Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Аналитический обзор литературы 10
1.1 Обзор способов транспортирования сжиженных углеводородов 10
1.2 Трубопроводный транспорт сжиженных газов 11
1.3 Анализ исследований фазовых состояний сжиженных углеводородов при низких температурах 21
1.4 Анализ методов теплогидравлического расчета низкотемпературных трубопроводов 22
1.5 Задачи исследований 23
ГЛАВА 2 Исследование фазовых состояний смесей сжиженных углеводородов при низких температурах 24
2.1 Теоретические исследования фазовых состояний смесей сжиженных углеводородов 24
2.2 Экспериментальные исследования фазовых состояний смесей сжиженных углеводородов при низких температурах российских и зарубежных авторов... 34
2.3 Экспериментальные исследования фазовых состояний смесей природного газа и газового конденсата на PVT-установке УГК -3 42
2.3.1 Методика экспериментальных исследований фазовых состояний 42
2.3.2 Результаты экспериментальных исследований фазовых состояний 50
2.4 Анализ применимости программного комплекса REFPROP для расчета фазовых равновесий многокомпонентных углеводородных систем при низких температурах 53
2.5 Исследование фазовых состояний смесей сжиженных углеводородов Южно Тамбейского газоконденсатного месторождения полуострова Ямал з
ГЛАВА 3 Теплогидравлическии расчет низкотемпературных трубопроводов смеси сжиженных углеводородов с учетом изменения теплофизических свойств 72
3.1 Особенности теплогидравлического расчета низкотемпературных трубопроводов смесей сжиженных углеводородов 72
3.2 Теплогидравлический расчет низкотемпературных трубопроводов смеси сжиженных углеводородов 76
3.3 Анализ теплогидравлических процессов в низкотемпературном трубопроводе с помощью программного комплекса ANSYS/FLUENT 82
3.3.1 Компьютерное моделирование 82
3.3.2 Моделирование турбулентности 83
3.3.3 Анализ характера распределения температуры и давления (в программном комплексе ANSYS/FLUENT) 85
ГЛАВА 4 Методика расчета параметров транспортирования смеси сжиженных газов по низкотемпературным трубопроводам 91
4.1 Разработка технологии транспортирования смеси сжиженных газов с газоконденсатных месторождений Крайнего Севера по низкотемпературным трубопроводам 91
4.2 Описание предлагаемой методики 95
4.3 Технико-экономическое обоснование предлагаемого способа транспортирования смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам 99
Заключение 106
Список литературы 107
- Анализ методов теплогидравлического расчета низкотемпературных трубопроводов
- Экспериментальные исследования фазовых состояний смесей природного газа и газового конденсата на PVT-установке УГК
- Теплогидравлический расчет низкотемпературных трубопроводов смеси сжиженных углеводородов
- Технико-экономическое обоснование предлагаемого способа транспортирования смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам
Введение к работе
Актуальность темы исследований. Месторождения
Крайнего Севера в ближайшие годы будут основным источником
добычи углеводородов. На полуостровах Ямал и Гыдан открыты
уникальные и крупные газоконденсатные месторождения:
Бованенковское, Харасавейское, Крузенштернское, Арктическое,
Тамбейское, Малыгинское, Салмановское (Утреннее),
Геофизическое и др. Основное внимание в работе уделено Южно-Тамбейскому месторождению, являющемуся главной ресурсной базой строящегося завода «Ямал-СПГ», производительностью 16,5 млн. тонн сжиженного природного газа (СПГ) в год.
Перспективным маршрутом транспортировки СПГ с территории РФ в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) является так называемый Северный морской путь (СМП). Планируется морская перевозка СПГ судами-газовозами ледового класса Агс7. В настоящее время основные проблемы разработки газоконденсатных месторождений Крайнего Севера связаны с трудностью транспортировки в связи с суровой ледовой обстановкой в зимний период, необходимостью строительства дорогостоящего атомного ледокольного флота и танкеров ледового класса, а также экологическими проблемами. Кроме того, пока не решен вопрос о транспорте газового конденсата и легкой нефти, которые содержатся в газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера и будут добываться совместно с природным газом.
В связи с вышеизложенным, необходимо обосновать технологию совместного транспорта природного газа и газового конденсата газоконденсатных месторождений Крайнего Севера по низкотемпературным магистральным трубопроводам в однофазном жидком состоянии.
