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