автореферат диссертации по истории, специальность ВАК РФ 07.00.10
диссертация на тему: Развитие технических средств хранения и технологий предотвращения и удаления углеводородных отложений в резервуарах морских месторождений

Полный текст автореферата диссертации по теме "Развитие технических средств хранения и технологий предотвращения и удаления углеводородных отложений в резервуарах морских месторождений"

На правах рукописи

Локшина Анна Александровна

РАЗВИТИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ХРАНЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЙ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В РЕЗЕРВУАРАХ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

07.00.10 «История науки и техники» 02.00.13 «Нефтехимия»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2011

005014870

005014870

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Уфимский Государственный нефтяной технический университет»

Научные руководитель: доктор технических наук, профессор

Мастобаев Борис Николаевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Зенцов Вячеслав Николаевич доктор технических наук, профессор Цадкин Михаил Авраамович

Ведущая организация ГУП «Институт нефтехимпереработки

Республики Башкортостан»

Защита состоится «02» «февраля» 2012г. в 14— часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д.212.289.01 при ФГБОУ ВПО «Уфимский Государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостана, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «29» «декабря» 2011г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Сыркин А.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Россия находится на пороге промышленного освоения запасов нефти и газа на морском шельфе. Эти крупнейшие в мире запасы распределены на 80-90% площади российского шельфа и составляют 90 - 100 млрд.тн условного топлива, включая до 40% мирового запаса природного газа. Месторождение «Приразломное» - первый отечественный проект по освоению ресурсов Арктического шельфа. Извлекаемые запасы нефти месторождения «Приразломное» составляют 46,4 млн т, что позволяет достичь годового уровня добычи около 6 млн т.

Обеспечение высокой экономической эффективности и экологической безопасности нефтяной отрасли в будущем требует ускоренной разработки и оперативной передачи нефтепромышленникам совершенных технологий, способствующих реальному уменьшению образования нефтесодержащих отходов и рациональной их утилизации.

Необходимость внедрения в нефтехимическое производство новых технических средств и технологий обработки нефтесодержащих отходов вызвана и тем, что к настоящему времени в большинстве нефтедобывающих, транспортирующих, перерабатывающих и хранящих нефть объектов сосредоточены значительные ресурсы нефтяных отложений, включающих асфальто-смоло-парафиновые отложения. Накопленные отложения ухудшают работу оборудования, снижают полезный объем резервуара, приводят к потери ценного сырья для нефтехимии и вызывают коррозию в результате образования водяных линз. Особенно остро вопрос разработки технологии удаления осадков и отложений и возвращения их в оборот как сырья нефтепереработки и нефтехимии, а также предотвращение их образования встает при эксплуатации морских месторождений из-за ограниченности территории морских платформ, строгих экологических требований и сложности утилизации отложений вдали от берега.

Цель работы. Проведение исторического анализа развития технических средств и технологий для хранения нефти в условиях морских месторождений и разработка технических решений для предотвращения образования и удаления углеводородных отложений при хранении нефти в кессонах на примере морской ледостойкой платформы «Приразломная».

Реализация поставленной цели обусловила необходимость решения следующих задач:

- обобщение и анализ научного материала по развитию подводного хранения нефти и нефтепродуктов в России и за рубежом;

- выявление и анализ проблем, с которыми приходится сталкиваться при эксплуатации современных подводных нефтехранилищ;

- подбор модельной нефти на основании комплексного исследования физико-химических свойств нефтей, предположительно близких по составу анализируемой нефти;

- моделирование процессов образования осадков при хранении нефти в емкостях кессона, а также последующее определение объема и слоя осадка и эмульсии, образовывающихся в танках-нефтехранилищах в условиях морских месторождений;

- разработка рекомендаций по периодичности проведения очистных работ в резервуарах морских месторождений и технологии удаления углеводородных отложений из танков-нефтехранилищ.

Научная новизна работы заключается в следующем:

На основе исторического анализа развития технических средств подводного хранения нефти и нефтепродуктов в России и за рубежом впервые предложена классификация типов хранилищ в условиях морских месторождений, выявлены существующие проблемы подводного хранения, возникающие при эксплуатации подводных резервуаров.

На основании исследования физико-химических свойств нефтей,

аналогичных по свойствам анализируемой нефти, впервые осуществлен

4

подбор нефти-аналога для моделирования процесса образования углеводородных осадков в емкостях хранения, что позволило выполнить расчет образующихся объемов углеводородного осадка и эмульсии.

Проведенные расчеты объемов отложений и эмульсии позволили разработать технологическую схему удаления углеводородных отложений в емкости хранения без ее опорожнения, а также с выделением товарной нефти, возвращаемой обратно в систему подготовки.

Практическая значимость. Результаты исследований, представленные в работе, использованы фирмой «СОПАС Корпорэйшн» (г. Хошимин, Вьетнам) для совершенствования технологии подготовки нефти и дальнейшего ее хранения перед транспортировкой с морских нефтесборных платформ на береговые объекты.

Материалы диссертационной работы могут быть использованы при создании обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию нефтяного дела в России и за рубежом, а также включены в программу дисциплины «История развития нефтегазовой промышленности» при подготовке дипломированных специалистов по направлению 13500 «Нефтегазовое дело».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований автора доложены и получили положительную оценку на IX Международной научной конференции «Современные проблемы естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела» (Уфа, 2008); 36-ой Международной конференции 1СОНТЕС (Будапешт, Венгрия, 2009); XI Международной научной конференции «Современные проблемы естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела» (Уфа, 2010); 37-ой Международной конференции 1СОНТЕС (Тампере, Финляндия, 2010); 38-ой Международной конференции 1СОНТЕС (Глазго, Шотландия, 2011).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 5 статей в журналах, рекомендуемых ВАК для размещения материалов диссертаций, 8 докладов в материалах российских и зарубежных научных конференций.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, библиографического списка литературы, включающего 122 наименования и приложения. Работа изложена на 185 страницах машинописного текста и включает 59 рисунков и 25 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность и новизна работы, определены цели исследования.

