ВВЕДЕНИЕ Проектирование газопровода-перемычки МГ «Союз», «Оренбург –

ВВЕДЕНИЕ
Проектирование газопровода-перемычки МГ «Союз», «Оренбург –
Новопсков» - МГ «САЦ IV» обусловлено рядом причин, важнейшими из
которых являются:
 включение
газа
Карачаганакского
нефтегазоконденсатного
месторождения в единую систему газоснабжения Республики Казахстан
посредством использования схемы замещения, транспортируемого по
системе газопроводов «САЦ» транзитного газа и подачей его в
проектируемый газопровод «Бейнеу - Бозой - Шалкар - Самсоновка»
газом Карачаганакского месторождения после его переработки на
Оренбургском газоперерабатывающем заводе;
 повышение надежности газоснабжения южных областей Казахстана;
 укрепление экономической безопасности Республики Казахстан.
В настоящее время объемы потребления природного газа в областях
южного региона Казахстана сдерживаются ограниченными объемами подачи
газа из Республики Узбекистан и техническим состоянием существующего
газопровода БГР-ТБА.
Проектируемый газопровод- перемычки МГ «Союз», «Оренбург –
Новопсков» - МГ «САЦ IV» будет являться единой системой производственнотехнологических объектов, сооружений и установок, состоящей из локальных
площадочных объектов и линейных сооружений. Проектом предусматривается
сооружение следующих объектов:
 компрессорной станции в районе врезки газопровода в МГ «Союз» и
МГ «Оренбург- Новопсков»;
 линейных сооружений газопровода- перемычки, прокладываемого
подземным способом, протяженностью трассы 30 км, а также
соответствующих технологических объектов: линейные узлы запорной
арматуры, станции катодной защиты трубопровода, высоковольтные
2
линии электропередачи, трансформаторные подстанции и другие
сооружения;
 пункта редуцирования газа.
Планируемый срок эксплуатации проектируемых объектов газопровода
- не менее 30 лет.
1 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Технология трубопровода: основные объекты и сооружения
магистральных газопроводов
Магистральным
газопроводом
предназначенный для
называется
транспортировки
трубопровод,
газа из района добычи или
производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий
отдельные
газовые
месторождения.
Ответвлением
от
магистрального
газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к
магистральному
газопроводу
и
предназначенный
для
отвода
части
транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным
предприятиям.
Магистральные газопроводы в соответствии с [11], в зависимости от
рабочего давления в трубопроводе, подразделяются па два класса: 1 —2,5-I0
МПа; II — 1,2—2,5 МПа.
Пропускная способность действующих однониточных магистральных
газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет 10—50 млрд. м
газа в год. Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно в
параллельно
действующим
или
проектируемым
магистральным
трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором
магистральных трубопроводов согласно [11] понимают систему параллельно
проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для
транспортировки
нефти
(нефтепродукта,
в
том
углеводородных газов) или газа (газового конденсата).
числе
сжиженных
3
В Отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном
техническом
коридоре
нефтепроводов
(нефтепродуктопроводов)
и
газопроводов.
В состав магистральных трубопроводов входят: линейные сооружения,
представляющие
собой
собственно
трубопровод,
систему
противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие и тепловые
станции; конечные пункты нефтепроводов и
нефтепродуктопроводов,
газораспределительные станции (ГРС), на которых принимают поступающий
по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на
завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.
В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и
подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается
к головным сооружениям трубопровода. Как правило, магистральные
трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней
образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не
диктуются
особыми
геологическими
условиями
или
необходимостью
поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном
уровне, для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или
сварные трубы диаметром 300-1420 мм.
Толщина
стенок
труб
определяется
проектным
давлением
в
трубопроводе, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по
районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на
опоры или в искусственные насыпи. На пересечениях крупных рек
газопроводы
(а
в
некоторых
случаях
и
нефтепроводы)
утяжеляют
закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и
заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку
перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных
дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм
больше диаметра трубопровода, для удовлетворения потребностей в
нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс
4
газопроводов, от, них прокладывают отводы или ответвления из труб
сравнительно
малого
диаметра,
по
которым
часть
нефтепродуктов
(периодически) и газа (непрерывно) отводится в эти населенные пункты. С
интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе
устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в
случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе
имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная),
которая в основном имеет диспетчерское назначение. Её можно использовать
для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль
трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают
трубопровод от наружной коррозии. На расстоянии 10-20 км друг от друга
вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность
которых входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода и
устройствами
электрической
защиты
трубопровода
от
коррозии.
Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или
центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей
внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного
агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные
нагнетатели работают группами по два или три последовательно, и несколько
групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата
может достигать 50 млн. м3/сут, а давление на выходе станции - 10 МПа. При
высоком
пластовом
давлении
газа
в
первый
период
эксплуатации
месторождения газопровод может работать без головной компрессорной
станции. На всех компрессорных станциях газ очищается в пылеуловителях от
механических примесей. Кроме того, на головной станции осуществляется
осушка газа, очистка от сероводорода от углекислого газа и одоризация
природного газа.
Компрессорные
станции
имеют
вспомогательные
сооружения:
котельные, системы охлаждения, электроснабжения, канализации и др.
5
Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным
станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от
механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем,
снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных
сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю.
1.2 Климатические характеристики района
Таблица 1.1 - Параметры климатических условий по маршруту следования
газопровода-перемычки
№ п/п
Климатические параметры
ЗападноКазахстанская область
1
Средняя температура самого холодного
-13.5
месяца, °С
2
Среднегодовая температура, °С
4.8
3
Абсолютный минимум температуры, °С
-43
4
Абсолютный максимум температуры, °С
42
5
Температура воздуха наиболее холодных
-36
суток с обеспеченностью 0,92 , °С
6
Температура воздуха наиболее холодной
-30
пятидневки с обеспеченностью 0,92 , °С
7
Продолжительность отопительного периода,
200
сут.
8
Годовое количество осадков, мм
9
Вес снежного покрова, кПа (кгс/м2)
10
Скорость ветра, м/сек
11
Глубина промерзания грунта, м
1.3
Мощность
перемычки
(производственная
374
Высота -26см
июль-5, январь-6.6.
1.6
программа)
газопровода-
6
Строительство газопровода-перемычки МГ «Союз», «Оренбург Новопсков» - МГ «САЦ» предусматривает возможность транспорта газа в
объеме 6.5 млрд.нм3/год, по договору о переработке Карачаганакского газа на
Оренбургском ГПЗ (РФ) и возврата 50% доли в РК после переработки.
Объем подачи по газопроводу-перемычке в сутки составит - 18.6 млн.нм3.
(6.5млрд.нм3/год/350 суток = 18.6млн.нм3/сутки или 775тыс.нм3/час).
В расчетный объем подачи входят технические потери газа и объемы газа
на перекачку по проектируемому газопроводу - перемычке.
Ниже приведена схема газопровода (перемычки) «Союз», «ОренбургНовопсков» – «САЦ 4», лупинг «САЦ 4».
1.4 Технологические решения по газопроводу - перемычке
Под технологической понимается принципиальная схема коммуникаций,
соединяющих технологические объекты и обеспечивающих проведение
операций по перекачке. Основными требованиями, предъявляемыми к
технологическим схемам, являются их простота, возможность выполнения всех
предусмотренных проектов технологических операций при минимальном
количестве запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей,
минимальная длина технологических трубопроводов.
В проекте рассматривается вариант с установкой компрессорной станции
в месте подключения перемычки в МГ «Союз» и МГ «Оренбург-Новопсков».
Схема
газопровода
предусматривает
возможность
забора
газа
одновременно из двух газопроводов МГ «Союз» и МГ «Оренбург-Новопсков».
Для подачи газа в МГ «САЦ-4» перед врезкой предусмотрен пункт
редуцирования газа.
Для транспорта газа в объеме 18.6 млн.нм3/сутки предлагается
строительство газопровода диаметром Ду 1020 мм, в одну нитку с Рраб= 8.0
МПа.
7
Проектируемый газопровод - перемычка диаметром 1020х14 мм, Рраб-8.0
МПа протяженностью 30 км прокладывается подземным способом на глубине
1.0 м от поверхности земли.
Рельеф поверхности в районе прокладки проектируемого газопровода
ровный, без значительных перепадов высотных отметок. Грунт - суглинки,
супеси и глины, частичное обводнение участка прокладки наблюдается в
весенний, осенний период.
На
расстоянии
250
м от
МГ
«Союз»,
«Оренбург-Новопсков»
предусмотрены два коммерческих узла учета газа: один - на давление 5.4МПа,
другой - на давление 7.4МПа.
Принципиальная схема узла учета предусматривает 3 измерительные
линии с установкой диафрагмы и байпаса. Краны на линии и байпасе
предусмотрены с дистанционным управлением.
Расходомерные
устройства
предусматриваются
типа
камерной
диафрагмы, устанавливаемой в разъеме, между фланцами.
Для замены диафрагмы предусматривается остановка узла на период
замены.
Все данные измерений с узла учета выведены в операторную.
Прокладка газопроводов линий замера расхода газа предусмотрена
надземной.
Информация с узла учета передается на пульт диспетчера КС.
На расстоянии 250 м от МГ «САЦ» предусмотрен пункт редуцирования
газа (ПРГ). Расчетный расход -775 тыс.нм3/час. (18.6млн.нм3/сут/24 =
0.775млн.нм3/час.).