Исследованиями проблем трубопроводного транспорта сжиженных углеводородов в разное время занимались авторы: С.А. Абдурашитов, Р.А. Алиев, О.А. Беньяминович, Э.М. Блейхер, А.Е. Владимиров, А.И. Гольянов, С.Ф. Гудков, А.Д. Двойрис, Г.П. Добровольский, В.А. Жмакин, О.М. Иванцов, А.А. Ильинский, А.П. Клименко, А.А. Коршак, Л.С. Лившиц, В.И. Марон,
Г.Э. Одишария, В.М. Писаревский, А.Е. Полозов, СМ. Польских,
Н.И. Преображенский, В.В. Рождественский, В.В. Редькин,
Б.С. Раневский, В.П. Руднев, B.C. Сафонов, А.А. Тупиченков, К.Ю. Чириков др. В работах этих авторов рассмотрен только транспорт СПГ по дорогостоящим криогенным трубопроводам (температура перекачки минус 160 - минус 100 С при 40 - 60 атм.) из никельсодержащих сталей.
Обоснование технологии транспортирования смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным магистральным трубопроводам из сталей Х70 - Х80 (К60 - К65 в российском обозначении) при температурах (минус 50 - минус 40 С) и высоких давлениях (до 12 МПа) позволяет осуществить перемещение значительных объемов углеводородной смеси на значительные расстояния, сделать безопасным и экономически выгодным.
Целью исследования: обоснование технологии
транспортирования смеси сжиженных углеводородов
газоконденсатных месторождений Крайнего Севера по низкотемпературным магистральным трубопроводам.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
-
Выполнить анализ изученности вопроса.
-
Обосновать состав смеси природного газа и нестабильного газового конденсата для обеспечения возможности ее транспортирования по низкотемпературным трубопроводам высокого давления в однофазном жидком состоянии.
3. Проанализировать исследования фазовых состояний
смесей сжиженных углеводородов при отрицательной температуре и
высоком давлении и провести экспериментальные исследования
фазовых состояний смесей природного газа и газового конденсата на
PVT установке.
-
Оценить точность расчетов фазовых состояний смесей углеводородов в лицензионном программном комплексе REFPROP на основании сопоставления с экспериментальными данными.
-
Уточнить методы гидравлического и теплового расчета низкотемпературных трубопроводов смеси сжиженных
углеводородов на основе учета изменения теплофизических параметров (плотности, теплоемкости, теплопроводности и др.) по длине трубопровода.
6. Провести сравнительный технико-экономический анализ предложенной технологии транспортирования смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам высокого давления в однофазном жидком состоянии и существующей технологии морской перевозки СПГ.
Идея работы: транспортирование смеси природного газа и газового конденсата с газоконденсатных месторождений Крайнего Севера в сжиженном состоянии по низкотемпературным трубопроводам высокого давления позволяет снизить риски морской транспортировки СПГ и газового конденсата.
Научная новизна исследования:
1. Обоснован состав смеси природного газа и газового
конденсата для ее перекачки по низкотемпературным
магистральным трубопроводам в однофазном жидком состоянии
при температуре не ниже минус 50 С и при давлении не выше
12МПа.
-
Обоснован метод теплогидравлического расчета низкотемпературного трубопровода смеси сжиженных углеводородов с учетом изменения теплофизических свойств (плотности, теплоемкости, теплопроводности, сжимаемости и др.).
-
Уточнено уравнение, связывающее критическую температуру многокомпонентной углеводородной смеси с критическими температурами ее компонентов, их массовой долей, с учетом поправочных коэффициентов.
Защищаемые научные положения:
1. Получение смеси природного газа и нестабильного
газового конденсата в соотношении (100-х) к х (где х = 3-10 масс. %
газа) позволяет осуществить ее перекачку по низкотемпературным
магистральным трубопроводам в однофазном жидком состоянии
при температуре не ниже минус 50 С и давлении не более 12 МПа.
2. Теплогидравлический расчет низкотемпературного
трубопровода смеси сжиженных углеводородов необходимо
производить с учетом изменения теплофизических свойств (плотности, теплоемкости, теплопроводности и др.).
3. Критическую температуру смеси углеводородов для обеспечения транспортирования смеси сжиженных углеводородов в однофазном жидком состоянии по магистральному низкотемпературному трубопроводу целесообразно определять на основе уравнения, связывающего критическую температуру смеси с критическими параметрами индивидуальных или групповых углеводородов (метана, этана-бутана, пентана+), с учетом их массовых содержаний и поправочных коэффициентов.
