1 Начальник лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ» к. ф.-

Зарегистрируйтесь, чтобы просмотреть полный документ!

1 Начальник лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ» к. ф.- м.н. Сулейманов В.А. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В процессе строительства

3 СОДЕРЖАНИЕ Действующие подводные магистральные трубопроводы, опыт России в транспортировке продукции морских нефтегазовых месторождений Свойства перекачиваемой продукции и технологический расчёт трубопроводов. Особенности проектирования морских трубопроводов. Материал труб. Особенности строительства морских трубопроводов, трубоукладчики. Эксплуатация морских трубопроводов. Процессы переработки пластовой продукции в условиях морского месторождения. Танкерный вывоз продукции. Оценка рисков при проектировании трубопроводов. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

4 Протяжённые морские нефтепроводы В настоящее время в Северном эксплуатируются следующие протяжённые морские трубопроводы, по которым транспортируется сырая нефть и конденсат. Norpipe Oil. 16-дюймовый нефтепровод протяжённостью 352 км от газонефтяного месторождения Ekofisk до нефтяного терминала в городе Teesside (Англия). Морской нефтепровод от группы месторождений Forties до терминала в Cruden Bay (к северу от Абердина) имеет протяжённость 177 км, диаметр труб 34 дюйма (914,4 мм). Oseberg Transport System. Этот трубопровод был первым норвежским экспортным морским нефтепроводом (1988 г.). По нему сырая нефть месторождений Oseberg, Veslefrikk, Brage, Frøy и Lille-Frigg подавалась по 155-километровому трубопроводу диаметром 28” (711,2 мм) на нефтяной терминал в городке Sture рядом с Бергеном. Sleipner Condensate. Конденсат месторождений Sleipner с 1993 г. перекачивается по подводному 20-дюймовому трубопроводу протяжённостью 245 км на установку подготовки в городке Kårstø (к северу от Ставангера). Морской нефтепровод от месторождений Bruce и Forties до терминала в Cruden Bay имеет протяжённость 241 км, диаметр труб 24 дюйма (609,6 мм). Морской нефтепровод от группы месторождений Ninnian до нефтяного терминала Sullom Voe на Шетландских островах (Великобритания) имеет протяжённость 177 км, диаметр труб 34 дюйма (914,4 мм). ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

5 Протяжённые морские нефтепроводы Продолжение 7. Морской нефтепровод от нефтяного до месторождения Cormorant до терминала Sullom Voe имеет 150 км, диаметр труб 36 дюймов (914,4 мм). 8. Troll Oil I. По этому 16-дюймовому нефтепроводу протяжённостью 86 км с 1995 г. перекачивается нефть, подготовленная на платформе Troll B на береговой терминал в городке Mongstad рядом с Бергеном. 9. Troll Oil II. По этому 20-дюймовому нефтепроводу протяжённостью 82 км с 1995 г. перекачивается нефть, подготовленная на платформе Troll C на береговой терминал в городке Mongstad. 10. Морской нефтепровод от месторождения Grane до терминала Sture, имеет протяжённость 220 км, диаметр труб – нестандартный 29 дюймов (736,6 мм), эксплуатируется с 1988 г. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

6 Протяжённые морские нефтепроводы В настоящее время в Мексиканском заливе следующие протяжённые морские трубопроводы, по которым транспортируется сырая нефть. Cameron Highway Oil Pipeline System. Эта система нефтепроводов начинается рядом с территорией Южного Зелёного Каньона Мексиканского Залива и заканчивается на НПЗ и нефтетерминалах в городке Port Arthur и в городе Техас штата Техас. Общая длина нефтесборной системы около 630 км, диаметр труб системы составляет 30” (762 мм). Mensa pipeline. Протяжённость нефтепровода 105 км, диаметр труб 12” (304,8 мм), максимальная глубина вдоль трассы 1650 м. Hoover/Diana pipeline. Протяжённость нефтепровода 120 км, диаметр труб 18” (457,2 мм), максимальная глубина вдоль трассы 1450 м. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

7 Протяжённые морские нефтепроводы (Бассов пролив Австралии) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В Бассовом проливе на Юге-Западе Австралии расположена одна из нефтегазоносных провинций страны. В настоящее время на акватории пролива сооружены и эксплуатируются 21 нефтегазовых сооружений. Из морских нефтепроводов в этом регионе можно отметить следующие: Нефтепровод связывает установку предварительной подготовки нефти на платформе Marlin с НПЗ в Longford. Нефтепровод имеет морской и сухопутный участки, протяжённостью 53 и 54,7 км соответственно. Максимальная глубина трассы 59 метров, диаметр труб 20 дюймов (508 мм). Нефтепровод связывает установку подготовки нефти на платформе Barracouta с НПЗ в Longford. Нефтепровод имеет морской и сухопутный участки, протяжённостью 48 и 48 км соответственно. Максимальная глубина трассы 46 метров, диаметр труб 18 дюймов (457,2 мм). Общая протяжённость межплатформенных трубопроводов составляет 198 км, диаметр труб 6 дюймов (152,4 мм).

8 Протяжённые морские нефтепроводы (Бассов пролив Австралии) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

9 МОРСКОЙ НЕФТЕПРОВОД ЧЕРЕЗ ТАТАРСКИЙ ПРОЛИВ В рамках проекта Сахалин - 1 был сооружён нефтепровод от берегового комплекса подготовки (БКП) Чайво (восточное побережье Сахалина) до нефтеналивного терминала в пос. Де-Кастри Хабаровского края. Материковый порт Де-Кастри находится на берегу замерзающего залива Чихачёва. Нефтепровод имеет морской участок, который проходит по дну Татарского пролива. Протяжённость морского участка 19 км, глубина пролива вдоль трассы морского участка составляет не превышает 20 м. Диаметр труб нефтепровода 24 дюйма (609,6 мм), годовая мощность может составлять до 12 млн. тонн. В настоящее время этот морской участок является самым большим по пропускной способности в России. Через Татарский пролив проходят подводные участки двух, раннее построенных нефтепроводов из района г. Оха до материка, но они были менее мощными. В настоящее время эксплуатируется только один «старый» нефтепровод из труб диаметром 325 мм и мощностью ~ 1,5 млн. тонн нефти в год. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

10 МОРСКОЙ НЕФТЕПРОВОД ЧЕРЕЗ ТАТАРСКИЙ ПРОЛИВ ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

11 ПРОЕКТ «САХАЛИН-2» Проект Сахалин-2 предусматривает разработку двух шельфовых месторождений: Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом); Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой). Общие запасы составляют 182,4 млн т нефти и 633,6 млрд куб. м газа. Пильтун-Астохское месторождение – очень крупное нефтяное месторождение; Лунское – уникальное газоконденсатное месторождение. В рамках проекта с 2008 г. экспортируется до 8 млн. тонн нефти и 9,6 млн тонн сжиженного природного газа (СПГ) в год с первого в России завода СПГ. Весь газ «Сахалина-2» уже законтрактован покупателями, в основном в Японии. Во время заключительного этапа пуска месторождения в эксплуатацию была установлена морская платформа на Пильтунской площади Пильтун-Астохского месторождения и проведён монтаж платформы на Лунском газовом месторождении. Нефть и газ транспортируются по 800-километровым береговым трубопроводам в Пригородное, на южную оконечность острова Сахалин к заводу по производству сжиженного природного газа (СПГ) и терминалам отгрузки нефти и СПГ. 18 февраля 2009 г. на Сахалине, близ города Корсаков был запущен завод по производству сжиженного природного газа. На заводе работают две технологические линии производительностью 4,8 млн тонн в год каждая. В этот день с завода СПГ по проекту «Сахалин-2» была отгружена первая экспортная партия продукции. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

12 ПРОЕКТ «САХАЛИН-2» ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

13 Протяжённые морские газопроводы Максимальная протяженность газопроводов (без промежуточных компрессорных станций) - 1200 км Максимальное достигнутое рабочее давление – 250 бар (25,0 МПа) На выходе из газопроводов скорости газовых потоков достигают 15÷20 м/с. Срок службы газопроводов принимается вплоть до 50 лет Практически все протяженные сухопутные и подводные газопроводы сооружаются из труб с внутренним эпоксидным гладкостным покрытием ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

14 Протяжённые морские газопроводы В настоящее время в Северном эксплуатируются следующие протяжённые морские трубопроводы, по которым транспортируется полностью подготовленный природный газ. Europipe. Протяжённость 660 км, диаметр труб 40” (1016 мм), максимальная суточная пропускная способность 45,4 млн. куб. м газа. Europipe II. Протяжённость 650 км, диаметр труб 42” (1067 мм), максимальная суточная пропускная способность 65,4 млн. куб. м газа. Zeepipe II A. Протяжённость 303 км, диаметр труб 40” (1016 мм), максимальная суточная пропускная способность 72,0 млн. куб. м газа. Zeepipe II B. Протяжённость 304 км, диаметр труб 40” (1016 мм), максимальная суточная пропускная способность 71,0 млн. куб. м газа. Zeepipe. Протяжённость 814 км, диаметр труб 40” (1016 мм), максимальная суточная пропускная способность 41,9 млн. куб. м газа. Franpipe. Протяжённость 840 км, диаметр труб 42” (1067 мм), максимальная суточная пропускная способность 53,7 млн. куб. м газа. Langeled. Протяжённость 1200 км, диаметр труб 42” (1067 мм)/44” (1118 мм), максимальная суточная пропускная способность 69,4 млн. куб. м газа. Кроме того, в Северном море эксплуатируется газопровод Osgard Transport в режиме транспортировки газа в «закритическом состоянии» (dense phase gas). Его протяжённость 707 км, диаметр труб 42” (1067 мм), максимальная суточная пропускная способность 70,4 млн. куб. м газа. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

15 Протяжённые морские газопроводы ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

16 Протяжённые морские газопроводы (Северное море) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

17 Протяжённые морские газопроводы (Северное море). ГСС SAGE ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

18 Протяжённые морские газопроводы (Средиземное море) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В настоящее время алжирский газа в годовом объёме 60 млрд.м3 газа поступает в страны Южной Европы по следующим газопроводам: Газопровод TransMed (Trans Mediterranean) пропускной способностью 25,5 млрд. куб. метров в год. Магистраль Transmed проходит по территории Алжира и Туниса, а оттуда по подводному трубопроводу под Средиземным морем газ поступает в Сицилию и континентальную Италию. Протяжённость подводного пятиниточного газопровода через Сицилийский пролив 155 км, максимальная глубина вдоль трассы составляет 2150 м; диаметр труб двух ниток газопровода 26 дюймов (660,4 мм) и трёх ниток 20 дюймов (508 мм). К 2012 г. компания-оператор TMPC (совладетели компании Sonatrah и Eni) намеревалась довести пропускную способность газопровода на подводном участке до 33,5 млрд. м3 газа в год. 2. Газопровод Medgas связывает Алжир с испанским городом Альмерия по дну Средиземного моря. В ноябре 2008 г. были завершены алжирский сухопутный (550 км) и подводный (210 км) участки трубопровода Медгаз. Береговая КС на алжирском берегу находится в Beni Saf. Мощность трубопровода со временем достигнет 16 млрд. куб. м газа в год за счёт сооружения параллельно первой нитке второй нитки такого же диаметра. Ввод в эксплуатацию этого объекта позволит Алжиру увеличить поставки газа на внешний рынок до 85 млрд. к 2013-2014 гг. Максимальная глубина вдоль трассы составляет 2160 м; диаметр труб каждой нитки 24 дюйма (609,6 мм).

19 Протяжённые морские газопроводы (Средиземное море) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Газопровод MEG (Magreb-Europe Gas) был введён в эксплуатацию в 1996 году. Через MEG газ алжирского месторождения Хасси Р’мель поставляется на Пиренейский полуостров через Марокко. Протяженность этой магистрали 1,6 тыс. км, из них 45 км по Гибралтарскому проливу. Газопровод соединяет Алжир с испанским городом Кордова и подключен к транспортным системам Испании и Португалии. Подводный участок исполнен двухниточным из труб диаметром 22 дюйма (558,8 мм). Максимальная пропускная способность газопровода составляет 12 млрд.м3 газа в год. Газопровод GALSI (Gasdotto Algeria Sardegna Italia) – проектируемый. Через GALSI газ месторождения Хасси Р’мель будет транспортироваться на западное побережье Италии. Общая протяженность этой магистрали составит 1,44 тыс. км, из них 565 км составляют подводные участки – от алжирского побережья до южного побережья о. Сардиния (285 км) и от северного побережья Сардинии до итальянского побережья (280 км). Подводные участки будут сооружены из труб диаметром 22 дюйма (558,8 мм). Максимальная пропускная способность газопровода составит 8 млрд.м3 газа в год. Запуск в эксплуатацию газопровода GALSI ожидается в 2014 г.

20 Протяжённые морские газопроводы (Средиземное море) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 5. Газопровод Greenstream. Через Greenstraem газ ливийского морского месторождения Bar Essalam и ливийских прибрежных месторождений Bouri и Wafa транспортируется на Сицилию. Газопровод, за исключением небольших береговых участков, подводный; его протяженность 540, диаметр труб 32 дюйма (812,8 мм). В соответствии с проектом максимальная пропускная способность газопровода со временем составит 11 млрд.м3 газа в год (в настоящее время, 8 млрд.м3 газа в год).

21 Протяжённые морские газопроводы (Средиземное море) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

22 Протяжённые морские газопроводы (Западное побережье Африки) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Западноафриканский газопровод (WAGP) – магистральный газопровод, по которому полностью подготовленный природный газ из р-на дельты реки Нигер (Нигерия) перекачивается в Бенин, Того и Гану. Возможно, что впоследствии газопровод будет увеличен, и достигнет Кот-д’Bуара, и даже Сенегала. Газопровод состоит из трёх участков общеё протяжённости 678 км. Подводная часть газопровода длиной 569 км берёт своё начало из терминала Itoki на юге Нигерии, и затем проходит через территориальные воды Бенина, Того и Ганы, практически параллельно береговой линии этих государств на расстоянии 15÷20 км на глубине от 30 до 75 м. Годовая мощность газопровода 5 млрд. куб. метров газа, диаметр труб на морской части 20 дюймов (508 мм).

23 Протяжённые морские газопроводы (Западное побережье Африки) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

24 Российские морские газопроводы большой протяжённости ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Северо – Европейский газопровод Двухниточный газопровод от Выборга (Россия) до Грайфсвельда (Германия), протяжённость каждой нитки 1224 км (протяжённость подводного участка 1196 км); трубная сталь прочности класса API 5L X-80 (аналог российского класса прочности К65); диаметр труб 48” (1219 мм); толщина стенок 33,1 мм; рабочее давление 22,0 МПа; пропускная способность каждой нитки – 27,5 млрд. м3 /год, суммарная ежегодная мощность СЕГ’а 55,0 млрд. куб. м газа. Газотранспортная система «Голубой поток» Трасса газопровода “Голубой поток” насчитывает два сухопутных и один морской участок, общая длина которых 1213 км. На российском сухопутном участке – от г. Изобильного Ставропольского края до пос. Архипо-Осиповка Краснодарского края – проложен газопровод протяжённостью 373 км из труб диаметром 1420 мм. Через акваторию Черного моря проложены два подводных газопровода из труб диаметром 24” (609,6 мм) и протяжённостью да 396 км каждый, от КС “Береговая” до терминала “Дурусу” в Турции. Диаметр труб 24” (609,6 мм), толщина стенок труб 23,4 мм; рабочее давление 25,0 МПа, максимальная глубина закладки труб 2160 м. Годовая пропускная способность каждой нитки – 8 млрд. м3 газа, суммарная ежегодная пропускная способность МГ «Голубой поток» 16 млрд. куб. м газа. Располагаемая мощность КС «Береговая» составляет 150 МВт. Всего на трассе, со стороны России, построено 3 станции, общей мощностью 310 МВт. На турецком сухопутном участке проложен газопровод протяжённостью 444 км из труб диаметром 1219 мм.

25 Российские морские газопроводы большой протяжённости ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

26 Российские морские трубопроводы большой протяжённости ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

27 Российские морские газопроводы большой протяжённости ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Газотранспортная система «Южный поток» В настоящее время в ОАО «Газпром» осуществляются проектные разработки четырёхниточного подводного магистрального газопровода дну Черного моря от компрессорной станции «Русская» на российском побережье до побережья Болгарии (в р-не Варны). Общая протяженность черноморского участка составит 925 километров, максимальная глубина — более двух километров, проектная годовая пропускная способность — 63 млрд. куб. м. газа. В конечную точку этой ГТС – итальянский город Тарвизио – будет ежегодно поступать до 20÷22 млрд. куб. м. газа при выходе системы на максимальную пропускную способность. Ввод в эксплуатацию первой нитки ГТС намечен на конец 2015 г. с последующим ежегодным равномерным наращиванием мощностей до выхода на полную пропускная способность магистрального газопровода в 2018 г.

28 Российские морские газопроводы большой протяжённости ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

29 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В настоящее время, прежде всего на шельфовых акваториях многих морей, широкое применение нашёл трубопроводный транспорт природного или попутного газа, в потоке которого содержатся малые объёмы жидких углеводородов. В соответствии с этой технологией трубопроводной транспортировки, на морской платформе осуществляется раздельная осушка газа и конденсата, после чего эти потоки объединяются и подаются в морской трубопровод. Выбор такого варианта транспорта продукции месторождений на берег в каждом конкретном случае определяется на основе анализа его технической осуществимости и проведённых экономических оценок. Основной принцип использования такой технологии состоит в том, чтобы свести к минимуму число установок, предназначенных для подготовки к транспорту продукции скважин, на морской платформе и перевести большинство операций по подготовке газа на береговые сооружения, что может повысить финансовую привлекательность проекта и обеспечить его безопасность. Транспорт углеводородной продукции в двухфазном состоянии по протяжённым морским трубопроводам отличается рядом особенностей, связанных с необходимостью соблюдения ряда технологических ограничений. К настоящему времени накоплен большой опыт эксплуатации трубопроводов различной протяжённости, который подтверждает возможность эффективного соблюдения технологических ограничений, характерных для транспортировки газа с малым содержанием конденсата.

30 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов Расслоенно-волновой режим Расслоенно-гладкий режим Кольцевой режим Перемежающийся: Протяжённо-пузырьковый, пробковый и эмульсионный режимы Дисперсно-пузырьковый или пузырьковый режим ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

31 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов I. Трубопровод осушенного газа с малым содержанием конденсата – двухниточный трубопровод от месторождения Frigg в Северном море до терминала в шотландском городе St. Fergus: протяжённость 363 км, диаметр труб 32’’, максимальное расходное объёмное содержание конденсата за время эксплуатации менялось от 0,1 до 45 г/м3 для «британской нитки» FUKA и от 0,1 до 10,0 г/м3 для «норвежской» нитки Line-2. Проектная суточная пропускная способность каждой нитки составляет 28,5 млн.м3 газа. Год ввода в эксплуатацию трубопровода FUKA 1977 и трубопровода Line-2 1978. В настоящее время проектируется подключение к FUKA (в его средней части) 225-километрового 30-дюймового подводного трубопровода попутного газа от нефтяного месторождения Laggan, расположенного на Шетландских островах Великобритании. Таким образом, общая длина газотранспортной системы от Laggan до St. Fergus составит 408 км. II. По вьетнамскому трубопроводу от платформы Lan Tay блока газовых месторождений Nam Con Son в Южно-Китайском море до электростанции г. Hanoi транспортируются осушенные с помощью трёхфазного сепаратора газ и конденсат. Протяжённость трубопровода 399 км (подводный участок 371 км, сухопутный участок 28 км), диаметр труб 26”, проектная суточная пропускная способность 20,5 млн. м3, содержание конденсата в газе не менее 36 см3/м3. Год ввода в эксплуатацию трубопровода 2002. В настоящее время рядом с этим трубопроводом планируется проложить вторую параллельную нитку из труб такого же диаметра. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

32 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов III. Индийский двухниточный подводный трубопровод в Аравийском море, по которому на береговой завод подготовки газа в г. Hazira транспортируется неподготовленный газ месторождения South Bassein. Транспортируемая продукция, кроме конденсата, содержит также 150÷160 ppm H2S и 7% CO2. Потенциальное содержание жидких углеводородов порядка 135 г/м3. V.1. Трубопровод No. 1: протяжённость 230 км (подводный участок 216 км, сухопутный участок 14 км), диаметр труб 36”, суточная пропускная способность 22 млн. м3. Год ввода в эксплуатацию трубопровода 1986. V.2. Трубопровод No. 2: протяжённость 260 км (подводный участок 245 км, сухопутный участок 15 км), диаметр труб 42”, суточная пропускная способность 30 млн. м3. Год ввода в эксплуатацию трубопровода 1995 г. IV. В 2015 г. намечено завершение строительства подводного трубопровода от месторождения Ichthis в Тиморском море на северо-западе Австралии до газоперерабатывающего завода, который будет сооружён в районе порта Darwin. По трубопроводу планируется совместная транспортировка осушенного газа, СУГ (LPG) и конденсата. Протяжённость трубопровода 885 км, диаметр труб 42”, оценочная суточная пропускная способность по газу 40 млн. м3, потенциальное содержание жидкой фазы не менее 60 г/м3 газа. Начало строительства трубопровода компанией ENI намечается в 2012. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

33 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (ШЕТЛАНДСКИЕ ОСТРОВА ВЕЛИКОБРИТАНИИ) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Газоконденсатные месторождения Laggan (2 скв) и Tormore (4 скв) расположены примерно в 125 км к северо-западу от Шетландских островов на границе континентального шельфа на глубине 600 м. Транспортировка добытых углеводородов будет осуществляться на основной остров Шетландских островов через промысловые трубопроводы диаметром 18 дюймов по схеме 2х143 км при пиковом расходе газа 15 млрд. норм. куб. метров/сут. Здесь на вновь сооружённой установке комплексной подготовки газа осуществляется полная подготовка газа к его дальнейшему трубопроводному транспорту. От береговых сооружений проложен трубопровод для поставки МЭГ на подводные комплексы месторождений Laggan и Tormore. Переработанный газ через региональную систему внешнего транспорта (диаметр 30 дюймов протяженность 234 км) будет направляться в существующую газотранспортную систему FUKA в районе платформы MCP 01. Пиковая производительность = 18,8 млрд. норм. куб. метров в день.

34 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Иран, Персидский залив) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Месторождение Северное/Южный Парс разделено между Ираном и Катаром. Катарский и иранский участок содержит около 28 триллионов кубометров газа, или около восьми процентов от общемировых запасов, и более 45 миллиардов баррелей газового конденсата (7 млрд. тонн). Иранская часть этого супергигантского газоконденсатного месторождения, самого большого в мире, ориентировочно будет разбито на 30 фаз; максимальная годовая добыча на «богатых» фазах месторождения ожидается на уровне 28 млрд. м3 газа. Транспортировка продукции в многофазном состоянии от каждой фазы до берегового газоперерабатывающего завода в г. Ассалуэ осуществляется по одному подводному трубопроводу диаметром 32 дюйма (812,8 мм). В состав транспортируемого газа входит сероводород, вода и МЭГ, который используется для предотвращения образования гидратов. Самый протяжённый трубопровод начинается от платформы первой фазы, его протяжённость составляет около 110 км. Максимальная глубина Персидского залива на месторождении Южный Парс составляет около 85 м.