В первой главе отражены этапы развития подводного хранения нефти и нефтепродуктов, начиная с 1940-х годов до настоящего времени, произведен аналитический обзор опыта России и зарубежных стран в этой области.

Отдельно рассмотрена история развития гибких резервуаров, показаны основные типы и модели, выделены страны, применяющие такие конструкции.

Первые упоминания о хранении нефти и нефтепродуктов под водой относятся к 40-50-м годам. Именно в послевоенные годы появились новые идеи в области транспортировки нефтяных грузов: в первую очередь следует отметить создание гибких оболочек (емкостей) для морской перевозки и хранения нефти и нефтепродуктов. Основными преимуществами таких оболочек являются: быстрота и дешевизна изготовления, малые эксплуатационные расходы, малый вес и малый объем без груза.

Впервые идею создания гибких оболочек для транспортировки нефтепродуктов высказали в начале 40-х годов советские инженеры

М. Л. Аршава и А. М. Аршава. Они изготовили несколько моделей оболочек в виде мешков объемом 150-500 л, которые буксировались в Бакинской бухте.

Значительные успехи в этой области были достигнуты в Англии, где работы по изготовлению гибких оболочек велись с 1956 г.

На рисунке 1 представлен первый образец подводного мягкого резервуара вместимостью 400 мЗ, изготовленный фирмой «United States Rubber Сотр.» (США) и подводный мягкий резервуар вместимостью 5-100 мЗ под названием «Sasec» (Швеция).

ЛЧШ

а)

Рисунок 1 - Подводные гибкие резервуары: а) мягкий резервуар емкостью 400 мЗ «United States Rubber Сотр.», 1960г. б) Резервуар «Sasec» цилиндрической формы, 1971г.

В работе показаны основные типы стальных и железобетонных подводных нефтехранилищ, описана хронология их развития, конструктивные особенности каждого из видов, выделены области применения, проанализированы преимущества и недостатки, собран опыт применения данных конструкций в разных странах.

Так, с 1957 г. компания «Bethlemen Steel» (США) начала изготовление подводных нефтехранилищ емкостью от 1600 мЗ до 160000 мЗ, которые устанавливались на глубине до 90 м. В 1969г. компанией «Dubai Petroleum»

был сконструирован подводный резервуар, который был установлен в Мексиканском заливе (рисунок 2).

а) подводный стальной резервуар, компания «Dubai Petroleum Со», 1960г. б) стальной резервуар, компания «Bethlem Stell Corp.», 1972г.

Помимо эластичных и металлических конструкций сооружалось большое количество железобетонных резервуаров для хранения сырой нефти, мазута и дизельного топлива. Создание таких резервуаров без внутренней изоляции стало возможным благодаря использованию бетонов, обладающих особыми свойствами.

На рисунке 3 представлен подводный железобетонный сдвоенный резервуар, используемый в 70-е годы в США для хранения нефти, добываемой из морских скважин.

Рисунок 3 - Подводный железобетонный сдвоенный резервуар, компания

«Elf-осеап», 1970г.

На основе проведенного анализа составлена классификационная таблица подводных нефтехранилищ по форме, типу конструкции, степени заглубления в воду, материалу изготовления (таблица 1).

Таблица 1 - Классификация подводных нефтехранилищ

Форма цилиндрические

сферические

глиптические

колокол без днища

Тип конструкции жесткие

эластичные

смешанной конструкции

Степень заглубления в воду донные стационарные одноопорные

донные стационарные многоопорные

плавающие с переменной плавучестью

Материал изготовления стальные

железобетонные

из полимерных материалов

из щебня, крупного камня или других отходов производства (в виде купола)

Во второй главе рассмотрены основные типы хранилищ, применяемых в XXI веке, которые эксплуатируются в условиях морских месторождений, показаны особенности и выявлены сложности, возникающие при строительстве, эксплуатации и ликвидации таких нефтехранилищ.

Примером резервуара подводного хранения в настоящее время является резервуар «Ба1еЬ>, расположенный в Персидском заливе. Верхняя часть резервуара, имеющего диаметр 9 м, на 13,8 м выступает над уровнем моря. Дополнительная устойчивость всей конструкции в период погружения ее в воду обеспечивается наличием внутреннего резервуара диаметром 24 м. Строительство резервуара проводилось на берегу, после чего к морю был прорыт широкий канал, по которому резервуар в плавучем состоянии буксирным судном был введен в море к месту установки (рисунок 4).

Рисунок 4 - Подготовительные работы для транспортировки подводного резервуара «Ра1еЬ>, Персидский залив, 1969 г.

При эксплуатации подводных резервуаров возникает ряд проблем: так при демонтаже существующих морских резервуаров встает вопрос их очистки от донных углеводородных отложений. С такой проблемой пришлось столкнуться при ликвидации резервуара «Екойвк», расположенного в Северном море. Внутренняя конструкция резервуара «Екойэк» представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 - Конструкция резервуара «Екойэк», 1979г., Северное море

В третьей главе выполнено моделирование процесса образования осадков и отложений в емкостях хранения в условиях морских месторождений на примере морской ледостойкой стационарной платформы «Приразломная».

Моделирование процесса образования осадков и отложений позволит своевременно их удалить, не допуская снижения полезного объема морских хранилищ нефти.

Нефтяное месторождение «Приразломное» - первый отечественный проект по освоению ресурсов Арктического шельфа. Месторождение было открыто в 1989 году и расположено на шельфе Печорского моря, в 60 км от берега. Глубина моря в районе месторождения составляет 19-20 м.

Платформа «Приразломная» — основной элемент обустройства месторождения (рисунок 6) - является многофункциональным комплексом, который обеспечивает все операции по разработке месторождения.