Практическая значимость работы заключается в том, что
обоснована технология транспортирования смеси сжиженных
углеводородов по низкотемпературным магистральным
трубопроводам (заявка на изобретение № 2014116532); предложена
методика определения параметров транспортирования,
позволяющая управлять температурой и давлением в зависимости от состава.
Методы исследования. В основу проведенных исследований положен системный подход к изучаемому объекту. При проведении исследований применялся комплексный подход, объединяющий теоретические и экспериментальные методы исследований: анализ и обобщение данных по существующим методам транспортирования сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам; теоретический анализ с использованием фундаментальных уравнений гидромеханики и тепломассопереноса; экспериментальные исследования в лабораторных условиях. Обработка экспериментальных данных проводилась с использованием современных компьютерных программ.
Достоверность научных положений подтверждена теоретическими исследованиями, результатами лабораторных экспериментов, а также сопоставлением результатов теоретических и экспериментальных исследований.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: международном семинаре
«Рассохинские чтения» (г. Ухта, 2013 г.), 10 международном молодежном нефтегазовом форуме (10 International Youth Oil & Gas Forum) «OFFSHORE. DIVE INTO THE FUTURE» (г. Алматы, Казахстан, 2013 г.), международной конференции во Фрайбергской горной академии (г. Фрайберг, Германия, 2013 г.), V Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые горизонты 2013» (The Fifth International Scientific and Practical Conference «Oil & Gas Horizons») (г. Москва, 2013 г.), Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2014 г.).
Разработки, полученные в ходе выполнения исследования, были представлены на: конкурсе грантов Правительства Санкт-Петербурга для студентов и аспирантов в 2014 г. (победитель); конкурсе лучших инновационных проектов в сфере науки и высшего профессионального образования Санкт-Петербурга в 2014 г. (победитель в номинации «Лучшая научно-инновационная идея»). Результаты исследований отмечены стипендией Правительства Российской Федерации (2014 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 научных работ, в том числе 3 работы в изданиях, входящих в перечень научных изданий ВАК Минобрнауки России.
Реализация результатов работы. Обоснованная технология
транспортирования смесей сжиженных углеводородов
газоконденсатных месторождений Крайнего Севера (на примере Южно-Тамбейского месторождения) может быть использована на предприятиях нефтегазовой отрасли, осуществляющих транспорт сжиженных углеводородов по магистральным и технологическим трубопроводам.
Научные и практические результаты диссертационной работы рекомендованы к использованию в учебном процессе подготовки студентов, обучающихся в Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по направлению 131000 «Нефтегазовое дело».
Структура и объем работы. Диссертация состоит из
введения, 4 глав, заключения, списка литературы, изложенных на 128 страницах. Содержит 31 рисунок, 12 таблиц, список литературы из 188 наименований.
Благодарности. Автор выражает благодарность коллективу сотрудников кафедры ТХНГ Национального минерально-сырьевого университета «Горный» (г. Санкт-Петербург), кафедр ПЭМГ и физики Ухтинского государственного технического университета (г. Ухта), а также сотрудникам филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, 000 «НТП «Трубопровод» за консультации при подготовке диссертационной работы.
Анализ методов теплогидравлического расчета низкотемпературных трубопроводов
Трубопроводный транспорт переохлажденных жидкостей с низкой температурой кипения (минус 80 - 200 С) ранее применялся только в технологических целях. Сжиженный метан транспортируется в пределах перевалочных базах и заводов сжижения, а также от установок сжижения до хранилищ газа. Например, протяженность двух систем трубопроводов с вакуумной изоляцией для перекачки жидкого кислорода с температурой минус 180 С (Англия) не превышала 25 км. По данным на 1968 г. в США находился трубопровод 6 дюймов для транспортировки жидкого кислорода с установок сжижения до экспериментального стенда двигателей протяженностью 2,2 км [3]. Вышеназванные криогенные трубопроводы США, Англии и т.д. изготавливаются из дорогих и дефицитных материалов не дают достаточного представления для проектирования, эксплуатации и сооружения низкотемпературных магистральных трубопроводов на территории России [2]. В настоящее время опыт транспорта сжиженного метана по магистральным трубопроводам практически отсутствует [56].
США обладают наиболее развитой сетью трубопроводов для транспорта сжиженных газов на большие расстояния. В числе действующих трубопроводов магистраль Хьюстон (Техас) - Данвиль (Вирджиния) протяженностью 1770 км. В 1960 г. был пущен в эксплуатацию среднеамериканский магистральный трубопровод для сжиженного газа (преимущественно пропана) и светлых нефтепродуктов. Общая протяженность магистрали 3500 км, ее производительность 13500 м3/сутки. Магистральный трубопровод протяженностью 400 км, проложенный между городами Вуд-Ривер и Чикаго, эксплуатируется с 1940 г. и используется для перекачки сжиженных газов и других легких продуктов перегонки нефти.
