CC BY
102
© Е.И. Крапивскин, Г.С. Миннсгулова, P.M. Садыкова, 2013
УДК 622.692.4; 622.691.4
Е.И. Крапивский, Г.С. Миннегулова, Р.М. Садыкова
ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДЗЕМНОГО НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОГО МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА СМЕСИ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
Рассмотрена технология перекачки смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам, основанная на добавления в природный газ газового конденсата с последующим сжижением. В работе рассмотрены способы повышения надежности подземных магистральных трубопроводов сжиженных углеводородных газов в условиях многолетней мерзлоты.
Ключевые слова: низкотемпературный трубопровод, сжиженные углеводороды, СПГ, газовый конденсат.
По своим газовым запасам месторождения Арктики соизмеримы с месторождениями Западной и Восточной Сибири. К настоящему времени в Арктике уже открыто более полутора десятков газовых и га-зоконденсатных месторождений, например, Штокмановское, Приразлом-ное, месторождения полуострова Ямала и Гыдана. Только в Баренцевом море их количество достигает 11 месторождений, некоторые из них относятся к уникальным или крупным. Однако только вышеперечисленными месторождениями не исчерпывается богатый газовый потенциал Арктики, где уже открыто более полутора десятков газовых и газоконденсатных месторождений.
Компанией ОАО «НОВАТЭК» реализуется проект «Ямал СПГ» - масштабный комплекс по производству сжиженного природного газа (СПГ) на полуострове Ямал на базе Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения. Проект предусматривает ежегодное производство и морскую транспортировку около 16 млн т
сжиженного природного газа и до 1,35 млн т газового конденсата в год с возможностью расширения производства и перевалки в перспективе до 40 млн т СПГ, 2,2 млн т газового конденсата и 3,5 млн т нефти в год. Выход завода на проектную мощность в 2018 г.
В настоящее время возникли трудности с освоением газоконденсатных месторождений, что связано с исключительно суровыми климатическими условиями (круглогодичная транспортировка по Северному морскому пути в страны АТР проблематична), экологическими проблемами, рисками продажи газа и отказом США от экспорта природного газа в связи с разработкой сланцевых месторождений. К числу ожидаемых проблем нужно отнести и возможные потери газового конденсата и нефти, и трудности транспортировки и продажи.
Большинство месторождений Ямала являются газонефтеконденсатны-ми, причем содержание нефти и конденсата составляет 5-10 массовых процентов. Поэтому кроме танкеров
Дрймииоше
Kp/LVWlfTQpHOSW 0J
МйСК-р wet tiresome огаюю НД5 Hi ¡лн ut
& H-i J-Г»« 1(1 L'jHa^1 НГ 1 rviblt
r.mi-^iy^-'V"
¿Щ
Crepj-jf.Mtxoe БОВаИвЫГОвСДЖ
fyee
< ни« О
Г. ¡'t.:
(^Лсжгичесдм
Euii^.'Oji'jH
l>Bfl
.1 игч-знцг, д: р»гч трубэпро »aft
Маршальское Wojonc'pn
I lilWIfl jf
.0
KgiM 4»pi
i-
(KaaiVi. Jtafwrie«
u О f-^y^
Рис. 1. Схема маршрута проектируемого низкотемпературного трубопровода Тамбей - Бованенково
для транспортировки СПГ необходимы нефтетанкеры ледового класса.
На Нефтегазовом факультете Горного университета ведется разработка альтернативного варианта поставок смеси метана и газового конденсата, сжиженного нефтяного газа, ШФЛУ - по низкотемпературным трубопроводам, в которой учтены особенности нефтегазоконденсатных месторождений Арктики. Для обеспечения возможности транспортировки газовой смеси по магистральным трубопроводам при допустимых температурах (минус 50 0С) и давлениях (до 12 МПа) к природному газу (метану) в заданной пропорции (5-10 %) добав-
ляются нестабильный газовый конденсат и нефть с разрабатываемого месторождения. Существующие сорта сталей марки Х70 и Х80, применяемые при строительстве трубопроводов «Бованенково - Ухта», ВСТО и «Северный поток» работоспособны при вышеуказанных давлениях и температурах. Предварительное название технологии LHG-MIX PipeLine Transportation (магистральный трубопроводный транспорт сжиженной газовой смеси - условное название и сокращение).
В настоящей работе рассмотрены некоторые особенности строительства трубопроводов сжиженной смеси углеводородных газов в условиях многолет-немерзлых пород.