Рисунок 6 - Морская ледостойкая стационарная платформа «Приразломная»

Ввиду отсутствия фактических данных по составу анализируемой нефти, осуществлен подбор модели на основании данных исследования нефтей, расположенных в Печорском море. На основе геологических данных проведен анализ свойств и состава нефтей Тимено-Печорского НГБ, согласно которым это легкие нефти плотностью 0,823 г/смЗ со значительным содержанием твердых парафинов (10%) и большим количеством смолисто-асфальтеновых компонентов. Основные характеристики этих нефтей приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Свойства и соотношения индивидуальных углеводородов в нефтях каменноугольно-нижнепермских и верхнепермско-триасовых отложений севера Тимано-Печорского НГБ

Показатели Печоро-Колвинский авлакоген (западная часть) Варандей-Адзьвинская структурная зона (восточная часть)

Плотность, г/смЗ 0,780-0,850 0,894-0,989

Содержание, %

легких фракций (до 200 °С) 7,0-38,0 3,0-23,0

смолисто-асфальтеновых веществ 1,9-7,8 11,6-29,6

серы 0,1-0,7 1,0-2,1

твердых парафинов 1,1-5,9 0,2-2,7

Бензиновая фракция (НК -130 °С)

2 алканов 40,0-49,3 47,2-51,1

I цикланов 40,0-48,8 41,8-46,1

£ аренов 7,6-19,2 6,6-9,0

£ н-алканов/ £ изоалканов 0,95-1,14 0,65-0,72

2 циклогексанов/1 циклопентанов 1,35-1,84 0,91-1,13

Насыщенные УВ С11+

изо-С19/изо-С20 1,41-1,78 0,81-1,03

Ю = изо-С19+20/н-С17+18 0,50-0,70 0,61-2,11

2 изоалканов/ 2 н-алканов 0,10-0,18 0,10-0,25

Максимум распределения н-алканов и изопренанов н-С11-н-С15, изо-С19 Н-С21, Н-С23; изо-С20

Отношение стеранов

С27/С28 0,56-0,73 0,41-0,70

С28/С29 0,42-0,50 0,53-0,77

£ диастеранов/ Б регулярных стеранов С21-22+С27-29 0,30-0,77 0,15-0,27

Типы нефтей Тимано-Печорского НГБЮ, выделенные по распределению н-алканов, изопренанов и гопанов показаны на рисунке 7.

Рисунок 7 - Типы нефтей Тимано-Печорского НГБЮ выделенные по распределению н-алканов (1), изопренанов(2) и гопанов (3) Кроме того, с целью подбора оптимальной модели-аналога был произведен комплексный анализ физико-химических свойств нефтей, предположительно близких по составу нефти месторождения «Приразломное». Произведена количественная оценка состава и физико-химических характеристик образцов АСПО нефтепромыслов, аналогичных возможным нефтешламам месторождения «Приразломное». Полученные данные отображены в таблицах 5 и 6. Здесь же приведены данные по нефтям, из которых образовались отложения и осадки.

Таблица 5 - Состав и характеристики образцов АСПО нефтепромыслов, аналогичных месторождению «Приразломное»

Температура плавления, "С Физико-химический состав нефти

X о Е Месторождение, скважины, резервуар, амбар сз я с ж содержание компонентов, % масс.

р. С о < * р. с В = 2 О о о а" воды мех. примесей АСПО

Вынгапуровское, скв. 1128 79,6 83,2 - 12,70 22,10 60,09

5 & Новогоднее, скв. 1104 77,6 80,4 - - 1,40 56,97

£ £ с? Ю §5 со ^ Вынгаяхинское, скв. 774 71,6 80,0 0,934 1,90 4,00 30,83

Сутормикское, скв. 3432 63,6 74,4 0,983 0,50 - 33,80

Карамовское, скв. 631 85,0 84,2 - - 12,70 39,99

Аксаковнефть, илонакопитель подготовки и переработки нефти - - 0,989 48,78 8,32 42,90

ё * и о Концевая насосная станция амбар № 1 амбар № 2 64,1 67,3 0,941 0,983 23,43 10,59 4,57 4,41 73,00 85,00

ё Ь Шкаповское, амбар №2. - - 0,899 40,60 16,10 43,30

а о* УПН Раевка, амбар - - 0,899 19,00 10,30 70,70

Кинелькефть, промысловые резервуары - 48,5 0,98 18,00 12,00 70,00

Произведены исследования состава и структуры асфальто-смолистых парафинистых отложений, предположительно образующихся на месторождении «Приразломное».

При длительном хранении, под влиянием температуры, окислительных процессов и сил гравитации, нефтешламы разделяются на несколько слоев с характерными для каждого из них свойствами. Верхний слой нефтешламов представляет собой обводненный нефтепродукт с содержанием до 5 % тонкодисперсных механических примесей и относится к классу эмульсий типа «вода в масле». В состав этого слоя входят 70...80 % масел, 6...25 % асфальтенов, 7...20 % смол, 1...4 % парафинов. Содержание воды не превышает 5...8 %.

