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;