Значительное развитие получил трубопроводный транспорт сжиженных газов в нашей стране. Большая часть действующих отечественных трубопроводов для транспорта сжиженных газов используется для внутризаводских нужд, а также для транспорта этих газов с места их производства на химические заводы, где сжиженные газы служат исходным сырьем. Сооружен газопровод Туймаза - Уфа для подачи сжиженного газа; протяженность магистрали 172 км, диаметр 250 мм. Предусмотрено снабжать сжиженным газом от этого газопровода ряд газонаполнительных станций, обеспечивающих заправку автомашин, переведенных на пропан-бутановое топливо. По трубопроводу от Миннибаево до Казани (протяженность 300 км, диаметр 275 мм, производительность 400 тыс. т/год) сжиженный газ перекачивается с газоперерабатывающего завода (ГПЗ) на Казанский завод органического синтеза.
Имеется опыт транспортирования смеси углеводородов с высоким содержанием этановой фракции в однофазном (жидком) состоянии по трубопроводам [142], широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) [123] и нестабильного и стабильного газового конденсата [68]. В случае транспортирования фракции углеводородов С2+ с высоким содержанием этановой фракции (до 40 мас. %) в результате изучения кривой фазовых переходов определены начальное давление 3,2 МПа и максимальная температура 16 С на входе в продуктопровод, обеспечивающие ее однофазное транспортирование на максимально возможные расстояния (до 300 км). Начальные давление и температура обеспечивают однофазное жидкое транспортирование смеси до потребителя даже в летнее время. Многолетний опыт эксплуатации магистрального конденсатопровода (КП) «Вуктыл -Сосногорский газоперерабатывающий завод (СГПЗ)» показал возможность транспорта нестабильного конденсата на большие расстояния (диаметр 530 мм, толщина стенки 8,0 мм, марка стали 17ГС, длина трубопровода - 186 км). В 2013 году на Пуровском заводе по переработке конденсата (ЗПК) было завершено строительство четырех ниток стабилизации газового конденсата суммарной мощностью 6 млн. тонн в год, что позволило увеличить мощность завода по переработке деэтанизированного конденсата с 5 до 11 млн. тонн в год (Рисунок 1.3). Объем реализации жидких углеводородов в 2014 году составил 7,1 млн. тонн по сравнению с 5,4 млн. тонн в 2013 году [37].
В работе [51] рассмотрены технологические трубопроводы, служащие для перекачки СПГ между технологическим оборудованием на заправочных станциях, из установок сжижения в технологические резервуары, из хранилищ в транспортные резервуары, танкеры-метановозы. Предложенные В.И. Жмакиным [51] технические решения и методы их расчета нашли применение в сопутствующих отраслях газовой промышленности: при транспортировке по технологическим трубопроводам других криогенных жидкостей (азот, кислород) и в строительстве зимних автомобильных дорог, использующем методы низкотемпературного замораживания водонасыщенных грунтов.
Экспериментальные исследования фазовых состояний смесей природного газа и газового конденсата на PVT-установке УГК
Знание фазовых состояний простых смесей позволяет изучить поведение сложных смесей, к числу которых относятся смеси природного газа и газового конденсата. Данные фазового состояния бинарных систем представляют в виде изотерм на диаграмме давление - состав системы или изобар на диаграмме температура - состав системы (метан - пропан, метан - этан, этан - гептан) [63, 140], давление - температура.
Американскими исследователями были исследованы смеси метана, этана, пропана, изобутана, н-бутана с углеводородами нормального парафинового ряда [140, 185, 180, 187, 188]. Отечественными авторами (Я.Д. Саввина, А.С. Великовский, Г.С. Степановой, Я.И. Выборновой, М.И. Васильевой, А.А. Самарин) были проведены исследования фазовых равновесий бинарных смесей метана и пропана с углеводородами различного строения, в том числе с моно- и бициклическими нафтеновыми и ароматическими углеводородами [22, 140]. В работе [140] приведены в табличном виде работы по фазовым равновесиям изученных бинарных углеводородных систем. В работе [63] представлены фазовые диаграммы смесей различных бинарных систем: метан - этан по данным Блюмера, Гами и Парента; метан 35 пропан по данным Сэджа, Леси, Скаафсма, а также Акерса, Бюрнса и Файрчилда; этан - гептан по данным Кея. Критические кривые бинарных смесей метан - углеводороды различного строения [15, 63, 139, 140]. Тройные и многокомпонентные системы
В работе [63] подробно рассмотрены диаграммы фазовых равновесий тройных систем: метан - пропан - пентан, метан - бутан - декан, изученные Седжем, Леси и соавторами [186]. Г.С. Степанова [15] исследовала парожидкостное равновесие трехкомпонентных смесей метана с углеводородами различного строения. Треугольная фазовая диаграмма смеси метан - этан - н-пентан (Биллман, Сэйдж и Леси [162]) при различных давлениях, фазовые диаграммы трехкомпонентных смесей при различных давлениях: метан - н-гексан - бензол при 40 С (Степанова Г.С).
