CC BY
50ТРАНС-САХАЛИНСКИЙ ТРУБОПРОВОД. ПИЛЬТУН-АСТОХСКОЕ И ЛУНСКОЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Исламгулова Г.Ф.
Старший преподаватель кафедры «Математика» ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»,
Уфа, Россия Аникина М.В. Студент
ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Уфа, Россия
TRANS-SAKHALIN PIPELINE. PILTUN-ASTOKHSKOYE AND LUNSKOYE DEPOSITS
Islamgulova G.
Senior lecturer of the department "Mathematics" Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia
Anikina M. Student
Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia
Аннотация
В данной статье выделяются и описываются характерные особенности сахалинского трубопровода, компании «Сахалин Энерджи», обсуждаются Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на Сахалине. Выполнен расчёт толщины стенки трубопровода.
Abstract
This article highlights and describes the characteristic features of the Sakhalin pipeline, the Sakhalin Energy company, and discusses the Piltun-Astokhskoye and Lunskoye fields on Sakhalin. The calculation of the wall thickness of the pipeline.
Ключевые слова: трубопровод, морская платформа, полоса отчуждения, транспортировка, переработка, хранение.
Keywords: pipeline, offshore platform, exclusion zone, transportation, processing, storage.
Введение
Нефтегазовая компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд» («Сахалин Энерджи») ведет освоение Пильтун-Астохского и Лунского месторождений на северо-восточном шельфе острова Сахалин. В задачи компании входят добыча, транспортировка, переработка и маркетинг нефти и природного газа. Компания работает на основе Соглашения о разделе продукции (СРП). Соглашение подписано между «Сахалин Энерджи» и Российской Федерацией (в лице Правительства РФ и администрации Сахалинской области) в июне 1994 года. Это соглашение стало первым СРП в России.
Актуальность выбранной темы обусловлена тем, что на Сахалине развивается добыча сырой нефти, переработка природного газа и транспорти-
ровка углеводородов от Сахалина на Дальний Восток и в Тихоокеанский регион. Этот проект, управляемый компанией «Сахалинская Энергия» обеспечивает рабочие места для специалистов бурильщиков, разработчиков, энергетиков, слесарей, техников-монтажников оборудования нефтегазо-хранилищ и нефтепроводов, снижая, таким образом, безработицу как в Сахалинской области так и в целом по стране.
Сахалин Энерджи
Компания «Сахалин Энерджи» разрабатывает морские месторождения у северо-восточного побережья острова Сахалин. Одно из них называется Пильтун-Астохское, второе - Лунское.
На Пильтун-Астохском месторождении находятся 2 добывающие платформы: Моликпак и Пильтун-Астохская-Б (рис.1).
Рисунок 1. Пильтун-Астокское месторождение
На Лунском газовом месторождении (рис.2) установлена платформа Лунская, которая добывает основную часть газа для завода СПГ (сжиженный
природный газ), расположенного на Юге Сахалина, в производственном комплексе «Пригородное».
Рисунок 2. Лунское месторождение
От объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК) нефть и газ транспортируются двумя трубопроводами протяженностью более 600 километров до терминала экспорта нефти и завода СПГ в «Пригородном», недалеко от южного порта Корсаков. Нефтепровод имеет диаметр 610 мм (24 дюйма), а диаметр газопровода - 1200 мм (48 дюймов). Трубы были поставлены на остров Сахалин через Холмский рыболовный и торговый порт из материковой части России. Все оборудование для установки было также изготовлено на материке. Основными подрядчиками стали Российские компании такие как: Север Сталь, Стар Строй, Лукойл Нефтегаз и другие [3].