Таблица 6 - Состав и характеристики нефтей и АСПО, предположительно близких по свойствам нефтям месторождения «Приразломнае», отобранных из нефтяных резервуаров

Наименование пробы и место е£ отбора

ЖБР-30000 ЖБРП-10000 ЖБР-10000

Наименование параметров ромашкинская мухановская смесь ромашкинской и тюменской урало-поволжская

¡5 Ьй О ¡5 * о л и § .0 н * о

я О V X Я о О и К о о и X га и о

Время формирования осадка, мес. 9 3 6 7

Плотность при 20°С, кг/мЗ 860 960 843 898 877 920 870 913

Вязкость при 20°С -10-6, м2/с 21,3 9000 9,7 3655 20,8 6349 21,1 402

Содержание, % масс:

механических примесей 0,048 0,630 0,054 0,300 0,285 0,410 0,183 0,165

воды 0,05 1,40 0,02 1,50 1,50 8,20 1,02 2,50

асфальтенов 4,48 13,98 1,67 28,36 3,61 28,41 2,51 15,40

смол силикагелевых 13,60 13,41 10,72 10,78 13,57 16,01 13,57 7,91

асфальто-смолистых вешеств 18,08 27,39 11,87 39,08 17,18 44,42 17,0 23,11

парафина 4,97 18,30 6,28 12,57 4,49 19,91 4,6 11,52

Температура застывания парафина, °С 52 65 50 62 52 68 52 62

Средний, сравнительно небольшой по высоте слой представляет собой эмульсию типа «масло в воде». Этот слой содержит до 70...80 % воды и 1,5... 15 % механических примесей. Следующий слой целиком состоит из

отстоявшейся воды плотностью 1,01... 1,19 г/см3. Наконец, придонный слой (донный ил) обычно представляет собой твердую фазу, включающую до 45 % органики, 52...Б8 % твердых механических примесей, включая оксиды железа. Донный ил представляет собой гидратированную массу с содержанием воды до 25 %.

Так как отсутствуют пробы нефти непосредственно с месторождения «Приразломное», расчет объема и скорости образования осадка приводится для модельной нефта на основании проведенного анализа физико-химических свойств нефтей, предположительно близких по составу, с использованием расчетных схем по существующим аналогам.

После анализа физико-химических свойств и состава нефтей для проведения расчета приняты следующие условия:

• содержание воды, % - 0,50

• содержание механических примесей, % - 0,05

• содержание парафинов, % - 1,80

• содержание смол, % - 11,00

• содержание асфальтенов, % - 2,00

• температура начала кристаллизации - 50,00

парафинов, °С

• температура осаждения парафинов, °С - 22,00

• температура нефти в резервуаре, °С - 30,00

• гранулометрический состав мех.примесей

о частицы до 1 мк., % - 75,00

о частицы до 10 мк., % - 12,00

о частицы до 100 мк., % - 8,00

о частицы до 300 мк., % - 5,00

• капельный состав воды в нефти

о капля до 50 мк., % - 50,00

о капля до 200 мк., % - 20,00

о капля до 300 мк., % - 20,00

о капля до 500 мк,, % - 10,00

• время пребывания нефти в танке- - 60,00

хранилище, не более, суток

На первой стадии хранения нефти, в течение приблизительно 60-180 суток, осадок значительно обводнен, и его влажность составляет порядка 9597%. На второй стадии, определяемой 180-500 сутками, начинается процесс уплотнения осадка, вследствие чего влажность его уменьшается до 92-95%. При дальнейшем хранении, примерно до 1800 суток, осадок слеживается и

конгломерируется, вытесняя воду силами гравитации, в результате чего влажность уменьшается до 85-92%, и он теряет подвижность.

Приняв полезную усредненную высоту танков-хранилищ равной 19 м, получим следующую величину слоя осадка, с учетом его обводненности (таблица 7).

Таблица 7 - Ожидаемый слой осадка

№ отсека Объем для хранения нефти, мЗ Величина слоя осадка, и

60 суток 365 суток 1800 суток

0-15Ю 7987 0,1188 0,3398 0,9098

Р-1511 7277 0,1188 0,3398 0,9098

0-1512 7277 0,1188 0,3398 0,9098

0-1513 7987 0,1188 0,3398 0,9098

0-1515 10488 0,1188 0,3398 0,9098

0-1516 10488 0,1188 0,3398 0,9098

0-1517 2903 0,1188 0,3393 0,9098

0-1519 10488 0,1188 0,3398 0,9098

0-1520 10488 0,1188 0,3398 0,9098

0-1521 2903 0,1188 0,3398 0,9098

0-1522 7987 0,1188 0,3398 0,9098

0-1523 7277 0,1188 0,3398 0,9098

Б-1524 7277 0,1188 0,3398 0,9098

0-1525 7987 0,1188 0,3398 0,9098

Таким образом, слой осадка через 60 суток приблизительно составит 10-15 см, через 1 год - 30-40 см, а уже через 5 лет приблизится к величине, составляющей примерно 0,9 -1,0 м.

На рисунке 8 представлена модель танка-хранилища морской ледостойкой стационарной платформы, отражающая ожидаемый слой осадка через 60 суток.

По результатам проведенных исследований разработана и предложена технологическая схема очистки танков-хранилищ для товарной нефти от осадка и эмульсии (рисунок 9).

В систему подготовки нефти

Рисунок 9 - Принципиальная технологическая схема очистки танков

Принципиальная технологическая схема предполагает проведение работ по удалению эмульсии и осадка из танка-хранилища без его опорожнения, выведение из технологического процесса нефтешлама (эмульсии и осадка) и его переработку с выделением товарной нефти, возвращаемой обратно в систему подготовки нефти. Разработанная технологическая схема очистки танков-хранилищ рекомендована для использования на морских месторождения Вьетнама.

В четвертой главе разработаны рекомендации по периодичности проведения очистных работ в танках на основании результатов расчетов отложений для морской стационарной платформы.

Задача по определению периодичности проведения моечных работ в танках-хранилищах сводится к определению оптимального срока эксплуатации танка-хранилища без проведения моечных работ. За промежуток времени пять лет, в танках мокрого хранения нефти накопится значительное количество осадка (толщина слоя может достигать до 1 м.) и стойких нефтесодержащих эмульсий (толщина слоя до 0.8 м). По условиям проекта, удаление эмульсии должно происходить в ходе технологических операций по закачке-откачке нефти из танков-хранилищ.

