аспирант Садыкова
Р.М., профессор Крапивский Е.И.
Национальный
минерально-сырьевой университет «Горный»,г.Санкт-Петербург, Россия
Специфика сооружения трубопроводов, транспортирующих смесь сжиженных
углеводородных газов, в вечной мерзлоте
На Ямале сосредоточено около 20 % российских
запасов природного газа. На полуострове и прилегающих
акваториях открыто 11 газовых и 15 нефтегазоконденсатных месторождений,
разведанные и предварительно оцененные запасы газа которых составляют порядка
16 трлн. куб. м, перспективные и прогнозные ресурсы газа — около
22 трлн куб. м. Запасы конденсата оцениваются в 230,7 млн тонн,
нефти — в 291,8 млн тонн. В ближайшей перспективе Ямал станет
основным районом добычи газа в России и одним из крупнейших в мире.
Компанией ОАО «НОВАТЭК» реализуется проект «Ямал СПГ»
- масштабный комплекс по производству сжиженного природного газа (СПГ) на полуострове
Ямал на базе Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения. Большинство
месторождений Ямала являются газонефтеконденсатными, причем содержание нефти и
конденсата составляет 5 - 10 массовых процентов. Проект предусматривает
ежегодное производство и морскую транспортировку около 40 млн. тонн СПГ, 2,2
млн. тонн газового конденсата и 3,5 млн. тонн нефти в год. Поэтому кроме
танкеров для перевозки сжиженного природного газа необходимы еще и нефтетанкеры
ледового класса. Уже в 2016 году должен быть построен завод по сжижению газа
производительностью около 15 млн. тонн в год. Выход завода на проектную
мощность в 2018 г.
На Нефтегазовом факультете Горного университета
ведется разработка альтернативного варианта поставок части добываемой продукции,
с целью снижения объемов транспортировки СПГ по Северному морскому пути (СМП).
Для этого мы предлагаем сжиженную смесь метана, газового конденсата, нефтяного
газа, ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) транспортировать по низкотемпературному
трубопроводу, в котором 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 метану в заданной пропорции (5 – 10 %) добавляются
нестабильный газовый конденсат и нефть с разрабатываемого месторождения. 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
многолетнемерзлых 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 – Лабытнанги – Печора - Ухта) на Сосногорский газоперерабатывающий
завод (около Ухты).
Это позволит:
- отказаться от транспортировки ШФЛУ и нефти по Северному
морскому пути в страны Азиатско-тихоокеанского региона;
- загрузить Сосногорский газоперерабатывающий завод
конденсатом (ресурсная база – Вуктыльское газоконденсатное месторождение
практически выработано);
- загрузить Ухтинский НПЗ нефтью.
Рисунок 1 – Схема маршрута проектируемого низкотемпературного
трубопровода Тамбей - Бованенково
На всем протяжении трасса Тамбей - Бованенково
проходит по многолетнемерзлым грунтам с температурой минус 5 - минус 7 0С.
Водонасыщенность грунтов доходит до 80 %, льдистость составляет 15 - 30 %,
пластовые залежи льда достигают толщины нескольких десятков метров, встречаются
криопэги. 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 0С, для
уменьшения теплоотдачи от грунта к трубопроводу (по опыту работы нефтепровода
Транс – Аляска, где в сходных климатических условиях зимний период грунт охлаждается
до аналогичных температур). После пуска перекачиваемой смеси вдоль трассы
трубопровода поддерживается отрицательная температура, что исключает подтягивание
влаги к фронту промерзания из
окружающей грунтовой среды.
Большое значение имеет исследование проектируемой
трассы трубопровода с целью выявления глубины оттаивания многолетней мерзлоты в
летний период, определения несущей способности грунтов.
Для этой цели
используется бурение мелких скважин с последующим анализом керна и обследование
трассы комплексом геофизических исследований, включающих в себя: электротомографию,
сейсмотомографию и георадиолокационное зондирование. Геофизические исследования
позволяют выделить границы многолетнемерзлых пород, а также уточнить положение
литологических границ между скважинами [3].
Рисунок 2 – Результаты сейсмотомографии и
электротомографии [3]
На рисунке 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 пенополиуретановой 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.
Рисунок 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)
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].
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 захолаживания 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. Расстояние
между станциями определяется тепловым расчетом. Строительство целесообразно
вести только в холодные месяцы (октябрь-апрель) в целях сведения к минимуму
ущерба тундре.
Пересечения водных преград низкотемпературным
трубопроводом осуществляется наземным способом с усиленной тепловой изоляцией
на опорах, располагаемых по обе стороны водного препятствия с расположенными
внутри них 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.
Катодная защита от коррозии не предусматривается, так
как температура трубопровода ниже минус 40 0С. В проблемных местах
будет уложена анодная защита в виде алюминиево-магниевых протекторов,
привариваемых к трубопроводу.
Существующие сорта сталей марки Х70 и Х80, применяемые
при строительстве трубопроводов «Бованенково - Ухта», ВСТО и «Северный поток»
работоспособны при вышеуказанных давлении и температуре.
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 на треть сократить количество
ледоколов и танкеров, существенно сократить затраты на транспорт газа и газового
конденсата.
Литература:
1. Полозов
А.Е. Повышение прочности низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов :
дис. д-ра технич. наук. К. – М., 2004. – 349 с.
2. Хренов Н.Н.
Оценка конструктивной надежности переходов через талики на трассе газопроводов
Бованенково - Байдарацкая губа // Газовая промышленность. 2009. №4. С.51-53.
3. Полевые работы.
Пример 12. Определение
кровли многолетнемерзлых пород геофизическими методами. / Сайт программы
ZOND. URL: http://zond-geo.ru/examples/field-works/polevyie-rabotyi-primer-12/
4. Construction of
the Trans-Alaska Pipeline System/ Academic
Dictionaries and Encyclopedias. URL:
http://en.academic.ru/dic.nsf/enwiki/11574310