35 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Иран, Персидский залив) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

36 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Австралия, Тиморское море) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Итальянская компания Saipem построит 42-дюймовый (1066,8 мм) глубоководный газопровод от месторождения Ichthys нефтегазоносного бассейна Browse протяжённостью 880 км до газоперерабатывающего завода в Дарвине. Газопровод пройдёт по дарвинской бухте, что потребует провести дноуглубительные работы рядом с береговой линией, каменную засыпку и решение о конструкции перехода через береговую линию. Максимальная глубина укладки трубопровода 275 м. Компания Boskalis выроет 18-километровую траншею для газопровода, 3-километровый туннель и установит защиту из скальной породы над уложенным в траншею трубопроводом. Газопровод будет введён в эксплуатацию в 2016 или 2017 г. Флюид, который будет транспортироваться по этому трубопроводу, по своему составу будет состоять из природного газа (13,6 млрд. м3 природного газа в год), СУГ (3,6 млрд. м3 СУГ в год) и конденсата (628 тыс. тонн конденсата). Юго-западнее месторождения Ichthys располагаются две группы крупных газоконденсатных месторождений: (Gorgon, Chrysaor, Jansz-lo, Dionysus и др.) и (Wheatstone, Iago, Julimar и Brunello). В обоих случаях предусмотрен сбор продукции месторождений, их предварительная подготовка на технологических платформах и дальнейший транспорт в многофазном состоянии на береговые заводы по производству сжиженного природного газа.

37 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Австралия, Тиморское море) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА От группы месторождений Wheatstone предполагается соорудить трубопровод протяжённостью 220 км из труб диаметром 34 дюйма (863,6 мм). Наибольшая глубина моря вдоль трассы составляет около 80 м. Максимальная пропускная способность трубопровода (20,4 млрд. куб. м «сырого» газа») позволит получать на заводе СПГ в г. Ashburton North до 25 млн. тонн СПГ в год. Первый газ с группы месторождений Wheatstone ожидается в 2016 году. От группы месторождений Gorgone предполагается соорудить трубопровод протяжённостью 123 км. Наибольшая глубина моря вдоль трассы составляет около 200 м. Максимальная пропускная способность трубопровода (20,4 млрд. куб. м «сырого» газа ) позволит получать на заводе СПГ на острове Barrow до 15 млн. тонн СПГ в год. Кроме того, около 8 млрд. м3 газа в год будет подаваться во внутреннюю газотранспортную систему Австралии. Первый газ с группы месторождений Gorgone ожидается в 2014 году.

38 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Австралия, Тиморское море) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

39 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Австралия, Тиморское море) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

40 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Бассов пролив, Австралии) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В Бассовом проливе на Юге-Западе Австралии расположена одна из нефтегазоносных провинций страны. В настоящее время на акватории пролива сооружены и эксплуатируются 21 нефтегазовых сооружений. Из морских нефтепроводов в этом регионе можно отметить следующие: Трубопровод связывает платформу Marlin с береговой установкой подготовки газа и конденсата Gippsland. Трубопровод имеет морской и сухопутный участки, протяжённостью 53 и 54,7 км соответственно. Максимальная глубина трассы 59 метров, диаметр труб 20 дюймов (508 мм). От платформы Marlin сооружён второй трубопровод для перекачки двухфазного потока на береговую УКПГ с теми же параметрами, который по пути на берег проходит через платформу Moonfish. Трубопровод связывает платформу Barracouta с установкой подготовки газа и конденсата Gippsland. Трубопровод имеет морской и сухопутный участки, протяжённостью 48 и 48 км соответственно. Максимальная глубина трассы 46 метров, диаметр труб 18 дюймов (457,2 мм). От платформы Bream A сооружён подводный трубопровод для перекачки двухфазного потока до берегового пункта объёдинения потоков двухфазного флюида всех месторождений Бассового нефтегазового бассейна Site 3. Протяжённость этого морского трубопровода 41,5 км, диаметр труб 14 дюймов (355,6 мм).

41 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Бассов пролив, Австралии) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

42 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Бразилия) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Самый глубоководный трубопровод в Бразилии берёт свой начало от FPSO на месторождении Lula (глубина морского дна 2145 м) и заканчивается выходом в систему газопроводов компании Petrobras, которая находится в окрестности платформы Mexilhao (глубина морского дна 172 м). Протяжённость этого трубопровода 210 км, диаметр труб 18 дюймов (457,2 мм), проектная пропускная способность 10 млн. кубических метров сырого газа в день. Далее сырой газ месторождения Lula по трубопроводу «платформа Mexilhao – Monteiro Lobato» вместе с сырым газом месторождения Mexilhao поступает на береговую УКПГ. Протяжённость этого трубопровода 133 км, диаметр труб 34 дюйма (853,6 мм).

43 Протяжённые морские трубопроводы двухфазных флюидов (Бразилия) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

44 НОВЫЕ МОРСКИЕ ТРАНСПОРТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ В РОССИИ ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Порт Де-Кастри с выносным одноточечным причалом «Сокол». «Сахалин-1» Терминал для перевалки нефти в Усть-Луге, начал функционировать в 2012 г. Пропускная способность нефтебазы «Усть-Луга» — до 38 млн тонн нефти в год. ОАО «Транснефть» Терминал для перевалки нефти на территории «Спецморнефтепорт Приморск», сооружение порта началось в начале века. Пропускная способность порта Приморск — до 74 млн. тонн нефти в год. ОАО «Транснефть» Морской терминал КТК (под Новороссийском), пропускная способность порта может составить 67 млн. тонн нефти в год. Терминал вошёл в строй в 2001 г. КТК В июне 2008 в России заработала не имеющая мировых аналогов система морской транспортировки больших объемов нефти из Заполярья на европейские и северо-американские рынки. На побережье Баренцева моря в Ненецком автономном округе «ЛУКОЙЛ» построил уникальный объект — Варандейский нефтяной разгрузочный терминал пропускной способностью до 12 млн. тонн нефти в год. В море в 22 км. от берега заступил на круглогодичную вахту уникальный стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП), соединенный с берегом двумя линиями подводных трубопроводов. НК Лукойл Лукойл на месторождении им. Юрия Корчагина в Каспийском море в 2009 г. соорудила морскую ледостойкую стационарную платформу. В 60 км от МЛСП плавает морской перегрузочный комплекс (МПК) (FSO по международной терминологии) с резервуарами на 28 тыс. тонн нефти, который связан с МЛСП подводным трубопроводом. НК Лукойл 44

45 НОВЫЕ МОРСКИЕ ТРАНСПОРТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ В РОССИИ ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 20 июля 2004 года ЛУКОЙЛ добыл первые тонны нефти на месторождении «Кравцовское» (Д-6). Месторождение было открыто в 1983 году. Оно находится в 22,5 км от побережья Калининградской области. Бурение и добыча нефти ведутся с помощью морской ледостойкой стационарной платформы. От платформы на сушу проложен подводный трубопровод длиной 47 км. По трубопроводу пластовая продукция – смесь нефти и попутного газа — транспортируется на нефтесборный пункт «Романово», где доводится до товарной кондиции. Нефть, добываемая на месторождении, поставляется на экспорт через Комплексный нефтяной терминал «ЛУКОЙЛ I» в поселке «Ижевское». НК Лукойл Через запущенный в 2009 г. на первом этапе реализации проекта ВСТО терминал для перевалки нефти на территории «Спецморнефтепорт Козьмино» можно будет вывозить танкерами до 15 млн. тонн нефти в год. ОАО «Транснефть» На Сахалине (близ города Корсаков) в 2009 г. был запущен завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) и терминал отгрузки нефти и СПГ. «Сахалин-2» В 2005 г. была запущена газотранспортная система «Голубой поток» из России в Турцию. Через акваторию Черного моря проложены два подводных газопровода протяжённостью 396 км каждый. Суммарная пропускная способность МГ составляет 16 млрд. куб. м газа. ОАО «Газпром» В 2011 г. была запущена газотранспортная система «Северный поток» из России в Германию. Через акваторию Балтийского моря проложены два подводных газопровода протяжённостью 1200 км каждый. Суммарная пропускная способность МГ составляет 55 млрд. куб. м газа. ОАО «Газпром» 45

46 НОВЫЕ МОРСКИЕ ТРАНСПОРТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ В РОССИИ ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 12. На нефтяном месторождении «Приразломное» завершаются работы по его обустройству, основным объектом которого является морская ледостойкая нефтедобывающая гравитационная платформа «Приразломная», которая построена ОАО «ПО „Севмаш». Платформа будет обеспечивать бурение скважин, добычу нефти, а также ее хранение и отгрузку. Основными особенностями платформы является устойчивость к повышенным ледовым нагрузкам, продолжительная автономная работа и возможность круглогодичной эксплуатации. В конструкции платформы «Приразломная» изначально заложена возможность приема нефти с других месторождений. Это позволит эффективно — без строительства аналогичных платформ — вовлечь в рентабельную разработку соседние месторождения, благодаря снижению удельных затрат на их обустройство. ОАО «Газпром» 13. Трасса ГТС «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» берет начало на Сахалине, затем пересекает пролив Невельского и далее проходит рядом с городами Комсомольск-на-Амуре, Хабаровск и заканчивается около Владивостока. Газопровод проходит по районам со сложными сейсмотектоническими условиями и, помимо пролива Невельского, пересекает более 400 водных преград, относящихся к бассейнам рек Амур и Уссури. Через пролив Невельского на глубине до 23 метра проложены две трубопроводные нитки протяжённостью 21,5 км каждая диаметром 40” (1016 мм) и толщиной стенки труб 27 мм. При выходе на полную мощность по ГТС можно будет в год прокачивать до 30 млрд. куб. м.газа. ОАО «Газпром» 46

47 НОВЫЕ МОРСКИЕ ТРАНСПОРТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ В РОССИИ ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 14. ОАО «НК «Роснефть» поставляет на экспорт через МПК (FSO) «Белокаменка» в Кольском заливе нефть из ресурсов своего дочернего предприятия ОАО «Северная нефть». Дедвейт этого плавнефтехранилища максимальный для российских танкеров этого типа и составляет 360 тыс. тонн. Сырье, добываемое на месторождениях «Северной нефти», поставляется по трубопроводной ветке системы АК «Транснефть» «Уса – Ухта» до нефтеперевалочного железнодорожного терминала на станции Приводино в Котласском районе Архангельской области. Там сырье перегружается в цистерны и по железной дороге отправляется на морской терминал «Роснефти» в Архангельске. Оттуда на танкерах-челноках нефть доставляется на ПНХ «Белокаменка», где производится ее перевалка в супертанкеры покупателей, и транспортируется далее - в направлении на Роттердам. ОАО «НК «Роснефть». 15. На первом этапе эксплуатации месторождений сахалинского проекта «Сахалин-2» использовалось плавнефтехранилище «Оха» дедвейтом 145 тыс. тонн (длина 280 м, ширина 60 м). Производственно-добывающий комплекс «Витязь» предназначался для сезонной добычи и отгрузки нефти в рамках первого этапа на Астохской площади Пильтун-Астохского месторождения. Комплекс состоял из добывающей платформы «Моликпак» (ПА-А), одноякорного причала (ОЯП), морского трубопровода и плавучего нефтеналивного хранилища (ПНХ) «Оха». Добыча нефти в рамках первого этапа осуществлялась с 1999 по 2007 годы; начиная с 2007 года нефть с платформы «Моликпак» транспортируется по новой системе трубопроводов на терминал отгрузки нефти в заливе Анива. «Сахалин-2» 47

48 НОВЫЕ МОРСКИЕ ТРАНСПОРТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ В РОССИИ ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 48

49 НОВЫЕ МОРСКИЕ ТРАНСПОРТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ В РОССИИ ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 49

50 НОВЫЕ МОРСКИЕ ТРАНСПОРТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ В РОССИИ ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 50

51 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В последние десятилетия пристальное внимание ряда стран привлечено к Северному Ледовитому Океану. Это связано с открытием в этом секторе Мирового океана крупнейших залежей углеводородов, превышающих структуры Персидского залива. Площадь Северного ледовитого океана составляет 14,8 млн. км2. Территориально он разделяется на пять секторов, принадлежащих России, США, Канаде, Норвегии и Дании. России принадлежит более половины побережья (около 4 млн. км2). В этот регион входит восточная часть Баренцева моря, Карское, Лаптевых, Восточно-Сибирское, западная часть Чукотского моря и расположение в этих морях острова. Имеются все основания ожидать, что арктический шельф России очень перспективен в нефтегазоносном отношении. По современным представлениям Начальные суммарные ресурсы углеводородов континентального шельфа России составляют около 100 млрд т. у. т., из которых около 80% — газ. Определение понятия «условное топливо». Условное топливо – это топливо, теплота сгорания 1 кг которого равна 7000 ккал. Для усреднённых по своему составу нефти и природного газа справедливы следующие соотношения: 1 тонна нефти = 1,43 тонн условного топлива. 1000 м3 = 1,13 тонн условного топлива.

52 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Определение понятия «нефтяной эквивалент» - одна тонна нефтяного эквивалента равняется 41, 868 ГДж. Между тонной условного топлива и тонной нефтяного эквивалента справедливо следующее соотношение 1 тонна нефтяного эквивалента = 1,43 тонн условного топлива. 1000 м3 = 0,79 тонн нефтяного эквивалента. 1 тонна нефтяного эквивалента = 1265 м3. Основные ресурсы углеводородов (около 70%) сосредоточены в недрах Баренцева, Печорского, Карского и Охотского морей. При этом в недрах Баренцева и Карского морей преобладают газ и конденсат , в Печорском море — нефть, в Охотском море — нефть и газ. Открытие таких газовых гигантов как Штокмановское, Русановское, Ленинградское и нефтяного – Приразломное, позволяют допустить, что здесь сосредоточено огромное количество углеводородного сырья. По некоторым оценкам до 80% этих территорий перспективно на нефть и газ, что определяет этот регион как крупнейшую углеводородную базу России.

53 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В 1969 г. была сделана первая оценка прогнозных ресурсов нефти и газа на российском шельфе морей Северного Ледовитого океана. Результаты показали его высокую перспективность на нефть и газ. Значительное расширение геолого-разведочных работ на арктическом шельфе началось с 1979 г., в связи с освоением месторождения на о-ве Колгуев в Печорском море. В 1993 г. состоялась первая Международная конференция по освоению шельфа арктических морей России. Были определены важность, целесообразность и необходимость освоения шельфа. Сегодня ведётся работа над проектами освоения шельфов Печорского, Баренцева и Карского морей. Напомним, что к арктическим морям русской Арктики относятся Баренцево море, Юго- восточная часть которого называется Печорским морем, Карское море, море Лаптевых, Восточно-Сибирское море, Чукотское море. Дальне-Восточное побережье России омывается Беринговым морем и Охотским морем. Геоморфологическое определение понятия «шельф». По своему строению (рельефу) морское дно Мирового океана состоит из двух частей -подводная окраина материка и ложе океана. Подводная окраина материка, в свою очередь, включает материковую отмель (шельф), материковый склон и материковое подножие. Таким образом, шельф — это окаймляющая материк отмель до резкого изменения рельефа морского дна, то. е. до склона. Глубины внешней границы шельфа обычно составляют 100—200 м, но в отдельных районах могут быть и значительно больше — до 1500—2000 м.

54 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

55 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

56 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

57 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА К арктическим морям русской Арктики относятся Баренцево море, Юго- восточная часть которого называется Печорским морем, Карское море, море Лаптевых, Восточно-Сибирское море, Чукотское море. Дальне-Восточное побережье России омывается Беринговым морем и Охотским морем. В пределах российского сектора Арктики открыт ряд нефтяных и газовых месторождений. На этих территориях выделяются следующие нефтегазоносные бассейны (НГБ). (Иногда вместо термина «нефтегазовый бассейн» используется термин «нефтегазоносная провинция (НГП») Восточно-Баренцевоморский НГБ охватывает восточную и центральную части Баренцева моря, а также северную часть Карского моря. Поисковые работы на нефть и газ привели к открытию ряда крупных скоплений углеводородов, из которых наиболее значительны: Штокмановское, Лудловское, Арктическое. Южно-Карский НГБ (Ямало-Карский НГБ) охватывает южную часть Карского моря и прилегающую территорию севере Западной Сибири (Ямальский и Гыданский п-вы). Газовые залежи в акватории выявлены на структурах Русановская и ленинградская. Наряду с газом есть основания ожидать наличие нефти.

58 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Лаптевоморский НГБ изучен ещё крайне мало, но сочетание различных факторов создаёт благоприятные условия для высокой степени насыщения недр моря Лаптевых нефтью и газом. По последним оценкам прогнозные ресурсы определяются около 8700 млн.т условного топлива, из них более 70% приходится на нефть. Восточно-Сибирский НГБ с точки зрения геологического строения и нефегазоносности практически не изучен, но есть все основания ожидать здесь крупный нефтегазоносный бассейн. Северо-Аляскинский (Чукотский) НГБ включает северный склон п-ва Аляска (краевой прогиб Колвилл), прилегающий шельф и практически всю акваторию Чукотского моря. В пределах бассейна выявлено свыше 30 месторождений углеводородов, большая часть которых располагается в акватории моря. В пределах шельфа Берингова моря выделяют три НГБ: Анадырский, Хатырский и Наваринский. Нефтегазоносность Анадырского и Хатырского НГБ представлена в их континентальных районах, где открыто 6 небольших месторождений УВ, из которых 4 разведано. Нефтегазоносность Наваринского бассейна доказана в американском секторе. Потенциальные извлекаемые ресурсы шельфа Берингова моря оцениваются на уровне 1 млрд.тонн условного топлива, однако такая оценка является минимальной.

59 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Наиболее крупные, уникальные месторождения открыты в Южно-Баренцевском районе – Штокамановское газоконденсатное (запасы газа 3,9 трлн. м3 в юрских отложениях), в Южно-Карском – Ленинградское и Русановское газоконденсатные (запасы по 4÷6 трлн. м3 газа каждое в отложениях мелового комплекса), в Обской губе Карского моря – Каменномысское-море газоконденсатное, очень крупное в Тазовской губе Карского моря – Юрхаровское газоконденсатное, а также очень крупное и крупное нефтяные месторождения в Печорском море – Долгинское и Приразломное соответственно. Первоочередными районами разведки и освоения ресурсов нефти и газ шельфа арктических морей являются: Северо-восточный шельф Баренцева моря (Штокмановское месторождение, месторождения – сателлиты); Мелководная часть шельфа Печорского моря (месторождение Приразломное и его сателлиты - Варандей-море, Медынское-море, Северо-Долгинское); Приямальский шельф Карского моря (месторождения Русановское и Ленинградское); Акватория Обской и Тазовской губ (Северо-Каменомысское, Каменномысское море, Обское, Парусовое, Чугорьяхинское и другие месторождения). Российская Арктика разделяется на западный и восточный секторы. Прежде всего это связано с различной изученностью, степенью удалённости от промышленно развитых регионов России и различием гидрометеорологических условий.

60 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Западная часть российского арктического шельфа занимает площадь более 2 млн. км2, которую покрывают воды Баренцева и Карского морей. Этот регион является наиболее изученным и перспективным по запасам углеводородов. По оценкам на 1999 г. месторождения обладают запасами 54 млрд. тонн в нефтяном эквиваленте. Здесь на базе открытых месторождений в настоящее время можно планировать создание двух газодобывающих и одного нефтедобывающего районов. Первый газодобывающий район расположен в центральной части Баренцева моря и объединяет Штокмановское, Лудловское и Ледовое месторождения, Запасы района позволяют планировать добычу газа в объёме не менее 100 млрд. м3 газа в год. Второй газодобывающий район находится в Карском море вблизи п-ва Ямал и объединяет Русановское и Ленинградское месторождения. Ресурсы района дают возможность планировать добычу газа в объёме не менее 200 млрд. м3 газа в год. Реальным представляется также создание нефтедобывающего района в Печорском море. Здесь выявлено крупное Приразломное месторождение и прогнозируется открытие новых на расположенных в непосредственной близости от него, подготовленных, но не введённых в бурение объектов Южно- и Северо- Долгинское, Полярная и др. Близость шельфа Западной Арктики к индустриально развитым районам России и странам Западной Европы даёт возможность использовать добываемую продукцию как для внутреннего потребления, так и для реализации на экспорт через независимые системы газопроводов или посредством танкерных перевозок.

61 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Моря Восточной Арктики мало изучены и относятся к труднодоступным регионам страны, но их перспективность оценивается также весьма высоко. По прогнозным оценкам в российской части Чукотского моря извлекаемые запасы составляют 13÷15 млрд. тонн в нефтяном эквиваленте. Потенциал Восточно-Сибирского моря может достигать в нефтяном эквиваленте 12÷14 млрд. тонн начальных извлекаемых ресурсов. Не менее обширными нефтегазовыми запасами может обладать и море Лаптевых. Таким образом, и в пределах морей Восточной Арктики можно прогнозировать существование нескольких обширных нефтегазоносных областей. На территории Сахалинской области и прилегающего шельфа на сегодняшний день открыто 77 месторождений нефти и газа, в том числе 11 на шельфе и 65 на суше острова сахалин. Имеющиеся запасы сосредоточены в основном в месторождениях проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». в то же время для их увеличения имеется огромная ресурсная база, связанная в основном с шельфовой зоной охотского моря. так, ресурсы нефти и конденсата оцениваются в 1,7 млрд. тонн, газа в 3,7 трлн. куб. м., т.е. 4, 6 млрд. тонн н.э. Проект «Сахалин-1» включает в себя месторождения Чайво, Одопту и Аркутун-Даги. Инвестиции за весь период реализации проекта оцениваются в 17,8 млрд. долларов.

62 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Проект «Сахалин-2» включает в себя месторождения Пильтун-Астохское и Лунское. Сначала добыча нефти осуществлялась в безледовый период, круглогодичная добыча и отгрузка нефти началась с декабря 2008 года. Инвестиции за весь период реализации проекта оцениваются в 27,1 млрд. долларов. Проект «Сахалин-3» – Венинский блок реализуется оператором – компанией «Вени- нефть», учредители – ОАО «НК «Роснефть» и китайская компания «Синопек». По проекту продолжается проведение геолого-разведочных работ. В 2008 году в рамках данного блока было открыто новое крупное Северо-Венинское газоконденсатное месторождение. Осуществлен оперативный подсчет запасов газа и конденсата, планируется бурение новых разведочных скважин. В соответствии с распоряжением Правительства РФ Киринское газовое месторождение в рамках проекта «Сахалин-3» (входит в состав Киринского блока) передано без проведения конкурса ОАО «Газпром». На месторождении пробурено 4 скважины. В 2009 году ОАО «Газпром» также переданы лицензии на Айяшский, Восточно-Одоптинский и Киринский блоки проекта «Сахалин-3». Проект «Сахалин-4» – компанией «Запад-Шмидт Нефтегаз» (учредители ОАО «НК «Роснефть» и корпорация «Бритиш Петролеум») на Западно-Шмидтовском лицензионном участке проведены геолого-разведочные работы и аудит ресурсов нефти и газа.