В работе [140] приведен перечень изученных тройных углеводородных систем, а также рассмотрены фазовые состояния газоконденсатных систем.
Наиболее распространенный вид обобщенной фазовой диаграммы многокомпонентной углеводородной смеси (по С.Д. Пирсону) представлен на рисунке 2.6 [31]. На данной диаграмме показаны три области состояния углеводородной системы: жидкостное (нефтяная область), газообразное (газоконденсатная и газовая область) и двухфазное (двухфазная область «газ + жидкость»). В работе [63] представлена диаграмма смеси природного газа с газолином, помещенной в камеру со смотровым окном при положительных температурах, полученная Катцем, Винком, Давидом.
Экспериментальные исследования фазовых состояний модельных и природных углеводородных систем приведены в работах [31, 76]. В работе [31] представлены фазовые диаграммы углеводородных систем: с содержанием Сі -72,4, С2 - Сб - 15,0, С7+ - 12,6 % мол. (Аллен), с содержанием Сі - 53,91, С2 -14,20, Сз - 9,64, С4 - 5,54, С5+ - 15,82, N2 - 0,76, СО2 - 0,13 % мол. (Вейнауг и Бредли (Weinayg and Bradley)). Лапшиным В.И. [76] выполнены эксперименты для углеводородных смесей различного состава Карачаганакского месторождения. Волковым А.Н. [31] - Югид - Соплесского, Печорогородского и Ямсовейского месторождений при пластовых температурах (соответственно 91, 70 и 86 С). Разработан экспериментальной метод определения фазового состояния пластовых углеводородных систем, основанный на снятии изотерм «конденсации» при пластовой температуре и анализе характеристик их фазового поведения с целью определения критического состава [31].
От надежности определения критических параметров (давления, температура) зависит достоверность описания фазового поведения углеводородной смеси [76].
В работе [181] представлены экспериментальные данные для 11 газоконденсатных систем, среди которых 9 смесей с отрицательными критическими температурами. Г.С. Степанова провела сравнение [140] этих экспериментальных с расчетными критическими давлениями, определенных по методу определения критического давления газоконденсатных смесей. Средняя арифметическая и алгебраическая погрешности составили соответственно 7,4 и 5%.
Г.С. Степанова [140] привела значения критических параметров различных искусственных и природных углеводородных смесей, включая системы газ - конденсат и газ - легкая нефть. Вышеуказанные газоконденсатные смеси подробней рассмотрены в работах [161, 167, 171, 174 и др.]. Среди рассмотренных смесей только одна смесь С2 [161] с отрицательной критической температурой.
В работе [137] приведены 2 примера расчета по предлагаемому методу определения критических параметров многокомпонентных углеводородных смесей: смеси природного газа с бутаном и смеси природного газа с азотом. Однако эти смеси имеют положительные критические температуры.
Г.С. Степановой [137] представлены результаты определения критических параметров 34 многокомпонентных смесей. Из углеводородных смесей, имеющих низкие критические температуры, Г.С. Степановой были рассмотрены 10 природных газовых смесей с различным содержанием в них азота, изученные Девисом и др. [137] и одна смесь, представляющая собой природный газ [166].
Работы об экспериментальных исследованиях фазового равновесия углеводородов при низких температурах и высоких давлениях являются довольно ограниченными [143]. Проведенные ранее исследования фазовых состояний углеводородов и их смесей относятся в основном к положительным температурам, характерным для нефтегазоконденсатных месторождений [138, 140]. Из этих работ следует, что при положительных температурах перекачка метана, газового конденсата, их смеси трубопроводным транспортом практически невозможна. Нас интересуют вышерассмотренные фазовые диаграммы углеводородных смесей при отрицательных температурах [137, 140]. Наиболее интересны для поставленных авторами целей исследования, приведенные в работе [103] результаты исследований фазовых состояний смесей метана, этана, пропана и гексана в широком диапазоне температур и давлений, проведенные для обоснования оптимальных параметров топлива для газобаллонных автомобилей. Настоящее изобретение касается улучшенной системы для сжижения и хранения газа, и особенно системы для хранения газа, основным компонентом которого является метан, посредством смешивания с другим углеводородом (органическим растворителем) для хранения. В данной работе приведены фазовые диаграммы для различных бинарных и тройных смесей углеводородов.