Результаты проведенных исследований показывают, что за период времени в 1800 суток, происходящие в толще осадка физико-химические процессы приведут к изменениям его структуры, плотности и подвижности. Осадок станет трудноудаляемым, уплотненным, или, «склеенным», а некоторые изменения необратимыми. Поэтому необходимым и обязательным условием эксплуатации танков-хранилищ является удаление осадка.

Процессы, которые влияют на подвижность и плотность осадка, становятся заметными через 350 - 500 суток его нахождения в танке-хранилище. Периодичность удаления осадка один раз в 12 - 15 месяцев считается оптимальной, поскольку при сроке менее 350 суток объем осадка еще не значителен, а при сроке более 500 суток в осадке начинают происходить изменения, которые влияют на его плотность и подвижность.

Заложенная в технологическую схему периодичность удаления эмульсии из танков-хранилищ, также предотвратит накопление эмульсионного слоя и не допустит появления необратимых процессов, которые могли препятствовать сепарации эмульсии.

Выводы и результаты

1. На основании проведенного исторического анализа развития подводного хранения нефти и нефтепродуктов разработана классификация типов хранилищ, используемых на морских месторождениях, в которой существующие емкости хранения разделены по форме, типу конструкции, степени заглубления в воду, а также материалу изготовления.

2. Выявлены существующие проблемы хранения нефти и нефтепродуктов, возникающие как в процессе эксплуатации морских нефтехранилищ, так и при выводе их из эксплуатации. Установлено, что основной проблемой, с которой приходится сталкиваться при эксплуатации подводных емкостей, является образование и накопление углеводородных отложений при длительном хранении.

3. Ввиду отсутствия фактических данных по составу нефти месторождения «Приразломное», осуществлен подбор нефти-аналога на основании исследования физико-химических свойств нефтей, предположительно близких по составу рассматриваемой нефти.

4. Расчетный подбор нефти-аналога позволил смоделировать процесс образования осадков и эмульсии в емкостях хранения в условиях морских месторождений, а также оценить время осаждения механических примесей и расслоения нефти с водной фазой при хранении нефти в танках кессона.

5. В результате проведенной оценки объемов образовавшихся осадков и углеводородных отложений предложена технология очистки танков-хранилищ от углеводородных отложений, которая заключается в выполнении следующих видов работ: подготовка, сбор и удаление из танка-хранилища эмульсии и осадка; переработка уловленной и откаченной эмульсии; переработка обводненных нефтепродуктов и осадка из промежуточной емкости.

6. Разработана принципиальная технологическая схема проведения работ по удалению эмульсии и осадка из нефтехранилища без его опорожнения, с выведением из технологического процесса нефтешлама (эмульсии и осадка) и его последующую переработку с выделением товарной нефти, возвращаемой обратно в систему подготовки.

7. Осуществлен расчет оптимальных технических характеристик оборудования следующих блоков технологической схемы: блок «взмучивания» и удаления осадка; узел сбора и удаления эмульсии; блок накопления осадка и выделения углеводородной части из балластной воды; блок трехфазного разделения эмульсии и осадка; узел сбора обезвоженной углеводородной части; узел хранения обезвоженного кека; узел очистных сооружений и балластной воды.

Результаты работы представлены в следующих публикациях: Рекомендуемые ВАК:

1. Локшина A.A. Этапы развития нефтегазодобычи в Баренцевом море / Дворянинова Н.Е., Терегулов Р.К., Локшина A.A. // История науки и техники. - 2008. - №5. - Спец. вып. №2. - С. 120-125

2. Локшина A.A. Определение объемов и свойств донных отложений, образующихся в танках-нефтехранилищах на морских нефтепромыслах / Журавлев Г.В., Локшин A.A., Бикметов Р.Ф., Файзуллин А.Ф., Локшина A.A., Мастобаев Б.Н. // Транспорт и хранение нефтепродуктов углеводородного сырья. - 2009. - Вып.2-3. - С. 28-33

3. Локшина A.A. Методы удаления осадков и донных отложений из резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов / Локшина A.A., Мастобаев Б.Н. // Транспорт и хранение нефтепродуктов углеводородного сырья. - 2011. - Вып.1. - С. 16-21

4. Локшина A.A. Конструкции гибких резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов / Локшина A.A., Мастобаев Б.Н. // Транспорт и хранение нефтепродуктов углеводородного сырья. - 2011. - Вып.2. - С. 18-23

5. Локшина A.A. Моделирование процесса образования осадков и отложений в емкостях хранения на нефтях по свойствам аналогичным нефтям месторождения «Приразломное» / Локшина A.A., Мовсум-заде М.Э. И Транспорт и хранение нефтепродуктов углеводородного сырья. -2011.-Вып.З.-С. 17-20

Материалы российских и зарубежных научных конференций:

6. Локшина A.A. Первые советские нефтеналивные суда / Локшина A.A., Терегулов Р.К., Мастобаев Б.Н. // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: материалы VIII Международной науч. конф. - Уфа, 2007. - С.56-57

7. Локшина A.A. Танкерные перевозки вязких нефтепродуктов / Локшина A.A., Дмитриев М.Е. // Современные проблемы естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: материалы IX Международной науч. конф. - Уфа, 2008. - С.101-103

8. Локшина A.A. Первые танкеры специальных конструкций / Локшина A.A., Мастобаев Б.Н. // Современные проблемы естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: материалы IX Международной науч. конф. - Уфа, 2008. - С. 103-106

9. Локшина A.A. Development of Transport Systems for Oil and Gas Delivery from Offshore Fields / Локшина A.A., Шаммазов И.А // Сборник тезисов ICOHTEC: материалы 36-ой Международной конф. - Будапешт, 2009. - С. 656

10. Локшина A.A. Усовершенствование конструкций подводных нефтехранилищ // Современные проблемы естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: материалы XI Международной научной конференции. - Уфа, 2010. -СЛ14-115

11.Локшина A.A. Очистка грузовых танков нефтяных танкеров от отложений / Иванов А.И., Локшина A.A. // Материалы сб. 61-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа, 2010.-С.119-120