63 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Проект «Сахалин-5» – компанией «Восток-Шмидт Нефтегаз» (учредители ОАО «НК «Роснефть» и корпорация «Бритиш Петролеум») на Восточно-Шмидтовском лицензионном участке продолжаются геофизические исследования, инженерно-геологические изыскания. Проведен аудит ресурсов нефти и газа лицензионного участка. В рамках проекта «Сахалин-5» компанией «Элваринефтегаз» (учредители ОАО «НК «Роснефть» и корпорация «Бритиш Петролеум») на Кайганско-Васюканском лицензионном участке открыто нефтегазоконденсатное месторождение Кайганско-Васюканское море. В настоящее время продолжаются геолого-разведочные работы. При выборе способа транспортировки добываемой продукции к береговым сооружениям всякий раз встаёт вопрос о том, какой из них наилучшим образом отвечает инвестиционным и экологическим требованиям обустройства морских месторождений в условиях арктических замерзающих морей. Круглогодичные танкерные перевозки нефти и газового конденсата от перевалочных до береговых терминалов невозможны ввиду наличия льдов, которые также определяют экологическую опасность использования танкерного флота. С учётом этого, зачастую единственно возможным способом транспортировки является транспортировка продукции по морским трубопроводам. Как показал опыт канадских и американских нефтегазодобывающих компаний, именно отсутствие морских трубопроводов стало одним из определяющих факторов, сдерживающих дальнейшее развитие добычи углеводородов в районах Северо-Американской Арктики.

64 Нефтегазоносные бассейны Русской Арктики и Дальнего Востока ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом № 298 Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 1 ноября 2005 г. В соответствии с этой классификацией по величине извлекаемых запасов нефтяные и газовые месторождения делятся на: уникальные — более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. м3 газа; очень крупные — от 100 до 300 млн. т нефти или от 100 до 500 млрд. м3 газа; крупные — от 30 до 100 млн. т нефти или от 30 до 100 млрд. м3 газа; средние — от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. м3 газа; мелкие — от 1 до 10 млн. т нефти или от 1 до 10 млрд. м3 газа; очень мелкие — менее 1 млн. т нефти или менее 1 млрд. м3 газа.

65 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА К основным жидким углеводородам, которые транспортируются по морским трубопроводам или перевозятся морскими танкерами, относятся товарная нефть и стабильный конденсат. НЕФТЬ Нефть имеет сложный химический состав и представляет собой смесь углеводородных и других соединений. Основные составляющие нефти – метановые, нафтеновые и ароматические углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода. Главными элементами в составе нефти являются углерод (до 87%) и водород (до 14%). Среди других компонентов в составе нефти присутствуют сера (до 6%), азот (до 0,3%), кислород (до 3%). Различают нефти сырые и товарные. Под сырой нефтью понимается природная ископаемая смесь углеводородов, которая содержит растворённый газ, воду, минеральные соли, механические примеси. Сырая нефть служит основным сырьём для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута и т.п.), смазочных масел, битума и кокса. Товарной называется нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов. В западной литературе для товарной нефти используется термин «crude oil». Согласно ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» (с изменениями от 16.08.2005) товарные нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды. 65

66 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Класс товарной нефти устанавливается в зависимости от содержания в ней серы. Всего классов четыре: 1-й класс – малосернистая (массовая доля серы не более 0,6%); 2-й класс – сернистая (серы от 0,6 до 1,8% включительно); высокосернистая (серы от 1,8 до 3,5% включительно); особо высокосернистая (серы свыше 3,5%). Тип товарной нефти для российских потребителей устанавливают по её плотности, а если нефть поступает на экспорт, то в типе дополнительно учитываются выход фракций и содержание парафина. Типов нефти пять: 0 – особо лёгкая (плотность более 39º API); 1- лёгкая (плотность от 39º API и до 35º API) ; 2 – средняя (плотность от 35º API и до 31º API); 3 – тяжёлая (плотность от 31º API и до 26,5º API); 4 – битуминозная (плотность менее 26,5º API) (см. следующий слайд). Видно, что с увеличением номера типа плотность нефти при 20º С возрастает, а выход фракций с температурой кипения 200º С и 300º С уменьшается. Тип нефти, предназначенный для экспорта, устанавливается по худшему показателю. Так, если по плотности нефть относится к первому типу, а по выходу фракций ко второму, то её считают нефтью 2-го типа. Массовое содержание парафина в экспортной товарной нефти не должно превышать 2%. 66

67 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 67

68 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами Группа товарной нефти устанавливается в зависимости от её подготовки . Чем больше значение номера группы, тем выше допустимое содержание воды и хлористых солей. В то же время независимо от группы содержание механических примесей не должно превышать 0,05%, и давление насыщенных паров при плюс 38º С составляет 66700 Па (500 мм. рт. ст.) Вид товарной нефти зависит от содержания в ней сероводорода и лёгких меркаптанов. Для товарной нефти 1 и 2 вида массовая доля сероводорода не должны превышать 20 и 100 г/т соответственно, а массовая доля метил- и этилмеркаптанов не должна превышать 40 и 100 г/т соответственно. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

69 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Несмотря на высокие требования к подготовке нефти к транспорту из неё, особенно в стационарных условиях, характерных для танкерных резервуаров, выделяются твёрдые остатки, которые существенно усложняют операции по очистке объектов транспортировки. Мойка танков нефтеналивных судов, даже при современных эффективных стационарных системах, довольно трудоёмкая операция, требующая затрат труда, материальных расходов и принятия специальных мер по предотвращению моря при сливе воды за борт. Одной из важных задач эксплуатации танкеров является предотвращение нарастания твёрдых неоткачиваемых остатков нефтепродуктов, которые для танкера дедвейтом 250 тыс. тонн после выгрузки может составить от 1400 до 2000 тонн. Это важно как с точки зрения предотвращения снижения полезной грузоподъёмности, так и с точки зрения уменьшения объёма мойки, который повышается с ростом неоткачиваемых остатков. В связи с этим большой интерес представляет метод предварительной мойки танков сырой нефтью. По опубликованным данным, применение этого метода позволяет уменьшить количество неоткачиваемых остатков для танкера дедвейтом 250 тыс. тонн до 300÷400 тыс. тонн за счёт размыва сильной струёй нефти твёрдых отложений на днище танка и на других горизонтальных корпусных конструкциях. 69

70 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА СТАБИЛЬНЫЙ ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ Углеводородная жидкость, состоящая из тяжёлых углеводородов С5+, в которой растворено не более 2÷3% масс. пропан-бутановой фракции. Установлены две группы (I и II) стабильного конденсата в зависимости от содержания примесей – воды, механических примесей, хлористых солей. В соответствии со стандартом ОСТ 51.65 – 80 стабильный конденсат определяется как смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов, удовлетворяющая требованиям по ряду физико-химических показателей. Основной показатель - давление насыщенных паров - при плюс 38º С должен составлять 66650 Па (500 мм рт. ст.). Таким образом, упругость паров стабильного конденсата должна быть такова, чтобы при нормальном атмосферном давлении обеспечивалось его хранение в жидком состоянии до температуры порядка плюс 60º С. Содержание воды в стабильном конденсате, равное 0,1% масс. (группа I) и 0,5% масс. (группа II), допускается в пределах меньших, чем для сырой нефти (0,5÷1,0% масс.). Содержания метанола не нормируется, хотя в отдельных случаях этот показатель может быт очень важен: он определяется и нормируется по согласованию с потребителем. То же самое касается и содержаний в стабильном конденсате общей серы и сероводорода. 70

71 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Свойства нефти, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу или перевозки в танкерных цистернах, зависят от её состава. Свойства нефти определяет количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми, ароматическим углеводородами и другими компонентами. Эти свойства необходимо учитывать на всех этапах обращения с нефтью (и нефтепродуктами): при товарно-учётных операциях; при перекачке или при перевозке; при переработке и использовании в качестве топлива. Плотность. Плотность обычно изменяется в пределах от 650 до 920 кг/м3. Используется также понятие относительной плотности, которая определяется отношением плотности жидких углеводородов к плотности воды при 20º С. Точное определение плотности жидких углеводородов имеет большое коммерческое значение, поскольку объёмы используемых резервуаров хорошо известны, и это позволяет точнее определять коммерческий вес перекачиваемого продукта. Приводим ещё одно полезное соотношение между метрическими и англо-американскими единицами объёма: 1 нефтяной баррель = 42 галлона = 0,158988 м3 = 159 л. Общее свойство плотностей жидких углеводородов – они уменьшаются с ростом температуры. Из следующего графика следует, что для рассмотренных нефтей при росте температуры на 100 гр. Цельсия их плотность уменьшается на 120÷150 кг/м3, т.е. на 15÷18%. 71

72 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 72

73 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Коэффициент объёмного сжатия – величина, характеризующая изменение относительного объёма жидкости при изменении давления на единицу. Характерные значения этого коэффициента для нефти и конденсата находятся в интервале (5÷15).10- 4 1/МПа, т.е. эти продукты обладают малой сжимаемостью. Так, например, при истечении из участка керосинопровода диаметром 300 мм и длиной 10 км 2,12 м3 керосина, что составляет 0,3% от всего объёма участка, давление в нём с 4,5 МПа понизится до атмосферного. При таком же объёме опорожнении аналогичного участка газопровода привело бы к снижению давления только на 0,01 МПа. Столь большие значения коэффициента объёмного сжатия нефти и жидких углеводородов ответственны за сильные гидравлические удары в трубопроводах, возникающих при возникновении нестационарности при движении транспортируемого продукта. Общая закономерность - коэффициент объёмного сжатия уменьшается по мере роста плотности жидкости. 73

74 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Коэффициент объёмного расширения - величина, характеризующая относительное изменение объёма жидкости при изменении температуры на 1º С. Особенно высоким коэффициентом объёмного расширения среди жидких углеводородов обладают сжиженные углеводородные газы. При одном и том же повышении температуры пропан (бутан) расширяется в 16,1 (11,2) раза больше, чем вода, и в 3,2 (2,2) раза больше, чем такой нефтепродукт, как керосин. При повышении температуры СУГ, расширяясь, создают опасные напряжения в металле, которые могут привести к разрушению резервуаров. Это следует учитывать при заполнении последних, сохраняя требуемый для безопасной эксплуатации объем паровой фазы, т.е. необходимо предусматривать паровую «подушку». Для резервуаров, где проектный рост температуры хранящегося продукта не превышает 40° С, степень заполнения принимается равной 0,85, при большей проектной разности температур — степень заполнения принимается ещё меньше. 74

75 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Подавляющая часть перекачиваемых в магистральных трубопроводах жидких углеводородов при условиях транспортировки относятся к т.н. ньютоновским жидкостям, основным свойством которых является способность к движению даже при приложения к ним минимального напряжения сдвига. При этом между касательным напряжением в плоскостях соприкосновения слоёв жидкости и производной от скорости по направлению нормали к этим плоскостям существует линейная зависимость. Коэффициент этой зависимости прямо связан с вязкостью жидкости. Обеспечивая перекачку жидкой углеводородной смеси в однофазном состоянии и с сохранением её «ньютоновских» свойств мы обеспечиваем не только минимальные энергетические потери на её транспортировку, но и стабильные условия её перекачки. Для этого при транспортировке жидких углеводородных смесей поддерживаются необходимые термобарические параметры, а сами жидкие смеси в случае необходимости соответствующим образом обрабатываются с целью достижения ими необходимых для трубопроводной транспортировки свойств. 75

76 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Вязкость. От вязкости транспортируемого продукта зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку жидких углеводородов и др. Особенностью вязкости как физического свойства жидкость является очень широкий спектр её значений для разных углеводородных жидких систем, а также её сильная зависимость от температуры транспортировки. Общее свойство вязкости жидких углеводородов – она уменьшается с ростом температуры. В международной системе единиц СИ динамическая (молекулярная, сдвиговая) вязкость измеряется в пуазах (сантипуазах, сПз) или в мПа.с: вязкость жидких углеводородов изменяется в широком интервале – от 0,5 до 250 мПа.с. Общий степенной закон для сдвиговых напряжений неньютоновских жидкостей: где - начальное сдвиговое напряжение, - коэффициент консистенции, - сдвиговая скорость, - показатель степени. При = 0, - динамическая вязкость, = 1 – ньютоновская жидкость. При , - пластическая вязкость, = 1 – неньютоновская жидкость, называемая пластиком Бингама. Имеется большое число моделей неньютоновского поведения жидких систем. Ниже приведены профили скоростей при ламинарном движении ньютоновской жидкости и бингамовского пластика. 76

77 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 77

78 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 78 Свойства нефти Усть-Тегуского ЦПС ООО «ТНК-Уват»

79 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Температура застывания – это такая температура, при достижении которой нефть (нефтепродукт) в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45º в течение 1 мин. Переход нефти из жидкого состояния в твёрдое происходит постепенно, в некотором интервале температур. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти определяется как переход от свободно-дисперсного золя в связанно-дисперсное состояние (гель). Температура застывания нефти определяется своим химическим составом, и прежде всего, содержанием парафинов и асфальто-смолистых веществ. Температура нефти (жидкого углеводородного продукта), перекачиваемой по подводному трубопроводу, зависит (кроме температуры на входе в трубопровод) зависит от температуры придонного слоя морской воды в случае, когда трубопровод уложен на морское дно без заглубления, или от температуры грунта в случае, когда трубопровод находится в подводной траншее. Температура перекачиваемой жидкости определяет величину вязкости и другие её реологические характеристики и таким образом влияет на режим перекачки; она определяет возможность застывания нефти (жидкого углеводородного продукта) в случае, если её температура достигает значения температуры застывания. Поскольку обычно температура транспортируемого продукта понижается при его передвижении по трубопроводу, это может приводить к заметному росту его вязкости и коэффициента гидравлического сопротивления и, как следствие, к увеличению гидравлических потерь на трение, до тех пор, пока температура продукта падает. Иногда, 79

80 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА это может привести к полной остановке трубопровода. В процессе разработки месторождений суммарные объёмы добываемой нефти изменяются в широком диапазоне, поэтому загрузка нефтепроводов, транспортирующих товарную продукцию с месторождения (группы месторождений), также изменяется со временем. Если транспортируемая нефть относится к парафинистым или высокопарафинистым (неньютоновским для условий транспортировки) средам, подобные колебания загрузки осложняют эксплуатацию трубопроводов, особенно в случае морских месторождений и подводных трубопроводов. Транспорт продукции с низкой производительностью приводит к образованию застойных зон и накапливанию парафиноотложений (иногда, даже при использовании ингибиторов парафиноотложений) с постепенным повышением перепада давления в трубопроводе. Такая проблема наблюдается как на зарубежных, так и объектах разработки. Главной причиной образования парафиновых отложений является температурный фактор – её уменьшение при транспортировке, а распределение парафиновых отложений в трубопроводе определяется особенностями его теплового режима. 80

81 Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Наиболее частое технологическое решение, используемое на сухопутных трубопроводах малой протяжённости – это линейные установки для промежуточного подогрева продукта, на которых продукт подогревается и с повышением температуры его вязкость опять уменьшается. Обычно расстояния между линейными печами выбирается равным 10÷30 км. Для морских условий эта технология не применима. На непротяжённых морских трубопроводах, чаще всего промысловых, иногда используется технология, основанная на использовании попутного подогрева продукта, который происходит из-за нагрева стенок труб. 81

Единицы измерения Давление: Па (паскаль) – единица измерения давления (механического напряжения) в Международной системе единиц (СИ). Паскаль равен давлению, вызываемому силой, равной одному ньютон, равномерно распределённой по нормальной к ней поверхности площади один квадратный метр: Па = 1Н/м2. 1 мПа = 10-3 Па; 1 кПа = 103 Па; 1 МПа = 106 Па; 1 бар = 105 Па; 1 тех. атм. (ат) = 1,0197 бар; 1 физ. атм. (атм) = 0,98692 бар; 1 мм рт. ст. = 1,3332 ∙10-3 бар. Температура: В системе СИ используются следующие единицы измерения температуры: кельвин (K) и градус Цельсия (º C), которые связаны соотношением K = 273,15 + º C. Кроме того, в зарубежной литературе часто используются градусы Фаренгейта (º F) и Ранкина (º Ra). º C связан с º F соотношением º C = (º F – 32)/1,8. º C связан с º Ra соотношением º C = º Ra/1,8 – 273,15. Плотность: В системе СИ используется единицы плотности кг/м3 и г/см3. В зарубежной литературе (прежде всего, в США) часто используются градусы API (º API), относительная плотность при стандартных условиях (760 мм рт. Ст., 15,56 º C) SG связана с º API соотношением: SG = = 141,5/(º API + 131,5). Технологический расчёт трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Единицы измерения Вязкость. Вя́зкость (внутреннее трение) — одно из явлений переноса, свойство текучих тел (жидкостей и газов) оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. В результате происходит рассеяние в виде тепла работы, затрачиваемой на это перемещение. Различают динамический коэффициент вязкости μ и кинематический коэффициент вязкости ν. Кинематический коэффициент вязкости может быть получен как отношение динамического коэффициента вязкости к плотности вещества: ν = μ / ρ. В системе СИ для коэффициента динамической вязкости используется единица измерения 1 Н∙с/м2 = Па∙с. В научно-технической литературе часто используется единица измерения Пуаз (Пз). Эти единицы измерения динамической вязкости связаны соотношением 1 Пз = 0,1 Па ∙с. В системе СИ для коэффициента кинематической вязкости используется единица измерения 1 м2/с. В научно-технической литературе часто используется единица измерения Стокс (Ст). Эти единицы измерения кинематической вязкости связаны соотношением 1 Ст = 10-4 м2/с. Технологический расчёт трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Для жидкости, транспортируемой по трубопроводу и занимающей всё его сечение, условие равномерного движения под действием перепада давления ΔP на участке длиной L имеет вид , (1) Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) где λ – коэффициент гидравлического сопротивления; ρ – плотность перекачиваемого продукта; u – расходная скорость продукта; D – диаметр труб участка трубопровода; α – угол наклона участка трубопровода относительно горизонтали. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Расходная скорость транспортируемого жидкой углеводородной продукции (нефти) определяется массовым или объёмным расходом продукции, её плотностью и внутренним диаметром труб трубопровода: либо через весовой расход , (2) либо через объёмный расход (2’) Поскольку обычные жидкие углеводороды (нефти) характеризуются малой сжимаемостью, то их плотность практически не изменяется по мере движения по трубопроводу, и поэтому при отсутствии подкачек или отборов продукции в трубопроводе скорость жидких углеводородов практически не меняется. Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Гидравлические расчеты производятся, исходя из пропускной способности нефтепровода, расчетных, физических характеристик перекачиваемой жидкости и расчетного диаметра. В соответствии с РД 153-39.4-113-02 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов» расчетный диаметр Dр нефтепровода определяется по формуле , (3) где D – номинальный внутренний диаметр труб, принимаемый по наименьшей толщине стенки; Kро – коэффициент (см. нижеприведенную таблицу), учитывающий запарафинивание сечения между моментами пропуска очистных устройств при условиях оптимальной периодичности очистки, а также телескопичность трубопровода. Значение коэффициента в нижеприведенной таблице свидетельствует о том, что парафинизация магистральных нефтепроводов незначительна, и что с ростом диаметра нефтепровода опасность образования парафиновых отложений уменьшается.

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В расчетах гидравлических потерь коэффициент гидравлического сопротивления должен определяться в зависимости от числа Рейнольдса (Re): при числах Re меньше 2000 по формуле (4.1) при числах Re между 2000 и 2800 по формуле (4.2) при числах Re между 2800 и Re1 по формуле (4.3) при числах Re между Re1 и Re2 по формуле

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА (4.4) Значения чисел Re1, Re2 и B в зависимости от диаметра трубопровода и от их шероховатости приведена разделе 18 РД 153-39.4-113-02. Ясно, что с ростом вязкости транспортируемого продута увеличивается коэффициент гидравлического сопротивления и растут гидравлические потери на трение. При числах Re, больших Re2, в т.н. квадратичной зоне значение коэффициента гидравлического сопротивления принимаются постоянными, полученными при Re = Re2. Более точные значения коэффициента гидравлического сопротивления получаются из приведенной на следующем файле диаграмме значений этого коэффициента в зависимости от числа Рейнольдса и отношения шероховатости внутренней поверхности труб к диаметру. Значения коэффициента гидравлического сопротивления из РД 153-39.4-113-02 носят консервативный характер, иными словами являются завышенными. Так, поток нефти (нефтепродукта) с числом Re = 106 в трубопроводе с внутренним диаметром 1000 мм и шероховатостью внутренней поверхностью труб 100 мкм испытывает гидравлическое сопротивление труб с коэффициентом 0,0138 в соответствии с нормами РД 153-39.4-113-02 и с коэффициентом 0,0134 в соответствии с диаграммой .

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Температуру потока жидкой углеводородной продукции (нефти) на участке трубопровода при любом способе его прокладки вычисляют по формуле, получившей в России имя Шухова: , (5) где То – температура окружающей среды; Тн – температура продукции (нефти) на входе в рассматриваемый участок; a – параметр Шухова, который следующим образом зависит от K – коэффициента теплопередачи от транспортируемой продукции внешней среде, Dout – внешнего диаметра трубы, G – массового расхода и c – теплоёмкости продукции , x – координата сечения трубы, где определяется температура.

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Гидравлические и тепловые расчеты производятся, исходя из заданного объёма перекачиваемой углеводородной продукции, известных термобарических параметров на входе в трубопровод, расчетных физических характеристик перекачиваемой жидкости, диаметра труб, шероховатости внутренней поверхности труб и имеющейся информации о трассе подводного трубопровода. Последовательность проведения расчётов. Перед проведением расчётов задаются: значения давления и температуры на входе в трубопровод; суточный расход нефти (конденсата) в трубопроводе; состав транспортируемого жидкого углеводородного продукта (нефти) или другая информация по транспортируемому продукту; длина трубопровода; трасса трубопроводу (с заданной на данном этапе точностью); внутренний диаметр труб; шероховатость внутренней поверхности труб; тип укладки; температура морской воды; коэффициент теплопередачи от морской воды транспортируемому продукту с учётом толщин и коэффициентов теплопроводности всех покрытий трубопровода, предназначенных для термо- и гидроизоляции, антикоррозионной защиты и утяжеления труб.