Исследования двухкомпонентных смесей метана и пропана (или бутана) представлены в патентах американской компании SeaOne Maritime Corp. [102, 104 - 107, 147]. Предлагаемая технология LNG Lite ТМ предусматривает транспортировку смесей метана и пропана (или бутана) в танкерах морским транспортом при давлении до 10 МПа и температуре минус 30 - минус 84 С. При этом объем газа уменьшается в зависимости от условий в 300 раз и более. Однако эта технология обладает высокой металлоемкостью и не устранила трудности, обусловленные необходимостью получения значительного количества пропана и бутана, который в необходимых количествах практически не добывается на газоконденсатных месторождениях.
В таблице 2.1 приведен перечень изученных бинарных, тройных, многокомпонентных углеводородных смесей, в том числе и смесей природных газов, с расчетными данными при низких температурах. Таблица 2.1 пригодится в дальнейшем для оценки применимости программного комплекса REFPROP.
Теплогидравлический расчет низкотемпературных трубопроводов смеси сжиженных углеводородов
Нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность низкотемпературных трубопроводов, расположенных в Европейском регионе России, диаметром более 500 мм принято равным 14Вт/м2 (при проектировании изоляционного покрытия расчетная температура принята равной минус 60 С, что на 10 С ниже расчетной температуры перекачиваемой смеси сжиженных углеводородных газов). Согласно [134] предельная толщина теплоизоляционного слоя принята равной не более 320 мм.
В настоящей работе основное внимание уделено трубопроводу с заводской пенополиуретановой тепловой изоляцией в соответствии со СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» [134] плотностью не более 200 кг/м3 и расчетной теплопроводностью в конструкции не более 0,04 Вт/(мК) в полиэтиленовой оболочке.
Параметры транспортировки смеси сжиженных углеводородов по магистральному трубопроводу находятся вблизи линии насыщения и критической точки, поэтому даже незначительные изменения давления (несколько атмосфер) и температуры (на 3-5 С) могут привести к образованию двухфазных потоков [12].
В работе [28] показано, что погрешности при определении перепадов давлений и температур существенно увеличиваются в связи с неучетом изменения удельного объема, массовой теплоемкости и других величин. Относительное изменение удельного объема и массовой теплоемкости достигает порядка 20 - 25% [28]. О необходимости учета изменения физических и термодинамических свойств СПГ при расчете параметров транспортирования СПГ по технологическим трубопроводам написано и в работе [51]. Например, изменение плотности для сжиженного газа при изменении температуры составляет от 451,6 кг/м3 при 93 К до 424,3 кг/м3 при 111,65 К (удельный объем меняется от 0,0022 до 0,0024 м3/кг). Также показано изменения динамической вязкости, удельной теплоты парообразования и изобарической теплоемкости при изменении температуры и давления.
Как написано в [12] изменение теплоемкости на участках между перекачивающими насосными станциями (ПНС) существенно зависит от начальной температуры СПГ на участке, так как при приближении к критической точке происходит существенное изменение свойств СПГ, особенно теплоемкости, при небольших изменениях давления и температуры. В связи с этим на последних участках по ходу СПГ перед ПСО изменение теплоемкости довольно значительно (порядка 10 - 12 %). Еще большее изменение теплоемкости может быть на всей длине расчетного участка (оно может быть достигнуто 30 %).
Полученные авторами в работе [10] зависимости для проведения гидравлического и теплового расчетов трубопроводов СПГ дают достаточно большую погрешность (10 - 15% и более) в определении величин Р и Т в конце расчетного участка.
Для получения уточненных аналитических зависимостей для проведения теплового и гидравлического расчетов трубопроводов СПГ авторами [12] были использованы следующие основные допущения: величины полного коэффициента теплоотдачи от СПГ в окружающую среду К, теплоемкости при постоянном давлении ср, коэффициент температурного расширения LIT, коэффициент изотермической сжимаемости б принимаются постоянными на участках между двумя ПНС.
