Проблемы проектирования магистрального нефтепровода в условиях Крайнего севера – многолетнемерзлых грунтов

СПИСОК  СОКРАЩЕНИЙ

 

КИП – контрольно-измерительные  приборы

СОД – система  очистки и диагностики

ГНПС – головная нефтеперекачивающая станция 

НПС – нефтеперекачивающая  станция

ПТБ- печь трубчатая  для нагрева нефти

ТПУ – трубопоршневая установка

ППУ – пенополиуретан

ЛЭП – линия  электропередач

МН – магистральный  насос

НВП – подпорный  насос

ОПП (ОС1, ОС1а, ОС3) – опора продольно-подвижная

ОСП (ОС2, ОС2а, ОС4) – опора свободно – подвижная

НО (ОН1, ОН2, ОН3) –  опора неподвижная

УЗК – ультразвуковой контроль

ГЕТ – система, горизонтальная, естественно действующая (индивидуальный термостабилизатор)

ВЕТ – система, вертикальная, естественно действующая, трубчатая (индивидуальный термостабилизатор)

СОУ – сезонно-действующие  охлаждающие устройства

БАД – блок акустического датчика

ПУС – переносное устройство сигнализации

СВД – сварка вращающейся дугой

БАК – блок акустического датчика

БА –  блок анализатора

БВП – блок внешнего подключения

ПУС – переносное устройство сигнализации

ЦБ – центральный блок

СМР – сметно монтажные работы

СНСП – страхование  от несчастных случаев на производстве

ФОТ – фонд оплаты труда

СВ - социальные выплаты

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

Трубопроводный  транспорт нефти имеет ряд  преимуществ: возможность повсеместной укладки трубопровода, низкая себестоимость транспортировки, сохранность качества благодаря полной герметизации трубы, меньшая материало- и капиталоёмкость, полная автоматизация операций по наливу, перекачки, транспортировки и сливу, малочисленность обслуживающего персонала, непрерывность процесса перекачки, отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.

  Главной  особенностью строительства трубопроводов  является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует конструктивных и технологических решений при прокладке линейной части трубопроводов.

Нефтепровод «Ванкорское  месторождение – НПС  Пурпе» будет  подпитывать нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» принадлежащий системам транспорта нефти «Транснефти». Далее по нефтепроводу «ВСТО» нефть будет транспортироваться в Китай.

Настоящий дипломный  проект рассматривает проблемы проектирования магистрального нефтепровода в условиях Крайнего севера – многолетнемерзлых грунтов.

В технологическом  разделе  проекта произведен  выбор способа  прокладки  нефтепровода, расчет диаметра и толщины стенки труб, проверка прочности и устойчивости надземной части нефтепровода,  гидравлический расчет нефтепровода, рассчитана необходимая толщина тепловой изоляции для надземной и подземной частей нефтепровода, а  также расчет устойчивости  подземного трубопровода  против  всплытия,  сооружаемого на болоте и обводненных участках, произведен подбор насосного оборудования, обеспечивающего  перекачку  проектных  объемов  нефти, представлены проектные решения для нефтеперекачивающих станций и линейной части нефтепровода.

Раздел «КИП и автоматика» рассматривает  систему автоматизации печей  подогрева нефти. Приводится схема  автоматизации, дается  описание и  принцип работы датчиков и расходомеров, а также манометров используемых с данными печами.

В разделе «Безопасность  и экологичность проекта» приведен анализ источников воспламенения, произведен расчет расхода огнетушащих  средств, методы и средства защиты персонала от производственных опасностей, а так же меры достижения безопасности при эксплуатации нефтепровода «Ванкор-Пурпе».

В экономическом  разделе произведен  расчет себестоимости  транспорта 1 тонны нефти от «Ванкорского»  месторождения до НПС «Пурпе»  по  трубопроводу

 

 

 

 

 

 

 

1. Технологическая часть

 

Для организации  транспорта  нефти с Ванкорского  месторождения в юго-западном направлении  на нефтеперекачивающую станцию  «Пурпе», в существующую систему  магистральных нефтепроводов АК «Транснефть», намечено строительство  магистрального нефтепровода диаметром 820 мм в составе:

- ГНПС – головной  нефтеперекачивающей станции, расположенной  на Ванкорском месторождении,  на одной площадке с центральным  пунктом сбора нефти (ЦПС), 0 км ;

-НПС-1 – промежуточной нефтеперекачивающей станции, расположенной на 172 км;

-НПС-2 – промежуточной нефтеперекачивающей станции, расположенной в районе Ново-Часельского месторождения,  313км;

- НПС с узлом  подключения к  системе магистральных  нефтепроводов на НПС «Пурпе»,  543км.

