Эволюция структуры топливно - энергетического баланса мира показывает непрерывный рост потребления газа в настоящем столетии.

Трубопроводный транспорт газа является одной из важнейших социально – экономических задач Республики Казахстан. Трубопроводный транспорт в настоящее время является единственным средством доставки его от мест добычи к местам потребления.

Крупные магистральные газопроводы соединяются между собой, создавая единую закольцованную систему газоснабжения страны.

Трубопроводная система – это сложный комплекс с различными условиями эксплуатации. Для обеспечения надежности и безопасности работы необходимо учитывать широкий спектр показателей.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу.

В силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших объемах газа, следовательно существует необходимость увеличения подачи газа, что вызовет не только проблемы технологически – эксплуатационного характера, но и реконструкцию существующего газотранспортных систем.

При изменении эксплуатационного режима требуется провести разносторонний анализ существующего режима. Основываясь на перспективах развития с учетом показателей технико – экономического обоснования необходимо выбрать выгодное техническое решение по повышению производительности.

Климат Западно-Казахстанской области отличается высокой континентальностью, которая возрастает с северо- запада на юго-восток.

Континентальность проявляется в резких температурных контрастах дня и ночи, зимы и лета, в быстром переходе с зимы на лето. Для всей области характерен дефицит атмосферных осадков, малоснежье, сильное сдувание снега с полей, сухость воздуха.

Годовое количество осадков колеблется от 239 до 273 мм и распределяется по сезонам года неравномерно: 40% всех осадков приходится на зимнее - весенний период, а 60% на летнее – осенний. Осадки выпадают крайне неравномерно по годам. В очень засушливые годы количество осадков за тёплый период с температурой выше 10⁰С может снизиться до 60 мм, а в наиболее влажные годы за указанный период выпадает 160 – 230 мм. Наибольшее количество осадков выпадает в июле, в южных – в июне.

Для района характерны ветры восточного и юго-восточного направлений. Скорости ветра в зимние месяцы достигают 4,5 – 4,6 м/сек. Среднемесячная скорость ветра от 3,6 до 5,7 м/сек. Особенно сильные ветры наблюдаются в феврале и марте. Штормовой ветер наблюдается от 25 до 41 дня, с пыльной бурей от 40 до 46 дней, с метелями от 22 до 39, с грозами от 15 до 20 дней и с туманами от 31 до 38 дней в году. Продолжительность устойчивых морозов около 110-115 дней в году. Устойчивый снежный покров образуется 3 – 10 ноября, а сходит 31 марта – 3 апреля. Продолжительность его составляет 119 – 131 день. Средняя высота покрова колеблется в пределах 24 – 27 см.

Относительная влажность воздуха характеризует степень насыщения воздуха паром и меняется в течении года в широких пределах, летом достигает 47 – 53%, зимой – 81 – 83%. Количество дней с влажностью менее 30% составляет в среднем 84 дня в году.

Климатические условия:

• 
  Дорожно-климатическая зона IV
  
• 
  Наиболее холодный месяц – январь, средняя температура: минус 14,4⁰С
  
• 
  Наиболее жаркий месяц – июль, средняя температура плюс 43⁰С
  
• 
  Абсолютный максимум температуры воздуха плюс 45⁰С
  
• 
  Абсолютный минимум температуры воздуха минус 45⁰С
  
• 
  Среднегодовая температура плюс 4,2⁰С
  
• 
  Абсолютная годовая амплитуда 82⁰С
  
• 
  Среднегодовое количество осадков 302 мм
  
• 
  Среднемесячная средняя скорость ветра 3,6 – 5,5 м/с
  
• 
  Среднегодовая средняя скорость ветра 4,5 м/с
  
• 
  По требованиям к дорожно-строительным материалам умеренные
  
• 
  По требованию к бетону суровые
  
• 
  Среднегодовое количество осадков 300 мм
  
• 
  Толщина снегового покрова (с 5% превышением) 27 см
  
• 
  Нормативная глубина промерзания грунта
  

для песков 2.00 м

для каменистого грунта 2.42 м


1.2 Общие сведения о месторождении

Месторождение Карачаганак – это крупное нефтегазоконденсатное месторождение открытое в 1979 году. Месторождение расположено в Бурлинском районе Западно – Казахстанской области Республики Казахстан.