Пять отдельных бригад принимали участие в прокладывании трубопровода. Каждый участок
охватывал до 200 километров маршрута и работы производились одновременно. Местность и сезонные условия определяли сроки проведения работ. Большая часть работ проводилась круглый год, кроме периода, когда дороги были непроходимыми из-за весенней оттепели. Большая часть строительства в болотистых районах проводилась зимой. Строительство трубопроводов, пересекающих множество рек и ручьев, также осуществлялось в холодное время года. Работа в горной местности проводилась в летние месяцы, когда погода более благоприятна и возможен доступ к трубопроводу. По окончании строительства полоса отчуждения (ПО) очищается и восстанавливается. С соблюдением всех экологических норм выполняются дренажные работы, повторный посев, террасирование для
предотвращения эрозии, стабилизация. Трубопровод прошел через 1100 болот, рек, ручьев, водотоков и сейсмических разломов, несколько автомобильных и железных дорог. Кроме того, трубопровод пересек горные хребты, в том числе хребет Макарова, высота которого доходит до 400 метров над уровнем моря. Эти аспекты, а также специфические погодные и экологические условия острова Сахалин, создали достаточно проблем при проектировании трубопроводов [1].
Трубопроводы должны справляться с условиями окружающей среды. Они должны оставаться стабильными в случае наводнения, вымывания и сохранять целостность во время и после сейсмических событий. Основная часть труб покрывается новым высоко технологичным покрытием. Внешняя часть трубопровода покрывается трехслойным полиэтиленовым покрытием для защиты от внешней коррозии. Для соединения труб используют сварку или фланцы. Помимо этого, трубопровод оснащен высокочувствительной системой обнаружения протечек [2].
Нефть и газ подаются для прохождения по трубопроводам с помощью газокомпрессорных и нефтеперекачивающих станций. Хотя насосы и компрессоры первоначально установлены в начале трубопроводов (на платформах и на береговом перерабатывающем предприятии), остальные станции будут добавлены, если потребуется, или по мере увеличения производства. Дополнительные станции будут расположены в точках вдоль трассы трубопровода, причем их местоположение оптимизировано с целью минимизации количества потребляемой мощности, необходимой для перемещения нефти и газа до конечного пункта назначения. Комплексный план строительства разработан совместно с местными властями, были проведены консультации с общественностью на Севере острова Сахалин. Там, где это возможно, маршрут трубопровода проходит по существующим автомобильным и железным дорогам, (служебный коридор), от точек выхода морского трубопровода на сушу и заводом СПГ. Трубопровод был скорректирован в определенных областях, где компания получила обратную связь от общества о маршруте трубопровода. Трубопровод также был перенаправлен, где это было возможно, чтобы минимизировать риск разрушения из-за активных сейсмических явлений.
Для проектирования трубопровода на Сахалине использовались технические расчёты. Рассмотрим и выполним расчет толщины стенки трубопровода [4].
Расчет толщины стенки трубопровода
Исходные данные:
проектируемый трубопровод - газопровод;
О = °,63
м - наружный диаметр трубопровода;
р = 5,5 МПа - рабочее давление в трубопроводе;
ЯЧ = 485 МПа - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений,
принимается равным минимальному значению временного сопротивления металла;
Ы = 45° С - расчетный перепад температур; Ш0 = 0,9 - коэффициент условий работы трубопровода;
к = 1,4 - коэффициент надежности по
мате-
риалу;
кн = 1,1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода;
П = 1,1 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему давлению в трубопроводе;
а = 1,2 • 1° 5 град. - коэффициент линейного расширения металла трубы;
Е = 2,06 -105 МПа - переменный параметр упругости (модуль Юнга);
Л = 0,3 - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона).
Расчетная толщина стенки трубопровода определяется по формуле:
прБн
8 =
2{RI + up)
(1)
где К! - расчетное сопротивление растяжению, МПа, оно рассчитывается следующим образом
ЯН • шп
R =
У '"0
к1 ■ кн
где ЯН - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления металла. Подставляя вышеуказанные числовые значения, получим Я = 283,4. Далее, по формуле (1) вычисляется расчетная толщина стенки 8 = 0,0066 (м) . Это значение следует округлять до большего целого числа в соответствии с сортаментом. Примем ее равной 7 мм. Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений по формуле:
° пр.ы = -täte + Ц
upDe 28
(2)
где - внутренний диаметр трубопровода, определяемый следующим образом: От = Он - 28. Подставляя вышеуказанные числовые значения, имеем Оен = 0,617 (м), тогда величина продольных осевых сжимающих напряжений получится опрЫ = -31,38 МПа.