В опубликованных работах по методам гидравлического и теплового расчетов трубопроводов сжиженных газов получены аналитические зависимости для распределения температуры и давления по длине трубопровода при стационарном режиме его течения, приняты различные допущения по некоторым физико-химическим и термодинамическим свойствам смеси сжиженных углеводородов [12]. В связи с этим при анализе гидравлических сопротивлений и процессов теплообмена в системе трубопроводного транспорта смеси сжиженных углеводородов следует учитывать изменения физико-химических и термодинамических свойств смеси [12]. Необходимо отметить, что при приближении к критической точке у сжиженных газов сжимаемость возрастает.
Гидравлический и тепловой расчет низкотемпературных трубопроводов сжиженных углеводородов предлагается выполнять по расчетам трубопроводов, предназначенных для транспортирования жидких продуктов (нефть, нефтепродукты и др.). В известных уравнениях для нефти не учитывается изменение некоторых теплофизических свойств от температуры и давления по длине трубопровода (например, сжимаемости). Для трубопроводов сжиженных газов такой учет необходим. Мы предлагаем учитывать зависимости изменения теплофизических свойств перекачиваемого продукта (плотности, теплоемкости, вязкости, теплопроводности, сжимаемости и др.) от основных параметров системы (давления и температуры).
Технико-экономическое обоснование предлагаемого способа транспортирования смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам
Упрощенный экономический анализ проекта строительства трубопровода сжиженных углеводородов с Южно-Тамбейского месторождения до Бованенковского месторождения (промбаза Бованенково 1) основан на сопоставлении ориентировочной стоимости проекта со стоимостью транспорта сжиженного природного газа в страны АТР и Европу, прибыли от его продажи, прибыли от получения и продажи конденсата и легкой нефти и снижения рисков транспортировки газа по СМП.
Риски транспортирования СПГ по СМП в значительной степени связаны со сложной ледовой обстановкой по трассе и наличием ледоколов сопровождения. Условно можно выделить три периода транспорта СПГ по СМП: летний, зимний и «межсезонье». Продолжительность этих периодов оценивается на основании анализа и прогноза ледовой обстановки и тенденций изменения климата. В настоящее время сложно оценить изменение климата и ледовой обстановки Крайнего Севера.
Даже при благоприятных условиях, плавание по СМП будет сопряжено рисками, особенно в зимний период. Высокие страховые расходы, малые скорости продвижения, строжайшие правила безопасности, высочайшие экологические риски, непредсказуемость ледовой обстановки, постоянные отклонения судов от намеченных курсов, нехватка квалифицированных и имеющих опыт плавания в высоких широтах экипажей судов и т.п. - всё это ограничивает интенсивное и быстрое развитие судоходства на Крайнем Севере. Таким образом, без ледоколов и развитой арктической инфраструктуры даже при наиболее благоприятном сценарии России не обойтись.
Применение танкеров-газовозов для регулярных перевозок СПГ в зимний период времени ограничивается сложностью трассы СМП. Будет необходимо мощное ледовое подкрепление корпуса танкеров-газовозов и их сопровождение линейными ледоколами, способными обеспечить функционирование судоходной трассы в круглогодичном режиме [62]. Однако в настоящее время на фрахтовом рынке нет свободных судов-газовозов, тем более не существует метановозов ледового класса, необходимых при транспортировке газа из Арктики [62]. В работе [62] перечислены недостатки ледовой характеристики района п-ова Ямал тяжелые ледовые условия и постоянная необходимость привлечения мощных атомных ледоколов типа «Арктика» для трассовой части и «Таймыр» для постановки судов; необходимость использования судов ледового класса; стоимость ледокольного обеспечения - 16,8 долл. за тонну.
Российские и зарубежные компании (с участием ООО «ВНИИГАЗ») при предпроектной проработке вопроса о проектировании и строительства завода сжижения природного газа и отгрузочного терминала в районе мыса Харасавей отметили, что танкерные поставки СПГ не являются полной альтернативой трубопроводному транспорту и рассматриваются с позиции оптимального сочетания преимуществ обеих технологий и расширения возможностей маневрирования потоками газа, нефти и конденсата в соответствии с изменяющейся конъюнктурой рынка [145]. Поэтому нами была предложен дополнительный вариант поставок смеси метана и газового конденсата - по низкотемпературным трубопроводам в зимний период времени, в которой учтены особенности газоконденсатных месторождений Арктики. Тем самым будет снижены риски поставок СПГ по СМП в случае сложной ледовой обстановки, а также. В качестве примера условно был взят участок подземного низкотемпературного трубопровода Тамбей -Бованенково наружным диаметром 720 мм и длиной 200 км. В работе использовались смеси сжиженных углеводородов Южно-Тамбейского месторождения (полуострова Ямал). Расчет параметров транспортирования смесей сжиженных углеводородов проводился согласно вышеописанной методике.