На участке  между НПС-2 и НПС «Пурпе» с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов, предусматривается подсоединение перспективной промежуточной нефтеперекачивающей станции.

На НПС с  узлом подключения к системе  магистральных нефтепроводов согласно регламенту по подключению объектов нефтедобычи, предусматривается строительство приемо-сдаточного пункта в составе:

- коммерческий  узел учета нефти с ТПУ (трубопоршневая  установка);

- блок контроля  качества;

- химлаборатория.

 

 

1.1. Краткая характеристика  района строительства

 

Протяженность трассы нефтепровода составляет 543 км, из них первые 172 км проходят в зоне сплошного распространения многолетнемерзлых  пород. Талые участки здесь развиты, в основном, под руслами рек  и акваторий озер. От 172 км до реки Таз – 226 км многолетнемерзлые породы имеют несплошное распространение, мерзлые породы носят массивно-островной характер. За рекой Таз и далее на юг преобладает редкоостровное распространение многолетнемерзлых грунтов.

Многолетнемерзлые грунты представлены преимущественно  супесями, легкими суглинками с включениями гравия, гальки и валунов, а также пылеватыми и мелкими песками и торфяниками.

Криогенная  текстура песков – массивная, супесей  и суглинков – слоистая. На буграх пучения и вблизи озер на территории болотных массивов в отложениях встречаются прослойки льда мощностью до 20-30 см.

При нарушении  температурного режима многолетнемерзлых  пород, из-за высокой льдистости они  дают большие осадки.

Многолетнемерзлые  грунты с относительной осадкой  при оттаивании 0,1 д.ед. и менее относятся к  непросадочным грунтам, с осадкой при оттаивании от 0,1 до 0,3 д.ед. к просадочным грунтам, более 0,3 д.ед. к сильно просадочным.

Трасса нефтепровода на своем пути пересекает три крупных  водотока: реки Таз, Айваседопур и  Пякупур. Ширина в межень перечисленных рек более 75 м. Пересекаемые реки Хуричангда, Левый Хуттыяха, Панчаткещитчары,  Гутконгдо Момчак,  Ундыльки, Кыпакы,  Тэкоделькы, Таркасе  имеют меженный горизонт от 10 до 18 м и глубину от 0,4 до 4,4 м. Кроме  перечисленных рек трасса пересекает еще 70 малых рек и ручьев.

На км 488 трасса пересекает автомобильную дорогу Тарко-Сале-Пурпе VI категории, на км 519 – автодорогу Пурпе – Новый Уренгой III категории и железную дорогу Сургут – Новый Уренгой общего назначения.

На 519 км трасса нефтепровода пересекает ЛЭП  110 кВ и 2 линии 6 кВ, из подземных сооружений: кабель связи, два кабеля сигнализации, два газопровода диаметром 1420 мм и два конденсатопровода диаметром 720 мм.

1.2. Инженерно-геологические  условия

 

Район строительства  в соответствии с СНиП 23-01-99* «Строительная климатология»[26] относится к северной строительно-климатической зоне, северная часть трассы (км 0- км 150) подрайону – I Б, центральная часть трассы (км 150 - км  400) проходит по подрайону I А, а южная часть трассы (км 400- конец трассы) к подрайону I Г.

Участок проектируемого строительства в административном отношении расположен на территории Туруханского района Красноярского  края, Красноселькупского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого автономного  округа Тюменской области.

Территория проведения изысканий расположена в северо-восточной  части Западно-Сибирской равнины  на границе со Среднесибирским плоскогорьем. Трасса нефтепровода протянулась от центральной части Нижнеенисейской  возвышенности на севере, до реки Пякупур в 10 км к северу от ее слияния с рекой Вэнгапур в южной части трассы. По ходу движения трасса проходит по поверхности Енисей-Тазовского и Пур-Тазовского междуречий, пересекая долину реки Таз, а также притоков рек Енисей, Пур и Таз различного порядка. Поверхность прохождения трассы представляет собой пологоволнистую равнину, где очень широкие, при этом часто неравномерной ширины, речные долины отделены друг от друга резко обособленными водораздельными плато.