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Для проведения точных расчётов вся длина трубопровода разбивается на достаточно большое число расчётных участков. Указанное разбиение может быть неравномерным, поскольку современные математические методы решения задач по определению параметров даже нестационарных режимов эксплуатации трубопроводов позволяют проводить расчёты с неравными по протяжённости участкам трубопровода. Далее алгоритмическая последовательность проведения расчётов термобарических параметров стационарных режимов эксплуатации каждого расчётного участка трубопровода такова. 1-й шаг. Задаются значения давления и температуры на входе в участок трубопровода Рн и Тн, а также значение угла наклоны расчётного участка к горизонтали α . Обозначаем эти значения давления и температуры как и . 2-й шаг. По этим значениям давления и температуры определяются значения плотности, динамической вязкости и теплоёмкости транспортируемого продукта. 3-й шаг. По формуле (2) определяется значение расходной скорости. 4-й шаг. Определяется значение числа Рейнольдса по формуле , (6) где μ – динамическая вязкость транспортируемого продукта. 5-й шаг. По рассчитанному числу Рейнольдса, шероховатости и внутреннему диаметру труб на

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА расчётном участке по формулам (4.1)-(4.1) или по диаграмме определяется значение коэффициента гидравлического сопротивления λ. 6-й шаг. По формуле (1) определяется первое приближенной значение давления в конце расчётного участка . 7-й шаг. По формуле (4) определяется первое приближенной значение температуры в конце расчётного участка . 8-й шаг. Определяются средние значения давления и температуры на рассматриваемом расчётном участке ; . 9-й шаг. Обозначим эти усреднённые значения следующим образом: ; . 10-й шаг. Возвращаемся ко 2-му шагу и продолжаем расчёты до тех пор, пока полученные после нескольких повторений цикла со 2-го по 7-й шаг дадут значения и , практически не отличающиеся от значений, полученных в результате выполнения предыдущего цикла.

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Трасса трубопровода от Штокмановского месторождения до пос. Териберка Протяжённость – 556 км. Диаметр труб – 46” (1168,4 мм). Толщина стенок труб – 29,21 мм. Шероховатость стенок труб – 7 мкм. Конечное давление – 60 бар(а). Начальная температура – плюс 60º С. Температура воды – минус 1,7º С. Плотность конденсата при стандартных условиях – 734,8 кг/м3. Динамическая вязкость конденсата при стандартных условиях – 0,007366 Н∙с/м2. Суточный расход конденсата – 58,3 тыс. тонн и 83,3 тыс. тонн. Определение понятия «нормальные и стандартные условия». Норма́льные усло́вия — стандартные физические условия, с которыми обычно соотносят свойства веществ (Standard Temperature and Pressure – STP): Давление 101325 Па = 760,0 мм рт. ст.; Температура 273,15 К = 0º С. Стандартные условия (используется в международной практике): Давление 101325 Па = 760,0 мм тр. ст.; Температура 60º F (15,56º С).

95 Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

96 Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

97 Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

98 Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В соответствии с проведёнными расчётами можно сделать несколько выводов. При суточном расходе рассмотренной углеводородной жидкости 58,3 тыс. тонн начальное давление составляет 79,4 абс. бар, а конечное – 60 абс. бар. Расходная скорость жидкости в начале трубопровода составляет 0,704 м/с, а в конце – 0,689 м/с; плотность продукта в начале и конце трубопровода 724,3 и 743,2 кг/м3 соответственно; динамическая вязкость продукта в начале и конце трубопровода 0,0027935 и 0,016404 Н∙с/м2 соответственно; теплоёмкость продукта в начале и конце трубопровода 2062,8 и 1767,7 Дж/кг/К соответственно. При суточном расходе рассмотренной углеводородной жидкости 83,3 тыс. тонн начальное давление составляет 90,1 абс. бар, а конечное – 60 абс. бар. Расходная скорость жидкости в начале трубопровода составляет 1,009 м/с, а в конце – 0,985 м/с; плотность продукта в начале и конце трубопровода 725,1 и 743,2 кг/м3 соответственно; динамическая вязкость продукта в начале и конце трубопровода 0,0027935 и 0,016404 Н∙с/м2 соответственно; теплоёмкость продукта в начале и конце трубопровода 2062,8 и 1767,7 Дж/кг/К соответственно. С ростом расхода газа в распределении внутреннего давления продукта вдоль трубопровода меньше проявляется рельеф трассы. Температура продукта достаточно быстро достигает температуры окружающей среды (морской воды), причём чем меньше расход транспортируемого продукта, тем скорее температура продукта принимает значение окружающей среды.

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Рассчитаем значения коэффициента гидравлического сопротивления для транспортировки конденсата по указанному трубопроводу с суточным расходом 83, 3 тыс. тонн. В начальном сечении трубопровода. Относительная шероховатость составляет 0,000007/1,11=6,3·10-6. Число Рейнольдса равно 725,1·1,009·1,11/0,002794=290800 По вышеприведенной диаграмме, находим что λ = 0,0146 2. В конечном сечении трубопровода. Относительная шероховатость составляет 0,000007/1,11=6,3·10-6. Число Рейнольдса равно 743,2·0,985·1,11/0,016404=49500 По вышеприведенной диаграмме, находим что λ = 0,0212

Технологический расчёт трубопроводов (нефтепроводов) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Второй основной гидравлической формулой трубопроводного транспорта жидких углеводородов, связывающей производительность трубопровода G с гидравлическими потерями давления ΔР = Рк – Рн , с длиной участка трубопровода L , внутренним диаметром труб D, с разностью высотных отметок конечной и начальной точек трубопровода ΔH = Hк - Hн и коэффициентом гидравлического сопротивления λ, является следующая формула: . (7)

Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомологического ряда метана с общей формулой CnH2n+2, а также неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (CO2), сероводорода (H2S), благородных (инертных) газов (гелия, аргона, криптона, ксенона), ртути. Число углеродных атомов в молекуле может достигать 17÷40. Метан (CH4), этан (C2H6) и этилен (C2H4) при нормальных условиях ( = 101325 Па и =273,15 К) являются реальными газами. Пропан (C3H8), пропилен (С3H6), изобутан (i-C4H10), нормальный бутан (n-C4H10), бутилены (C4H8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях – в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеродных газов. Углеводороды, начиная с изопентана (i-С5H12) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции. Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18H38), расположенные в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твёрдом состоянии. Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Физико-химические показатели газа горючего природного, поставляемого и транспортируемого по магистральным газопроводам (из Таблицы 1 СТО Газпром 089-2010) Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Продолжение Таблицы 1 Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Для газовых потоков, транспортируемых по трубопроводу, условие его равномерного движения под действием перепада давления на участке длиной удобнее записать в виде: , (1’) где Технологический расчёт газопроводов G – массовый расход транспортируемого газа; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; ρ – плотность перекачиваемого газа; D – внутренний диаметр труб участка газопровода; α – угол наклона участка газопровода относительно горизонтали, где положительный угол соответствует подъёмному участку. ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Температуру газового потока на участке газопровода при любом способе его прокладки вычисляют по следующей формуле, которая отличается от формулы Шухова для определения температуры в трубопроводе по которому транспортируются жидкие углеводороды: . (5’) Здесь a - параметр Шухова, Di - коэффициент Джоуля-Томсона, а - среднее давление на расчётном участке. Плотность газа определяется его давлением, температурой, коэффициентом сжимаемости Z и компонентным составом природного газа и определяется по обобщённой формуле Менделеева - Клапейрона: , (8) где R - газовая постоянная. Если измерять давление P измерять в абс. барах, температуру T в градусах Кельвина, то плотность природного газа (кг/м3) можно рассчитывать по следующей формуле:

Коэффициент сжимаемости Z из обобщённого уравнения Клапейрона – Менделеева используется в термодинамике для количественной оценки отклонений сжимаемости реальных газов от свойств идеальных газов. Для реальных газов Z может, в общем случае, быть как меньше единицы, так и больше единицы. Отклонение поведения природных углеводородных газов от поведения идеального газа проявляется особенно явно при достаточно высоких давлениях (10,0÷15,0 МПа) или достаточно низких температурах (минус 50º C ÷минус 60º C). При этих значениях термобарических параметров объём природного газа при сжатии может на 65% меньше объёма, который бы занял идеальный газ. Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Если измерять давление P измерять в абс. барах, температуру T в градусах Кельвина, то плотность природного газа (кг/м3) можно рассчитывать по следующей формуле: , (8’) где M - молекулярный вес газа в мол/кг. В случае, если известен компонентный состав газа и известны молярные доли каждого компонента газа yi , то молекулярный вес газа можно определить через молекулярные веса чистых компонентов Mi следующим образом: . (9) Коэффициент сжимаемости газа Z можно определять либо по специальным уравнениям состояния, либо приближенно по нижеприведенной диаграмме. По этой диаграмме коэффициент сжимаемости определяется через приведенное давление Pпр и приведенную температуру Tпр. Приведенное давление определяется как отношения значения давления P к так называемому псевдокритическому давлению газа Pкр , а приведенная температура как отношение значения температуры T к так называемой псевдокритической температуре газа Tкр:

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА . (10) В свою очередь, псевдоприведенные давление и температуры определяются через молярные доли компонентов газа yi и через критические давления Pкр,i и критические температуры Tкр,i отдельных чистых компонентов соответственно. . (11) Напомним, что для каждого отдельного вещества, входящих в состав природного газа, существует некое предельное давление (критическое давление) и некая предельная температура (критическая температура) при которых вообще пропадает различие между жидкой и газовой фазой вещества - т.е. вещество переходит в критическое состояние.

111 Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 111

112 Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Молярные массы, критические давления и температуры некоторых типичных углеводородных газов и веществ 112

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Состав газа: Метан- 86%; Этан – 8%; Пропан – 3%; Углекислый газ – 3%. Метан: Молекулярная масса 16,043; критическое давление 46,3 бара; критическая температура 190,55 К Этан: Молекулярная масс 30,070; критическое давление 48,7 бара; критическая температура 305,45 К Пропан: Молекулярная масс 44,09; критическое давление 42,6 бара; критическая температура 359,82 К Углекислый газ: Молекулярная масс 44,01; критическое давление 73,87 бара; критическая температура 304,15 К Давление смеси Р = 80 абс. бар; Температура смеси Т = 20° С = 293,15 К *********************************************************************************************** М = 0,86*16,043+0,08*30,07+0,03*44,09+0,03*44,01 = 18,84 Ркр = 0,86*46,3+0,08*48,7+0,03*42,6+0,03*73,87 = 47,21 абс. бар Ткр = 0,86*190,55+0,08*305,45+0,03*359,82+0,03*303,15 = 208,20 К Рпр = 80/47,21 = 1,69; Тпр = 293,15/208,20 = 1,40; Z = 0,835; ρ = 72,7 кг/м3. Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Трасса газопровода от Штокмановского месторождения до пос. Териберка Протяжённость – 556 км. Диаметр труб – 46” (1168,4 мм). Толщина стенок труб – 29,21 мм. Шероховатость стенок труб – 7 мкм. Конечное давление – 60 бар(а). Начальная температура – плюс 60º С. Температура воды – минус 1,7º С. Плотность газа при нормальных условиях – 0,7568 кг/м3. Динамическая вязкость газа при н.у. – 0,00001 Н∙с/м2. Изобарная теплоёмкость газа при н.у. – 2105,1 Дж/кг/К Суточная производительность газопровода – 70 млн. м3 и 100 млн. м3.

116 Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

117 Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

118 Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

119 Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В соответствии с проведёнными расчётами можно сделать несколько выводов. При суточном расходе газа 70 млн. куб.м начальное давление составляет 137,4 абс. бар, а конечное – 60 абс. бар. Расходная скорость газа в начале газопровода составляет 6,014 м/с, а в конце – 10,522 м/с; плотность газа продукта в начале и конце газопровода 96,9 и 56,4 кг/м3 соответственно; динамическая вязкость газа в начале и конце газопровода 0,0000161 и 0,000012 Н∙с/м2 соответственно; изобарная теплоёмкость газа в начале и конце газопровода 2062,8 и 2781,3 Дж/кг/К соответственно. При суточном расходе газа 100 млн. куб.м начальное давление составляет 184,2 абс. бар, а конечное – 60 абс. бар. Расходная скорость газа в начале газопровода составляет 6,425 м/с, а в конце – 14,49 м/с; плотность газа в начале и конце газопровода 130,2 и 58,4 кг/м3 соответственно; динамическая вязкость газа в начале и конце газопровода 0,0000181 и 0,0000119 Н∙с/м2 соответственно; изобарная теплоёмкость газа в начале и конце газопровода 3105,8 и 2833,6 Дж/кг/К соответственно. В распределении внутреннего давления газа рельеф трассы проявляется существенно слабее, чем при транспорте жидких углеводородов. Температура газа достигает температуры окружающей среды (морской воды) и далее по потоку становится меньше её. С ростом расхода температура газа на выходе из газопровода принимает меньшие значения, зачастую существенно ниже температуры окружающей среды.

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Рассчитаем значения коэффициента гидравлического сопротивления для транспортировки газа по указанному газопроводу с суточным расходом 100 млн. куб. метров. В начальном сечении газопровода. Относительная шероховатость составляет 0,000007/1,11=6,3·10-6. Число Рейнольдса равно 130,2·6,425·1,11/0,0000181=51000000 По вышеприведенной диаграмме, находим что λ = 0,00775 2. В конечном сечении газопровода. Относительная шероховатость составляет 0,000007/1,11=6,3·10-6. Число Рейнольдса равно 58,4·14,49·1,11/0,0000119=79600000 По вышеприведенной диаграмме, находим что λ = 0,00752

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Состав транспортируемого газа

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Фазовая диаграмма углеводородов

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Сжатый профиль двухниточного подводного участка (переход Невельского) магистрального газопровода Сахалин – Хабаровск - Владивосток

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Теплопроводность грунтов и материалов Характеристики окружающей среды

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Технологический расчёт газопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Результаты теплогидравлических расчётов

130 Обеспечение бесперебойного течения в подводном трубопроводе ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

131 Обеспечение бесперебойного течения в подводном трубопроводе ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА На стадии проектирования трубопроводов, предназначенных для транспортировки углеводородов, важнейшей задачей является выявление проблем, связанных с необходимостью обеспечения бесперебойного течения флюида по всей длине трубопровода. Для внутрипромыслового транспорта к таким проблемам относятся: Наличие песка и других мехпримесей во флюиде; Наличие таких отложений на внутренней поверхности труб, как соли (например, сульфаты и хлориды), органические кислоты, слизистые отложения бактерий; Возможность развития эрозионно-коррозионных процессов в металле труб; Возможность образования и выпадения парафинов и асфальтосмолистых соединений; Возможность формирования выпадения гидратов; Влияние температурных режимов на взаимодействие трубопровода с грунтом основания; Многофазное (или двухфазное) течение флюида. Для магистрального транспорта к таким проблемам относятся: Возможность выпадения парафинов и асфальтосмолистых соединений в нефтепроводах; Возможность образования и формирования и выпадения гидратов в газопроводах; Многофазное (или двухфазное) течение флюида.

132 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В настоящее время добываются значительные объёмы нефтей, обладающих высокой вязкостью при температуре транспортировки, и нефтей, содержащих большое количество парафинов и вследствие этого застывающих при высоких температурах. Обычно, хотя и не всегда, конденсаты не являются высокозастывающими (высокопарафинистыми) углеводородными системами. Перекачка нефтей по подводным трубопроводам без применения специальных мероприятий затруднена и, зачастую, невозможна. В частности, для транспортировки высоковязких и высокопарафинистых нефтей применяют следующие специальные методы: Механическое удаление парафиновых отложений с внутренней поверхности труб и оборудования (механическими скребками): Тепловые методы борьбы с парафиноотложениями; Химические методы борьбы с парафиноотложениями на основе применения специальных присадок (депрессаторов). Механическое удаление отложений парафина проводится в подводных трубопроводах систем сбора и транспорта нефти. Способ удаления предусматривает установку устройств для запуска и приёма скребков, которые обеспечивают периодическую очистку от отложений и проверку состояния внутренней поверхности трубопроводов. Тепловой метод. На непротяжённых морских трубопроводах, чаще всего промысловых, иногда используется технология, основанная на использовании попутного подогрева продукта, который происходит из-за прямого нагрева стенок труб. Этот метод также позволяет предотвратить образование в потоке гидратов и льда.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

134 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Нагрев трубы и транспортируемого продукта осуществляется либо на постоянной основе, либо периодически. Использование термоизоляции позволяет увеличить период между периодическим подогревом трубопровода. Существующие системы попутного подогрева рассчитаны на трубопроводы протяжённостью до 300 км. Химический метод борьбы с образованием и отложением парафинов является эффективным и действенным способом, так как позволяет осуществлять защиту всего технологического оборудования, используемого при трубопроводной транспортировке, заполнении и опорожнении резервуаров танкеров, а также платформенных и терминальных технологических трубопроводов. Для транспортировки таких нефтей применяют специальные методы: Перекачка с разбавителями (в смеси с газовым конденсатом и маловязкими нефтями); Перекачка газонасыщенных нефтей; Перекачка нефтей с присадками (депрессаторами). Из указанных методов наиболее распространены метод перекачки высокозастывающей нефти с разбавителями и со специальными химическими реагентами – депрессаторами.

135 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Известно, что улучшения транспортных свойств высокопарафинистых нефтей можно добиться чисто химическим способом - путем их смешения с маловязким разбавителем, позволяющего существенно улучшать реологические свойства исходного продукта. Основной принцип этой технологии заключается в физико-химическом регулировании растворимости твердой (парафиновой) фазы растворенного вещества. В соответствии с современными представлениями о механизме изменения реологических свойств с помощью растворителей считается, что эффективность действия разбавителя на вязкость нефти, содержащей парафин, будет тем больше, чем более лёкким выбирается растворитель. Известным примером перекачки высоковязких нефтей с жидкими разбавителями является система нефтепроводов Ллойдминстер - Хардисти на границе провинций Альберта и Саскечеван в Западной Канаде. Для обеспечения транспортировки высоковязкой ллойдминстерской нефти асфальтного основания был специально сооружен 8-дюймовый трубопровод длиной 116 км, по которому в Ллойдминстер стали перекачивать газовый конденсат с месторождения Римбейя. Исходная нефть отличается достаточно высокой кинематической вязкостью 2.9 Ст при 50° С и 1.9 Ст при 60° С. С понижением температуры вязкость резко возрастает. Смешение нефти с конденсатом римбейского газобензинового завода в пропорции 77.5 и 22.5% соответственно производится непосредственно в самом трубопроводе. После смешения характер температурной зависимости вязкости раствора существенно изменяется. Если при температуре 60° С вязкость смеси уменьшается по сравнению с вязкостью чистой нефти в 6.5 раза, то при 40° С она уменьшается в 15 раз, а при 20° С - в 25 раз. Значительно расширился диапазон температур, при которых возможна перекачка смеси по трубопроводу. Зимой смесь на ГНС подогревается до 60° С, а в теплый период года потребности в подогреве смеси нет. Несмотря на то, что для подачи конденсата пришлось построить параллельный

136 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА трубопровод из Хардисти, а смесь на насосных станциях приходится дополнительно подогревать, использование такого способа перекачки оказалось экономически оправданным. Зачастую маловязкий разбавитель в смесях высокопарафинистых нефтей осуществляют промывку внутренней поверхности труб от уже сформировавшихся отложений АСПО. Для обеспечения бесперебойной перекачки высокопарафинистой нефти по магистральным трубопроводам в основном используется химический реагент, называемый депрессорной присадкой. Депрессорные присадки (ДП) предназначены для понижения температуры застывания нефти, обусловленной высоким содержанием парафиновых углеводородов. Действие (ДП) сводится к их влиянию на процессы кристаллизации и структурообразования твердых, в первую очередь, парафиновых углеводородов. Механизм действия депрессорных присадок определяется их способностью адсорбироваться на выпадающих из раствора (нефти) кристаллах парафина и препятствовать образованию плотной кристаллической решетки. Вследствие этого дальнейший рост кристаллов парафина затрудняется, уменьшается их способность к агрегации (объединению) и образованию отложений. Кроме того, депрессорные присадки могут служить модификаторами кристаллической решётки парафина в их центрах кристаллизации и подавлять их дальнейший рост. При постоянном дозировании в трубопроводы транспорта нефти и систем нефтесбора депрессорные присадки понижают температуру застывания и вязкость нефти, увеличивая пропускную способность и понижая давление в

137 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА трубопроводе. Кроме депрессорных присадок в практике борьбы с потенциальными парафиноотложениями широко используются также ингибиторы парафиноотложений и диспергаторы, которые обеспечивают образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. Примеры использования ДП на отечественных трубопроводах. А. Использование депрессорной присадки парафинов на основе сополимера этилена с винилацетатом ВЭС - 501, разработанного в институте ВНИИ НП в 80-х годах прошлого века. Для нефтей Чутырского, Покровского, Мишкинского, Горбатовского месторождений, при введении 0.01%-й концентрации температура застывания нефти снизилась на 12-27 градусов, а 0.1%-й – на 25-30 град. С увеличением содержания асфальтенов до 1.25% депрессия температуры застывания исследованных нефтей возрастает, а при дальнейшем увеличении их концентрации - уменьшается. Так, при введении сополимера в нефть Усинского месторождения с содержанием асфальтенов 1.26% депрессия температуры составила 25-27 град., а нефть Возейского месторождения с содержанием асфальтенов 5.4% - 10-12 град. Б. Использование ДП В ЭС-3, производимого из местных материалов в лаборатории ООО «Северные магистральные нефтепроводы» (г. Ухта). Реагент позволил существенно улучшить реологические свойства товарной нефти, транспортируемой по магистральному нефтепроводу Уса-Ухта-Ярославль; уменьшил в 10 ÷ 15 раз напряжение сдвига и в 2÷3 раза вязкость, понизил температуру застывания товарной нефти на 13-15 гр.

138 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Нефти вьетнамских месторождений Bach Ho, Rong, Nam Rong – Doi Moi по своим реологическим свойствам имеют общую характеристику: высокую вязкость и высокую парафинистость. Перекачка и транспорт таких нефтей свидетельствуют о том, что в нефтепроводах, проложенных под водой, интенсивный теплообмен между потоком перекачиваемой нефти и окружающей средой приводит к резкому изменению термогидродинамического режима в потоке вдоль трубопровода. Падение температуры нефти по ходу движения обусловливает изменение ее реологических свойств и сопровождается фазовыми переходами, как результат насыщения потока тяжелыми углеводородами (ряд углеводородов, который затрагивает процесс фазовых переходов, от С6 и выше), а также образованием пристенных нефтяных отложений на внутренней поверхности трубопровода. Указанные факторы, при определенных технологических условиях, оказываются причиной постепенного самопроизвольного снижения пропускной способности трубопровода, что, прежде всего, увеличивает энергозатраты на перекачку, следовательно, повышает себестоимость трубопроводного транспорта. Если при этом своевременно не будут приняты специальные меры, то это может привести к полной остановке перекачки с последующим застыванием (замораживанием) трубопровода, повторный пуск которого, как известно, всегда связан с большими технологическими сложностями. Нефть этих вьетнамских месторождений по своим реологическим свойствам может быть отнесена к бингамовской модели. Для улучшения реологических свойств этих нефтей были предложены различные методы, в частности, метод термомагнитной обработки, применение депрессорных присадок и др.

139 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

140 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В конце 1994 г. был проведен успешный пуск в эксплуатацию трубопровода от добычной платформы RP-1 месторождения Rong до Центральной технологической платформы ЦТП-2 месторождения Bach Ho, проложенного по дну вьетнамского шельфа, протяженностью 33 км для перекачки высокопарафинистой нефти с температурой застывания на уровне 250 С. Для улучшения реологических свойств этой нефти используется депрессорная присадка Sepaflux ES-3266 производства концерна BASF с концентрацией порядка 100-200 ppm. Этот высокомолекулярный полимер также представляет сополимер этилена с винилацетатом. При этом удалось не только существенно понизить температуру застывания, обеспечивающую надежную перекачку сырой нефти по подводному нетеплоизолированному трубопроводу, но и понизить пластическую вязкость нефти более чем в 7 раз, динамическое напряжение сдвига - в 10 раз, начальное напряжение сдвига - более чем в 20 раз.