Право на пользование недрами месторождения в соответствии с выданной лицензией от 18 ноября 1997 года имеет альянс в составе: «Аджип Карачаганак Б.В.», «Бритиш Газ Эксплорейшен энд Продакшн», «Тексако Интернэшнл Петролеум Компани», «ЛУКойл». В настоящее время этот альянс переименован в “KPO b.v.” и зарегистрирован в Республике Казахстан.

Месторождение находится к северо – востоку от 51-ой параллели северной широты и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км на северо–восток от г. Аксая, в (вплотную прилегает к контуру месторождения),Березовка (3км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км),Жанаталап (4 км),Карашыганак (6 км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км).

В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная ветка <Уральск – Илек>. Площадь месторождения пересекает асфальтированная автодорога <Уральск – Оренбург>.

В 35 км к северо – востоку от месторождения проходит магистральный газопровод <Оренбург – Западная граница>. В 160 км к западу от месторождения проходит магистральный нефтепровод <Мангышлак – Самара>. От месторождения Карачаганак до Оренбургского газоперерабатывающего завода, расположенного в 30 км северо - западнее г. Оренбурга (ст. Каргала) проложены газо – и конденсатопроводы протяжённостью 120 км . По западной части месторождения в северо–восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождение проходит ЛЭП-110.

Гидрографическая сеть района месторождения представлена к северу от него (15-20 км) рекой Урал, к северо-востоку (10 км) – рекой Илек. По территории месторождения протекает речка Березовка, пересыхающая летом. В весенний период реки образуют большие разливы за счёт притока талых вод.

Орографически район месторождения представляет собой равнину, изрезанную сетью оврагов и балок глубиной 5 – 10 м. Перепады высот рельефа не превышают 50 м на 1 км. Большую часть месторождения занимают земледельческие поля и пастбища, разделённые на отдельные участки защитными лесополосами. Небольшие лесные массивы имеются в поймах рек Урал и Илек.

Карачаганакское месторождение расположено на южных отрогах Общего Сырта и Подурального плато, в глинистых степях с абсолютными отметками в 60 – 100 м. Рельеф территории увалисто-холмистый. Территория месторождения относится к сухостепной зоне тёмно-каштановых почв. В целинном состоянии эти почвы имеют следующее строение: сверху залегает гумусовый аккумулятивный горизонт (А) мощностью 14-18 см комковатый или мелкозернистой структуры. Ниже залегает переходной гумусовый горизонт, верхняя часть которого уплотнена несколько сильнее, чем гумусовый горизонт (А) и имеет буровато-каштановую окраску, а нижняя часть горизонта неоднородна и состоит из чередующихся гумусовых затеков и заклинков породы. Мощность всего гумусового горизонта составляет 45 – 60 см.

Грунтовые воды залегают на глубине 7.2 м.

В растительном покрове выделяется два подзональных типа степей: умеренно засушливые ковыльные и сухие типчаковые.

Район месторождения находится в зоне северных умеренно-сухих степей, поэтому здесь преобладают степные животные.

Исходные данные:

Протяженность трассы L=141,5 (км);

Рабочее давление Р=8,0 (МПа).

Компонентный состав газа представлен в таблице 2.1.