Подошва многолетнемерзлых  пород на междуречных пространствах здесь залегает на глубинах 300 - 400 м.

При движении на юг площадь  развития талых отложений достаточно быстро нарастает и занимает от 3-5  до 20 % в районе прохождения трассы по правому берегу долины реки Таз (км 100 – км 150). Здесь трасса проходит по участку преимущественно сплошного распространения многолетнемерзлых грунтов.

Подошва мерзлых толщ поднимается здесь от 300-400 м на севере участка до глубины 200-300 м  на юге.

Многолетнемерзлые грунты представлены преимущественно супесями, легкими суглинками с включениями гравия, гальки и валунов, а также пылеватыми и мелкими песками и торфяниками.

 Многолетнемерзлые  породы относятся к группе  специфических грунтов. В естественных  условиях они обладают высокими  прочностными свойствами. Их механические характеристики соизмеримы с соответствующими показателями полускальных грунтов.

1.3 Технологические   параметры и режимы работы  нефтепровода

 

Объем добычи Ванкорского  месторождения от 7,2 млн. т/год до 19 млн. т/год  и перспективного поступления  нефти (таблица 1).

Диаметр нефтепровода и количество НПС определено из расчета  обеспечения пропускной способности  нефтепровода 19 млн. т/год. Расположение промежуточных станций определялось с учетом возможного газоснабжения  от прилегающих к нефтепроводу месторождений и рельефа местности.

Согласно расчетам для строительства нефтепровода принимаются трубы диаметром 820 мм.

Таблица  1  - Уровни добычи по Ванкорскому месторождению

Годы разработки месторождения	Годовая добыча нефти, тыс. т
1	2372,7
2	7206,8
3	9867,7
4	11124,8
5	13760,2
6	17550,2
7	19017,4
8	16980,7
9	15044,1
10	13132,9

  

Таблица  2 - Данные по расстановке станций по трассе нефтепровода с учетом максимальной производительности и изотермичности  нефтепровода

Наименование	Единица измерения	Величина
Количество  рабочих дней в году	дни	357
Коэффициент,учитывающий  неравномерность перекачки	-	1,07
Длина нефтепровода Ду 800   (ГНПС  – НПС-1)	км	187
Длина нефтепровода Ду 800 (НПС-1 – НПС  -2)	км	173
Длина нефтепровода Ду 800 (НПС-2 – НПС  в «Пурпе)	км	183
ГНПС	м	55
НПС - 1	м	22,5
НПС - 2	м	40
НПС  с узлом  подключения к системе магистральных  нефтепроводов	м	55

 

 Рассчитаем  диаметр и толщину стенки исходя  из пропускной способности 19 млн.т/год  без подкачки нефти с другого  месторождения.

1.4 Расчет диаметра трубопровода

 

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:                             

                                                    (1)

где, Q_ч – расчетная часовая пропускная способность нефтепровода; 

w_o– рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из         графика  (рисунок 1).

Рисунок 1 - Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой

производительности  нефтепровода

Расчет необходимо проводить  по максимальному объему перекачки (19017,4    тыс.т/год).

Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:

Q                                                                 (2)

 где   G_г – годовой объем перекачки, G_г = 19017,4 тыс.т/год;  

               N_р – расчетное число суток работы нефтепровода;

       – расчетная плотность. 

Определим расчетную плотность при температуре перекачки:

,                                                  (3)

где r₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³ [1];

x – температурная поправка, рассчитываемая по формуле:

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃;                                                   (4)

x=1,825 – 0,001315 × 884,6 = 0,6662 кг/(м³∙К);

, кг/м³.

 Тогда расчетная  часовая пропускная способность  нефтепровода

Q _, м³/ч:.

 Согласно рисунку 1 принимаем w_o = 1,7 м/c, тогда

 м.

По значению D_o принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_{н =}820 мм [1].

1.5 Конструктивная характеристика  нефтепровода

 

В соответствии с требованиями [2] магистральный  нефтепровод «Ванкор – НПС  «Пурпе» отнесен ко 2 классу и III категории  трубопроводов. Согласно [2] категория  нефтепровода, прокладываемого по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1м  повышается до II категории.