Для снижения объемов транспортировки СПГ по Северному морскому пути (СМП) в зимний период мы предлагаем:
1) построить подземный низкотемпературный трубопровод Тамбей -Бованенково диаметром 720 мм и длиной 200 км (рис. 1) для перекачки части добываемой продукции на установку комплексной подготовки газа на Бованенковском месторождении;
2) на УКПГ Бованенковского месторождения предлагается разделить смесь на метановую составляющую, газовый конденсат и нефтяную составляющую;
3) после регазификации метан и этан целесообразно закачать в действующий газопровод Бованенково-Ухта, газовый конденсат (бутан, пропан, пентан и гексан) в специальных
цистернах отправить по железной дороге Бованенково - Обская, Лабыт-нанги, Печора, Ухта) на Сосногор-ский газоперерабатывающий завод (около Ухты), а нефтяные фракции направить на переработку на Ухтинский НПЗ.
Это позволит:
- отказаться от транспортировки ШФЛУ и нефти по СМП в страны АТР;
- загрузить Сосногорский газоперерабатывающий завод конденсатом (ресурсная база - Вуктыльское газо-конденсатное месторождение практически выработано);
- загрузить Ухтинский НПЗ нефтью.
На всем протяжении трасса Там-бей - Бованенково проходит по мно-голетнемерзлым грунтам с температурой минус 5 - минус 7 0С. Водонасы-щенность грунтов доходит до 80 %, льдистость составляет 15 - 30 %, пластовые залежи льда достигают толщины нескольких десятков метров, встречаются креопеги. Трасса пересекает большое число мелких озер, рек и ручьев. В зимний период и озера и реки промерзают до дна.
Строительство трубопровода сжиженных углеводородных газов будет производиться в зимний период. Предусматривается предварительное охлаждение грунта термосваями (рис. 2) до температуры минус 20 - 30 С, в связи с чем он не будет подвержен указанным выше отрицательным факторам.
В связи с этим большое значение приобретает исследование проектируемой трассы трубопровода с целью выявления глубины оттаивания вечной мерзлоты в летний период, определения несущей способности грунтов.
Обычно для этой цели используется бурение мелких скважин с после-
дующим анализом керна. Это дорогостоящее решение не всегда эффективно, т.к. в летний период грунт оттаивает на глубину до 2 - 3 м и получение керна и его исследование в таких условиях проблематично. Поэтому основными методами при обследовании трассы является комплекс геофизических исследований: электротомография, сейсмотомография и георадиолокационное зондирование. Геофизические исследования позволяют выделить границы многолетне-мерзлых пород, а также уточнить положение литологических границ между скважинами [3].
На рис. 3 показан профиль траншеи подземного низкотемпературного трубопровода. Для поддержания низкой температуры вдоль трассы трубопровода планируется использовать замораживание околотрубного пространства трубопроводов зимой с помощью специальных винтовых термосвай (с вертикальной и горизонтальной испарительной частью) с нагревательным элементом, использование высококачественной заводской пено-полиуретановой тепловой изоляции и холодильных установок, совмещенных с перекачивающими станциями на определенных расстояниях вдоль трубопровода. Непосредственно на трубопроводе для дополнительной тепловой изоляции будет использоваться пенополистирол или вспененный каучук.
Действие термосвай основано на охлаждении грунта вокруг трубопровода в зимний период, за счет низкой температуры наружного воздуха. Термосвая наполнена хладагентом, в качестве которого использован безводный аммиак. Для повышения теплообмена между термосваей и атмосферным воздухом в верхней части термосваи установлены радиаторы из прессованного алюминия [4].
Результаты интерпретации сеисмотомограФии
Набс, м
р4 Ом м
100000 10000 1000 100 10
Результаты интерпретации электротомаграфии
2*эе ГУ т 1В7ЭН2
Условные обозначения; -литологическая граница Е
Г* 1в7Э»«
В
[.--- границы, выделяемые по
1 1 геофи зичесчи м дан ным
1 - границы многолетнемерэлых -----1 пород
«ж гм+тг
о )о го Ми
- песок
а) крупный б) мелкий
Рис. 2. Результаты сейсмотомографии и электротомографии [3]
з 2
5\Х
Рис. 3. Профиль траншеи подземного низкотемпературного трубопровода:
1 - насыпь (естественный и привозной грунт), 2 - теплоизоляция (из пенополиуретана), 3 - теплоизоляционный слой, 4 - набивка, 5 - винтовая термосваи, 6 - настил (песок)
Когда температура наружного воздуха ниже температуры грунта, жидкий аммиак, находящийся в нижней части термосваи, начинает испаряться. Пары поднимаются в верхнюю часть сваи и там конденсируются. Охлажденный конденсат паров аммиака стекает по стенкам сваи, охлаждая ее и через нее -расположенный вокруг нее грунт. Описанный цикл испарения и конденсации аммиака повторяется до тех пор, пока температура нижней части термосваи не будет ниже температуры ее верхней части.