Снижение давления до 7.4 МПа на врезке в МГ «САЦ 4» и лупинг «САЦ
4» происходит с помощью пункта редуцирования газа (ПРГ), устанавливаемого
перед врезкой в МГ САЦ.
Обслуживание
проектируемой КС.
ПРГ
предусматривается
вахтенным
персоналом
8
Предусматривается установка камер для пуска и приема очистных и
диагностических устройств.
1.4.1
Технико-технологические
решения
по
линейной
части
газопроводов
1.4.1.1 Основные конструктивные характеристики газопроводов
Технологическая схема газопровода состоит из однониточной линейной
части и компрессорной станций. Линейная часть имеет дополнительные
элементы:
-линейные крановые узлы;
-камеры пуска и приема очистных;
-коммерческие узлы учета расходов газа в районе врезки газопровода;
-пункт редуцирования газа (ПРГ) с 8,0 МПа до 7,4 МПа, в районе врезки
газопровода МГ «САЦ 4».
Основные конструктивные характеристики газопровода включают в
себя: диаметр трубы, толщину стенки трубы в зависимости от категории
участка, а также отдельные элементы - пригрузы на участках с затоплением и
высоким уровнем воды, стабилизирующие устройства для поглощения
деформаций от давления и температурных колебаний.
В соответствии с требованиями для строительства магистральных
трубопроводов
должны
применяться
трубы
стальные,
бесшовные,
электросварные прямошовные, спиральношовные и других специальных
конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и
низколегированных сталей диаметром до 500 мм включительно, из спокойных
и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и
низколегированных сталей в термически или термомеханическом упрочненном
состоянии для труб диаметром до 1420 мм.
9
Категория при прокладке трубопроводов, расположенных в пределах
территории КС, принимается В.
На участках газопровода III категорий рекомендуется использование
спиральношовных
труб,
удовлетворяющих
техническим
требованиям,
предъявляемых к трубам, используемым при строительстве газопроводов,
работающих под высоким давлением – 8,0 МПа.
Температурный перепад принят для подземных участков - 40С.
1.4.1.2 Выбор трубы
Выбор трубы выполнен по характеристике стали марки К56 по пределу
прочности 550 МПа и пределу текучести 410 МПа.
Выбираем трубу стальную, электросварную, спиральношовную из
низколегированной стали марки 06ГФБАА Волжского трубопроводного
завода.
«Волжский
трубный
завод»
(Россия),
принадлежащий
Трубной
металлургической компании производит спиралешовные трубы, мощности
завода по ТБД составляют 400 тыс. тонн в год. Сталеплавильный комплекс
Волжского трубного завода полностью обеспечивает потребности предприятия
в стальной трубной заготовке. Трубы производятся в соответствии с
российскими стандартами и стандартами API. С целью выхода на рынок
прямошовных труб Трубная металлургическая компания покупает у «Haeusler»
для Волжского трубного завода линию для выпуска прямошовных труб 5301420 мм с толщиной стенки до 42 мм группы прочности до Х100. Запустить
линию мощностью 750 тыс. т планируется в 3-м квартале 2008 г.
Основным препятствием к положительному решению по применению
труб с повышенными прочностными характеристиками является проблема
сохранения качества трубы во времени.
Повышение прочности металла возможно только за счет введения
легирующих добавок. При этом пластичность падает. Появляется много
10
центров локальных напряжений, в которых при определенных обстоятельствах
появляются дефекты.
Получение пластичных материалов без легирующих добавок на рынке
труб не предлагается.
1.4.1.3 Установки запуска и приема очистных устройств газопровода
Для периодической очистки полости газопровода с целью поддержания
пропускной способности газопровода на уровне проектной, а так же для
запуска и приема диагностических устройств, в проекте предусмотрена
установка узлов запуска и приема очистных устройств.
Очистка полости газопровода предусматривается без прекращения
подачи газа пропуском ОУ, перемещающегося в потоке газа со скоростью до
18 км/час. В процессе очистки из полости газопровода удаляются влага, пыль,
окалина и другие загрязнения.
Установка узла запуска ОУ предусмотрена на компрессорной станции, а
установка приёма ОУ предусмотрена перед врезкой газопровода в МГ «САЦ
4».
В состав сооружений проектируемых узлов запуска или приема ОУ
входит:
- блок камеры запуска или приема;
- механизмы для извлечения, перемещения и запасовки ОУ;
- запорная арматура и продувочные свечи;
- трубопроводы обвязки камеры запуск или приема;
-сигнализаторы прохождения очистных устройств, устанавливаемые за 1
км до камеры приема поршня;
- местный щит управления технологическим процессом узла очистки;
Категория участка газопровода с узлом приема и пуска очистных
устройств в пределах территории узлов - В, примыкающих участков длиной
250 м в обе стороны - первая (1):