Компонентный состав Таблица 2.1

компонентСН₄С₂Н₆С₃Н₈СО₂N₂H₂SОбъемная доля компонентов а_i

0,8093

0,0217

0,0083

Молекулярная масса, критическая температура, удельный объем представлены в таблице 2.[1]

Таблица 2.2

№

Газ

Т_КР, ККритический объем

V, Критическая степень сжатия

Z_кр1234561234561Метан СН₄16,04190,66,17x10^-30,2882Этан С₂Н₆30,07305,464,92x10^-30,2853Пропан С₃Н₈44,09369,94,60x10^-30,2814Углерод СО₂44,01304,262,14x10^-30,2745Азот N₂28,02126,23,20x10^-30,2906Сероводород H₂S34,08373,42,8x10^-30,282

2.1. Определяем молекулярную массу газовой смеси [2]:



(2.1)

где:

а_i – объемная доля компонента.

где:

2.3.Определяем относительную плотность газа по воздуху [2]

где:

2.4. Определяем критическую температуру газовой смеси [2]

где:

2.5. Определяем критический объем газовой смеси [2]

где:

где:

2.7. Определяем критическое давление газовой смеси [2]

где:

Таблица 2.3.

КомпонентДинамическая вязкость компонентов (Р=0,1013 Мпа, Т=273,15 К⁰)

Постоянная Сюзерленда, S_i, KМетан СН₄102,99х10^-7168Этан С₂Н₆84,57х10^-7277Пропан С₃Н₈73,58х10^-7347Углерод СО₂140,20х10^-7292Азот N₂165,92х10^-7116Сероводород H₂S150,2х10^-7202

где:

Т_вх – температура на входе, ⁰К;

Z_вх – степень сжатия газовой смеси на входе.
2.8.1. Определяем степень сжатия газовой смеси на входе [2]

, (2.9)




2.8.2. Определяем приведенную плотность газовой смеси [2]

(2.10)

2.8.3.Определяем критическую плотность газовой смеси.

2.10.1. Принимаем Р_вх=8 Мпа, Т_вх=303,15 К⁰

Поправка:

Таблица 2.4

№ГазА₀А₁А₂А₃1234561Метан СН₄41,205-9,48023,2343-0,223992Этан С₂Н₆36,790-4,73614,4853-0,376983Пропан С₃Н₈43,467-5,42407,2168-0,672824Углерод СО₂20,8106,3606-0,29-0,006371234565Азот N₂29,0400,1151-0,06820,013276Сероводород H₂S26,032,53-0,01950,0032

2.10.2. Принимаем Р=8 Мпа, Т=273,15 К⁰

2.11. Определяем относительную погрешность

С необходимостью увеличения пропускной способности газопроводов приходиться сталкиваться как в процессе проектирования, так и при эксплуатации их. С необходимостью изменения

Наращивание пропускной способности обусловлено стадийностью ввода в эксплуатацию газопроводов. Большую роль оказывают также изменения, происходящие в направлении и мощности потоков газа вследствие открытия новых газовых месторождений, строительства новых промышленных объектов, городов и т.п.

В общем случае при увеличении пропускной способности системы начальное и конечное давления могут измениться. Это зависит от степени загруженности действующей части системы, от характеристик установленного основного оборудования, а также от того, потребуется или не потребуется расширение действующих КС. Так как местоположение КС предопределено, то расчет увеличения пропускной способности приходится проводить, как правило, по каждому перегону между КС, и в последующем все параметры будут относиться к одному перегону.

Увеличить пропускную способность газопровода можно прокладкой лупингов.

В настоящее время проектируется и находится в эксплуатации значительное число многониточных газопроводов. Каждая последующая строящаяся нитка системы подключается к действующим частям по мере готовности; при этом будет происходить определенное нарастание пропускной способности. Таким образом, подключенная часть строящейся нитки может рассматриваться как лупинг.

Исходные данные:

Лупинг на участке «Аксай – Оренбург»

Протяженность участка L=140 (км);

Диаметр лупинга D_л=720 (мм).

Задача расчета сводится к определению коэффициента

расхода K_р

Общее число всех участков n=3;

Число ниток m=2;

Подсчитаем коэффициенты расхода:

4.1.1. Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.