141 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Опыт борьбы с отложениями АСПО в подводных трубопроводах проекта «САХАЛИН-2». Нефть Пильтун-Астохского месторождения относится к ароматическо-нафтенову типу, обладает плотностью ~850 кг/м3 и низкой вязкостью, с низким содержанием воды - < 0,2% (по массе). Нефть на береговой комплекс подготовки «Чайво» подаётся по двум отдельным нефтепроводам – от платформы «Моликпак» и платформы «ПА-Б». Содержание (масс.) парафиной и асфальтенов в нефтепроводе платформы «Моликпак» составляет 1,2% и 0,41% соответственно, а в нефтепроводе от платформы «ПА-Б» - 2,3% и 0,55% соответственно. Согласно проектной документации, температура нефти на входе производственной площадки «Чайво» должна составлять около +2° С в холодное время года и до +8 ° С – в теплое. Сравнивая температуру начала кристаллизации нефти с обеих платформ с температурой на входе площадки «Чайво», очевидно, что образование асфальтено-смоло-парафиновых отложений (далее –АСПО) неизбежно. Однако, учитывая небольшое содержание парафинов в нефти, эксплуатационные службы предполагали, что эти отложения не приведут к существенному сужению внутреннего диаметра трубопроводов за короткое время и с помощью периодических прогонов очистных поршней удастся поддерживать на приемлемом уровне гидравлическую эффективность транспортировки нефти. Впервые жесткие скребки для очистки подводных трубопроводов «ПА-А – Чайво» и «ПА-Б – Чайво» были запущены в начале июля 2009 г. К этому времени оба трубопровода находились в эксплуатации ~7 месяцев. 15 июля 2009 г. скребок, пущенный с платформы

142 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА ПА-Б, вынес в камеру приема скребка, расположенную на площадке «Чайво», ~500 кг отложений парафинов. Следует отметить, что реальное количество отложений, вынесенное из трубопровода, отличается от того, что ожидалось. В дальнейшем, скребки, запущенные с платформы «ПА-Б», выносили в камеру приема скребка от 250 до 400 кг отложений (максимальное количество – 600 кг) при периодичности пуска скребков каждые четыре дня. После первых скребков с платформы «Моликпак», выносивших в камеру приема скребка до 150 кг отложений, количество отложений в камере приема не превышало 5–10 кг. В результате экспериментов с частотой пуска скребков было выявлено, что давление на входе трубопровода «Моликпак» – площадка «Чайво» падает на 6–8 атм сразу же после очистки трубопровода скребком, а потом начинает линейно возрастать (так же, как и гидравлическое сопротивление трубопровода) и достигает максимально допустимого примерно через 11–12 дней после очередного пуска скребка. Таким образом, была определена оптимальная частота пуска скребков – один раз в неделю. Изменение гидравлического сопротивления трубопровода «ПА-Б» – площадка Чайво после его очистки скребком не так значительно, как для трубопровода «Моликпак» – площадка «Чайво», однако для оптимизации затрат было решено проводить очистку этого трубопровода с такой же частотой – один раз в неделю. В летнее время поддерживать такую частоту очистки трубопроводов не составляет труда. Однако в зимнее время из-за возникающих технических сложностей велика вероятность увеличения времени между пусками скребков.

143 Специальные методы транспортировки высоковязких парафинистых нефтей ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Принимая это во внимание, а также отдаленность площадки «Чайво» от ближайшего объекта Компании (~200 км от рабочего поселка в посёлка Ноглики), было принято решение о необходимости подбора ингибитора парафиновых отложений. После проведения исследование выяснилось, что всем сформулированным требованиям удовлетворял ингибитор парафиновых отложений FX2407 компании Nalco (Вторым обязательным требованием для реагента была необходимость снизить частоту пуска скребков до двух раз в месяц.). Рекомендованные Nalco «рабочие» концентрации ингибитора парафиновых отложений составляли 60 г/м3 и 180 г/м3 для нефти «Моликпак» и «ПА-Б» соответственно. Уже с первых дней закачки реагента стало видно, что «привычного» возрастания давления на входе в трубопровода «Моликпак» – площадка «Чайво» после его очистки скребком не наблюдается, так же как и возрастания гидравлического сопротивления трубопровода. При дальнейшем применении ингибитора парафиновых отложений давление на входе в трубопровод «Моликпак» – площадка «Чайво» и гидравлическое сопротивление этого трубопровода «стабилизировались» и оставались постоянными. во время применения ингибитора парафиновых отложений толщина слоя парафинов в трубопроводе «Моликпак» – площадка Чайво уменьшилась c ~5 мм до ~1,1-1,3 мм (при концентрации реагента 60 г/м3), а в трубопроводе «ПА-Б» – площадка «Чайво» – с ~3 мм до ~1,2 мм (при средней концентрации реагента 210 г/м3).

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Основной проблемой при обеспечении непрерывности потока в магистральных газопроводах является необходимость исключения образования и накопления техногенных газовых гидратов в полости трубопровода. Другие проблемы, такие как эрозионный износ материала труб, корродирование труб, выпадение в осадок таких загрязнителей как частицы ила, окалина, продукты коррозии, продукты деградации технологических жидкостей, механические микропримеси, характерные для систем внутрипромысловых трубопроводов, в магистральных трубопроводах встречаются редко и в нашем курсе рассматриваться не будут. Гидраты – кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды, когда молекулы некоторых газов внедряются в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Благодаря водородным связям молекулы воды выстраиваются в геометрически правильные структуры. В присутствии некоторых веществ, входящих в состав природных газов, эти упорядоченные структуры стабилизируются и образуется смесь – гидраты природных газов, представляющая собой твёрдый осадок. Гидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Они обладают физическим свойствами льда, но образуются при более высоких температурах. Скапливаясь в газопроводах, они не только повышают рост гидравлических потерь, но и могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Температуры равновесного гидратообразования растут вместе с ростом давления и с понижением температуры в системе. К условиям, необходимым для образования гидратов, относятся: Высокие давления и низкие температуры; Наличие в составе природного газа таких компонентов, как метан, этан, пропан, изо-бутан, диоксид углерода, азот, сероводород; Наличие воды. Для предотвращения гидратообразования достаточно исключить одно из трёх условий, перечисленных выше. Как правило, мы не можем исключить из смеси гидратообразующие вещества. В случае с природным газом, именно гидратообразующие вещества являются ценным продуктом. Поэтому антигидратные мероприятия в трубопроводных системах направлены на исключение или ослабление действия двух других факторов. Ускоренному образованию гидратов также способствуют следующие явления: Турбулентность потока, т.е. его высокие скорости. Образование гидратов активно протекает на участках с высокими скоростями транспортируемой смеси. Это делает дроссельную арматуру особенно чувствительной к образованию гидратов. Во-первых, температура природного газа при прохождении через дроссель, как правило, значительно понижается вследствие эффекта Джоуля – Томсона. Во-вторых, в уменьшенном проходном сечении клапана (крана) возникает большая скорость потока.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Центры кристаллизации. С физической точки зрения центр кристаллизации представляет собой точку, в которой имеются благоприятные условия для фазового превращения – в данном конкретном случае – образование твёрдой фазы из жидкой. В трубопроводах центрами кристаллизации для образования гидратов могут служить дефекты труб, сварные швы, фасонные детали и арматура трубопроводов (колена, тройники, клапаны). Включения окалины, грязи, песка, твёрдых продуктов деградации технологических жидкостей, других мехпримесей также являются потенциальными центрами кристаллизации. Свободная вода. Наличие свободной воды не является обязательным условием гидратообразования, однако его интенсивность в присутствии свободной воды безусловно возрастает. Кроме того, поверхность раздела вода – газ может также служить в роли центра кристаллизации. На то, что наличие свободной воды не является обязательным условием для образования гидратов, указывает факт возможности образования газовых гидратов в скважинах и газосборной системе при отсутствии пластовой воды только за счёт полностью растворённой в углеводородном флюиде воды, т.н. конденсационной воды. При этом происходит сублимация растворённых в газообразном флюиде гидратов непосредственно в твёрдое состояние. Важным аспектом гидратообразования при трубопроводном транспорте является процесс накопления в нём твёрдого вещества. Скопление гидрата необязательно происходит в том же месте, где и его образование. Агломерация молекул газовых гидратов занимает определённое время, происходит при их движении в потоке, прежде всего, в жидкой фазе потока.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА На предыдущем слайде представлены типы полиэдрических ячеек, образующих структуру кристаллической решётки в гидратах I и II типов, иногда говорят о гидратах I и II структур. 1. Структура решётки гидратов I типа. Решётка образована ячейками, состоящими из 2 малых и 6 больших полостей. Каждая малая полость представляет собой додекаэдр, т.е. двенадцатигранник, в котором каждая грань имеет форму равностороннего пятиугольника, и содержит 5 молекул воды. Каждая большая полость представляет собой тетракаидекаэдр, т.е. четырнадцатигранник, имеющий 12 граней с формой правильного пятиугольника и 2 грани с формой правильного шестиугольника, и содержит 6 молекул воды. Таким образом, ячейка решётки гидратов I типа содержит 46 молекул воды. К наиболее распространённым веществам, образующим гидраты I типа, относятся метан, этан, двуокись углерода и сероводород. 2. Структура решётки гидратов II типа. Решётка образована ячейками, состоящими из 16 малых и 8 больших полостей. Каждая малая полость представляет собой додекаэдр, т.е. двенадцатигранник, в котором каждая грань имеет форму равностороннего пятиугольника, и содержит 5 молекул воды. Каждая большая полость представляет собой гексакаидекаэдр, т.е. шестнадцатигранник, имеющий 12 граней с формой правильного пятиугольника и 4 грани с формой правильного шестиугольника, и содержит 7 молекул воды. Таким образом, ячейка решётки гидратов II типа содержит 136 молекул воды. К наиболее распространённым веществам, образующим гидраты II типа, относятся азот, пропан, изо-бутан.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Между размером молекулы гидратообразователя (молекулы – гостя) и типом образующегося гидрата существует зависимость. Вещества, молекулы которых малы (меньше 3,8 ангстрема), такие как водород и гелий, и молекулы которых больше 7 ангстремов, не могут образовывать гидратов. Вещества с крупными молекулами (с размерами 6,9 ангстремов), такие как пропан и изо-бутан, могут образовывать гидраты II типа, но помещаются только в большие полости ячеек гидратов этого типа. Молекулы размером более 7 ангстрем неспособны образовывать гидраты ни I, ни II типа. Соответственно молекулы таких веществ, как пентан, гексан и высшие углеводороды парафинового ряда, не являются гидратообразователями. Существует также третий тип гидрата (тип H), но он встречается намного реже и для нефтегазового дела не представляет интереса. Для исключения гидратообразования в трубопроводах и аппаратах подготовки газа и нефти (конденсата) необходимо: либо проводить все соответствующие технологические операции при термобарических параметрах, исключающих потенциальную возможность образования гидратов; либо подавать в поток ингибитор гидратообразования; либо осуществлять обезвоживание потока углеводородной смеси до требуемого уровня.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Среди ингибиторов гидратообразования наибольшее применение нашли т.н. термодинамические ингибиторы, водные растворы которых снижают активность воды и сдвигают термобарические условия образования гидратов. При этом термодинамические ингибиторы способствуют уменьшению температуры или увеличивают давление, при которых происходит образование гидратов. В основном используются такие следующие ингибиторы - метанол, моноэтиленгликоль (МЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ) - которые в той или иной степени характеризуются наличием водородных связей и, таким образом, нарушают структуру водородных связей воды, что приводит к снижению активности воды водном растворе, вследствие чего изменяются равновесные условия образования гидратов. Среди реагентов – ингибиторов гидратообразования - наибольшее распространение в зарубежной практике добычи углеводородов на морских месторождениях получило использование МЭГ. Он используется не только обеспечения непрерывного движения углеводородных флюидов в скважинах и промысловых трубопроводах, но и в аппаратах подготовки газа и нефти (конденсата) к транспорту. Кроме МЭГ, в качестве ингибитора коррозии широко используется метанол (метиловый спирт), но он чаще всего используется для повторных запусков скважин, т.н. «холодных скважин». Метанол широко используется в системах сбора газа на северных газовых и газоконденсатных месторождениях России.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В качестве примера приведём результаты оценки требуемых объёмов водного раствора МЭГ для бесперебойной транспортировки сырого (не обезвоженного) газа для условий экспортного газопровод Штокмановского месторождения. По пластовым условиям (225 бара в начале разработки и 60º С) расчётное равновесное содержание растворённой влаги в пластовой продукции составляет 1,37 г/м3 или 0,0017 мол. долей в составе продукции. Как показывает следующий рисунок, при этом условия существуют реальные условия образования гидратов практически вдоль всей длины газопровода. Предположим, что в качестве антигидратного мероприятия используется ввод в поток транспортируемого сырого газа 90%-го водного раствора МЭГ. Как показывают расчёты, ввод в поток сырого газа 90%-го водного раствора МЭГ в количестве 2,1 г на куб. метр газа позволит исключить возможность образования гидратов по всей длине газопровода.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Кроме термодинамических ингибиторов гидратообразования в настоящее время широко исследуется возможность в нефтегазопромысловой практике использования т.н. кинетических ингибиторов. Основой кинетических ингибиторов гидратообразования являются водорастворимые высокомолекулярные полимеры, которые вмешиваются в процесс кристаллизации гидратов, замедляя его, а также воздействуют на начальные стадии роста кристаллов. Кинетические ингибиторы гидратообразования сдерживают формирование мелких кристаллов посредством воздействия на их точки роста и, таким образом, увеличивают индукционный период образования газовых гидратов. Кинетические ингибиторы эффективно подавляют процесс образования газовых гидратов в значительно более низких концентрациях (0,25-0,5 массовых %) по сравнению с термодинамическими ингибиторами гидратообразования. Поэтому использование кинетических ингибиторов для подавления образования техногенных газовых гидратов предполагает значительно меньшие финансовые затраты по сравнению с термодинамическими. Так, из-за малых концентраций этих ингибиторов отсутствует необходимость в регенерации отработанных растворов и существенно сокращаются затраты и хранение ингибиторов. Большинство разработанных образцов кинетических ингибиторов обладают значительным уровнем экологичности. К основным недостаткам кинетических ингибиторов относятся: относительно небольшие длины трубопроводов, на которых их применение целесообразно;

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА недостаточно большой по температурному «заходу» в газогидратную область фазовой диаграммы – фактически ΔΤ примерно составляет 7÷8º С; уменьшение эффективности от их использования при небольших температурах (в окрестности 0ºС и ниже) из-за того, что температура замерзания раствора близка к 0º С . Третий тип ингибиторов гидратообразования – анти-агломеранты (АА), которые по своей функции можно отнести к ингибиторам гидратоотложения. Анти-агломерантные реагенты применяются для «блокировки» водной фазы в газожидкостном потоке и тем самым резко уменьшить (а возможно, и вовсе исключить) рост газогидратных частиц хотя бы на сравнительно короткий период времени – порядка десятков минут или нескольких часов. Это позволило бы предотвратить формирование таких гидратных частиц, которые группируются в более крупные частицы или даже образуют твердую пробку, которая может блокировать трубопровод. Таким образом исключается рост образующихся гидратных структур, и они двигаются в потоке в виде диспергированной (достаточно малой) твёрдой взвеси. Обычно они используются в системах, содержащих жидкую углеводородную фазу (обычно более чем 40%). Эти ингибиторы гидратообразования, как и кинетические, теряют свою эффективность, начиная с нулевой и малых отрицательных температур.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Для удаления из трубопроводов небольших количеств образовавшегося гидрата обычно бывает достаточно прохода очистного продувочного поршня. Процедура очистки заключается в пропускании очистного поршня через трубопроводную линию. Современные модели очистных поршней имеют множество функций, включая диагностические, но главной среди них остаётся очистка полости трубопровода. Поршень плотно входит в полость трубопровода и очищает отложения с его внутренней поверхности. Поршень перемещается по трубопроводу под действием потока транспортируемой среды и одновременно удаляет все твёрдые вещества (гидраты, отложения парафинов, загрязнения), из полости трубопровода. Пропускание поршней может также применяться с целью удаления скоплений жидкостей, при этом периодичность проведения очисток должны быть такой, чтобы не допускать накопления гидратов (и, возможно, других загрязняющих скоплений) в опасных количествах. Очистка поршнями, как правило, не является основным способом борьбы с гидратообразованием. Для этой цели более широко используются другие методы – обезвоживание транспортируемого углеводородного флюида, использование антигидратных реагентов, эксплуатация трубопровода при термобарических условиях, исключающих возможность образования гидратов. Преимущество очистного продувочного поршня заключается в том, что со стенок трубопровода одновременно удаляются (соскабливаются) солевые и прочие отложения, что имеет большое значение для правильной эффективной эксплуатации трубопровода. При этом, одновременно, устраняются потенциальные центры кристаллизации для образования гидратов.

Обеспечение непрерывности потока в газопроводах ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В подводных нефтепромысловых системах возможность безгидратной работы при проектной работе систем подтверждается расчётами тепловых режимов трубопроводов и флюидов. Для очень длинных трубопроводов, или при длительной эксплуатации трубопроводов при малой загрузке, температура флюида становится меньше температуры гидратообразования. В этих случаях, может быть использовано непрерывная подача в поток кинетических ингибиторов или анти-агломерантов. В течение остановки перекачки температура флюидов может достигнуть гидратной области. Если при этом флюиды не защищены ингибиторами гидратообразовния, то для исключения гидратообразования могут использоваться следующие мероприятия: 1. Продувка подводной сборной системы с целью понижения давления. 2. Замена «гидратоопасных» флюидов в нефтесборной системе обезвоженной нефтью и/или метанолом. Теплоизоляция промысловых трубопроводов должны обеспечить достаточным запасом времени для проведения этих замещений флюидов. В течения повторного запуска скважин и нефтесборной системы по уровню температуры добываемые флюиды могут попадать в зону гидратообразовния. Исключить это можно с помощью предварительного нагрева труб либо с помощью их электрообогрева, либо с помощью предварительного обогрева труб теплыми жидкостями, например, с помощью обезвоженной нефти, либо с помощью ввода в поток термодинамических или кинетических ингибиторов гидратообразования. Иногда повторный запуск просто осуществляется достаточно быстро, чтобы гидраты не успевали сформироваться и перекрыть сечения трубопроводов. Это достаточно рискованный способ, он должен основываться на детальных расчётах кинетики формирования гидратов.

159 Антитурбулентные (антифрикционные) присадки (АТП) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Все течения жидкости и газа качественно разделяются на 2 режима – ламинарный и турбулентный. Ламинарное течение (lamina – пластинка, полоска) – это упорядоченное плавное течение жидкости, при котором жидкость перемещается как бы слоями, параллельными направлению течения (например – стенкам цилиндрической трубы), не перемешиваясь. Эти течения наблюдаются или у очень вязких жидкостей, или при малых скоростях течения, а также при течениях в узких трубках или при обтекании тел малых размеров. Вообще тот или иной режим течения характеризуется числом Рейнольдса. Для каждого вида течения существует такое критическое число Рейнольдса, что при Re < Reкр возможно только ламинарное течение, в то время как при Re > Reкр течение может потерять устойчивость по отношению к малым возмущениям (случайным отклонениям) исходных параметров и стать турбулентным (например, для течения жидкости в цилиндрической трубе круглого поперечного сечения критическое число Reкр обычно составляет 2300). При турбулентном течении (turbulentus – беспорядочный, вихревой) частицы жидкости совершают неустановившиеся движения по сложным траекториям, что приводит к интенсивному перемешиванию между слоями жидкости, т.е. слоистая структура течения нарушается; при этом местные значения параметров движения – u, P, T,… испытывают хаотические флуктуации, т.е. случайные отклонения от средних значений, и изменяются нерегулярно во времени и пространстве.

160 Антитурбулентные (антифрикционные) присадки (АТП) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

161 Антитурбулентные (антифрикционные) присадки (АТП) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Одним из широко известных способов повышения пропускной способности нефтепроводов и увеличения общей энергоэффективности трубопроводного транспорта является использование специальных полимерных антитурбулентных (фрикционных) присадок (АТП). Присадки воздействуют на турбулентность в пристенной области труб и обуславливают возникновение эффекта Томса. В соответствии с современными представлениями механизм действия АТП представляется таким. В турбулентном потоке жидкости в пристенной области пульсация давления высокой интенсивности в радиальном направлении создаёт дополнительные сопротивления. Для маловязких жидкостей величина этой составляющей гидродинамического сопротивления составляет до 80%. Макромолекулы высокомолекулярной присадки сглаживают пульсации давления в потоке, аккумулируя энергию в виде обратимой упругой деформации. Чем больше молярная масса макромолекул (а следовательно, чем больше их длина), тем больше энергии они могут аккумулировать. Ясно, что с увеличением молярной массы АТП её эффективность должна расти. Наибольшее распространение получили модификаторы течения CDR-2 компании Conoco Specialty Products и FLO-XL компании Baker Hughes. Использование присадки FLO-XL позволяет уменьшить гидравлические потери на 50% и более. Известно, что на месторождении Mars компании Maersk в Северном море с помощью модификатора течения удалось повысить пропускную способность подводного нефтепровода на 80%.

