способ транспортировки газа по газопроводу

Формула изобретения

Способ транспортирования газа по газопроводу, включающий сжатие газа на компрессорной станции, регулирование его температуры после сжатия с помощью аппаратов воздушного охлаждения и последующую подачу газа в газопровод, отличающийся тем, что при транспортировке газа в криолитозоне в период с октября по декабрь отключают аппараты воздушного охлаждения и в газопровод подают нагретый до температуры от 15 до 30С газ.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области газодобычи, а именно к способам транспортировки по газопроводу сжатых газообразных сред, преимущественно природного газа, в условиях вечной мерзлоты (криолитозоны).

Известен способ транспортирования газа по газопроводу, заключающийся в том, что транспортируемый газ сжимают и затем охлаждают, причем температуру газа регулируют путем изменения степени сжатия газа перед подачей его в газопровод (см. Панкратов B.C. и др. Разработка и эксплуатация АСУ газопроводными системами. - Л.: Недра, 1982, с.12-21).

Недостатком данного способа является отсутствие возможности форсирования режима работы системы изменения температуры потока газа.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ транспортирования газа по газопроводу, включающий сжатие газа, регулирование его температуры после сжатия с помощью аппаратов воздушного охлаждения и последующую подачу газа в газопровод (см. патент РФ 2116557 С1, F 17 D 1/00, опубл. 27.07.1998).

Данный способ предполагает охлаждение сжатого газа после сжатия посредством аппаратов воздушного охлаждения (АВО) и одновременное регулирование рабочего давления газа перед подачей его в газопровод.

Однако данный способ транспортирования сжатого газа по газопроводу не позволяет полностью предотвратить выпучивание пригрузов и всплытие газопроводов при транспортировке газа в осенний период в условиях криолитозоны.

Задачей изобретения является обеспечение надежной эксплуатации газопроводов, расположенных в криолитозоне, в период промерзания грунта и уменьшение пучения газопровода с соответствующим повышением надежности работы газопровода.

Указанная задача решается за счет того, что в способе транспортирования газа по газопроводу, включающем сжатие газа, регулирование его температуры после сжатия с помощью аппаратов воздушного охлаждения и последующую подачу газа в газопровод, при транспортировке газа в криолитозоне в период с октября по декабрь отключают аппараты воздушного охлаждения и в газопровод подают сжатый, нагретый до температуры от +15 до + 30С газ.

На северных месторождениях, расположенных в зоне вечной мерзлоты, добывается большое количество газа. Промысловые трубопроводы и начальные участки магистральных трубопроводов в криолитозоне не имеют резервирования.

Обеспечение надежной эксплуатации линейной части трубопроводов криолитозоны является важной задачей.

Обследование газопроводов показывает, что за время эксплуатации происходит разрушение и выпучивание пригрузов, трубопроводы всплывают, перемещаются по дневной поверхности, получают значительные напряжения, что требует проведение ремонтов.

В процессе строительства и эксплуатации газопроводов происходит вмешательство техногенных элементов в естественную природную среду. Часто это осуществляется с нарушением динамического равновесия, сопровождающегося активизацией опасных природных процессов, оказывающих существенное негативное влияние на техническое состояние трубопроводов и приводящих нередко к аварийным ситуациям. К подобным "реакциям отторжения" природной средой техногенного воздействия относятся просадка или всплытие (выпучивание) сооружений, активизация мерзлотных, эрозионных, оползневых процессов и процессов обводнения-заболачивания на трассах магистральных и промысловых трубопроводов. Это особенно характерно для невосстанавливающихся ландшафтов севера Западной Сибири, где высокая чувствительность северной природы очень быстро превращает экологические проблемы строительства и эксплуатации в технологические и экономические.

Изобретение разработано на основе исследований динамики мерзлотных условий “теплого” и “холодного” газопроводов, проложенных от Ямбургского месторождения и трассы Ямбург-Ныда.

