Технология строительства, Основные технологические решения - Строительство головной компрессорной станции на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении

Основные технологические решения

Технология газотранспортных производств.

Максимальная производительность ГКС 130,77 млрд. м3/год, в том числе 115 млрд. м3/год Сеноманского газа, 15,77 млрд. м3/год Валанжинского газа.

Давление газа на выходе ГКС 7,35 МПа. Расчетная температура газа после ГКС 40С зимой и 300С летом.

Состав газа, % объемные

Сеноман

СН4 - 98,33 СО2 - 0,33

С2Н6 - 0,11 N2 - 1,10

С3Н8 - 0,02 Аr - 0,05

Не - 0,06

Валанжин

СН4 - 91,92 СО2 - 0,02

С2Н6 - 5,12 N2 - 0,59

С31-I8 - 1,83 С5 - 0,04

С4Н10 - 0,48

Плотность газа (при Р=0,1013 МПа и t=200°С)

Сеноман 0,675 кг/м3

Валанжин 0,756 кг/м3.

Выбор материала оборудования, арматуры, труб и соединительных деталей

При выборе оборудования ГКС учитывалось обеспечение следующих условий:

    - однотипное оборудование - поставка оборудования высокой заводской готовности в крупноблочном исполнении с целью сокращения трудоемкости и продолжительности сооружения технологических установок - использование ГПА с судовым и авиационным приводом, которые имеют следующие преимущества - небольшие габариты и вес по сравнению с промышленными ГТУ облегчают условия доставки и монтажа - поставка в комплектно-блочном исполнении контейнерного типа, не требующая сооружения капитальных укрытий; - ремонт двигателей предусматривается на заводе-изготовителе. Это позволяет сократить обслуживающий персонал за счет переноса основной массы ремонтных работ на завод-изготовитель.

Согласно "рекомендациям по выбору и применению сталей для сооружений и машин, предназначенных для эксплуатации в условиях низких температур" (северное исполнение) для корпусов аппаратов, расположенных на открытых площадках, принимается сталь марки 09Г2С.

Выбор материального исполнения арматуры выполнен в соответствии с техническими условиями заводов-изготовителей.

Материальное исполнение труб и соединительных деталей отвечает требованиям СНиП 2.05.06-85* и "Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности".

Технологические трубопроводы должны быть выполнены из стали 09Г2С, должны поставляться в термообработанном состоянии с ударной вязкостью не менее 0.49х10^6 Дж/м2 при температуре минус 60°С.

Каждая труба должна быть подвергнута на заводе-изготовителе гидравлическому испытанию или иметь указание-cертификат о гарантии величины гидравлического испытания.

Толщины стенок трубопроводов рассчитаны в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*. Дополнительный расчет по ВСН 51-3-85*.

Внутриплощадочные газопроводы, в соответствии со СНиП 2.05.06-85* относятся к категории "В".

Вся запорная арматура на трубопроводах категории должна поставляться по 1 классу герметичности затвора по ГОСТ 9544-93, предохранительная арматура по ГОСТ 12532-88.

Арматура, устанавливаемая в отапливаемых помещениях принята из углеродистой стали, на открытых площадках в хладостойком исполнении.

Выбор арматуры выполняется с учетом максимального рабочего давления 80 кг/см2, максимальных 80°С и минимальных температур минус 60°С, которые принимает арматура в процессе эксплуатации.

Арматура Ду 300 и выше в соответствии с замечаниями Управления по транспортировке газа и газового конденсата к основным техническим решениям поставляться с электрогидроприводом (нормально закрытого или нормально открытого положения), за исключением запорной арматуры пылеуловителей и АВО газа, Ду 200 и менее с пневмогидроприводом с рабочей средой импульсный газ.

В связи с этим предусмотрена возможность комплектации шаровых кранов Ду 300 - Ду 1400 Ру 80 кг/см2 электрогидравлическими приводами Fahlke или РС Intertechnik (Германия).

Арматура должна поставляться с разделкой присоединительных кромок под сварку в соответствии с техническими условиями.

Технология трубопроводного транспорта

Технические условия по прокладке трубопроводов

При принятии технических решений по прокладке трубопроводов и назначении типов прокладки учитывались: температурный режим трубопроводов, мерзлотно-грунтовые условия, опыт строительства и эксплуатации действующих газовых коллекторов на Заполярном месторождении.

Подводящие и отводящие газопроводы к ГКС прокладываются подземно в отдельных траншеях на расстоянии не менее 100 метров друг от друга. Расстояние между траншеями определено в зависимости от характеристики грунтов, т. е. наличия вечномерзлых грунтов, теряющих устойчивость при оттаивании, а также диаметра газосборных коллекторов по таблице 8 СНиП 2.05.0б85*.

Глубина траншеи до верха трубы составляет не менее 1м.

При подземной прокладке трубопроводов принят ряд конструктивных решений в зависимости от конкретных инженерно-геологических условий участка трассы.

Газопровод импульсного газа 108х6 и газопровод на собственные нужды ?219х8, прокладываются подземно, в одной траншеи на глубине не менее 0.8 м до верха трубы. Расстояние между трубопроводами в свету должно быть не менее 0.5 метров.

При пересечении с автомобильными дорогами трубопроводы прокладываются в кожухе, длина которого принимается в соответствии с СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы.

