление физическая величина, численно равная силе, действующей на
единицу площади поверхности перпендикулярно этой поверхности
Единица измерения давления в
системе СИ Паскаль
Жидкости и газы одинаково передают давление по всем направлениям (закон Паскаля).
ДЛЯ ГАЗА:
ДЛЯ ЖИДКОСТИ:
Нормальное давление:
101 325 Па = 0,101325 МПа
760 мм рт. ст.
1 бар = 100 000 Па
1 техн. атм. = 98 066,5 Па
1 мм рт.ст. = 133 Па
1 мм вод.ст. = 9 807 Па
1 кгс/см2 =
(1 техн.атм)
9,80665 Па
0,98067 бар
736,6 мм рт. ст.
100 000 мм вод. ст.
Р = gh
Падение давления в горизонтальной трубе
19
Гидравлический расчет нефтепровода.
Основные понятия
Установившимся
(стационарным)
называется
движение
жидкости
в
трубопроводе, при котором основные параметры потока (давление, скорость,
расход и др.) в данном сечении трубопровода не меняются во времени.
При этом те же параметры меняются по длине трубопровода.
Все нефтепроводы бОльшую часть времени работают в установившемся режиме.
Жидкость называется несжимаемой, если её плотность не зависит от давления
(ρ = const).
Реальные жидкости являются малосжимаемыми.
Жидкость называется однородной, если её плотность не меняется по любому
пространственному направлению.
20
Основные понятия в области транспорта и хранения углеводородов.
Расход жидкости. Закон сохранения массового расхода
Массовый расход − масса жидкости, проходящая через данное сечение
трубопровода в единицу времени (кг/с).
Объемный расход − объём жидкости, проходящий через данное сечение
трубопровода в единицу времени (м3/с).
Средняя скорость потока жидкости в трубопроводе − отношение объемного
расхода жидкости к площади поперечного сечения трубопровода (м/с).
G Qm
Q
m
t
V
t
Q Q πd
υ
S
4
2
Закон сохранения массового расхода жидкости в трубопроводе
G ρ υ S const
ρ1 υ1 S1 ρ 2 υ2 S2
21
Учет количества транспортируемой жидкости.
Расходомеры
СЕГОДНЯ
РАНЕЕ
электромагнитный
расходомер
ультразвуковой
расходомер
объемный
расходомер винтовой
объемный расходомер с
овальными шестернями
22
Регулирующая и предохранительная арматура на трубопроводах
Регуляторы давления устройства,
служащие для автоматического
поддержания давления на
требуемом уровне «до себя» и
«после себя».
Предохранительный клапан –
устройство, предотвращающее
повышение давления в
трубопроводе сверх
установленной величины.
Обратный клапан – устройство для
предотвращения обратного движения
среды в трубопроводе
23
Гидравлический расчет нефтепровода
В случае перекачки по трубопроводу переменного диаметра, соотношение
скоростей потока на участках с различными диаметрами можно определяется
исходя из закона сохранения массового расхода, считая плотность постоянной:
υ1 S1 υ 2 S2
тогда
υ 2 S1
υ1 S2
или
d1
υ2 π d
4
2
υ1
4 π d2 d2
2
1
2
24
Режимы течения жидкости в трубопроводе.
Опыты Рейнольдса
В 1883 году английский инженер и физик Осборн Рейнольдс (1842 - 1912)
экспериментально установил критическое значение безразмерного параметра,
характеризующее переход от ламинарного движения к турбулентному (Re = 2300)
Число Рейнольдса зависит от плотности, вязкости жидкости, скорости ее течения и
диаметра трубопровода.
Физический смысл числа Рейнольдса:
1. Отношение сил инерции, действующих в
потоке, к силам вязкости.
2. Отношение кинетической энергии
жидкости к потерям энергии на характерной
длине.
25
Режимы течения жидкости в трубопроводе.
Число Рейнольдса. Ламинарное и турбулентное течение жидкости
Ламинарное течение (Re ≤ 2300) – слоистое
течение без перемешивания частиц жидкости и
без пульсации скорости и давления.
υd ρ
Re
μ
– скорость течения жидкости, (м/с)
d – внутренний диаметр трубы, (м)
– плотность жидкости, (кг/м3)
μ – коэффициент динамической вязкости (кг/мс)
– коэффициент кинематической вязкости (м2/с)
Турбулентнное течение (Re ≥10 000) – хаотичное
течение жидкости с постоянным перемешиванием
ее частиц, пульсацией скорости и давления.
Re
υd
ν
Исходя из числа Рейнольдса Re
определяется коэффициент гидравлического
сопротивления λ величина,
характеризующая потери энергии в
трубопроводе
26
Режимы течения жидкости в трубопроводе.
Число Рейнольдса. Ламинарное и турбулентное течение жидкости
υd ρ
Re
μ
υd
Re
ν
– скорость течения жидкости, (м/с)
d – внутренний диаметр трубы, (м)
– плотность жидкости, (кг/м3)
μ – коэффициент динамической вязкости (кг/мс)
– коэффициент кинематической вязкости (м2/с)
Внутренний диаметр трубопровода (м):
d D 2
D – наружный (внешний) диаметр (м);
δ – толщина стенки трубы (м).
27
Критерии определения толщины стенки трубопровода
Сравнение толщины стенки трубопровода и брони танка
Критерии определения толщины стенки трубопровода:
Несущая способность трубопровода (способность выдержать внутреннее давление)
Компенсация продольных и поперечных напряжений
«Противокоррозионный» запас на внутреннюю и внешнюю среду
Дополнительно для трубопроводов в водной среде: компенсация напора внешнего столба жидкости
(способность выдержать внешнее давление воды)
Танк Т-34 толщина брони – 45 мм (1941 год)
– 70 мм (1944 год)
Газопровод «Северный поток»
Длина секции трубы – 12 м
Диаметр трубы – 1153 мм
Толщина стенки – до 41 мм
Толщина бетонного покрытия – до 110 мм
Проектное давление – до 220 атм.
Танк Т-90
толщина брони – до 150 мм (лоб)
– 70 мм (корпус)
Газопровод «Южный поток»
Длина секции трубы – 12 м
Диаметр трубы – 813 мм
Толщина стенки – до 39 мм
Толщина бетонного покрытия – до 50 мм
Проектное давление – до 284 атм.
28