где:

где:

D_ТР – диаметр трубопровода, м.

4.1.1.2. Определяем коэффициент пропускной способности второго участка.

Q = 198 м³/c; Q_л = 218 м³/с;

Принимаем диаметр лупинга D_Л = 720 мм.

Принимаем длину лупинга равную 30 км.

4.1.2.1. Определяем пропускную способность лупинга.

Принимаем длину лупинга равную 35 км.

Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.

Определяем пропускную способность лупинга.

Принимаем длину лупинга 40 км.

Определяем пропускную способность лупинга.

Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.

Определяем пропускную способность лупинга.

Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.

Определяем пропускную способность лупинга.

Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.

Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.

Определяем пропускную способность лупинга.

№L _лLК_РК_Р0К_Р12Q_лL _л1L _л21301402,091,0451,09206,9119,390,72351402,111,0551,11208,919,385,73401402,131,0651,1321119,380,74451402,1471,07351,147212,519,375,75501402,1681,0841,168214,619,370,76551402,1971,09851,19721819,365,77601402,2141,1071,21421919,360,7

Вывод:

Исходя из полученных результатов расчета мы видим, что наиболее оптимальной длиной лупинга является участок равный 55 км. которая соответствует поставленной задачи дипломного проекта по увеличению пропускной способности на 10%.

Исходя из пропускной способности газопровода и в соответствии с рекомендациями приведенными в [ ] к рассмотрению принимается следующие варианты диаметров по линейной части.

• 
  Лупинг условным диаметром 630 мм.
  
• 
  Лупинг условным диаметром 720 мм.
  
• 
  Лупинг условным диаметром 1020 мм.
  

Исходные данные:

Диаметр D_н = 630 мм

Толщина стенки = 15 мм

где:

L – длина газопровода, км;

С_тр – стоимость трубопровода, млн.тг./км;

С_стр– стоимость работ по сооружению газопровода, млн.тг./км.

где:

К_тр – стоимость 1 тонны материала трубы, принимаем равной 80000тг.

4.2.1.1.1. Определяем массу 1 погонного метра трубы.
, (3.9)

где:

4.2.1.1.1.1. Определяем объем 1 погонного метра трубы.

где:

D_вн – внутренний диаметр трубопровода, м.

Определяем стоимость 1 км. трубопровода.

Толщина стенки = 17 мм

4.2.2.1. Определяем стоимость 1 км трубопровода.

Толщина стенки = 17 мм

4.2.3.1.1.1. м³.кг м

Диаметр 630 мм

где:

Диаметр 720 мм

Диаметр 1020 мм

Из полученных результатов наименьшей стоимостью является труба диаметром 630мм которая отвечает требованиям поставленной задачи по повышению пропускной способности газопровода, однако строительство данного лупинга требует строительство перехода через водную преграду. В связи с этим мы вынуждены принять строительство лупинга диаметром 720 мм, хотя затраты на ее строительство превышает стоимость трубы 630 мм, но удорожание строительства трубы диаметром 720 мм компенсируется тем, что отпадает необходимость строительства перехода через водную преграду.

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы [3]

Расчетные сопротивления растяжению R₁ следует определять по формуле:

(4.1)

где:

I – при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа

II – при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа

Таблица 1

II0,60

Согласно [4] принимаем трубы марки 14Г2САФ с временным сопротивлением и пределом текучести соответственно:

где:

Подземные трубопроводы следует проверят на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия:
, (4.3)

где:

В частности для прямолинейных и упругоизогнутых участков подземных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

где:

Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа (206х10³);

Абсолютное значение максимального положительного или отрицательного температурного перепада:

где:

Условие прочности соблюдается.

Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 – 89.

На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200м, вне территории поселений – не более 500м, на пахотных землях – устанавливается проектом. Кроме того установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями.
5.1. Электрические параметры трубопровода

Продольное сопротивление трубопровода (R₁), принимаем.