162 Антитурбулентные (антифрикционные) присадки (АТП) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

163 Антитурбулентные (антифрикционные) присадки (АТП) ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Имеется положительный опыт использования АТП при эксплуатации нефтепровода компании Сахалин – 1 Чайво – Де Кастри (221 км, 24”), имеющего подводный переход по дну пролива Невельского. На норвежском месторождении Oseberg был также получен положительный опыт применения АТП для уменьшения потерь на трение на двух трубопроводах – на нефтепроводе от Центра подготовки нефти месторождения до берегового терминала в Sture (протяжённостью 120 км и диаметром труб 28”) и на промысловом трубопроводе для перекачки многофазной пластовой продукции от ПДК Oseberg C до Центра подготовки нефти Oseberg (протяжённостью 15 км и диаметром труб 14”). Использование АТП, специально подготовленной к использованию именно для этой нефти) позволило повысить производительность нефтетранспортной системы месторождений на 25%, вместо суточного расхода 620 тыс. баррелей удалось прокачивать 770 тыс. баррелей. Что касается использование стандартного АТП на трубопроводе с многофазной продукцией, то положительного успеха достичь не удалось. Разработанная специально для этого случая антитурбулентная присадка нового поколения позволила понизить гидравлические потери при транспорте пластового флюида по промысловому трубопроводу на 50%, что эквивалентно возможности повышения производительности трубопровода на 10%.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Нормативное обеспечение строительства магистральных трубопроводов, в том числе морских, на федеральном, административно-территориальном и производственно-отраслевом уровнях в настоящее время определяется в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» (№ 184 – ФЗ от 27 декабря 2002 г., вступил в силу с 1 июля 2003 г.), который заменяет раннее действовавшие законы «О стандартизации» и «О сертификации продукции и услуг». Новая система технического регулирования даёт три вида документов, которые должны прекратить действие прежней системы технического нормирования. Первый вид документов – технические регламенты, которые утверждаются на уровне федерального закона, в частности, это градостроительный кодекс, Земельный кодекс (прежде всего, в части береговых сооружений), Водный кодекс, в части, касающейся вопросов строительства. Среди этих законов особенно важное место при проведении проектных исследований магистральных трубопроводов занимает Федеральный закон № 384-ФЗ от 30 декабря 2009 г. «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений». К сожалению, до сих пор не принят важный для трубопроводной подотрасли федеральный закон «О магистральном трубопроводном транспорте», первое чтение которого состоялось в Государственной Думе в 1999 г.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Второй вид документов – национальные стандарты. В отличие, например, от ГОСТа, который рассматривался как нормативный документ наивысшего уровня, обязательный для исполнения, по требованиям нового федерального закона все национальные стандарты становятся рекомендательными. К таким документам относятся также СП (своды правил), СНиП и др. Третий уровень технического регулирования – это стандарты предприятий (СТО), которые являются наиболее привычными видами нормативных документов. Создание объекта строительства (магистрального трубопровода) осуществляется в непрерывном инвестиционном процессе с момента возникновения идеи (замысла) до сдачи объекта в эксплуатацию. Неотъемлемой частью этого процесса являются проектные работы. Проектные работы предусматривают проведение предварительных исследований и проработок, а также две стадии проектных работ: предпроектную и проектную. Предпроектная стадия в свою очередь реализуется в 2 этапа. Целью первого этапа является подготовка декларации о намерениях (ДОН), второго – обоснование инвестиций (ОИ). Первый этап предпроектной стадии предусматривает проведение технико-экономических расчётов, в ходе которых формулируется замысел проекта, обосновывается его актуальность, анализируются исходные данные, осуществляется повариантная проработка, определяются основные технические решения и стоимость строительства по налогам и укрупнённым показателям.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Среди результатов ДОН можно выделить такие сведения как: наименование трубопровода и его производительность; предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию; его предварительно намечаемая трасса (на основе гидрографических материалов); предполагаемое местоположение начального и конечного пунктов трубопровода, береговых сооружений и наливных пунктов; ориентировочная потребность в земельных, водных и энергетических ресурсах; предполагаемое местоположение компрессорных или насосных станций; ориентировочная потребность в трубах и других материалах для строительства. Выбор оптимального расположения конструкции трубопровода под водой осуществляется на основании следующих критериев: безопасность эксплуатации, экология, стоимость конструкции, технологичность и т.п.: выбор материала труб, защитного покрытия и электрохимической защиты; продольная и поперечная устойчивость конструкции с учётом воздействия подводных течений; обеспечение целостности и проходного сечения; защита от коррозии и эрозии, сварка и неразрушающий контроль в процессе строительства; диагностика и контроль; технологические режимы перекачки углеводородного флюида (нефти, газа, конденсата, многофазного продукта) при высоком внутреннем давлении; прочность и устойчивость первоначальной формы цилиндрических оболочек трубопроводов и другие технологические и экологические аспекты.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В принципе все эти критерии должны быть отражены в нормативных документах (нормах, правилах, стандартах, руководящих указаниях, инструкциях). Однако, как показывает практика проектирования это происходит не всегда и объясняется следующими причинами: А. Нормы проектирования отражают уже накопленный и проанализированный опыт проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов. Внедрение новых технологий, расширение диапазона рабочих параметров, строительство в уникальных природно-климатических условиях, применение новых материалов и оборудования требуют постоянной корректировки нормативной документации, что на практике и происходит, но не опережающими темпами, а лишь после накопления и обобщения соответствующего опыта. Так, например, всемирно признанная спецификация на трубы API 5L претерпела к настоящему времени 4 на стальные трубы API 5L претерпела к настоящему времени 45 изданий. Б. Некоторые вопросы достаточно сложны для формулировки простых инженерных методик или просто отсутствуют как в отечественных литературных источниках, так и в зарубежных. Типичным примером этого является расчёт напряжённо-деформационного состояния оболочки трубопровода в процессе укладки на большие глубины. В. Многие технико-технологические решения не имеют строгого научного обоснования и нуждаются в проведении специальных теоретических и экспериментальных исследований. В качестве примера можно провести использование технологии транспортировки продукции подводных добычных комплексов на большие расстояния, когда в состав перекачиваемого флюида входят газ, жидкие углеводороды (конденсат, нефть) и химические реагенты (например, метанол или МЭГ).

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Однако даже достаточно проработанные вопросы (например, расчёт толщины стенки трубопровод на действие внутреннего давления) нельзя считать окончательно решёнными. Норым разных стран предусматривают применение различных значений одних и тех же коэффициентов (коэффициентов надёжности и безопасности) в аналогичных расчётных моделях. Связано это с различными подходами к оценке оптимального уровня безопасности, качеством производства строительных работ, различными условиями их проведения, особенностями эксплуатации и стоимостными показателями. Эта проблема встаёт наиболее остро, если появляется необходимость или возможность выбора тех или иных иностранных норм проектирования по причине отсутствия национальных нормативных документов, как это было при проектировании морского участка газопровода Россия - Турция по проекту «Голубой поток». ТЭО строительства данного газопровода было выполнено компаниями Heerema и АО «ПитерГаз» на основе норвежских «Правил для морских трубопроводных систем» DNV 1981. Впоследствии (в 1996 г.) вышла новая редакция Правил DNV 1996, которая легла в основу базового и детального проектирования морского участка газопровода. В 2002 г. в ОАО «Газпром» был разработан Стандарт организации по проектированию и строительству морских трубопроводов (СТО 2-3.7-050-2006), основанный на положениях норвежских Правил DNV OS-F101 (2000). Особенностью норвежских Правил является их относительная «мягкость» по сравнению, например, российскими строительными нормами и правилами (СНиП). Многие требования и положения, в том числе и ключевые, как уже было сказано, носят не обязательный, а рекомендательный характер.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В то же время отход от нормативных методов проектирования накладывает на проектировщика дополнительную ответственность за правильность выбранного решения и вызывает необходимость в проведении специальных исследований для определения реальных уровней надёжности, безопасности, долговечности других параметров этих ответственных инженерных сооружений. Трасса морского подводного газопровода определяется в соответствии с месторасположением компрессорных (или насосных) станций или терминалов по результатам произведённых гидравлических и технико-экономических расчётов. Выбор трассы морского трубопровода должен производиться по критериям оптимальности и основываться на следующих данных: · грунтовые условия морского дна; · батиметрия морского дна; · морфология морского дна; · исходные сведения об окружающей среде; · сейсмическая активность; · районы рыболовства; · судовые фарватеры и места заякоривания судов; · районы сброса грунта; · акватории с повышенным экологическим риском. В проекте необходимо представить данные о физическом и химическом составе транспортируемого продукта, его плотности, а также указать расчетное внутреннее давление

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА и расчетную температуру вдоль всей трассы трубопровода. Приводятся также сведения о предельных значениях температуры и давления в трубопроводе. Определение оптимального варианта трассы предполагает: Предварительное согласование с заинтересованными странами, в зоне юрисдикции которых предполагается прокладывать газопровод; Рекогносцировку на местности в точках предполагаемого выхода газопровода на берег; Изучение картографического материала; Использование материалов ранее произведённых изысканий. Предварительно выбранный вариант прохождения трассы должен отвечать следующим требованиям: Учитывать интересы и законы стран, чьи границы и экономические зоны пересекает газопровод, при этом число пересекаемых границ должно быть минимальным; По возможности обходить острова, банки, якорные стоянки; По возможности избегать пересечения с трассами интенсивного судоходства и районами интенсивного рыболовства; По возможности избегать пересечения трубопроводов, кабелей, трасс паромных переправ, в случае необходимости пересекать их под углами, близкими к прямым; Проходить на безопасном расстоянии от полигонов боевой подготовки, захоронения ВВ и химических отходов, свалок мусора и грунтов, особое внимание обращается на наличие затонувших судов периода мировых войн, минных полей и боеприпасов;

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА По возможности обходить морские нефтегазовые месторождения с платформами, подводными манифольдами и сетью подводных коллекторов и шлейфов. В случае положительных результатов рассмотрения ДОН Заказчик принимает решение о переходе ко второму этапу предпроектной стадии, предусматривающему обоснование инвестиций для более детального изучения всех условий реализации проекта. Цель ОИ – определение объёма инвестиций и целесообразности осуществления проекта. Здесь на основе Норм технологического проектирования принимаются основные решения по трубопроводу, включая его производительность и перспективную потребность, исходя из наличия сырьевой базы, а также основных технологических решений. На этапе проектной стадии подготавливается основной проектный документ на строительство морского трубопровода – технико-экономическое обоснование (проект) строительства. На основании утверждённого в установленном порядке ТЭО (проекта) строительства разрабатывается рабочая документация. Для технически и экологически сложных объектов и при особо сложных природных условиях, к которым относятся и морские сооружения, по решению Заказчика (Инвестора) или заключению государственной экспертизы по рассмотренному проекту одновременно с разработкой рабочей документации и осуществлением строительства могут выполняться дополнительные детальные проработки проектных решений по отдельным объектам, разделам и вопросам.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Подобная ситуация имела место при сооружении подводных газопроводных ниток МГ Бованенково – Ухта на переходе через Байдарацкую губу. Во время процесса строительства ещё уточнялось проектное решение по глубине укладки в траншею обетонированных газопроводов, исключающей их всплытие, потерю устойчивости и возможность механического повреждения ледовыми образованиями. Проект на строительство сооружений морского трубопровода состоит из нескольких разделов: - Общая пояснительная записка. - Генеральный план и транспорт. - Технологические решения. - Организация и условия труда работников. Управление производством и предприятием. - Архитектурно-строительные решения. - Инженерное оборудование, сети и системы. - Организация строительства. - Охрана окружающей среды. - Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций. - Сметная документация. - Эффективность инвестиций.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В процессе строительства и последующей эксплуатации морские трубопроводы подвергаются воздействию различных групп факторов. Основные из них, которые необходимо учитывать при проектировании, следующие: Направление и скорость ветра; Высота, период и направление морских волн; Скорость и направления морских течений; Уровень астрономического прилива и отлива; Штормовой нагон воды; Ледовые условия; Свойства морской воды; Температура воздуха и воды; Рост морского обрастания на трубопроводе; Особенности влияния течений на трубопровод, уложенный в траншею; Сейсмическая обстановка; Перечисленные факторы подлежат детальному изучению и анализу в ходе проектирования. В состав проекта включают: план районов прохождения подводного трубопровода с нанесёнными изобатами и вариантами его трассы; продольные профили по трассам трубопровода с указанием глубины воды, геологической структуры дна и величины заглубления трубопровода, где оно предусмотрено;

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА конструкцию трубопровода; пояснительную записку по гидравлическому расчёту трубопровода, а также по расчётам на прочность и устойчивость против всплытия; технико-экономические расчёты по возможным вариантам строительства трубопровода; материалы инженерных изысканий с описанием природных условий района строительства. Для управления проектами морских трубопроводов широко применяются геоинформационные системы (ГИС). Определение. ГИС — система сбора, хранения, анализа и графической визуализации пространственных (географических) данных и связанной с ними информацией о необходимых объектах. В более узком смысле — ГИС это инструмент (программный продукт), позволяющий пользователям искать, анализировать и редактировать цифровые карты, а также дополнительную информацию об объектах.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА После утверждения и одобрения Государственной экспертизы ТЭО (проекта) разрабатывается тендерная документация, на основе которой участники торгов готовят свои предложения, после чего на конкурсной основе определяется подрядчик строительства трубопровода и начинается разработка рабочей документации (РД) для строительства – рабочих чертежей, спецификаций материалов и оборудования, смет. Рабочая документация разрабатывается по согласованному с Заказчиком графику с учётом установленной утверждённым проектом очерёдности строительства. На основе утверждённой проектной документации производят повторные промеры глубин, подробные инженерно-геологические изыскания по выбранному наивыгоднейшему варианту трассы. Для выполнения проектных и изыскательских работ между Заказчиком и подрядной организации заключается Договор, состоящий из следующих разделов: предмет договора; состав и содержание проектно-сметной документации; сроки действия договора; сроки разработки и этапы выдачи документов; цена; размеры надбавок и скидок к договорной цене; порядок сдачи и приёмки документации; ответственность сторон за нарушение условий договора. Согласно договору Подрядчик обязуется по заданию Заказчика разработать техническую документацию и выполнить требуемые изыскательские работы, а Заказчик обязуется принять и оплатить эти работы.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В настоящее время в России приняты национальный стандарт ГОСТ Р 54382-2011 «Подводные трубопроводные системы. Общие технические условия», который устанавливает требования и правила на проектирование, изготовление, строительство, испытания, ввод в эксплуатацию, эксплуатацию, техническое обслуживание, переосвидетельствование и ликвидацию подводных морских трубопроводных систем, а также требования к материалам для их изготовления. Целью стандарта является: установление требований безопасности для подводных морских трубопроводных систем путем определения минимальных требований к проектированию, материалам, изготовлению, строительству, испытанию, вводу в эксплуатацию, эксплуатации, техническому обслуживанию, переосвидетельствованию и ликвидации; определение технических руководящих положений по договорным вопросам между заказчиком и подрядчиком; установление руководящих требований для проектировщиков, заказчиков и подрядчиков. Национальный стандарт распространяется на жесткие трубопроводные системы, предназначенные для использования в нефтяной и газовой промышленности, и на однониточные трубопроводные системы, комплексы трубопроводов, размещенные один поверх другого и заключенные внутри несущей трубы. Настоящий национальный стандарт не распространяется на гибкие трубы, на динамические или податливые райзеры.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Стандарт распространяется на монтаж методами S-укладки, J-укладки, буксировки и укладки с использованием пластических деформаций. Стандарт также содержит требования к монтажу райзеров, защитных и анкерных конструкций. Стандарт ГОСТ Р 54382-2011 согласуется со стандартом ИСО 13623, который устанавливает функциональные требования для морских трубопроводов и райзеров. Национальный стандарт «Подводные трубопроводные системы. Общие технические условия» состоит из следующих основных разделов: Концепция надежности и безопасности при проектировании, монтаже, эксплуатации и ремонте трубопроводных систем. Этот раздел устанавливает концепцию обеспечения безопасности и соответствующие формулы расчетов, применяемых в стандарте. Общие задачи обеспечения безопасности определяются, планируются и осуществляются на всех стадиях от разработки концепции до ликвидации объекта. Политика управления человеческими ресурсами, финансами и защитой окружающей среды существует на всех предприятиях. Как правило, она задается на общем уровне и раскрывается через более подробные задачи и требования в особых областях. Эти подходы следует использовать как основу для определения задач обеспечения безопасности для отдельной трубопроводной системы. К типовым положениям можно отнести следующие: - воздействие на окружающую среду должно быть снижено настолько, насколько это возможно;

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА воздействие на окружающую среду должно быть снижено настолько, насколько это возможно; - отсутствие утечек продуктов во время эксплуатации трубопроводной системы; - отсутствие в ходе периода строительства несчастных или смертельных случаев; - монтаж трубопровода не должен представлять угроз рыболовным снастям ни при каких обстоятельствах; - монтаж и обслуживание должны выполняться без участия водолазов и т.д. Положения, подобные приведенным выше, могут распространяться на все или только на отдельные стадии. Обычно они в большей мере относятся к выполнению работ (т.е. тому, как подрядчик исполняет свою работу) и отдельным проектным решениям (например, заглубленный или незаглубленный трубопровод). После того, как определены задачи обеспечения безопасности, необходимо определить порядок их осуществления для конкретного проекта. Поэтому рекомендуется, чтобы за общими задачами обеспечения безопасности следовали более конкретные требования. Если подходы отсутствуют или задачи обеспечения безопасности трудноопределимы, можно начать с оценки рисков. Оценка рисков может выявить все опасности и их последствия, а затем выполнить обратную экстраполяцию для определения критериев пригодности и области, которые должны быть отслежены более внимательно. Для каждой части трубопровода и для каждой стадии должен быть задан класс безопасности. Классификация должна выполняться на основе требований раздела 5 настоящего стандарта.

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Концепция класса безопасности позволяет потребителю проявлять некоторую гибкость в подходе к риску с точки зрения благоразумия и рациональности, т.е. она позволяет различать требования к безопасности проекта, связанные с необходимостью запаса, для выкидной линии (шлейфа, коллектора) со сроком службы не менее 5 лет и магистрального трубопровода со сроком службы не менее 40 лет. Основной вопрос при определении класса безопасности — последствия для людей, окружающей среды и стоимость. Методы определения надежности конструкций включают в себя расчетные модели конструкций в связи с доступной информацией о переменных и их неопределенности. Надежность, оцениваемая этими методами, — не объективное физическое свойство самого трубопровода при заданных эксплуатационных и природных условиях, а прежде всего мера безотказности, полученная с помощью особого физического и вероятностного моделирования и применяемых расчетных методов. Расчет конструктивной надежности — это только одна часть общей концепции безопасности, т.к. при этом не учитываются грубые ошибки, которые определяются ошибками человека при проектировании, строительстве и монтаже или эксплуатации трубопровода, которые могут привести к снижению уровня безопасности значительно ниже нормально задаваемого при проектировании с использованием частных коэффициентов безопасности или при специальном расчете надежности. Основы проектирования и документация морских трубопроводных систем. Этот раздел устанавливает подход к определению основных параметров разработки месторождения, для транспортировки продукции которого предназначена морская

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА трубопроводная система. Устанавливаются основные требования к проектированию, строительству, эксплуатации и переосвидетельствованию трубопроводных систем. Нагрузки. Этот раздел определяет условия нагружения и результаты действия нормативных нагрузок, которые должны использоваться при проектировании трубопроводных систем, как на стадии строительства, так и на стадии эксплуатации. Расчётные критерии. Целью этого раздела является обеспечение расчетных и допустимых критериев для возможных видов отказов конструкций трубопроводных систем. документации на трубы, относящиеся к нормативным свойствам материалов, которые должны быть получены после термообработки, экспандирования и окончательного придания формы. Защита от коррозии и утяжеляющее покрытие. Цель настоящего раздела — формулирование общих правил по: - концептуальному и рабочему проектированию систем защиты от коррозии; - проектированию и изготовлению утяжеляющих покрытий из бетона; - контролю качества в процессе изготовления/монтажа систем защиты от коррозии. Монтаж. Цель раздела — определение требований к изысканиям, расчетам и документации, которые должны быть подготовлены и согласованы для монтажа и, кроме того, формулирование требований к монтажу и испытаниям законченной трубопроводной системы, которые не рассматриваются в других разделах стандарта. Эксплуатация, инспекция и ремонт. Задача настоящего раздела — определение требований к безопасной и надежной работе трубопроводных систем в течение всего срока

Проектирование морских трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА эксплуатации. Требования распространяются на стадию эксплуатации, инспекцию, модификацию и ремонт трубопроводов. Прежде чем начинать эксплуатацию трубопровода, должны быть выпущены подробные регламенты и инструкции по эксплуатации, инспекциям и ремонту. Эти документы должны давать информацию по следующим вопросам: - организации и управления; - технологии пуска и остановки; - эксплуатационным ограничениям; - очистке и другому техническому обслуживанию, например пропуску очистных устройств; - коррозионному контролю, включая проверку эффективности электрохимзащиты и мониторинг; - инспекции; - порядку действия в аварийных ситуациях; методике составления отчета. Должны быть подготовлены, если требуется, инструкции по выполнению необычных или специальных видов работ, например для случаев крупных ремонтов, модификации трубопровода и т.д.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Условия окружающей среды Арктического шельфа Арктика захватывает огромную территорию. Условия окружающей среды разных областей сильно различаются, поэтому оптимальные проектные и конструктивные решения для одного места могут быть неприменимы в другом. В Арктике существуют как обширные мелководные области (например, на север от побережья России), так и очень глубоководные (между островами Арктики и к западу от острова Гренландия); как очень высокие приливы (в Белом море), так и почти незначительные (у северных арктических островов); как суровый волновой период (в Баренцевом море и Наваринском НГБ Берингова моря), так и период, когда волны маловероятны. Морское дно может быть ровным и илистым или, напротив, скальным и неровным. Вдоль территории Арктики наиболее изменчивы ледовые периоды. В некоторых районах устойчивый ненарушенный прибрежный лёд сохраняется круглый год и может использоваться как надёжная рабочая платформа для строительства. В других областях, например, в море Бофорта и Печорском море, лёд ломаный и непостоянный, движется непредсказуемо, оказывая сильное воздействие на плавучие и стационарные сооружения. В некоторых областях существует значительный безледовый период, в течение которого применимы обычные методы строительства. Максимальная глубина льдин, достигающих дна, колеблется от нескольких метров до сотни метров (айсберги). Эти факторы окружающей среды имеют большое влияние, так как рациональное проектирование невозможно без надёжной информации. Однако осуществимость проекта можно оценить и без предварительных полевых исследований. Информацию для этого получают из нетрадиционных источников – например, спутниковых фотографий и

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА океанографических обзоров. Как уже было отмечено, что основные запасы углеводородов России в Арктике и на Дальнем Востоке сосредоточены на акваториях Баренцева, Печорского, Карского и Печорского морей. Приведём основные физические условия в этих морях. 1.1. Ветер и температура воздуха Карское море Зимой преобладают юго-западные и юго-восточные ветры. Летом доминируют ветры с севера. В соответствии с Российским территориальным делением, этот регион относится к зоне 7 со скоростью ветра зимой (при 10-минутном периоде осреднения) до 37 м/с. Максимальная зарегистрированная скорость порыва ветра 40 м/с. Печорское море Преобладающее направление ветра сильно зависит от времени года.. Зимой дует юго- западный ветер. Летом ветры умеренные и неустойчивые; в основном северные и северо- западные. Этот регион также относится к зоне 7 со скоростью ветра зимой (при 10-минутном периоде осреднения) до 37 м/с. Скорость порыва ветра за срок наблюдений 50 лет составляет 41 м/с. Баренцево море Средняя скорость ветра в северной части моря составляет 8,5÷10,0 м/с. Максимальная скорость ветра наблюдается вокруг о-ва Медвежий и уменьшается в восточном и северном направлениях. В этом же районе зарегистрированы экстремальные значения скорости ветра, превышающие 36 м/с. В центральной части моря наиболее вероятная средняя скорость 6 ÷10 м/с; скорость порыва ветра (за 50-летний период наблюдений) 40 м/с