12.Локшина A.A. Evolution of the Technologies and Technical Means for the Development of the Russian Northern Offshore Fields / Локшина A.A., Шаммазов И.А. // Сборник тезисов ICOHTEC: материалы 37-ой Международной конф. - Тампере, 2010. - С. 150

13.Локшина A.A. Development and modernization of the subsea oil storages // Сборник тезисов ICOHTEC: материалы Международной конф. - Глазго, 2011.-С. 149

Подписано в печать 27.12.2011. Бумага офсетная. Формат 60x84 '/¡6. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 202.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес издательства и типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Текст диссертации на тему "Развитие технических средств хранения и технологий предотвращения и удаления углеводородных отложений в резервуарах морских месторождений"

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

РАЗВИТИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ХРАНЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЙ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В РЕЗЕРВУАРАХ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность: 07.00.10 - ИСТОРИЯ НАУКИ И ТЕХНИКИ 02.00.13 - НЕФТЕХИМИЯ

61 12-5/1396

На правах рукописи

Локшина Анна Александровна

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -доктор технических наук, профессор Б.Н.Мастобаев

Уфа 2011

ВВЕДЕНИЕ

Россия находится на пороге промышленного освоения запасов нефти и газа на морском шельфе. Эти крупнейшие в мире запасы распределены на 8090% площади российского шельфа и составляют 90 - 100 млрд.тн условного топлива, включая до 40% мирового запаса природного газа. Приразломное нефтяное месторождение - первый отечественный проект по освоению ресурсов Арктического шельфа. Извлекаемые запасы нефти Приразломного месторождения составляют 46,4 млн т, что позволяет достичь годового уровня добычи около 6 млн т.

Обеспечение высокой экономической эффективности и экологической безопасности нефтяной отрасли в будущем требует ускоренной разработки и оперативной передачи нефтепромышленникам совершенных техники и технологий не только применительно к строительству и вводу в эксплуатацию новых объектов, но и к реальному уменьшению образования нефтесодержащих отходов и рациональной их утилизации. Необходимость ускорения постановки в производство новых техники и технологий обработки нефтесодержащих отходов вызвана и тем, что к настоящему времени в большинстве нефтедобывающих, транспортирующих, перерабатывающих и хранящих нефть объектов сосредоточены значительные ресурсы асфальто-смолистых парафиновых отложений и АСПО, которые при отложении ухудшают работу оборудования, вызывают нарушение технологических режимов на всем пути движения нефти от скважины до потребителя, что требует их регулярного удаления и приводит к накапливанию отходов. В настоящее время на долю нефтешламов приходится 1,5 % от мировой нефтедобычи. Поэтому разработка технологии удаления осадков и отложений, а также предотвращение их образования, является необходимым условием развития нефтяной промышленности. Особенно остро этот вопрос встает при эксплуатации морских месторождений из-за ограниченности территории морских платформ.

ГЛАВА 1 РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ХРАНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ПОД ВОДОЙ

1.1. Развитие идеи подводного хранения нефти и нефтепродуктов.

Мягкие резервуары

Первые упоминания о хранении нефти и нефтепродуктов под водой относятся к 40-50-м годам. Именно в послевоенные годы появились новые идеи в области транспортировки нефтяных грузов: в первую очередь следует отметить создание гибких оболочек (емкостей) для морской перевозки и хранения нефти и нефтепродуктов. Основными преимуществами таких оболочек являются: быстрота и дешевизна изготовления, малые эксплуатационные расходы, малый вес и малый объем без груза.

Впервые идею создания гибких оболочек для транспортировки нефтепродуктов высказали в начале 40-х годов советские инженеры М. Л. Аршава и А. М. Аршава. Они изготовили несколько моделей оболочек в виде мешков объемом 150-500 л, которые буксировались в Бакинской бухте. Значительные успехи в этой области были достигнуты в Англии, где работы по изготовлению гибких оболочек велись с 1956 г. Наибольшая оболочка, созданная в Англии, имела грузоподъемность 1000 т. В ней перевозили пресную воду между островами Эгейского моря. Размеры оболочки: длина 90 м, диаметр 4,5 м. Вес в порожнем состоянии 8 т.

Примерно в то же время в США, Великобритании, Японии, Швеции [51] начались интенсивные работы по созданию, внедрению и эксплуатации мягких резервуаров для подводного хранения нефтепродуктов. Мягкие резервуары имеют ряд существенных преимуществ, основными из которых являются: простота конструкции и эксплуатации; небольшие капитальные затраты и материальные расходы на производство, сооружение, эксплуатацию и обслуживание; быстрое сооружение, перебазирование и создание необходимых, скрытых и хорошо защищенных запасов в требуемом

месте; обеспечение возможности хранения и выдачи всех товарных сортов горючего; безопасность в пожарном отношении.

Еще в 60-х годах фирмой «United States Rubber Сотр.» (США) были изготовлены первые образцы подводных мягких резервуаров вместимостью 400 м3 [51] (рис. 1.1).

Рисунок 1.1 Мягкий резервуар емкостью 400 м3 в заполненном состоянии

подводой, 1960г.

Резервуар 6 помещался в металлический каркас 1, который крепился к анкерным сваям 7 на дне моря (водоема). Для уменьшения износа при эксплуатации оболочка резервуара удерживалась в каркасе капроновой сеткой 8 на высоте около 1,5 м от дна моря. На поверхности моря у места постановки резервуара находился заякоренный плот 5, служащий для швартовки заправляемых судов. Гибкий рукав 4 соединял плот с плавающим под водой (над резервуаром) распределительным устройством 3, которое имело

шарнирное соединение и удерживалось над резервуаром четырьмя растяжками. От распределительного устройства к резервуару был проведен гибкий рукав 2, обеспечивающий заполнение резервуара производительностью 240 м3/ч. Такие резервуары использовались: при сооружении на глубине около 15 м парков-хранилищ различных сортов нефтепродуктов [108].

