Технологическая часть
1.1 «Характеристика газопровода.»
Строительством данного газопровода занимался, созданный в конце 1979г, трест «Уренгойтрубопроводстрой», ныне ОАО «Уренгойтрубопроводстрой». Газопровод был введен в эксплуатацию в 1984г. Задача проектировщиков, данного газопровода, состояла в том, чтобы обеспечить стабильную подачу сибирского газа в европейскую часть страны.
Уренго́йское газовое месторождение — супер - гигантское газовое месторождение, третье в мире по величине газовых запасов, которые превышают десять триллионов кубических метров. В короткие сроки в сложных природно-климатических условиях Крайнего Севера был создан Уренгойский нефтегазовый комплекс — 22 апреля 1978 года была начата добыча газа. Начало освоения Уренгойского месторождения, одного из наиболее перспективных, было положено еще в 1974 году, когда изыскатели на самолете Ли-2 изучили огромную территорию и собрали необходимый материал. Система газопроводов должна была пересечь многие водные преграды, Уральский хребет, обширные заболоченные и таежные районы. Новые газопроводы стали самыми северными в стране магистралями голубого топлива. Основная проблема данного проекта заключалась в том, что газ выходя со скважины имел температуру 51-90°С. Проектировщики боялись, что наличие пары паралельно-идущих ниток способны «растопить» вечномерзлые грунты «Ямало – Ненецкого» округа и превратить трассу трубопровода в непроходимые топи. Решением данной проблемы послужило создание станции охлаждения транспортируемого газа. Газ было решено охлаждать до температуры -10°С. При этом газ не «растапливал» грунт, но повышалась его плотность.
Расчеты показывают, что такой метод гораздо экономичнее практикуемого за рубежом строительства северных газопроводов в надземном исполнении на высоких опорах. До этого станции охлаждения газа в СССР не строились и не проектировались. Данного решение стало одним из важнейших на строящемся газопроводе.
Таким образом была решена проблема транспортировки газа из северных районов, по такому проекту был построен не один газопровод из Уренгоя.
В настоящий момент газопровод Уренгой – Вынгапур эксплуатирует ОАО «Газпром». В 2013г. был проведен капитальный ремонт данного газопровода. Основными задачами капитального ремонта является полная замена изоляционного покрытия трубы и сварных стыков, выборочная замена дефектных участков газопровода, полное обновления переходов через ж/д и авто-дороги и водные преграды, замена запорной арматуры на данных участках газопровода, замена систем КИПиА и телемеханики. Новым изоляционным покрытием послужила мастика «Транскоргаз». Работы велись силами ООО «Стройинжинирнгнрупп» и «Газпром трансгаз Саратов». В настоящий период газопровод продолжает свою работу. По состоянию на конец 2015 года на Уренгойском газовом месторождении добыто более 6,7 трлн куб. м газа.
Магистральный газопровод – это капитально – инженерное сооружение, рассчитанное на длительный срок эксплуатации и предназначен для бесперебойной поставки газа, прошедшего предварительную подготовку, из районов добычи в районы его потребления. Система доставки газа представляет собой единую технологическую цепочку, которая берет начало у скважины и заканчивается в месте потребления газа. Основной характеристикой магистрального газопровода или его участка является производительность, которая определяет количество газа поступающего в него за год. Пропускной способностью газопровода или его участка называется максимальное количество газа, которое может быть передано по газопроводу или его участку в единицу времени при максимальном использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме.
По виду укладки газопроводы бывают:
подземными
надземными
наземными
При подземной укладке газопровода достигается максимальная механизация всех видов работ при строительстве, не загромаждается территория и отсутствует воздействие погодных условий. Величина заглубления трубопровода определяется по СНИП 2.05.06 – 85.
При надземном способе укладки трубопровода сводиться к минимуму объем земляных работ, отпадает необходимость дорогостоящих пригрузов и средств защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов.