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений 0Пр N будет иметь отрицательное
значение а ы < 0. Тогда толщина стенки пере-считывается по формуле:
s =
npDH
2{R, -Wi + np)
где - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:
Wi =.
1 - 0,75 •
о
IV
np.N
- 0,5 • ■
о
пр. N
140
D,,
6 — ——) и не менее 4 мм - для труб условным
140
диаметром свыше 200 мм. Ранее найденное значение 6 = 10 удовлетворяет этому требованию
10 > 630
140
Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении
Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении устанавливается из условия:
О
пр. N
(3)
W2 =■
где К - расчетное сопротивление растяжению, оно было получено ранее и равно К = 283,4 МПа;
аКц - кольцевые напряжения от расчетного
внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:
1 - 0,75 •
а„
V
R1
- 0,5 •
а„
j
^кц
nPDe, 28„
V 1 у
Подставляя числовые значения, имеем = 0,94, тогда толщина стенки получится
5 = 7 мм. Поскольку при пересчете толщины стенки трубопровода учитывается еще припуск на коррозию 2 мм и припуск на неравномерность проката 1 мм, то 6 = 10 мм.
Толщину стенки труб, определяемую по фор-
1 г»
муле (1) следует принимать не менее -(т.е.
где аПр N - продольное осевое напряжение
от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий. Определяем величину продольных осевых напряжений по формуле (2), где 6 = 10 мм, имеем °пР.м =-55,74 МПа
^2 - коэффициент, учитывающий двухосное
напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях
(опр N — 0) принимается равным единице, при
сжимающих (о пр N ^ 0)определяется по формуле:
где n = 1,1 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему давлению в трубопроводе;
DeH = 0,617 м - внутренний диаметр трубопровода;
SH = 0,1 м - номинальная толщина стенки трубы;
р = 5,5 МПа - рабочее давление в трубопроводе.
При вышеуказанных значениях имеем (Г = 186 МПа. Тогда коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб принимает значение = 0,4 .
Проверяем условие прочности подземного трубопровода в продольном направлении по формуле (3), имеем |— 55,8 < 0,4 • 283,4. Таким образом, условие прочности трубопровода диаметром 630 мм с толщиной стенки 10 мм выполняется.
Заключение
Сахалинская область является одним из наиболее развитых нефтегазодобывающих районов дальневосточного региона и относится к числу старейших в России. Самая крупная нефтегазодобывающая компания на Сахалине это «Сахалин Энерджи». Нефтегазовая компания «Сахалин Энер-джи Инвестмент Компани Лтд» («Сахалин Энерджи») ведет освоение Пильтун-Астохского и Лун-ского месторождений на северо-восточном шельфе острова Сахалин. В задачи компании входят добыча, транспортировка, переработка и маркетинг нефти и природного газа.
Компания провела три года, собирая данные и проводя исследовательские работы вдоль маршрута трубопровода, чтобы оценить возможное воздействие трубопровода на окружающую среду. Охрана окружающей среды является наиважнейшим требованием, предъявляемым к проведению работ.
Компания была и остается первооткрывателем, применяя уникальные технологии, управленческие решения, мероприятия по обеспечению экологической безопасности, во многом ставшие инновационными для нефтегазовой отрасли России.
За 25 лет «Сахалин Энерджи» не только вышла в лидеры мировой индустрии нефтегазового производства, но и стала одним из ключевых поставщиков энергии для Азиатско-Тихоокеанского региона
Список литературы
1. Алиев Р.А. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз -Москва: Недра, 2016. 416 с.
2. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов - М.: Недра, 2016.
3. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела. -Уфа: Дизайн Полиграф, 2016.
4. Мустафин. Ф.М., Быков Л.И., Васильев Г.Г. Технология сооружения газонефтепроводов -Уфа: Нефтегазовое дело, 2017.
2