Достоинством описанного решения является его функционирование без внешних источников энергии, а отсутствие каких-либо подвижных деталей исключает необходимость ремонта и контроля.
Для первоначального захолажи-вания трубопровода предусматривается дополнительное охлаждение жидким азотом (порционная подача) в период пуска.
По обе стороны уложенного в траншею трубопровода, в необходимых местах (при положительной или слабо отрицательной температуре грунта в летнее время) предусмотрен монтаж труб систем замораживания диаметром 150 мм, заполняемые рассолом в качестве хладагента. Станции замораживания, работающие на электроэнергии, должны располагаться вдоль трассы трубопровода. Это дорогостоящее решение в холодном климате Арктики, как мы надеемся, найдет применение только на се-зонно оттаивающих грунтах и при переходе трубопровода через водные преграды. Расстояние между станциями определяется тепловым расчетом. Строительство целесообразно вести только в холодные месяцы (октябрь-апрель) в целях сведения к минимуму ущерба тундре.
Термосваи планируется изготавливать с возможностью их удаления после замораживания грунта и установки на новом участке строящегося трубопровода, что значительно сокращает затраты. Для этого термосваи оснащаются нагревательным элементом, расположенным в винтовой части, для удобства их ввинчивания и вывинчивания.
Пересечения водных преград низкотемпературным трубопроводом осуществляется наземным способом с усиленной тепловой изоляцией на опорах, располагаемых по обе стороны водного препятствия с расположенными внутри них термосифонами (термосваями) для повышения надежности перехода. Возможность подводной прокладки
трубопровода требует дополнительного анализа и экспериментальных работ. Для исключения всплытия трубопровода в ряде случаев наряду с тепловой и антикоррозионной изоляцией планируется использование обетонированных труб.
Большую сложность представляет обеспечение устойчивости положения «холодного» трубопровода в таликах, при пересечении русла рек. При отрицательной температуре газа происходит многолетнее промерзание, сопровождающееся выпучиванием газопровода. Интенсивно происходящие процессы морозного пучения могут вызывать большие деформации трубопровода. Многие участки трассы подвержены обводнению, что может вызвать всплытие трубопровода [2].
Катодная защита от коррозии не предусматривается, так как температура трубопровода ниже минус
1 Полозов А.Е. Повышение прочности низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов / Дис. д-ра технич. наук. К. - М., 2004. - 349 с.
2. Оценка конструктивной надежности переходов через талики на трассе газопроводов Бованенково - Байдарацкая губа / Н.
40 0С. В проблемных местах будет уложена анодная зашита в виде алю-миниево-магниевых протекторов, привариваемых к трубопроводу.
Затраты на строительство 1 километра предлагаемого трубопровода составят около 10 млн. долл. Для сравнения, стоимость 1 км газопровода Бованенково - Ухта составляет 14 млн. долл., а нефтепровода Транс - Аляска - 9,5 млн. долл. Стоимость каждого танкера ледового класса - 300 млн. долл., а атомного ледокола - 1500 млн. долл.
Из проведенного исследования следует, что предложенный способ комбинированной транспортировки СПГ по СМП и смеси сжиженных углеводородов по подземным магистральным трубопроводам позволит сушественно сократить затраты на транспорт газа и газового конденсата, на треть сократить количество ледоколов и танкеров.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Н. Хренов // Газовая промышленность. -2009. - N 4. - С. 51-53.
3. http: //zond-geo. ru/examples/f ield-works/polevyie-rabotyi-primer-12/
4. http://en.academic.ru/dic.nsf/enwiki/ 11574310EC3
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
Крапивский Евгений Исаакович - доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры транспорта и хранения нефти и газа, eikrapivsky@mail.ru Миннегулова Гульнур Сагдатовна - аспирант 2-го года обучения, qulnur-live@mail.ru, Садыкова Римма Маратовна - аспирант 1-го года обучения, sadimira91@mail.ru, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», кафедра Транспорта и хранения нефти и газа
А