Основным недостатком данного способа является загроможденность территории и наличие воздействия внешних погодных условий
При наземном способе прокладки трубопровод находится над поверхностью земли, в обсыпке или обваловании. Такой способ чаще всего применяют в заболоченных или мерзлых грунтах.
Газопровод Уренгой – Вынгапур проложен в условиях вечно мерзлых грунтов, несмотря на это он проложен подземным методом укладки, благодаря использованной системе охлаждения газа. Также он пересекает р. Пур и несколько небольших озер, горные и заболоченные районы.
Магистральные газопроводы классифицируются по рабочему давлению:
от 2,5 Мпа и выше
от 1,2 Мпа до 2,5 Мпа
Газопровод Уренгой – Вынгапур имеет давления 7,5 Мпа и относится к I классу газопроводов. [1; стр. 175 – 184]
1.2 «Основные сооружения магистрального газопровода»
В состав головных сооружения магистрального газопровода входят:
головная компрессорная станция (ГКС)
промежуточные компрессорные станции (КС)
подводящие газопроводы
станция подземного хранения газа
газораспределительные станции (ГРС)
К линейной части магистрального газопровода относят:
трубопровод
запорная арматура
переходы через авто и ж/д – дороги
переходы через водные преграды
вдоль - трассовая дорога
линии связи
дома обходчиков
станции катодной защиты (СКЗ) и станции электрохимзащиты (ЭХЗ)
лупинг
вертолетные площадки
линии электропередач (ЛЭП)
Каждый из ранее указанных пунктов служит для бесперебойной транспортировки газа по газопроводу, выход из строя любого из них приведет к прекращению транспортировки. С месторождения газ поступает в газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где происходит его очистка и осушка. Далее газ поступает в систему магистрального газопровода. Компрессорные станции можно классифицировать по конечному давлению, по производительности, по функциональному назначению и по конструктивному исполнению. Существуют станции общего назначения, технологических линий, для транспортировки газов и жидкостей; для заправки газом различных объектов. КС для транспортировки газов и жидкостей обеспечивают подачу природного или попутного нефтяного газов до перерабатывающих заводов, потребителей, находящихся на дальних и сверхдальних расстояниях, составляющие десятки тысяч километров. При этом для обеспечения большой пропускной способности трубопроводов значительно повышают давление прокачиваемого газа. Газопроводы, рассчитанные на давления свыше 1,2 Мпа и транспортирующие газ на значительные расстояния, оборудуются специальными КС магистральных газопроводов. Они подразделяются на головные и промежуточные. Если головные КС предназначены для приемки, очистки, осушки, сжатия газа и снабжены соответствующим оборудованием, то промежуточные станции предназначены для компенсации путевых потерь давления.
Как правило, они располагаются через каждые 100…150 км. протяженности газопровода. Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для повышения давления газа (компримирование), транспортируемого по магистральному газопроводу.
Компримированние – это процесс проводимый на компрессорных станциях (КС и ГКС), направленный на сжатие газа и поднятие его давления для дальнейшей его транспортировки. Данный процесс происходит в газоперекачивающем агрегате (ГПА). Перед тем как газ попадает в ГПА он проходит несколько стадий очистки и осушки. Для процесса очистки и осушки могут быть использованы многие устройства и аппараты, такие как циклонные пылеуловитель, масляные фильтра и пылеуловители, адсорберы, абсорберы и комплексные установки по очистки и осушке газа. После ГПА, перемещаясь по КС, газ поступает в узел охлаждения. На данном этапе газ охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения (АВО), для борьбы с эффектом Джоуля – Томпсона, так как при поднятии давления в ГПА, также повышается температура газа, а это может пагубно повлиять на эксплуатацию газопровода и на грунт, в который уложен сам газопровод.
АВО чаще всего устанавливают на крупных КС, с большой производительностью. Для поддержания давления на всей длине магистрального газопровода устанавливают промежуточные КС.