Определяем переходное сопротивление трубопровода (R_пер)

где:

D_н – внешний диаметр трубопровода, м.

Характеристическое сопротивление трубопровода ( z.).

где:

Основными параметрами катодной защиты являются сила тока установки катодной защиты (УКЗ) и длина защитный зоны, создаваемая этой установкой. Расчет параметров УКЗ сводится к определению количества и мощности катодных станций, которые следует запроектировать к установке на трубопроводе. Мощность катодных станций определяется потребностью в защитном токе, количество – длиной защитной зоны.

где:

U_тз0 – смещение разности потенциалов в точке дренажа, В;

К_в – коэффициент, учитывающий взаимовлияние соседних катодных установок, принимается равным 0,5;[5]

у – расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м;

Начальное значение определяют без учета члена

Число станций катодной защиты (m_скз)

где:

Напряжение на выходе катодной станции (V)

где:

R_пр – сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, Ом.

где:

у_с – длина спусков провода с опор катодной станции, принимается равной 5;

S – сечение проводника, принимается равным 6 мм².[6]
Ом
В
Мощность на выходе катодной станции (W)

, (5.11)

Вт.
По каталогу [6] принимаем станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2
5.3. Расчет анодного заземления

По каталогу к установке принимаются анодные заземлители типа «Менделеевец» - ММ.

где:

где:

где:

h – расстояние от поверхности земли до электрода, принимаем равным 2,5 м;

d – диаметр электрода, мм.
Ом
n – число анодных заземлителей
, (5.15)

где:

R_зп – поляризационное заземление, Ом.

где:

R_зм – сопротивление материала заземлителя, Ом.

где:

S_э – площадь поперечного сечения заземления, мм².

где:

Вывод:

Газ со скважин по шлейфам проходит к площадке ГП – 3 и направляется на блок входных манифольдов. Блок входных манифольдов рассчитан на 36 скважин и предназначен для распределения пластового газа по трем коллекторам диаметром 12” к технологическим линиям по одному коллектору диаметром 4” для подключения любой скважины к к контрольному сепаратору и по одному коллектору диаметром 4” к факелу высокого давления.

Каждый шлейф снабжен регулирующим клапаном который регулирует давление со шлейфов скважин.

На контрольный щит диспетчера выведен аварийный сигнал со шлейфа по минимальному и максимальному давлению.

Для аварийного отключения скважин с пульта диспетчера установлены пневмоприводные отсекатели. При повышении давления в шлейфе выше допустимого и снижении ниже допустимого отсекатели закрываются.

Пластовый газ с давлением 110-250 кг/см² распределяется по трём технологическим линиям и направляется в теплообменник Е-09, предназначенный для подогрева входного потока газа до температуры, исключающей отложение парафинов в первой ступени сепарации. Схемой предусматривается подача пластового газа на первую ступень сепарации и минуя теплообменник при отсутствии необходимости подогрева газа. В теплообменнике предусмотрен замер перепада давления с выдачей сигнала на щит диспетчера в случае его превышения.

Температура газа на выходе из теплообменника регулируется клапаном, который установлен на линии подачи теплоносителя в теплообменнике.

В качестве теплоносителя в Е-09 используется диэтиленгликоль (ДЭГ).

С теплообменника газ после дросселирования клапаном PV-203 до давления 110-128 кг/см² поступает на первую ступень сепарации. Первая ступень сепарации выполнена из двух соединённых последовательно аппаратов: предварительного (гравитационного) сепаратора, где происходит основная сепарация жидкости, и сепаратора первой ступени С-OIB для окончательной тонкой сепарации газа от жидкости.

Для контроля за давлением в C-OIA установлен манометр с выводом сигнализации верхнего (РАН-204) и нижнего (PAL-204) предела на щит диспетчера. Регулирование давления в сепараторе с-OIA осуществляется преобразователем давления РТ-203. Уровень жидкости в С-OIA регулируется клапаном LV-402 с индексацией по месту и сигнализацией в диспетчерской верхнего (LAH-402)и нижнего (LAL-402) уровня.