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Охотское море С мая по сентябрь над акваторией моря преобладают слабые ветры (2-5 м/с) южной четверти. Случаи кратковременного резкого усиления ветра (до 20 м/с и более) связаны с выходом в море отдельных циклонов и тайфунов с максимумом повторяемости в августе- сентябре. Обычно здесь отмечается 1-2, реже 3-4 случая выхода тайфунов в год. В холодное время года над морем господствуют сильные ветры северной четверти с наиболее вероятными значениями скорости 5÷10 м/с (в отдельные месяцы 10÷15 м/с). Максимальные скорости ветра достигают значений 25÷30 м/с в северо-восточной и Западной частях моря, 30÷35 м/с – в центральной и восточной и более 40 м/с – на юге. Осенне-зимние штормовые ветры по сравнению с летними отличаются большей силой и продолжительностью. Самыми неспокойными являются южный и юго-восточный районы моря. Значительная протяженность моря, частые и сильные ветры над акваторией способствуют развитию сильного ветрового волнения и зыби (высота волн от 4÷6 до 10÷11 м), а вся совокупность гидрометеоусловий создает предпосылки для опасного обледенения судов и сооружений, находящихся в море. Величины среднегодовых значений температуры воздуха над Охотским морем постепенно понижаются с юга на север от 4…5° С до -4…-5° С. Диапазон же средних месячных колебаний температур в этом направлении, напротив, возрастает от 15÷18° С до 30÷36° С. Самым холодным месяцем является январь, а самым теплым – август. Минимальные фактические значения температуры воздуха, зафиксиро- ванные на прибрежных станциях, составляют -36 …-51° С на севере и -12…-16° С в южных районах моря. Максимальные значения (31÷36° С) наблюдались в юго-западной части моря.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 1.2. Волнения и течения Карское море Существует три основных течения: Новоземельское, Ямальское и Обь-Енисейское, которые создают в море феномен постоянного потока. Средняя скорость этих течений на Поверхности составляет около 0,02÷0,05 м/с. Максимальные скорости течения могут быть вызваны длительным действием ветра и приливно-отливными явлениями. В совокупности скорость может достигать 1,8 ÷2,0 м/с. Печорское море Постоянное движение воды в основном вызывается Канинским и Колгуевским течениями, а также течением Литке (через пролив Карские Ворота); скорость этого движения составляет 0,02÷0,05 м/с. Значительно большие скорости вызываются ветровым дрейфом и приливно- отливными явлениями. Со 100-летним периодом повторения наблюдается скорость 0,60÷0,65 м/с, а дрейфовая скорость вместе со скоростью приливно-отливных течений достигает 1,0 м/с. Баренцево море Водные массы северо-западной части Баренцева моря, в основном, состоят из прибрежных вод Норвегии, относительно тёплой воды Антарктики и холодных вод Арктики. Норвежское атлантическое и норвежско-прибрежные течения входя в Баренцево море с юга и юго- запада. Скорости поверхностных течений 0,75÷0,80 М/С замерены в зоне между прибрежным течением норвежским атлантическим течением. В центральной части моря на циркуляцию воды влияют Мурманское, Канинское и Колгуевское течения.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Охотское море В Охотском море хорошо выражены периодические (приливные) течения. Здесь наблюдаются их различные виды: полусуточные, суточные и смешанные с преобладанием полусуточной или суточной составляющих. Скорости приливных течений различны — от нескольких сантиметров до 4 м/с. Вдали от берегов скорости течений невелики (5—10 см/с). В проливах, заливах и у берегов скорости приливных течений значительно возрастают, например в Курильских проливах они доходят до 2—4 м/с. Непериодические течения на поверхности Охотского моря наиболее интенсивны у западных берегов Камчатки (11÷20 см/с), в Сахалинском заливе (30÷45 см/с), в районе Курильских проливов (15÷40 см/с), над Южной котловиной (11÷20 см/с) и в течении Соя (до 50÷90 см/с). В центральной части циклонической области интенсивность горизонтального переноса значительно меньше, чем на его периферии. В центральной части моря скорости изменяются от 2 до 10 см/с, причем преобладают скорости меньше 5 см/с. Аналогичная картина наблюдается и в заливе Шелихова, довольно сильные течения у берегов (до 20÷30см/с) и небольшие скорости в центральной части циклонического круговорота. Значительные размеры и большие глубины Охотского моря, частые и сильные ветры над ним обусловливают развитие здесь крупных волн. Особенно бурным море бывает осенью, а в безледных районах и зимой. На эти сезоны приходится 55÷70% штормового волнения, в том числе с высотами волн 4÷6 м, а наибольшие высоты волн достигают 10÷11 м. Самые неспокойные — южный и юго- восточный районы моря, где средняя повторяемость штормового волнения равна 35÷50%, а в северо-западной части она уменьшается до 25÷30%.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 1.3. Ледовые условия Карское море Образование льда начинается в конце сентября или начале октября. Наиболее интенсивное нарастание льда происходит в середине октября. Береговой припай начинает взламываться в начале или середине июня. Поверхность воды освобождается ото льда в середине июля или середине августа. Период отсутствия льда может изменяться в пределах 0÷130 суток. Обычно поверхность моря покрыта льдом примерно 9 месяцев в году. Береговой припай образуется примерно за 20 суток. Он простирается до районов с глубиной 20 м. У внешней границы припая лёд очень сильно всторошен; некоторые торосы сидят на мели, образуя стамухи. Дрейфующий лёд обычно состоит из однолетного льда. Иногда бывает возможным появление многолетнего льда. Оно вызывается юго-западным течением вдоль восточного побережья Новой Земли. В юго-западной части моря были замечены только однолетные торосы. Обычно они состоят из блоков толщиной 0,2÷0,6 м. Торосы занимают 40÷60% ледового покрова. Средняя высота паруса 2 м, а максимальная 5 м. При отношении осадки киля к высоте паруса 4,5 возможна осадка киля 18÷20 м. Иногда в Карском море могут встречаться айсберги. Печорское море Зона берегового припая относительно узкая, и в годы с самыми суровыми погодными условиями простирается от берега на 10÷15 км до районов с глубинами 12÷15 м. Нарастание припая продолжается до февраля, а взлом льда начинается в апреле – мая в западной части моря и в конце июня – в его восточной части. Несмотря на то, что Печорское море является частью Баренцева моря, где может появляться многолетний лёд, здесь, как

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА правило, лёд бывает местного происхождения. Многолетний лёд из Карского моря в этом регионе появляется редко. Скорость дрейфа льда зависит от силы ветра, скорости течения и приливно-отливных явлений. Скорость движения льда, обусловленная ветром, может лежать в пределах 0,1÷0,9 м/с. Суммарная скорость дрейфа льда (вызванная ветром, течением и приливно-отливными явлениями) может достигать 1,1÷1,3 м/с. Здесь зарегистрированы только однолетние льды. Торошение в дрейфовой в феврале занимает 60÷80% морской поверхности, а в апреле 100% поверхности. В зоне прибрежного льда, средняя степень торошения 60÷80% зоны. Обычно торосы сложены из блоков 0,3÷0,6 м, но иногда могут встречаться части припая толщиной 1,2 м. Длина блоков обычно меньше 3 м. Средняя высота паруса лежит в пределах 0,5÷2,5 м, но иногда может достигать 4 м. Осадка киля в среднем составляет 3÷6 м, но может достигать 12÷18 м. В Печорском море наличие айсбергов не зарегистрировано. Баренцево море Северная зона Баренцева моря является зоной сезонного наличия льда. В некоторые годы летом лёд тает или полностью уходит из этих вод. В другие годы лёд остаётся в северо- западных и северо-восточных частях моря. Многолетний лёд в западной части моря появляется редко. Таким образом, наиболее типичным в Баренцевом море является однолетний лёд. Толщина его может доходить до 1,8 м для ровного однолетнего и 3÷5 м для многолетнего льда. Торосы в большинстве случаев покрывают 30÷50% поверхности в северной части Баренцева моря. В первой половине года наиболее частая максимальная высота паруса

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА составляет около 2 м. В более поздний период чаще встречается высота 1 м. Степень торошения в средней части Баренцева моря в общем аналогична. Аэрофотонаблюдения дают некоторую информацию о частоте торосов в различные времена года. Характерным является наличие 1÷6 торосов на 1 км начале зимы, наибольшее – около 7 торосов на 1 км наблюдается в конце зимы (март, апрель и май) и около 9 торосов на 1 км в период разрушения ледового покрова (июнь – август). Регулярное появление айсбергов в Баренцевом море вызвано их дрейфом от архипелага Земли Франца-Иосифа или отколом от ледников на восточном побережье Шпицбергена. Охотское море Суровые и продолжительные зимы с сильными северо-западными ветрами способствуют развитию интенсивного льдообразования в Охотском море. Льды Охотского моря исключительно местного образования. Здесь встречаются как неподвижные льды (припай), так и плавучие, представляющие собой основную форму льдов моря. В том или ином количестве льды встречаются во всех районах моря, но летом все море очищается ото льдов. Льдообразование начинается в ноябре в заливах и губах северной части моря, в прибрежной части о. Сахалин. Затем лед появляется в открытой части моря. В январе и феврале льды занимают всю северную и среднюю часть моря. В обычные годы южная граница сравнительно устойчивого ледяного покрова проходит, изгибаясь к северу, от пролива Лаперуза до м. Лопатка. Крайняя южная часть моря никогда не замерзает. Однако благодаря ветрам в нее выносятся с севера значительные массы льда.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА С апреля по июнь происходит разрушение и постепенное исчезновение ледяного покрова. В среднем лед в море исчезает в конце мая — начале июня. Северо-западная часть моря благодаря течениям и конфигурации берегов более всего забивается льдом, сохраняющимся там до июля. Следовательно, ледяной покров в Охотском море сохраняется на протяжении 6÷7 месяцев. Плавучим льдом покрыто более трех четвертей поверхности моря. Сплоченные льды северной части моря представляют серьезное препятствие для плавания даже ледоколов. Общая продолжительность ледового периода в северной части моря достигает 280 дней в году. Северная часть Каспийского моря В настоящее время в Каспийском море открыто и разрабатывается ряд нефтяных месторождений на шельфе, как РФ, так и Республики Казахстан. В северной замерзающей части Каспийского моря имеется ряд наиболее богатых углеводородных месторождений, в том числе одно из крупнейших в мире морских нефтяных месторождений – Кашаган. Средняя глубина воды в районе месторождений составляет несколько метров. Присутствие льда на мелководье с ноября по апрель приводит под действием ветра и течений к активному пропахиванию морского дна дрейфующими торосами и стамухами, достигающими высоты до 20 м.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 2. Проектирование трубопроводов для арктических условий Существующие методы проектирования различают мелководные участки и глубоководные участки, где дно вне досягаемости плавающего льда и свободно от вечной мерзлоты. В районе островов Канадской Арктики, например, вечная мерзлота под морским дном имеет мощность менее 10 м и простирается по территории с глубиной моря не более 5 м. Ледяные острова имеют максимальную осадку приблизительно 50 м и нет айсбергов. Поэтому в Арктике глубокими считаются воды от 50 м. В Печорском море киль ледовых торосов не превышает 20 м, и поэтому в этом регионе воды от 20 м уже могут рассматриваться как глубокие. В мировой практике известны следующие случае повреждения трубопроводов торосами. Газопровод, проложенный по дну оз. Эри (США, Канада) в 1965 г., за период 1969-1973 гг. получил большое число порывов в зоне интенсивного воздействия торосов на дно. Подводный трубопровод, проложенный по дну Большого Невольничного озера (Канада) для удовлетворения потребности г. Тауна в питьевой воде, на расстоянии 2100 м от берега был смещён на 100 м и разрушен в нескольких местах на участке длиной 250 м, в результате воздействия на него дрейфующих торосов. При этом глубина нарушения поверхности дна торосами составила 0,6÷2,0 м. Зарегистрировано 25 порывов кабелей дистанционной связи в районе моря Лабрадор, связанных с воздействием айсбергов, в период между 1960 и 1970 гг., что позволяет говорить о потенциальной угрозе для трубопроводов в случае их прокладки в этом районе.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Проектирование в глубоких водах, как правило, аналогично проектированию в умеренных широтах. Исключение составляет неровное морское дно с бороздами, проделанные айсбергами. Трубопровод может нуждаться в теплоизоляции для предотвращения образования гидратов и обеспечения свободной перекачки сырой нефти (парафины). На мелководье основная проблема – «царапание» дна льдом. Интенсивность повреждения морского дна зависит от района, она наиболее значительна при глубинах воды между 20 и 30 м. Повреждения менее серьёзны в мелкой воде, потому что большие ледовые массы оседают на дно далеко от берега и глубина борозд может достигать нескольких (обычно не более 8) метров. Анализ состояния дна показывает, что сила, необходимая, чтобы проделать борозду в несколько метров, составляет для большинства грунтов морского дна тысячи тонн. Эта сила ледовой массы при сценарии непосредственного контакта льда (тороса) с традиционно рассчитанным трубопроводом достаточна, чтобы причинить существенное повреждение, почти наверняка сопровождаемое разрывом и утечкой углеводородов. Возникающая при таком контакте нагрузка оценивается по крайней мере на два порядка выше, чем от донных рыболовных тралов, на сопротивление воздействия которых трубопроводы обычно рассчитываются. Кроме того, нагрузка распределяется по ширине ледовых борозд и углублений, имеющей порядка нескольких десятков метров. Защита трубопровода, проложенного ниже глубины возможного повреждения, вряд ли осуществима, по крайней мере на значительную протяжённость, и по сколь-нибудь разумной стоимости. Поэтому одним из вариантов защиты может быть создание над трубопроводом каменной бермы (каменного уступа), которая принимает на себя сдвиговые

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА нагрузки. Этот вариант применим только на коротких мелководных участках близко от берега, и едва ли осуществим на большие расстояния. Имеются существенные возражения и с точки зрения защиты окружающей сред, поскольку в Арктике скальные породы не всегда легкодоступны, к тому же сброс камней (скалистой породы) может повлиять на морскую экосистему. Даже если ледовое образование движется над заглубленным в грунт трубопроводом, последний не всегда защищён, поскольку воздействие от ледовых образований на трубопровод может быть передано через грунт. Моделируя лёд как режущий инструмент, тупой по форме, можно видеть (на следующем слайде), что он вызывает существенную деформацию грунта ниже дна «борозды». Здесь следует различать три зоны: поверхностная зона 1 – выше уровня основания льда (днища стамухи); зона 2 – где происходят большие пластические деформации грунта; более глубокая зона 3,в которой грунт испытывает относительно низкое давление, и деформация его относительно мала. Протяжённость зоны 2 зависит от геотехнических характеристик грунта; она меньше в слабых грунтах и наибольшая в илах и песках, где может достигать нескольких метров. Таким образом, трубопровод должен заглубляться в грунт по крайней мере на глубину возможного повреждения или на несколько метров глубже. В настоящее время разработано несколько методов расчёта системы «лёд – грунт – трубопровод» для оценки напряжённо- деформированного состояния трубы и оценки уровня его вероятности с учётом явления пропахивания дна ледовыми образованиями.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА По заданным распределениям вероятностей и ширин ледовых борозд и углублений, с помощью метода Монте-Карло с использованием расчётно-теоретических моделей воздействия ледового образования на донное основание определяется вероятность того, что деформация трубы превысит критический уровень для данного диапазона заглублений. Это приводит к тому, что определяется зависимость вероятности повреждения трубы за каждое пересечение торосом трубопровода от величины его заглубления. На основании этой процедуры определяется глубина заглубления прокладки трубопровода для приемлемых нормативных уровней вероятности. Любопытно, что зачастую решения по глубине укладки труб в траншею принимаются директивно. Так, на переходе через Тазовскую губу, которая является по существу заливом Карского моря, по решению руководства НК «Лукойл» было принято решение уложить две газопроводные нитки протяжённостью 22 км каждая (8,9 км по водной части и 13 км по суше) и диаметром труб 1220 мм на глубину 9 м ниже морского дна и поверхности поймы, хотя в соответствии с проведёнными технико-экономическими оценками эта глубина могла составлять не более 5 м.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 3. Пересечение береговой линии арктического шельфа Проблема пересечения прибрежной полосы и береговой линии требует особого внимания при проектировании морских трубопроводов. Сложность задачи объясняется сложностью взаимодействия геологических, гидродинамических и биологических факторов, сформировавших геоморфологию берега. Эта территория является зоной обитания для многих биологических видов, что делает проблему особенно острой с экологической точки зрения. Учёт этих факторов объясняет необходимость удовлетворения следующих требований при пересечении береговой линии в точках входа: Минимально возможное расстояние и удобная сухопутная трасса (дорога) до точки подключения; Наилучшие условия подхода для ТУС (трубоукладочного судна) при минимальном объёме земляных работ; Пересечение береговой линии должно быть должно быть по возможности близким к перпендикулярному; По возможности абразия берега в местах предполагаемого пересечения должна быть минимальной или устойчивой. Повреждения дна ото льда в месте пересечения больше, чем в более глубокой воде. Лёд, движимый ветрами, наползает на берег и может нагромождаться на существенную высоту, сильно повреждая берег. Вечная мерзлота располагается близко ко дну. Тепло от трубопровода, эксплуатирующегося при положительной температуре, передаётся вглубь морского дна и может вызвать протаивание грунта, его просадку и, как следствие,

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА существенные изгибные напряжения. Трубопровод чувствителен также к волнам и передвижению донных осадков, что осложняет выбор оптимальных решений при проектирования подхода к берегу. Всё это означает, что трубопровод почти всегда должен быть сильно заглублен в прибрежной зоне – так, чтобы имелся достаточный слой грунта, защищающий его от повреждений и ледовых нагрузок. В этом случае он будет ниже границы вечной мерзлоты, по крайней мере в части подхода к берегу, на берегу и, возможно, в мелководной зоне. Вечная мерзлота засоленных грунтов менее изучена, чем пресноводная. В Арктике имеется обширная зона т.н. слабой вечной мерзлоты, температурное равновесие которой легко может быть нарушено даже при небольших изменениях теплового режима. При возможности следует поддерживать такой режим трубопроводов, чтобы температура потока транспортируемого флюида была бы близка к температуре окружающей вечной мерзлоты и не происходили бы такие геокриологические процессы, как морозное пучение, Вызываемое резким охлаждением грунтов, или их осадка, вызванная таянием. В большинстве случаев этот участок трубопровода необходимо надёжно теплоизолировать, чтобы избегать гидрато- и парафиноотложения. Один из вариантов пересечения береговой линии – тоннельный. Проложить тоннель достаточно глубоко, чтобы исключить взаимодействие трубопровода с был и полностью защитить его от повреждения, несложно, но если берег достаточно крут, выход тоннеля необходимо расположить ниже глубины, на которой возможны повреждения. Основным недостатком этого варианта пересечения береговой линии является его дороговизна.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В качестве иллюстрации на следующем слайде представлен тоннельный выход на берег трубопроводы, берущих начало на норвежском месторождении Тролль в Северном море. Тоннель начинается на глубине 165 м ниже морского дна (на расстоянии 3,6 км от ГПЗ в г. Kollsnes на западном побережье Норвегии) и связан с пятью трубопроводами, уложенными на морском дне, с помощью трёх вертикальных шахт. Общая длина участков тоннеля составляет до 7500 м, поперечное сечение тоннеля на разных участках составляет 110 и 50 м2. Многофазная смесь (газ, конденсат и МЭГ), которые транспортируются от месторождения по трём 36- дюймовым трубопроводам (914,4 мм), через соединительные трубопроводы поступает по внутришахтным трубопроводам одной из шахт в три тоннельных трубопровода и по ним на завод по подготовке газа и конденсата. По двум тоннельным газопроводам и по внутришахтным трубопроводам двух других шахт подготовленный на заводе природный газ поднимается вертикально вверх и через соединительные трубопроводы поступает в два экспортных газопровода из труб диаметром 40” (1016 мм) и по ним поступает в г. Emden (ГТС Norpipe) и в г. Zeebrugge (ГТС Europipe). Другой распространённый вариант берегового примыкания трубопровода – наклонное бурение, которое бурно развивалось последние десятилетия, а ранее использовалось для пересечения больших рек в США, а позже в Европе. В России в 2000 г. компания КТК завершила сооружение самого большого в мире (на тот период) трубопровода, построенного с использованием технологии наклонно- направленного бурения (ННБ). Трубопровод проложен под дном Волги.

199 Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Переход через Волгу был осуществлен горизонтально-наклонным бурением (иными словами, наклонно-направленным бурением). После прохода в прорытом проходе (канале) был протащен трубопровод большего диаметра, чем основной диаметр нефтепровода – 1016 мм. Затем внутри прорытого канала была установлена основная труба по технологии «труба в трубе». Прорытый туннель располагается под дном реки на глубине 17-20 м. Общая протяженность подводного участка 1200 м, причем он углубляется с проектной глубины укладки (перед рекой) и выходит на проектную глубину укладки (после реки) на расстояниях порядка 250-300 м от уреза реки. В настоящее время метод наклонно-направленного бурения широко применяется для трубопроводных участков при пересечении береговой линии и предлагается для строительства в Арктике. Наклонно-направленное бурение может использоваться на расстояниях до 1÷2 км для трубопроводов до 48 дюймов в диаметре. Среди преимуществ наклонно-направленного бурения для пересечения арктического берега можно отметить следующие: Этот метод не зависит от времени года, может применяться независимо от ледовой и волновой обстановки. Конструкция сооружается в любое время, оборудование и Обученный персонал могут работать круглый год. Трубопровод располагается значительно ниже морского дна, так что полностью обеспечивается его безопасность от повреждений ледовыми образованиями. Этот метод по существу тот же, что и на южных акваториях, так что южный опыт и оборудование могут быть полностью применимы в арктических условиях и подрядчику нет необходимости изучать новые решения (в отличие от связанных, например, со льдом).

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Конечный участок трубопровода может быть достаточно удалён от берега. Место бурения выбирается на благоприятных грунтах, далеко от прерывистой или сплошной мерзлоты или болота. На трубопровод не будет воздействовать эрозия берега. Воздействие на окружающую среду минимально. Обломки и бентонитная смесь, используемая при бурении для поддержания скважины (канала), могут быть в случае необходимости собраны и удалены. Воздействие на окружающую среду ограничивается некоторым шумом во время бурения. Опыт наклонно-направленного бурения используют многие компании – подрядчики; как следствие, в результате конкуренции снижаются цены на проведение работ. Горизонтальный трубопровод может обойтись без теплоизоляции, поскольку минимальная температура окружающего грунта относительно высока, не ниже минус 2° С, за исключением первого (со стороны берега) участка, который может проходить через поверхностную вечную мерзлоту. Широкое применение метода наклонного бурения для прокладки участков трубопроводов, пересекающих береговую линию, ограничивается тем обстоятельством, что его длина не может превышать 1÷2 км для труб большого диаметра. Третий используемый вариант трубного прохождения береговой линии – этот участок трубопровода укладывается в траншею (со стороны берега), проложенную драглайном или экскаватором; траншея засыпается гравием или дроблённой скальной породой до верха траншеи и выше, насыпь армируется. В результате формируется насыпь щебня с трубопроводом под ним, которая противодействует воздействию волн и льда.