Магистральные газопроводы, прокладываемые подземным способом на севере Западной Сибири, подвержены вертикальным деформациям. На значительном протяжении они находятся выше проектной отметки. Как правило, такие деформации отмечаются на обводненных участках, причем даже с утяжелителями труб. Так, в сентябре 2000 года более половины объема утяжелителей и около 30% объема трубы на данном участке располагались над дневной поверхностью. Для удержания трубопровода в таком положении требуется среда с плотностью не менее 2500 кг/м³, что заведомо нереально.

Дешифрирование материалов аэрофотосъемки разных лет показало, что утяжелители начали появляться над дневной поверхностью со второго - третьего года эксплуатации, причем их число и уровень поднятия возрастали постепенно из года в год. По данным нивелировки в сентябре 2000 года максимальное поднятие трубы превысило проектную отметку на 1,2 м.

Причиной прогрессирующего поднятия газопровода могут служить силы морозного пучения грунтов основания, представленных пылеватыми водонасыщенными супесями (грунт обратной засыпки), которые согласно ГОСТ относятся к чрезмерно пучинистым с относительной деформацией пучения более 7 см/м промерзающего грунта.

Было выполнено математическое моделирование теплового взаимодействия газопровода с вмещающими грунтами. При моделировании температура газа задавалась ее среднемесячными значениями за 1994-99 годы, температура воздуха - по данным авиаметеостанции Ямбурга. Геокриологический разрез представлен сильно оторфованной водонасыщенной супесью (грунт обратной засыпки), подстилаемой пылеватой супесью с плотностью в сухом состоянии 1600 кг/м³ и влажностью 25%. Температура на глубине нулевых годовых амплитуд составляет по данным изысканий ЮжНИИГипрогаза минус 3,5С.

Промерзание водонасыщенных грунтов в таких условиях приводит к их морозному распучиванию, вызывающему подъем газопровода. Таким образом, на данном участке газопровод не всплывает, а выпучивается. На других участках не исключается возможность всплытия (при меньшем числе утяжелителей, сброшенных утяжелителях), а также сохраняются условия, приводящие к выпучиванию газопровода. Оба этих процесса, действуя в разное время года, усиливают друг друга. Существует период в конце весны, когда эти процессы действуют совместно. Большинство трубопроводов всплывают (выпучиваются) в конце мая - начале июня. Обработка материалов аэро- и космических съемок показали, что число участков с аналогическим состоянием составляет около 11% длины при суммарной длине около 2000 км. Этот вид пучения чрезвычайно опасен для трубопровода, т.к. пучение нарастает и уже не прекращается.

Характер ореолов оттаивания подтвержден полевым исследованием с шурфованием и геолокацией.

Чтобы устранить или значительно ослабить влияние выявленного явления необходимо устранить факт промерзания от трубопровода. Тогда промерзание ореола оттаивания будет идти только снизу и силы пучения в момент паводка будут устранены.

Способ транспортирования газа по газопроводу заключается в том, что транспортируемый газ сжимают на компрессорной станции и после сжатия перед подачей газа в газопровод производят регулировку его температуры с помощью аппаратов воздушного охлаждения. При этом при транспортировке газа в условиях вечной мерзлоты (в криолитозоне) в период с октября по декабрь отключают аппараты воздушного охлаждения и в газопровод подают сжатый нагретый до температуры от +15 до +30С газ.

Математическое моделирование теплового взаимодействия газопровода с вмещающими грунтами при указанном регулировании температуры подаваемого в газопровод газа (от +15 до + 30°С в период с октября по декабрь) показало, что в многолетнем цикле не будет формироваться ореол оттаивания, а будет образовываться лишь сезонный искусственный деятельный слой, при этом достигается совпадение по фазе периодов промерзания или протаивания под трубой с аналогичными периодами в естественных условиях, т.е. сохраняется естественный режим мерзлоты.

Настоящее изобретение может быть использовано в газодобывающей промышленности на месторождениях, расположенных в зоне вечной мерзлоты.