Уровень жидкости в С-OIB регулируется клапаном LV-424. Перепад давления в С-OIB замеряется дифманометром с сигнализацией максимального перепада (РДАН-206) в диспетчерской.

Газ после первой ступени сепарации поступает в двухсекционный теплообменник “газ-газ” Е-OIA, В, где производится охлаждение газа до температуры 0-+10⁰С потоком газа из сепаратора второй ступени. Поток газа после теплообменника Е-OIA, В направляется в редуцирующий клапан LV-605 и дросселируется до давления 70-82 кг/см². В результате дросселирования газ охлаждается до температуры минус 12-10⁰С.

Из теплообменника Е-OIA, В газ поступает в сепаратор второй ступени С-02А, глее при давлении 70 - 82 кг/см за счёт низкой температуры 0 - минус 8⁰ С, а также специальной конструкции сепаратора происходит окончательная сепарация и осушка газа.

Осушенный газ после С-02А направляется в межтрубное пространство теплообменника Е-OI А, В (для охлаждения газа после первой ступени сепарации) и далее через замерный узел в коллектор товарного газа на ОГПЗ.

На щите диспетчера по каждой технологической линии регистрируется расход, температура и давление товарного газа.

На входе товарного газа в магистральный газопровод установлен пневноприводный отсекатель ИV-0805.

Кроме режима работы установки с редуцированием всего потока сырого газа технологической линии клапаном LV-605 (с 110-128 кг/см² до 70-82 км (см²) предусматривается также работа технологической линии при использовании эжекторов К-IOI (20I, 30I) для компримирования газа выветривания конденсата с ГНС. При работе эжектора в качестве высоконапорного используется поток газа с давлением IIO-128 кгс/см² низконапорный газ – газ выветривания конденсата из ёмкостей Е-01 ГНС с давлением 32-38 кг/см². Эжектор подключен параллельно клапану FV-605. Сопло эжектора рассчитано таким образом, чтобы при номинальном расходе газа через технологическую линию 130 тыс. км³/ч. – давление в сепараторе С-02А поддерживалось в пределах 70-82 кгс/см² при давлении низконапорного газа до 38 кгс/см². Клапан FV-605 в этом случае должен быть в закрытом положении. При понижении давлении газа в сепараторе С-02А ниже установленного клапан FV-605 открывается и поддерживает установленное давление в сепараторе перепуском части потока через себя.

При полностью отключенном клапане FV-0605 (закрыт кран или установлена заглушка перед ним) давление в сепараторе С-02А обусловлено только работой эжектора и зависит от диаметра сопла, давления пассивного газа (газа выветривания). При установившемся режиме работы эжектора количество подсасываемого низконапорного газа устанавливается автоматически. Если по каким-либо причинам количество пассивного газа превысит его количество, которое может быть компримировано эжектором, излишний газ выветривания автоматически сбрасывается на факел (регулятором, установленном на ГНС).

В двухсекционном теплообменнике Е-01Ф, В температура сырого и очищенного газа контролируется по потокам термометрами.

Перепад давления на теплообменнике замеряется дифманометром с сигнализацией высокого давления на щите диспетчера. Температура сырого газа регулируется клапаном TV-1014, 3014, (клапан TV-2014 демонтирован). На его месте смонтирована задвижка с ручным приводом. Клапан TV-2014 установлен на линии выхода отсепарированного газа из С-02А перед Е-01В и предназначается для регулирования давления в сепараторе 2-ой ступени на второй технологической линии.

В сепараторе второй ступени С-02А контролируется давление, перепад давления и температура.

Перепад давления в сепараторе С-02А замеряется манометром и при повышении допустимой величины подаётся световой и звуковой сигнал на щит диспетчера (РДАН-217).