Конечным пунктом магистрального газопровода является газораспределительная станция (ГРС) или газоперерабатывающий завод (ГПЗ). На ГРС, давления газа снижается, от 7,5 – 12 Мпа до 0,6 – 1,2 Мпа, в зависимости от надобности. На ГРС газ также проходит очистку и осушку, далее поступает в узел подогрева газа, а после поступает в узел редуцирования или снижения давления. Узел подогрева, в данном случае, служит для обратной борьбы с эффектом Джоуля – Томпсона, то есть при снижении давления газа, снижается и его температура. Для подогрева газа служат подогреватели газа автоматические (ПГА), подогреватель топливного и пускового газа (ПТПГ) и теплогазоводяной подогреватель (ТГВ). Снижение температуры может отрицательно сказаться на работе регуляторов, которые производят процесс редуцирования газа.
Также на ГРС производится одоризация газа. Одоризация – это процесс придания газу специфического запаха, для простого обнаружения утечек газа. Газ одорируют этилмеркаптаном или по – другому одорантом. После ГРС газ поступает в школы, жилые дома, больницы и на заводы.
Станции подземного хранения газа предназначена для сглаживания неравномерностей потребления газа крупными населенными пунктами. Чаще всего станции подземного хранения газа сооружаются над выработанной нефтяной или газовой скважиной и оборудуются дожимной компрессорной станцией.
Линейная запорная арматура – устанавливается на расстоянии 10 - 30 км. в зависимости от рельефа местности. Она предназначена для перекрытия потока транспортируемого газа в случае аварийной ситуации или проведении плановых ремонтных работ. На газопроводах чаще всего устанавливаются шаровые краны. Они имеют ряд преимуществ перед другими видами запорной арматуры.
Переходы через авто и ж/д – дороги предусматриваются в местах пересечения трассы газопровода с дорогой.
В данном случае газопровод прокладывается в кожухе, который предназначен для защиты газопровода от внешних нагрузок создаваемых движущимся транспортом, а также для защиты от блуждающих токов в случае пересечения железной дороги. По обе стороны от перехода через авто или ж/д дорогу на газопроводе расположены свечи и запорная арматура. Переходы через водные преграды – это участки газопровода пересекающие водоемы и уложенные ниже поверхности воды при ширине по зеркалу воды более 10 м. и глубиной свыше 1,5 м. К переходам через водные преграды предъявляются повышенные требования относительно прочности труб, контроля качества сварных и монтажных работ и относительно выбору типа изоляции газопровода. Установка запорной арматуры в данном случае предусматривается при переходе в две и более нитки или при однониточном переходе протяженностью более 25 м. и диаметром 1000 мм. и более.
Станции катодной защиты и станции электро – химзащиты (СКЗ и ЭХЗ) предназначены для активной защиты газопровода от почвенной коррозии и почвенных токов, которые пагубно влияют на целостность газопровода. Защита основана на наложении отрицательного потенциала на газопровод или же на соединении с протекторным анодом, изготовленным из металла, более электроотрицательного нежели металл газопровода. Ранее СКЗ и ЭХЗ устанавливались после пуска газопровода и электрофицировались от ближайших населенных пунктов. В настоящий момент они имеют свою собственную электрофикацию и устанавливаются при строительстве газопровода.
Линии электропередач (ЛЭП) и линия связи – служат для подачи электрического тока на ЭХЗ и СКЗ, для удаленного управления запорной арматуры, а также для снятия показаний с приборов расположенных на линейной части газопровода. [1; стр. 175 – 184; 2 стр. 24 – 30]
1.3 «Причины образования гидратов в газопроводе»
Одной
из важнейших проблем при эксплуатации
магистральных газопровод является
образование кристаллогидратов.
Кристаллогидраты или газогидраты были
открыты английским химиком Х. Дэви в
1810 г. По своей структуре газовые гидраты
– соединения, включения (клатраты),
которые образуются путем внедрения в
пустоты кристаллических структур,
составленных из молекул воды, молекул
газа. Общая формула газовых гидратов
,где
значение
– изменяется в пределах 5,75 – 17 в
зависимости от состава газа и условий
образования гидратов. Гидраты
углеводородных газов являются
неустойчивыми соединениями углеводородов
с водой и представляют собой белые
кристаллы, внешне похожие на снег или
лед. Отлагаясь на внутренних стенках
труб, гидраты резко уменьшают пропускную
возможность трубопровода и могу привести
к его аварийной остановке.
