система транспортировки природного газа на большие расстояния

Формула изобретения

Система транспортировки природного газа на большие расстояния, включающая участки газопровода с постоянно возрастающим диаметром для расширения газа непосредственно в трубопроводе и установку компрессорных станций на головных сооружениях газопровода, внутренний диаметр газопровода на каждом последующем участке возрастает в отношении к внутреннему диаметру предыдущего участка как длина каждого из указанных участков определяется соотношением l_i+1=1,27l_i, при одинаковой шероховатости внутренней поверхности соседних участков, где d_i, l_i - соответственно диаметр и длина участка, причем участки газопровода соединены между собой посредством переходных диффузорных участков с углом конусности 20-24°, отличающаяся тем, что морские участки газопровода выполнены из полипропилена и размешены в водной среде посредством якорных устройств, снабженных размыкателем, участки газопровода, расположенные в прибрежной зоне и болотистой местности, установлены на понтонах, снабженных стабилизирующим устройством.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к магистральным трубопроводам, предназначенным для транспортировки углеводородов, преимущественно уложенным по дну водоемов, и может быть использовано при прокладке магистральных трубопроводов в сложных условиях морей Арктического бассейна.

Известен магистральный трубопровод, выполненный по типу труба в трубе, межтрубное пространство которого разделено на герметичные полости, герметичную емкость для сбора транспортируемого продукта при его утечках, соединенную с герметичными полостями вспомогательным трубопроводом с вентилями, датчик сигнализации наличия утечек, выведенный на пульт управления.

Трубопровод снабжен винтовой вставкой, установленной в каждой герметичной полости и выполненной из пластины полимерного материала, имеющий ширину, равную расстоянию между трубами, и пазы, выполненные на внешней и внутренней цилиндрической поверхности и равномерно расположенные по ее длине (авторское свидетельство SU № 1788386 [1]).

Известен также транспортный трубопровод, который содержит эластичную оболочку и расположенные по длине трубопровода на равном расстоянии друг от друга кольцеобразные жесткие элементы, шарнирно соединенные между собой посредством планок, смещенных одна относительно другой на 90 градусов в плоскости поперечного сечения трубопровода (авторское свидетельство SU № 1787907 [2]). Для достижения технического результата, заключающегося в повышении надежности, трубопровод снабжен дополнительной оболочкой, размещенной внутри эластичной оболочки и образованной расположенными вдоль трубопровода на равном расстоянии друг от друга жесткими кольцами, по наружной поверхности которых уложены вплотную друг к другу тросы, а кольцеобразные элементы выполнены в виде хомутов, охватывающих тросы в зоне расположения жестких колец и снабженных каждый по крайней мере четырьмя роликовыми опорами, закрепленными на осях шарниров планок, выполненных в зоне размещения указанных осей.

Известен также трубопровод с обогревом, содержащий покрытый теплоизоляцией основной трубопровод и внешний трубопровод-спутник, расположенный с зазором относительно основного трубопровода и плотно прикрепленный краями к нему. Трубопровод выполнен в виде двугранного угла, равного 12-90 градусов (авторское свидетельство SU № 1788382 [3]).

Известна также система транспортировки газа на большие расстояния, которая включает участки газопровода с постоянно возрастающим диаметром для расширения газа непосредственно в трубопроводе и установку компрессорных станций на головных сооружениях газопровода, в которой компенсаторы на компрессорной станции установлены с возможностью сжатия газа до давления, при котором свойства природного газа соответствуют законам идеального газа, а внутренний диаметр газопровода на каждом последующем участке возрастает в отношении к внутреннему диаметру предыдущего участка как , длина каждого из указанных участков определяется соотношением l₁₊₁=1,27l_i при одинаковой шероховатости внутренней поверхности соседних участков и соотношением l _1+i=1,22l_{i i}/ _i+1 при различной шероховатости этих участков, где d_i, l_i, _i - соответственно диаметр, длина и коэффициент гидравлического сопротивления участка, причем участки газопровода соединены между собой посредством переходных диффузорных участков с углом конусности 20-24 градусов. При транспортировке метана компрессоры установлены с возможностью сжатия газа до 38-41 МПа (патент RU № 2016350 [4]).

Известные конструкции трубопроводов при их сооружении в сложных условиях отягощены необходимостью выполнения трудоемких работ для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов. В соответствии с нормативными актами к сложным условиям относятся следующие условия.