Особенности проектирования трубопроводов в арктических условиях ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В качестве иллюстрации приведём раздел проектного решения по пересечению береговой линии экспортного газопровода Киринского месторождения. Каждая трубопроводная нитка двухниточного экспортного трубопровода, по которому транспортируется пластовая продукция месторождения, имеет протяжённость 44 км, в том числе подводный участок длиной 29 км. Ледовая обстановка в районе месторождения и объектов строительства характеризуется наличием дрейфующего льда, ледяных торосов и стамух. Следовательно, имеется опасность повреждения морских трубопроводов стамухами в прибрежной зоне, которая устраняется соблюдением критериев заглубления. На глубинах моря 10-15 м глубина пропахивания дна может составлять 2,0 м. Для защиты трубопроводов от стамух, могущих привести к повреждению трубопроводов, а также учитывая деформации морского дна вследствие литодинамических процессов, на участках трассы с глубинами моря от 0 до 30 м принимается прокладка морских трубопроводов с заглублением в грунт на величину от 4 м до 1,1 м. Далее – на всём подводной участке величина заглубления в грунт составляет 1,1 м.

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Ключевым вопросам проектирования морских трубопроводов является выбор и обоснование его основных конструктивных параметров, таких как, материал труб, их наружный диаметр и толщина стенки, способ монтажа, а также способ защиты от коррозии, обеспечения устойчивости и других эксплуатационных характеристик. Технические требования к стали для газонефтепроводов определяются совокупностью физико-механических свойств и технико-экономических показателей. Основные из них: химический состав; механические свойства; технологические свойства; склонность к хрупкому разрушению; склонность к старению; способность подвергаться пластической деформации; характер внутреннего строения металла на однородность показателей механических и технологических свойств); качество его поверхности; долговечность материала при коррозионном воздействии морской воды, атмосферного воздуха и транспортируемого продукта; стоимость.

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА По способу выплавки сталь подразделяют в основном на мартеновскую, конвертерную и электросталь. Наибольшее распространение для выплавки стали получили кислородные конверторы. По степени раскисления сталь делится на спокойную, кипящую и полуспокойную. Чем меньше степень раскисление стали, т.е. чем меньше в ней концентрация растворённого кислорода, тем спокойнее сталь. По качеству сталь делится на стал обыкновенного качества, качественную, высококачественную и особовысококачественную. Сталь тем более высокого качества, чем меньше в её составе серы и фосфора. Выпускаемые промышленностью трубы для нефте- и газопроводов по химическому составу могут быть подразделены на две категории: трубы из углеродистых низколегированных сталей и трубы из низкоуглеродистых низколегированных сталей. При содержании углерода до 0,25%, марганца до 0,9% и хрома до 0,4% сталь является низкоуглеродистой, при содержании 0,6÷2,0 % – высокоуглеродистой. В углеродистой стали, кроме железа и углерода, содержатся постоянные (обычные) примеси, подразделяющиеся на: технологические, вводимые в сталь по условиям её выплавки для раскисления (марганец, кремний); вредные, попадающие в сталь из руды, печных газов (сера и фосфор); скрытые – газы (кислород, водород, азот), попадающие в сталь из воздуха; случайные, попадающие в сталь из металлического лома или руды (медь, никель, хром и др.).

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Легированной называется сталь, в которой, кроме обычных примесей, содержатся специальные, вводимые в определённых сочетаниях легирующие элементы (хром, николь, титан, молибден, вольфрам, ванадий, ниобий, алюминий и др.), а также марганец и кремний в количествах, превышающих обычное их содержание (1% и выше). Легированная сталь в зависимости от содержания легирующих элементов делится на низколегированную (с содержанием легирующих элементов не более 2,5%), среднелегированную (с содержанием легирующих элементов 2,5÷10,0%) и высоколегированную (с содержанием легирующих элементов свыше 10%). При Сооружении магистральных подводных газонефтепроводов осуществляется в основном из низколегированных сталей. До начала 70-х годов прогресс в области производства сталей для трубопроводов отмечался только в части роста прочностных характеристик. Последним достижением в этой области явились стали с пределом прочности 570÷600 МПа, имеющие в своём составе микродобавки ванадия и ниобия. Однако принципиальных изменений в технологию производства и состав металла внесено не было (соотношение между основными составляющими – углеродом, марганцем и кремнием – оставалось практически постоянным). Из-за обязательно присутствия марганца в составе рассматриваемой стали её называют также углеродисто-марганцевой сталью. Освоение нефтяных и газовых месторождений в различных районах мира определило необходимость повышения прочности и вязких свойств трубных сталей, прежде всего в части их эксплуатации при пониженных температурах, а также их надёжности. Дальнейшее

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА повышение прочности трубных низколегированных сталей за счёт увеличении содержания углерода связано с ухудшением их способности к пластической деформации и свариваемости. Основными компонентами, повышающими прочностные показатели подобного металла, являются углерод и марганец. Однако, по условиям сварки и её термического влияния на трубу, предельной содержание углерода и марганца в стали не должно превышать 0,22 и 1,5% соответственно. Таким образом, повышать прочность труб путём дальнейшего увеличения содержание углерода и марганца в металле нельзя. В связи с этим появилось потребность в создании новых технологий для производства высокопрочных углеродистых низколегированных сталей, обладающих хорошей свариваемостью и высокой пластичностью и ударной вязкостью. Благодаря специально разработанной технологии листового проката, в частности за счёт применения упрочняющей термообработки листа в процессе прокатки (т.н. «стали контролируемой прокатки»), новые стали имеют высокие прочностные свойства при ударной вязкости, значительно более высокие, чем ранее, и достаточным запасом пластичности. В настоящее время в американский стандарт API 5LX введены марки высокопрочных низколегированных сталей. Стандарт API 5LX охватывает все размеры выпускаемых нефте- и газопроводных труб. В нём оговариваются качество сталей и их химический состав, размеры и допуски на трубы, методы испытаний продукции. Стандарт распространяется на трубы диаметром от 60,3 мм (21/3”) до 2032,0 мм (80”). Для труб больших диаметров предусматривается широкий диапазон толщины стенок (до 25, 4 мм и более).

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА предусматривается широкий диапазон толщины стенок, например, для труб диаметром 609,6 мм рассматривается 26 значений толщины стенки. Стандарт API 5LX распространяется на трубы из сталей, выполняемых в мартеновских печах и электропечах, а также из конверторной стали. Трубы выполняются бесшовными или сварными. Сварные трубы – прямо- и спиральношовные – подразделяются на электросварные и сваренные дуговой сваркой под слоем флюса. Бесшовные трубы предназначаются для использования на ответственных объектах, в Основном для обустройства промыслов, и в качестве бурильных, НКТ, обвязки насосных и компрессорных станций и др. Электросварные прямо- и спиральношовные трубы используются в основном для строительства магистральных газо- и нефтепроводов и отводов от них. Стандартом предусматривается обязательная термическая обработка после сварки – отпуск при температуре не ниже 538º С (1000º F). В зависимости от назначения трубы могут поставляться экспандированными и неэкспандированными. Определение понятия «экспандирование трубы» - Один из технологических этапов производства трубы с целью правки и калибровки, обеспечения требуемой цилиндрической формы трубы и её упрочнения созданием внутреннего давления с помощью нагнетания под давлением в заглушенную трубу соответствующего агента (жидкости, воды), либо протягивая через трубу короткой оправки. При этом диаметр трубы увеличивается на 1÷3%, а также существенно повышается предел прочности в поперечном направлении.

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В настоящее время в России принят национальный стандарт ГОСТ Р 53500-2009 «Трубы из низколегированных сталей для подводных морских трубопроводов. Общие технические условия». Этот национальный стандарт из-за отсутствия отечественных аналогов разработан на базе регионального (норвежского) стандарта DNV-OS-F101-2007 “Offshore Standard. Submarine pipeline systems, NEQ”, в части требований к трубам из низколегированных сталей, предназначенных для строительства морских трубопроводов в нефтяной и газовой промышленности. В части большинства требований к трубам из углеродистых и низколегированных сталей DNV-OS-F101-2007 имеет ссылку на международный стандарт ISO 3183-2007, и поэтому формой изложения настоящего стандарта выбрана форма изложения ГОСТ Р ИСО 3183- 2010. Особенности норм ГОСТ Р 53500-2009 заключаются в следующем: • Унифицированы размеры и допускаемые отклонения от них для труб, что обеспечит взаимозаменяемость отечественной продукции с зарубежной. • Технические требования максимально приближены к требованиям на продукцию повышенной коррозионной стойкости и эксплуатационной надежности на уровне международных стандартов. • Предусмотрены обязательные квалификационные испытания каждого типоразмера труб. • Предусмотрено обязательное проведение квалификационных испытаний технологии сварки.

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА • Сформулированы единые требования к химическому составу сталей. • Введены испытания на водородное растрескивание(HIC) и сульфидное растрескивание под напряжением(SSC) при заказе труб, эксплуатируемых в кислой среде, деформационное старение; направленный и боковой загиб; вязкость разрушения сварного шва. • Определены методы устранения поверхностных несовершенств и дефектов. Национальный стандарт «Трубы из низколегированных сталей для подводных морских трубопроводов. Общие технические условия» состоит из следующих основных разделов: Группы или классы прочности труб и состояние поставки. Группы или классы прочности труб должны соответствовать таблице 1 стандарта, в которой идентифицируются группа или класс прочности труб и состояние поставки. Информация, которая должны быть представлена потребителем. К основным параметрам, которые должны содержаться в информации потребителя относятся: Количество (например, общая масса или общая длина труб); Тип трубы (способ сварки для сварной трубы или способ для изготовления бесшовной трубы); Группа или класс прочности; Наружный или внутренний диаметр и толщину стенки; Диапазон коэффициента деформации для трубы, прошедшей холодное экспандирование; - Химический состав при толщине стенки более 25 мм и более 35 мм в зависимости от состояния поставки и др.

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Зависимость напряжения от относительного удлинения для эталонных образцов является одной из важных характеристик механических свойств металла труб. Графическое изображение этой зависимости называют диаграммой растяжения. По оси ординат откладывают механическое напряжение, по оси абсцисс – относительное удлинение цилиндрического или плоского стандартных образцов. Кривая характеризует поведение металла под действием напряжений. До точки σп деформация пропорциональна напряжению. Тело подвергается упругой деформации. Напряжение, соответствующее точке называют пределом пропорциональности. Максимальное напряжение, при котором деформация еще остается упругой, называется пределом упругости (на диаграмме растяжения σу). При напряжениях, которые больше σу , образец после снятия нагрузки не восстанавливает свою форму или начальные размеры. Возникает деформация, которая называется пластической. В зоне пластической деформации деформация происходит почти без увеличения напряжения. Это явление называют текучестью. Материалы, для которых область текучести значительная, способны без разрушения выдерживать большие деформации. Такие материалы называют пластичными. Если зона текучести материала почти отсутствует, он без разрушения сможет выдерживать лишь небольшие деформации. Такие материалы называют хрупкими. На диаграмме растяжения приведен предел текучести σТ , который широко используется в прочностных расчётах трубопроводов.

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Определение понятия «условный предел текучести» – это напряжение, которое вызывает остаточную деформацию, установленную в технических условиях или стандартах на материал. Так, в ГОСТ Р 53500-2009 «Трубы из низколегированных сталей для подводных морских трубопроводов. Общие технические условия» за условный предел текучести, который используется в «Требованиях к механическим свойствам» материала труб при испытаниях заданных образцов, принят предел текучести, соответствующий общему удлинению образца на 0,5% - σТ0.5 . По достижении предела текучести кривая напряжений несколько повышается и достигает максимума в точке σВ. Напряжение, соответствующее этой точке, называют временным сопротивлением или пределом прочности. Определение понятия «предел прочности при растяжении» - напряжения или деформации, соответствующие максимальному (до разрушения образца) значению нагрузки. При растяжении цилиндрического образца из металла разрушению (разрыву) обычно предшествует образование шейки, т. е. местное уменьшение поперечных сечений. Хотя способность образца выдерживать нагрузку уменьшается, материал в шейке продолжает упрочняться. Испытание заканчивается разрывом шейки.

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА На следующих слайдах приведены основные прочностные характеристики труб подводных трубопроводов из незколегированных сталей из соответствующих таблиц API 5LX и ГОСТ Р 53500-2009. В таблице из API 5LX приведены марки стали и соответствующие условные минимальные пределы текучести σТ и условные минимальные пределы прочности σВ. В настоящее время идут работы по производству труб из стали API 5LX – 100. В таблице 1 (из ГОСТ Р 53500-2009) приведены состояние поставки и группа прочности или класс прочности труб для эксплуатации в морских условиях. Цифровая часть обозначения групп или классов прочности соответствует заданному минимальному пределу текучести (в таблице приведено обозначение МКП). В таблице 5 (из ГОСТ Р 53500-2009) приведен химический состав труб с толщиной стенки до 35 мм в состоянии поставки М. Все они сделаны из высококачественной стали. В таблице приведены значения углеродного эквивалента CEIIW, рассчитанного по формуле Международного института сварки CEIIW = С + Mn/6 + (Cr+Mo+V)/5 + (Cu+Ni)/15, где обозначения химических элементов представляют собой массовую долю элемента в стали в процентах. Максимальный углеродный эквивалент не должен превышать 0,52.

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Механические свойства трубных сталей (по API 5LX)

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Группы прочности или класс прочности и состояние поставки (из Табл. 1 ГОСТ Р 53500-2009)

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Химический состав труб с толщиной стенки труб до 35 мм в состоянии поставки М (из Табл. 5 ГОСТ Р 53500-2009)

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Свойства готовых труб есть результат выбора химического состава, способа термической обработки и технологии изготовления. Кроме рассмотренных прочностных характеристик металлов, используемых для сооружения труб подводных трубопроводов, большую роль играют также: Тип исполнения труб или состояние поставки. Для труб с высокими прочностными характеристиками и предназначенных для эксплуатации в морских условиях преобладает состояние поставки М – трубы после термомеханической прокатки или термомеханического формообразования. Технология контролируемой (термомеханической) прокатки заключается в том, что прокатку ведут в несколько стадий с применением определённой комбинации температуры и степени обжатия. 2. Производство труб, включая допустимые способы производства, перечень заключительных операций, требующих валидации, требования к исходной заготовке, требования к изготовлению труб, требования к сварке и сварным швам, 3. Критерии приёмки труб, включая химический состав для труб с толщиной стенки до 25 и 35 мм с разными состояниями поставки, механические свойства труб при растяжении и твердость основного металла и сварного шва, критерии гидростатического испытания, испытания на вязкость разрушения сварного шва (прежде всего для труб, предназначенных для газопроводов) и других испытаний труб и их образцов, размеры труб, свариваемость металла труб.

Материал труб ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 4. Контроль, включая соответствие требованиям заказа на поставку, подготовка приёмочных документов, периодичность контроля, требования к пробам и образцам для механических испытаний. В национальном стандарте ГОСТ Р 54382-2011 «Подводные трубопроводные системы. Общие технические условия» предусмотрена возможность использования для производства труб не только рассмотренной нами углеродисто- марганцевой (C-Mn) стали, но и также: - плакированной или футерованной стали; - коррозионно-стойких сплавов (CRA), в том числе ферритно - аустенитной стали (выплавленной дуплекс-процессом); - аустенитных нержавеющих сталей; - мартенситных нержавеющих сталей (13 % Cr); - других нержавеющих сталей и сплавов на основе никеля. Эти стали обладают повышенными прочностными и антикоррозионными характеристиками, по отношению к рассмотренным углеродисто-марганцевым сталям, отличаются большей пластичность – содержание углерода некоторых из этих сталей не превышает 0,06%. Однако эти стали используются в основном при сооружении газосборных промысловых трубопроводов, технологических трубопроводов на подводных промыслах и платформах, в конструкциях стационарных платформ.

Изоляционные покрытия трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Долговечность и безаварийность работы трубопроводов напрямую зависит от эффективности их противокоррозионной защиты. Для сведения к минимуму риска коррозионных повреждений трубопроводы защищают антикоррозионными покрытиями и дополнительно средствами электрохимзащиты (ЭХЗ). При этом изоляционные покрытия обеспечивают первичную ("пассивную") защиту трубопроводов от коррозии, выполняя функцию "диффузионного барьера", через который затрудняется доступ к металлу коррозионноактивных агентов (воды, кислорода воздуха - ). Кроме того, также предусматривается система катодной защиты трубопроводов - "активная" защита от коррозии. История применения защитных покрытий трубопроводов насчитывает более 100 лет, однако до сих пор не все вопросы в этой области благополучно решены. С одной стороны, постоянно повышается качество защитных покрытий трубопроводов, практически каждые 10 лет появляются новые изоляционные материалы, и оборудование для нанесения покрытий на трубы в заводских и трассовых условиях. С другой стороны, становятся все более жесткими условия строительства и эксплуатации трубопроводов (строительство трубопроводов в условиях Крайнего Севера, в Западной Сибири, освоение морских месторождений нефти и газа, глубоководная прокладка, строительство участков трубопроводов методами "наклонно-направленного бурения", "микротоннелирования", эксплуатация трубопроводов при температурах до 100 °С и выше, и др.).

Изоляционные покрытия трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Антикоррозионные изоляционные покрытия, применяемые на подводных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям: обладать высокими диэлектрическими свойствами; быть сплошными; обладать хорошими адгезионными свойствами по отношению к поверхности труб; обладать низкой влагокислородопроницаемостью; эластичными; термостойкими. На подводных трубопроводах применяется усиленный тип изоляции. Конструкция покрытий должна допускать возможность механизации их нанесения на трубы, а используемые материалы должны быть недорогими и долговечными.

Изоляционные покрытия трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Покрытия на основе битумных мастик получили наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспорта. Эти покрытия представляют собой многослойную конструкцию, включающую грунтовку (адгезив), битумную мастику, армирующую и защитную обёртки. Основа этого покрытия - битумная мастика – смесь тугоплавкого битума, наполнителей (либо минеральных, либо органических, либо полимерных) и пластификаторов. Битумную мастику наносят на трубу в трассовых условиях при температуре 150÷180 °С. В зависимости от количества и толщины слоёв мастики различают битумные покрытия нормального типа (общей толщиной 4 мм) и усиленного типа (общей толщиной 6 мм). Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 °С. Срок службы битумных покрытий ограничен и, как правило, не превышает 10-15 лет. При более высоких температурах применяются полимерные изоляционные покрытия. Полиэтиленовые липкие ленты выдерживают эксплуатацию трубопроводов при температуре флюида до 70 °С. Технология нанесения липких лент на трубы такова. Сначала на трубу наносится полимерная или битумно-полимерная грунтовка, затем полиэтиленовая или поливинилхлоридная изоляционная липкая лента (1-2 слоя) и защитная обёртка. Толщина изоляционного покрытия нормального типа для такого покрытия составляет 1,35÷1,5 мм, а усиленного – 1,7 мм. Эти полимерные покрытия

Изоляционные покрытия трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА высоким электросопротивлением, очень технологичны (простота нанесения. удобство механизации работ), однако они легко уязвимы – острые выступы на поверхности металла, острые камушки (гравий) легко прокалывают такую изоляцию, нарушая её сплошность. Наиболее эффективными себя зарекомендовали изоляционные покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного полиэтилена (полипропилена). Эти покрытия изготавливаются, в основном, в заводских условиях. Здесь после пескоструйной обработки и нагрева трубы до 230 °С эпоксидное покрытие наносят слоем 0,3 мм (по международной терминологии осуществляется fusion bonded epoxy (FBE)). Для покрытия порошковой краски на установках создаётся электростатическое поле, в котором при температуре 200÷220 °С в течение 20 минут осуществляется её отверждение. За рубежом всё шире применяются изоляционные материалы на основе полиуретанов. Полиуретаны характеризуются высокими диэлектрическими и теплоизолирующими свойствами, мало изменяющимися при изменении температуры и влажности грунтов. Они обладают значительной твёрдостью при хорошей эластичности, чрезвычайно высоким сопротивлением истиранию и царапанию, биоповреждениям. Наконец, полиуретаны стойки к воде, топливам, растворам солей и обладают хорошей адгезией (прилипаемостью) к металлам

Изоляционные покрытия трубопроводов ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Нанесение тепловой изоляции на трубопроводы и резервуары позволяет уменьшить теплопотери в окружающую среду, но увеличивает стоимость линейной части. В связи с этим возникает технико-экономическая задача определения оптимальной толщины тепловой изоляции, при которой затраты на подогрев и на изоляцию минимальны. Для трубопроводов толщина тепловой изоляции может быть определена либо по заданным «разрешённым» тепловым потерям, обычно, за определённый интервал времени, либо из условия предотвращения парафинообразования или гидратообразования. Свой вклад в борьбу с теплопотерями даёт и сплошное кольцевое бетонное покрытие труб подводных трубопроводов. Это покрытие также обеспечивает механическую защиту тепловой изоляции. Теплоизоляционные покрытия, применяемые на трубопроводах и на резервуарах, должны удовлетворять следующим основным требованиям: обладать низкой теплопроводностью; сохранять теплоизоляционные свойства в широком диапазоне температур; быть негорючими и химически нейтральными; обладать хорошими адгезионными свойствами по отношению к поверхности труб; быть водонепроницаемыми, виброустойчивыми и эластичными. Наибольшее распространение в качестве теплоизоляционных материалов получили такие органические материалы, как пенополиуретан, полипропилен и др.

Рекомендуемая литература ТРАНСПОРТ ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 1. Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции скважин/Э.М. Мовсум-заде, Б.Н. Мастобаев, Ю.Б. Мастобаев, М.Э Мовсум-заде. Под ред. Шаммазова. – СПб: Недра, 2006. – 192 с. 2. Морские трубопроводы/Ю.А. Горяинов, А.С. Фёдоров, Г.Г. Васильев и др. – М.:ООО Недра-Бизнецентр», 2011. – 131 с. 3. А.Б. Золотухин, О.Т. Гудместад, А.И. Ермаков и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений строительство морских сооружений в Арктике: Учебное пособие. – М.: ГУП Изд. «Нефти и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. – 770 с. 4. И.А. Суворова. Транспорт углеводородов с морских месторождений. Части1 и 2. 5. С.А. Вершинин, П.А. Трусков, П.А. Лиферов. Воздействие ледовых образований на подводные объекты. – М.: «ИПК «Русская книга»». 2007. – 196 с. 6. М.З. Керимов. Трубопроводы нефти и газа. – М.: Наука, 2002. – 256 с. 7. К.Я. Капустин, М.А. Камышев. Строительство морских трубопроводов. – М.: Недра, 1982. – 208 с.

225 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ Центральный офис ООО «ВНИИГАЗ» п. Развилка, Московская область internet: www.vniigaz.ru intranet: www.vniigaz.gazprom.ru e-mail: [email protected] телефон: (+7 495) 355-92-06 факс: (+7 495) 399-32-63 Филиал ООО "ВНИИГАЗ" - Севернипигаз ул. Севастопольская, 1"а", г. Ухта, Респ. Коми, РФ Тел/факс (+7 2147) 3-01-42 Газсвязь: 787-748-70, 787-723-11 e-mail: [email protected] Отдел по научному и техническому сопровождению комплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий Респ. ЯНАО г. Салехард, ул. Ленина, 27 Тел/факс (8 34922) 46-210; 46-264; 46-256

Скачать презентацию 1 Начальник лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ» к. ф.-

39348-lekciya_2_cont_new.ppt

Количество слайдов: 225