В рамках проекта «Ямал СПГ» к 2017 году планируется строительство 10 ледоколов для транспортировки сжиженного газа, которые станут самыми крупными судами, построенными специально для арктических условий, вместимость которых составит 180 тыс. тонн. Газовозы спроектировало финское проектное бюро Aker Arctic. На балтийском заводе специально для реализации проекта «Ямал СПГ» начали строить уникальный атомный ледокол - самый крупный и мощный в мире. Это первое и головное судно новой серии ледоколов. Всего планируется построить три ледокола этого класса. Объявлены планы по строительству 16 СПГ-танкеров класса Агс7 для перевозки СПГ из порта Сабетта на мировые рынки. Их будет строить южнокорейская Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering. В марте 2014 г. в рамках контракта от июля 2013 г. «Совкомфлот» заказал Daewoo строительство первого ледокольного танкера СПГ. В апреле 2014 года стало известно, что «Ямал СПГ» сформировал список вероятных претендентов среди судоходных компаний, которые займутся перевозками СПГ. В список вошли «Совкомфлот», японская Mitsui OSK и канадская Teekay LNG.
Стоимость танкеров с ледовым подкреплением по данным норвежских, финских, японских, немецких и корейских компаний составляет порядка 180 млн. долл. США. Суммарная потребность в танкерах для поставок 30 млрд. м3 в год в северные порты западноевропейских стран равна 14, в том числе для первой очереди проекта - 6 [145]. В ноябре 2013 года «НОВАТЭК» сообщил о возможности расширения проекта «Ямал СПГ» до 25-30 млн. тонн в год за счет запасов территории полуострова. Ресурсной базой для расширения проекта могут стать запасы Салмановского (Утреннего) и Геофизического месторождений.
Было проведено обоснование возможности транспортировки смеси сжиженного природного газа и газового конденсата по низкотемпературному подземному трубопроводу высокого давления Тамбей-Бованенково с последующей регазификацией и транспортировкой газового конденсата по железной дороге. Принято, что по продуктопроводу будет на первом этапе транспортироваться 5 млн. тонн смеси, в том числе 4,5 млн. тонн метана и 0,5 млн. тонн газового конденсата. Условная длина продуктопровода по этому маршруту около 200 км.
Близкими по сложности трубопроводами являются нефтепровод ТрансАляска (ТАТ). Его длина 1280 км, диаметр 1219 км (в том числе 672 км над землей и 608 км под землей). Условно принято, что стоимость подогрева нефти на этом трубопроводе приблизительно равна стоимости охлаждения LNGMIX. 676 км нефтепровода имеют тепловую изоляцию и поднято над землей на 78000 опорах. Грунт (вечная мерзлота) охлаждается с помощью труб-теплообменников. Имеет 11 насосных станций, одну разгрузочную станцию и 4 резервные станции. В состав нефтепровода входит морской порт в Валдизе. Общая стоимость строительства составила 8 млрд долларов.
Длина другого условного аналога нефтепровода «Восточная Сибирь -Тихий Океан» (ВСТО) составляет 4770 километров (от Тайшета до Козьмино), в том числе ВСТО-1 2694 и ВСТО-2 2076 км. На ВСТО было потрачено 23,3 млрд. долл. (включая порт в Козьмино) или около 8 млн. долларов на км. По другим оценкам стоимость подземной прокладки в России в среднем составляет 12 млн. на км, на опорах - 20 млн. на км [9].
Основные технико-экономические показатели системы производства и вывоза СПГ морским путем показаны в работах [145, 158]. Для оценки эффективности низкотемпературной трубопроводной транспортировки смеси природного газа и конденсата было проведено сопоставление основных показателей этого варианта с вариантом перекачки СПГ танкерами-газовозами. В таблице 4.2 приведены некоторые сводные данные для экономического анализа обоих способов транспортирования.
Из проведенного исследования следует, что предложенный способ комбинированной транспортировки СПГ по Северному морскому пути и смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным магистральным трубопроводам в зимний период позволит существенно снизить риски и сократить затраты на транспорт газа и газового конденсата, сократить количество ледоколов и танкеров на треть; также существенно уменьшить емкости для хранения СПГ, газового конденсата и нефти.