Строительство трубопроводов в горных условиях (применительно к морям Арктического бассейна - это прибрежные скальные грунты). При этом должны учитываться следующие факторы.

Характеристика горных условий. Особенности организации строительства в условиях горной местности. Разработка траншей на продольных уклонах без применения буровзрывных работ. Конструкции полок и траншей, буровзрывной комплекс. Разработка грунтов на полках. Расчет устойчивости полок. Монтажные и изоляционно-укладочные работы. Напряженное состояние трубопроводов, подверженных воздействию оползающих грунтов. Методы закрепления оползающих грунтов.

Строительство трубопроводов в условиях болот. При этом должны учитываться следующие факторы.

Классификация болот применительно к трубопроводному строительству. Разработка водонасыщенных грунтов. Способы укладки трубопроводов на болотах. Устойчивость трубопроводов, сооружаемых на болотах. Способы усиления несущей способности болотистого грунта.

Строительство магистральных трубопроводов в условиях вечномерзлых грунтов. При этом должны учитываться следующие факторы.

Характеристика вечномерзлых грунтов. Влияние трубопровода на изменение свойств вечномерзлых грунтов. Особенности технологии строительства трубопроводов в условиях вечномерзлых грунтов. Способы прокладки трубопроводов. Производство земляных и изоляционно-укладочных работ. Тепловые расчеты при оценке устойчивости положения трубопровода.

Строительство и эксплуатация морских трубопроводов. При этом должны учитываться следующие факторы.

Проектирование морских трубопроводов. Глубоководные участки морских трубопроводов. Тепловой и гидравлический расчет морских участков трубопроводов. Расчет напряженно-деформированного состояния на стадии строительства и эксплуатации. Предельные состояния морских трубопроводов (усталость, смятие, коррозионный износ). Способы строительства, обслуживания и ремонта морских трубопроводов. Защита от коррозии. Особенности эксплуатации в береговой, шельфовой и глубоководной (абиссальной) зоне. Защита от оползневых явлений и мутьевых потоков. Обеспечение устойчивости глубоководных участков с помощью стопперов.

Специальные технические решения при проектировании и строительстве магистральных трубопроводов. При этом должны учитываться следующие факторы.

Проектирование, строительство и эксплуатация компенсирующих устройств. Проектирование и применение многослойных, полиэтиленовых и композитных труб. Способы ремонта стальных трубопроводов с помощью композитных материалов, муфтовых катушек и т.д.

Проектирование, эксплуатация и ремонт трубопроводных обвязок КС, ДКС, ГРС. Оценка напряженно-деформированного состояния. Отстройка от резонанса, возбуждаемого циклическими и динамическими пульсациями газового потока. Обеспечение прочности и устойчивости проектного положения путем расстановки опор, применения сильфонных компенсаторов и т.п.

Расчет на прочность сосудов, работающих при высоком давлении на трубопроводных обвязках КС, ДКС, ГРС. Нормативные требования к техническому обслуживанию и обеспечению безопасности сосудов давления.

Проектирование, расчет напряженно-деформированного состояния тройниковых соединений на обвязках КС и магистральных трубопроводах. Обеспечение прочности и надежности камер приема-запуска внутритрубных снарядов-дефектоскопов.

Применение известных конструкций трубопроводов для транспортировки в сложных условиях, в частности на шельфе арктических морей, сопряжено с решением нескольких существенных проблем, заключающихся в необходимости создания такого веса участков трубопровода между компрессорными станциями, чтобы морские течения не могли повлиять на стабильность трубы, уменьшение нагрузок почвенного покрова и давления моря. Для уменьшения влияния отмеченных факторов известные конструкции трубопроводов выполняют методом кожуха (стальные трубы покрывают толстым слоем бетона) или методом труба в трубе, при этом пространство между трубами заполняют бетоном или укладывают трубы в специально подготовленные траншеи при выходе трубопровода на морской берег. Кроме того, изготовление труб из стали существенно увеличивает проявление такого нежелательного эффекта, как просадка, чему способствуют неравномерности рельефа морского грунта, особенно в прибрежных водах.

Также к недостаткам конструкции известных трубопроводов могут быть отнесены высокая и неравномерная шероховатость внутренней поверхности труб, высокие затраты на стыковку участков труб и выполнение ремонтных работ при авариях участков трубопровода. Выполнение ремонтных работ помимо устранения выявленных неисправностей трубопровода включает подъем аварийного участка на поверхность моря, что осуществляется путем использования известного способа подъема конца трубопровода на поверхность моря посредством понтонов (авторское свидетельство SU № 1788378 [5]), что также является трудоемкой операцией.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности эксплуатации транспортных трубопроводов за счет исключения нагрузок придонного слоя.