Затраты газовых компаний на предупреждение и борьбу с газогидратными пробками составляют огромную часть стоимости эксплуатации магистрального газопровода. Поэтому сокращение эксплуатационных затрат в данной сфере вызывает немалый интерес у всех компаний, занимающихся транспортом газа.
Основными факторами, определяющими условия образования гидратов, являются:
состав газа
давление газа
температура газа
обводненность газа
Наиболее часто закупорки газопроводов происходят в зимний период в связи с значительным охлаждение движущегося в трубопроводе газового потока.
К технологическим факторам, влияющим на образование гидратов, относят:
недостаточно тщательные продувки газопровода перед его пуском
отсутствие конденсатосборников и продувочных патрубков в пониженных местах газопровода или нерегулярное удаление из них скапливающейся жидкости
недостаточную очистку газа до подачи его в магистральный газопровод
Знать места возможного гидратооброзования очень важно для своевременного их предупреждения.
Рис 1. «Кристаллогидраты во внутренней полости трубопровода»
Схема образования гидратов на замерной диафрагме
1.газопровод
2.гидратообразования
4.диафрагма
Эксплуатация промысловых газосборных сетей и магистральных газопроводов производится, как правило, в условиях турбулентного режима, когда капли воды, конденсирующиеся из газа и не отделенные в сепараторах, переносятся газовым потоком в виде пленочной или мелкодисперсной капельной жидкости. Поэтому почти вся капельная вода, выпадающая из газового потока в определенных условиях может переходить в гидраты.
Для правильного определения места образования гидратов необходимо иметь следующие данные:
состав газа
изменения давления
изменения температуры
влажность газа
Зная влажность и состав подаваемого газа, а так же зависимость этих параметров от давления и температуры, можно определить время начала образования гидратов, место, скорость накопления их в газопроводе. Это позволяет своевременно предпринять надлежащие меры.
Если точка росы лежит выше равновесной кривой гидратообразования, то гидраты образуются в точке пересечения линии изменения температуры гидратообразования. Если точка росы лежит ниже равновесной кривой гидратоообразования, но выше минимума температурной кривой в газопроводе, гидраты образуются в точке росы.
В условиях, когда точка росы лежит ниже равновесной кривой гидратообразования и ниже кривой изменения температуры в газопроводе, гидратообразование невозможно.
Рис 2. «Диаграмма фазового состояния гидратов.» [9; рис 1.31]
Диаграмма фазового состояния гидратов:
1 – упругость паров гидратообразователя; 2 – равновесные условия образования гидратов; 3 – равновесная граница между гидратом и льдом; 4 – понижение температуры замерзания воды; 5 – зависимость критической температуры разложения гидратов от давления.
На данной диаграмме представлены случаи образования гидратов. Они образуются при наличии влаги в газе и определенных давлениях и температурах. [9; стр. 69 – 75]
Гидраты образуются в областях, расположенных влево от кривых 2 и 5. При пересечении кривых 1,2 и 5 образуется критическая точка разложения гидратов C. В точке B, образованной при пересечении кривых 2 и 3, существует система гидрат – лед – вода – газ. При нагреве падение давления ниже критического приводит к разложению гидрата на воду и газ. Для определения температуры и давления начала гидратообразования существует несколько методов: графический, аналитический, графо – аналитический и эксперементальный.
При возникновении условий гидратообразования гидратная пробка быстро нарастает на данном участке гзопровода по мере поступления воды и гидрат – кристаллов.
При этом происходит выделение паров воды из газа, что снижает упругость паров воды на определенную величину и ускоряет процесс образования локальной гидратной пробки.
В настоящее время, как на стадии проектирования газопроводов, так и после их ввода в эксплуатацию решаются вопросы предотвращения и удаления гидратных пробок. [4; стр. 14 – 53]