Той же фирмой совместно с военно-морским флотом США в Мексиканском заливе и на ряде озер была организована опытная эксплуатация подводных мягких резервуаров вместимостью 190 м [63,97]. Резервуары имели длину 20,7 м, ширину 5,2—6,1 м и высоту в заполненном состоянии около 1,8 м. Конструкция, принцип крепления и оборудование данных резервуаров были аналогичны резервуарам вместимостью 400 м . Применять их предполагалось при создании подводных складов-хранилищ на глубине до 60 м.

Экономия металла при использовании мягких резервуаров возрастает с увеличением глубины их установки. Объясняется это тем, что стоимость изготовления и установки мягких резервуаров и плотов с увеличением глубины почти не меняется, а возрастает только стоимость устройства подводного каркаса на сваях.

В ГИТА для подводного хранения нефтепродуктов использовали серийно выпускаемые мягкие резервуары вместимостью 38 и 190м , предназначенные для наземного хранения нефтепродуктов. Такие резервуары соединялись в группы и крепились на глубине около 15м с помощью каркаса на сваях вблизи платформ нефтедобывающих вышек, где они использовались для хранения нефтепродуктов, сырой нефти или пресной воды.

Считалось, что оболочка наземных резервуаров вместимостью 38 и 190м3 вполне обеспечивает сохранность нефти и нефтепродуктов в условиях подводного хранения. Однако для большей надежности наружный слой оболочки покрывали пленкой пластмассы, в состав которой был введен

ингибитор, предотвращающий воздействие на оболочку резервуара морской воды и водорослей.

В Великобритании для создания стратегических запасов нефтепродуктов у побережья (в районах населенных пунктов) оборудовались подводные хранилища, состоящие из эластичных резервуаров различной вместимости [79].

Хранилища подобной конструкции применялись и в Японии, где они сооружались в районах морских нефтепромыслов. Комплектовались такие хранилища эластичными резервуарами, имеющими перфорированный кожух

В Швеции нашли широкое распространение подводные мягкие резервуары вместимостью 5-100 мЗ под названием «ЗаБес». Резервуары изготавливались как цилиндрической, так и подушечной формы (рис. 1.2, 1.3)

Рисунок 1.2 Подводный резервуар «8азес» (цилиндрической формы), 1970г.: 1 — оболочка резервуара; 2 — якорь; 3 — грузовые скобы; 4 — металлические стяжки; 5 —буй; 6 — рукав

[79]

5

3

Рисунок 1.3 Подводный резервуар «8азес» (подушечной формы), 1970г.: 1 — оболочка резервуара; 2 — планки крепления; 3 —стяжки; 4 — скобы; 5 — якорь; 6 — рукав; 7 — крепление рукава к оболочке

Для повышения прочности резервуары снабжались крепежной арматурой, конструкция которой зависела от конструкции самого резервуара [77].

Оболочки резервуаров изготавливались в основном из многослойного резинотканевого материала (РТМ), а также из пленочнотканевых (армированного полиэтилена, полихлорвинила, полипропилена и др.).

В качестве силового слоя РТМ и для армировки пленок применялись полиамидные (нейлон, анид, перлон, нант и др.), полиэфирные (дакрон, терилен, хлорин, нитрон и др.), поливиниловые, полипропиленовые, фторсодержащие и другие синтетические волокна и ткани на их основе.

Для внутреннего слоя РТМ использовались бутадиен-нитрильные, полихлоропреновые, полисульфидные, полиуретановые и другие каучуки, стойкие к нефтепродуктам. Наибольшее применение нашли нитрильные

каучуки. В качестве наружного слоя РТМ в основном применялись неопрен, хайпалон и пербутан С, обладающие высокой атмосферостойкостью, стойкостью к истиранию, морской воде и нефтепродуктам. Толщина РТМ оболочки резервуаров колебалась от 6 до 8 мм и выбиралась в зависимости от их объема и условий работы. Для снижения и устранения топливопроницаемости в конструкцию РТМ вводился слой из найлона толщиной 0,01 мм, который по своей антидиффузионной способности считался равнозначным слою нитрильной резины толщиной 32 мм.

Все подводные мягкие резервуары имеют положительную плавучесть, величина которой зависит от плотности и количества залитого нефтепродукта и массы порожнего резервуара. В зависимости от способа преодоления положительной плавучести и удержания на дне мягкие подводные резервуары устанавливаются на дне моря (водоема) при помощи якорей, монолитных блоков, корпусов затонувших кораблей, свай-анкеров и т. п., с которыми резервуары соединяются гибкой связью или на ферменных конструкциях, закрепленных на дне моря; при этом к ферменным конструкциям резервуары крепятся капроновой сеткой или лентами.

На всех подводных мягких резервуарах в верхней части устанавливается самозапорная арматура с рукавом длиной, превышающей глубину погружения. На противоположном конце рукава устанавливается также арматура для подсоединения к топливным бакам судов для заполнения резервуара или бункеровки судна.

К месту эксплуатации резервуары доставлялись вертолетом, на палубе корабля (судна), путем буксировки по воде или при помощи кранов непосредственно с берега (пирса). Устанавливались подводные резервуары на глубине до 60 м, позволяющей обслуживание их водолазами.

Заполнение подводных мягких резервуаров нефтепродуктом производилось судовыми или береговыми (при размещении резервуаров вблизи побережья) насосами.

Слив (выдача) нефтепродукта из мягких резервуаров осуществлялась без применения перекачивающих средств за счет гидростатического давления в результате разности плотности залитого и хранимого в резервуаре нефтепродукта и воды, деформации оболочки и вытеснения нефтепродукта по рукаву на поверхность. При этом производительность выдачи находилась в прямой зависимости от глубины погружения резервуара, диаметра запорной арматуры и рукава.