Поставленная задача решается за счет того, что в системе транспортировки природного газа на большие расстояния, которая включает участки газопровода с постоянно возрастающим диаметром для расширения газа непосредственно в трубопроводе и установку компрессорных станций на головных сооружениях газопровода, внутренний диаметр газопровода на каждом последующем участке возрастает в отношении к внутреннему диаметру предыдущего участка как , длина каждого из указанных участков определяется соотношением l₁₊₁=1,27l_i при одинаковой шероховатости внутренней поверхности соседних участков, где d_i, l_i - соответственно диаметр и длина участка, причем участки газопровода соединены между собой посредством переходных диффузорных участков с углом конусности 20-24 градусов, в которой морские участки газопровода выполнены из полипропилена и размещены в водной среде посредством якорных устройств, снабженных размыкателем, участки газопровода, расположенные в прибрежной зоне и болотистой местности, установлены на понтонах, снабженных стабилизирующим устройством.

Совокупность новых отличительных признаков, заключающихся в том, что морские участки газопровода выполнены из полипропилена и размещены в водной среде посредством якорных устройств, снабженных размыкателем, участки газопровода, расположенные в прибрежной зоне и болотистой местности, установлены на понтонах, снабженных стабилизирующим устройством, из известного уровня техники не выявлена, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого устройства условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Сущность устройства поясняется чертежом.

Система транспортировки природного газа включает морской газоконденсатный терминал 1, компрессорную станцию 2, морские участки трубопровода 3, прибрежные участки трубопровода 4, якорные устройства 5, снабженные размыкателем 6, понтоны 7, снабженные стабилизирующим устройством 8.

Внутренний диаметр газопровода на каждом последующем участка возрастает в отношении к внутреннему диаметру предыдущего участка как , длина каждого из указанных участков определяется соотношением l₁₊₁=1,27l_i при одинаковой шероховатости внутренней поверхности соседних участков, где d_i, l_i - соответственно диаметр и длина участка, причем участки газопровода соединены между собой посредством переходных диффузорных участков с углом конусности 20-24 градусов.

Морские и прибрежные участки 3 и 4 трубопровода выполнены из полипропилена типа HDPE, имеющего вес в 5-7 раз меньше, чем у стальных труб, коэффициент шероховатости которого в 7 раз меньше, чем у стальных труб.

Морские участки 3 трубопровода снабжены якорными устройствами 5, снабженными размыкателями 6. Якорное устройство 5 представляет собой железобетонное основание, сочлененное с участком трубопровода через размыкатель 6, представляющий собой автономный гидроакустический размыкатель, включающий упругие стропы, соединенные тонким проводом, и источник питания.

Подъем участка трубопровода производится по гидроакустическому сигналу с обеспечивающего судна. В этом случае от блока гидроакустической станции, установленной на судне, подается кодированный акустический сигнал на включение источника питания, с которого подается постоянный ток через воду на тонкий провод, удерживающий упругие стропы. После растворения провода стропы расходятся, освобождая участок трубопровода, и он всплывает вследствие положительной плавучести.

На мелководье, болотистой почве в прибрежной зоне участки трубопровода устанавливают на понтоны 7, снабженные стабилизирующим устройством 8, выполненным в виде выпуклой металлической фермы, расположенной по периметру понтона, которая в донной части понтона имеет форму пирамиды, что обеспечивает стабилизацию понтона на волнении и при наличии шуги в полярных районах. Аналогом понтона 7 является устройство, приведенное в описании к патенту RU № 2271962 от 16.11.2004.

Предлагаемое техническое решение выгодно отличается от известных аналогичных устройств и позволяет прокладывать трубопроводы для транспортировки природного газа в сложных условиях с существенным снижением трудоемкости. При его использовании также снижается трудоемкость, связанная с подъемом трубопровода на поверхность для выполнения операций по ремонту аварийных участков.

Реализация предлагаемого устройства технической трудности не представляет, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического предложения условию патентоспособности «промышленная применимость».

Источники информации

1. Авторское свидетельство SU № 1788386.

2. Авторское свидетельство SU № 1787907.

3. Авторское свидетельство SU № 1788382.

4. Патент RU № 2016350.

5. Авторское свидетельство SU № 1788378.