Ввиду наличия  по трассе нефтепровода многолетнемерзлых  грунтов,

имеющих сплошное распространение от 0 км до 216 км  принята надземная прокладка, на остальной части трассы до 543 км нефтепровод прокладывается подземно с применением защитных мероприятий от растепления при пересечении островных участков мерзлоты.

Надземный участок  нефтепровода (0 км - 216 км) проектируется с компенсацией продольных деформаций и прокладывается на опорах, обеспечивающих перемещение по ним трубопровода при изменении температуры и давления. Схема компенсатора с расстановкой подвижных и неподвижных опор приведена на рисунке 2.

 

 

 

 

 

 

Рисунок  2 -  Схема компенсатора

Для наиболее сложных  участков подземной прокладки нефтепровода, на таких как переходы через водные преграды, переходы через автомобильные  и железные дороги, а также прокладки  в многолетнемерзлых грунтах  предлагается принять трубы производства EUROPIPE (Германия) 820 ´ 14 из стали Х65 и Х70, изготавливаемые по стандарту API SL с уровнем технической характеристики продукции PSL 2.7 [5].

Проверка прочности  и устойчивости надземных участков трубопровода   проводится согласно [2] проводится из условия:

,                                                                       (5)

где - максимальные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

R₁  – расчетное сопротивление.

                                                                        ₍₆₎

где R^н₁ - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы и сварных соединений, определяемое из условий работы, принято                              по сертификату на трубу из стали 09Г2ФБ, R^н₁=550 МПа;

m₀ – коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый m= 0,75для трубопроводов I и II категории;

k₁ – коэффициент надежности по материалу, k₁=1,34 для стальных             прямошовных сварных труб;

k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода зависящий от его диаметра, k_н=1,0 ( D≤1000мм);

- коэффициент, учитывающий двухосное  напряженное состояние металла  труб; при растягивающих продольных  напряжениях (s_пр ³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (s_пр < 0), расчитываемых по формуле:

,                                                      (7)

где - кольцевые напряжения в трубопроводе.

  ,                                                                       (8)

где n – коэффициент надежности по нагрузке: n=1,15 для нефтепродуктов, работающих по системе из насоса в насос.

   ,                                                                (9)

где  р – рабочее давление ( МПа),   р = 7 МПа ;

D_H – наружный диаметр трубы (см),  D_н=820 мм;

R₁ – расчетное сопротивление растяжению металла трубы (МПа),      определяемое по формуле (6);

- коэффициент, учитывающий двухосное  напряженное состояние труб вычисляется  по формуле:

    ,                                         (10)

где - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от       расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

Согласно формуле (6) определим расчетное сопротивление  металла трубы:

R₁= =307,84 МПа.

Определяем  толщину стенки по формуле (9) при  =1:

мм;

Принимаем по сортаменту ближайшую большую номинальную  толщину стенки = 11 мм.

Продольные осевые напряжения определяются по формуле:

,                                                   (11)

где – коэффициент линейного расширения металла, =1,2×10^-5 1/°С [1];

  – модуль Юнга, МПа, для  стали   =2,06×10⁵ МПа [1];

 – расчетные перепады температур, определяются по формулам:

 

,                                                             (12)

,                                                             (13)

где      – коэффициент Пуассона, = 0,3 [1];

 – внутренний диаметр трубопровода.

                                             (14)

Рассчитываем температурные перепады:

 °С.

Определяем  продольные осевые напряжения от расчетных  нагрузок и воздействий:

 МПа;

 МПа.

Определяем  для сжимающих продольных напряжений ( <0) по формуле (10):

.

Уточняем значение :

 мм.

Расчетная толщина  стенки не должна быть больше номинальной, условие выполняется, т.к.  10,25мм< 11мм.

 Определим  кольцевые напряжения:

Тогда коэффициент  учитывающий двухосное напряжение по формуле (7):

Условие прочности  выполняется т.к 

_{303.8≤307.84 МПа.}

Проведем гидравлический расчет данного нефтепровода, как изотермического трубопровод. Изотермичность трубопровода  можно обеспечить, применяя системы для поддержания постоянной температуры нефти на всем участке, независимо от способа прокладки, и теплоизоляцией [3].