Подъем резервуара на поверхность для перебазирования, ремонта и других целей производился с якорем и без якоря. В первом случае в резервуар подавался воздух от судна (баллона) по специальному воздушному шлангу, а во втором — топливо по грузовому рукаву, в количествах, необходимых для создания подъемной силы. В некоторых конструкциях предусматривались специальные воздушные эластичные баллоны, которые закреплялись на оболочке резервуара или на якоре и предназначались для подъема резервуара. Были разработаны различные варианты устройств дистанционного замера количества нефтепродукта, находящегося в резервуаре.

Однако, при изготовлении гибких оболочек появился ряд проблем. Во-первых, с возрастанием грузоподъемности оболочки резко увеличивались требования к прочности материала, из которого она изготовлялась, а также ее размеры и усложнялась технология. Во-вторых, при буксировке емкости свыше определенной скорости наблюдалось резкое возрастание сопротивления из-за ее вращения вокруг вертикальной и горизонтальной осей (она извивалась и ныряла). Таким образом, на сегодняшний день преждевременно говорить о широком развитии перевозок нефти и нефтепродуктов в гибких оболочках и замене ими танкеров.

С 70-х годов фирма «Dunlop Limited» [102] специализируется на разработке и производстве резинотканевых резервуаров. Для транспортирования нефтепродуктов по морю, озерам, рекам и другим водным путям фирма «Dunlop» изготавливала буксируемые резинотканевые

резервуары - баржи под названием «Дракон» девяти стандартных

л

типоразмеров вместимостью от 4,6 до 1100 м (табл. 1.1). В резервуарах можно было хранить горючее на плаву.

Оболочка резервуара изготавливалась из нейлоновой ткани, высокопрочного и гибкого корда с покрытием из синтетического каучука. Наружное покрытие оболочки отличалось высокой стойкостью ко всем атмосферным воздействиям, соленой воде, действию озона и истиранию, а внутреннее покрытие — к различным сортам заливаемого нефтепродукта или другой жидкости.

Резинотканевые резервуары «Дракон» имели высокие мореходные данные, буксировались почти без рывков и позволяли транспортировать жидкие продукты с удельной массой 1,01. Более 10 лет эти резервуары поставлялись военным и гражданским потребителям в различные страны.

Таблица 1.1

Буксируемые резинотканевые резервуары «Дракон»

Показатели Тип резервуаров

А1 А2 05 Б10 Е Б I Ь О

Номинальная 3 вместимость, м 4,6 9 23 45 100 190 367 521 1100

Длина, м 8 14 15 31 38 50 68 76 61

Диаметр, м 0,94 0,94 1,42 1,42 1,88 2,3 2,75 3,2 4,3

Масса порожнего резервуара, кг 203 300 390 743 1000 2275 3536 4065 4318

Высокая прочность, упругость и плавучесть обеспечивали достаточную надежность конструкции резервуара и стойкость его к повреждениям. Резервуары обладали высокой маневренностью при буксировке, транспортабельностью и малым объемом в порожнем состоянии, в связи с этим могли быть быстро доставлены к месту эксплуатации. Низкая осадка позволяла буксировать их по мелководью и облегчала сливно-наливные

операции в труднодоступных местах. Высокая эластичность и обтекаемость оболочки позволяли повторять профиль волны, выполнять повороты под углом 180° и создавать малые усилия при буксировке по сравнению с металлическими баржами одинаковой вместимости. В связи с отсутствием паровоздушного пространства в них не образовывалась взрывоопасная смесь и исключалась воспламеняемость нефтепродуктов от трения (статического электричества) при транспортировании. Кроме того, они обладали высокими противомагнитными свойствами. Резинотканевые резервуары «Дракон» были значительно экономичнее и эффективнее металлических барж одинаковой вместимости.

1.2. Стальные подводные нефтехранилища

С 1957 г. компания «Bethlemen Steel» (США) начала изготовление

3 3

подводных нефтехранилищ емкостью от 1600 м до 160000 м , которые устанавливались на глубине до 90 м [122]. Так, например, подводное нефтехранилище емкостью 79,5 тыс.м3 состояло из двух резервуаров. Нижний, подводный резервуар, прямоугольной формы размером 135x60x9м с перемычками и ребрами жесткости. В центре резервуара был приварен стояк высотой до 90 м, представляющий собой цилиндрическую колонну или ферму. Внутри стояка была смонтирована система трубопроводов, предназначенных для закачки нефтепродуктов. На стояке был установлен верхний резервуар прямоугольной формы, перемещающийся вдоль стояка в вертикальном направлении. На площадке верхнего резервуара располагалось основное и вспомогательное оборудование, необходимое для обслуживания обоих резервуаров.

В порожнем состоянии хранилище имело положительную плавучесть и могло транспортироваться как баржа-плоскодонка к новому месту установки. При этом верхний резервуар покоился на нижнем. Коэффициент устойчивости конструкции при транспортировании был выше, чем у большинства судов. При развертывании (установке) хранилища нижний резервуар

заполнялся морской водой. Поддерживание конструкции на плаву осуществлялось при помощи верхнего порожнего резервуара. Спуск производился специальными домкратами, обеспечивающими возможность перемещения верхнего резервуара относительно стояка вверх и вниз. После того, как нижний резервуар опустился на дно, верхний с помощью этих же домкратов поднимался над водой, в результате чего уменьшалось волновое воздействие на конструкцию. Затем домкраты удалялись, и верхний резервуар приваривался к элементам стояка, с целью образования жесткой конструкции.

Для предотвращения размывания грунта, а также случайных перемещений конструкции предусматривалась установка на дно, под нижний резервуар, стальных «юбок», расположенных в виде решетки. При опускании конструкции на дно эти «юбки» вдавливались в грунт, предохраняя конструкцию от перемещ