1.6 Определение толщины тепловой изоляции надземной части нефтепровода

 

Для надземных  трубопроводов толщина тепловой изоляции может быть определена из условия предотвращения замораживания  нефтепродукта[1] по формуле:

                             ₍₁₅₎

_{где Dиз – диаметр трубопровода с изоляцией;}

_{Dн- наружный диаметр трубопровода;}

_{Тср – средняя температура перекачиваемой жидкости;}

T₀ – температура окружающей среды,T₀ = 228 К;

-допускаемое падение темп-ры  в надземном участке длиной ;

Q – объемный расход нефтепродукта, м/с;

С_р- удельная теплоемкость нефтепродукта, среднее 2100 Дж/(кг·К);

- длина надземного участка  216 км;

- коэффициент теплопроводности  ППУ 0,0285 Вт/(м·К);

- коэффициент теплоотдачи [4].

Коэффициент теплоотдачи  вычисляется по следующей формуле:

                                                    ₍₁₆₎

_{где С и n – величина, которых зависит от Reвозд ( таблица 3);}

      - коэффициент теплопроводности воздуха, = 0,028 Вт/(м·К);

       Re – число Рейнольдса для воздуха [1].

 

_{Таблица 3 - Зависимость коэффициентов  С и n от Reвозд}

Reвозд	C	n
1	2	3
5-80	0,810	0,4
80-5·103	0,625	0,46
5·103-5·104	0,970	0,6
Более 5·104	0,023	0,8

_{где wв –скорость ветра, принимаем равной wв=2,5 м/с;}

- кинемат. вязкость воздуха  при T=308 К, = 9,8·10^-6 м²/с.

Тогда,

       _{Подставляем в  формулу (15) формулу  (16),тогда:}

       _Тогда,

       _{Округляем до стандартного  значения, т.е  Dиз = 10 см .}

1.7 Гидравлический расчет  нефтепровода

 

Выполним расчет магистрального нефтепровода.

Расчетная плотность  определяется при температуре перекачки  и составляет:

Расчетная кинематическая вязкость определяется по следующей  формуле

                                               (17)

 

где  - кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

- постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям  при двух температурах Т₁ и Т₂ .

                                  (18)

 

отсюда

Выбор  насосного  оборудования нефтеперекачивающих  станций производится исходя из часовой  производительности нефтепровода Q_ч=2715 м³/ч.

Для рассматриваемого случая  рекомендуется установить 3 рабочих и

один резервный  магистральный насос марки  НМ 2500 -230, D =415, один рабочий и один резервный подпорный насос марки НПВ 2500-90.

Напор, создаваемый магистральным  насосом МН (D₂=415 мм):

                                    (19)

Напор, создаваемый подпорным  насосом НВП (D₂=610 мм):

                                     (20)

Определим рабочее давление при условии, что на станции работают три магистральных насоса соединенных  последовательно.

                                        (21)

где  g – ускорение свободного падения;

h_п, h_м – соответственно напоры, развиваемые подпорным   и магистральным насосами;

m_м – число работающих магистральных насосов на  перекачивающей станции;

P_ДОП = 6,4 МПа – допустимое давление ПС.

Тогда,      

_.

Условие выполняется.

Вычисляем среднюю скорость течения нефти:

                   (22)

                                     

Определяем  значение числа Рейнольдса по формуле:

                                         (23)

 

По формулам (24,25) вычисляем  значения переходных чисел Рейнольдса:

                                               _{(24), (25)}

 

_{где  k – эквивалентный коэффициент шероховатости.}

Так как полученное значение числа Рейнольдса  Re < Re₁, следовательно, режим течения нефти турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.

Коэффициент гидравлического  сопротивления определим по формуле  Блазиуса:

                                                           ₍₂₆₎

Потери напора на трение определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

                                                                    ₍₂₇₎

Определяем  величину гидравлического уклона:

                                                       ₍₂₈₎

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

H = 1,02h_t  + Dz + N_Э× h_{ост  ,}                                                                           (29)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

Dz=z_К-z_Н  – разность геодезических отметок, м; Dz=0 м;

N_Э – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км), N_Э=2 ;

h_ост – остаточный напор в конце участка, h_ост =40 м.

Суммарные потери напора:    . 

Необходимое число  нефтеперекачивающих станций для  условий обеспечения расчетной  производительности нефтепровода на основании  уравнение баланса (30) напоров определим  по формуле (31):

                                                 (30)

                                                              (31)

.

Т.к n₀ не может быть дробным числом, то округляем его до целого числа.

Рассмотрим вариант  округления числа НПС в меньшую сторону. В этом случае при (n<n₀)  напора станций недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой  дополнительного лупинга.