Нормы проектирования". Трубная плеть, протаскиваемая через защитный кожух, оснащается опорно-направляющими кольцами. По концам кожуха для защиты межтрубного пространства от попадания влаги предусматривается устройство торцевого уплотнения (резиновая манжета) и устанавливаются укрытия резиновых манжет.

Прокладка газопроводов на переходах через существующие коридоры коммуникаций предусмотрена наземная выше проложенных трубопроводов, выдерживая расстояние в свету не менее 0,35 м.

Переходы через водные преграды.

Переходы через водные преграды проектируется на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий.

Переходы через ручьи и озера выполняются подземно. Подводные переходы через озера выполняются специализированной строительной организацией с применением подводно-технических средств в зимнее время.

Разработка траншеи выполняется канатно-скреперной установкой с предварительной срезкой и последующим восстановлением береговых участков. При использовании канатно-скреперных установок хвостовой блок для обеспечения обратного хода ковша устанавливают на противоположном берегу или вмораживают в лед.

Ширина подводной траншеи принимается в соответствии с ВСН 010-88 Миннефтегазстроя, крутизна откосов - СНиП III-42-80*. Профиль трассы газопровода на переходе принят с учетом допустимого радиуса изгиба труб (согласно расчету). Укладка газопровода на дно производится способом протаскивания. С целью обеспечения устойчивого положения газопровода применяется балластировка чугунными грузами. Расчет балластировки выполняется в соответствии со СНиП 2.05.06-85*.

Защита изоляционного покрытия от механических повреждений предусматривается путем устройства сплошной футеровки деревянными рейками хвойных пород толщиной 30 мм.

Конструктивная характеристика

Для подключения ГКС к системе магистральных газопроводов Заполярное Уренгой используются:

    - существующие, ранее специально предусмотренные крановые узлы Ду1400 с двухсторонней продувкой - дополнительные, вновь устанавливаемые крановые узлы Ду 1400 на расстоянии 250м от ГКС (согласно требованиям СНиП 2.05.06-85*, п.7.5.20 ВРД 39-1.8-055-2002, СТО Газпром 2-3.5-051-2006) - подводящие и отводящие газопроводы Ду 1400 - трубопровод Ду200 для подачи газа на собственные нужды и используемого для подготовки импульсного газа - трубопровод Ду 100 импульсного газа используемого для управления кранами.

Подводящие и отводящие газопроводы, протяженностью до 300м от КС относятся к технологическим трубопроводам, а сверх указанных 300м газопроводы должны относиться к магистральным газопроводам.

На участках технологических трубопроводов подводящие и отводящие газопроводы относятся к категории "В", к категории "В" относятся и участки магистральных трубопроводов при пересечении с действующими газопроводами Заполярное -- Уренгой (по 20м в обе стороны) и участки подводных переходов через озера выполняемых с применением подводно-технических средств, остальные участки магистральных трубопроводов относятся к 1 категории.

В связи с тем, что подключение ГКС ведется в непосредственной близости от Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения и местности со сложным рельефом и геологическими условиями предусматривается демонтаж и вынос из зоны строительства участка действующих трубопроводов к АГРС 1, 2 нитки.

Расчет толщины стенок подводящих и отводящих трубопроводов выполнен по формуле 12 СНиП 2.05.06-85*, расчет толщины стенки газопровода на собственные нужды и газопровода импульсного газа производился по ВСН 51-3-85 Мингазпрома п.9.2.

Трубы приняты минимально-допустимой толщины в соответствии с сортаментом труб, рекомендуемых ГОСТом или ТУ и с учетом сортамента труб, выпускаемых отечественными заводами, из условия отрицательной плавучести труб диаметром 108 - 219мм и исходя из требований Р 51-31323949-58-200 "Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности", М. 2000 г.

Продольная устойчивость подземных трубопроводов обеспечивается:

    - ограничением минимального радиуса кривых упругого изгиба и кривых, составленных из гнутых отводов - минимально необходимым заглублением трубопровода от дневной поверхности до верха трубы; - балластировкой трубопровода геотекстильным полотном с привозным минеральным грунтом; - установкой ж/б и чугунных грузов - применением теплоизоляции.

Противокоррозионная и тепловая изоляции

Изоляционные работы при сооружении трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с ВСН 008-88 Миннефтегазстрой "Противокоррозионная и тепловая изоляция" и ГОСТ 51164-98 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии", материалами, разрешенными к применению ОАО "Газпром".

Трубы для строительства приняты с заводским наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием усиленного типа. Для изоляции стыков предусмотрены термоусаживающиеся манжеты.

Гидроизоляция соединительных деталей и арматуры подземной установки производится антикоррозионным покрытием "Биурс" по ТУ 5.996-10610-99 в базовых или заводских условиях, надземные - покрываются эмалью ХВ-124 ГОСТ 10144-89 в два слоя по грунтовкам ВЛ-02 ГОСТ 12707-77* в один слой и ГФ-119 ТУ 6-10-1399-73 в один слой на трассе.

С точки зрения сохранения устойчивости грунтов и проектного положения трубопроводов необходимо применение теплоизоляции:

    - для подводящих и отводящих газопроводов - на многолетнемерзлых грунтах, сегменты "Пеноплэкс" толщиной 100 мм - для отводящих газопроводов - на многолетнемерзлых грунтах сильнольдистых грунтах, сегменты "Пеноплэкс" толщиной 100 мм с дополнительной укладкой плит "Пеноплэкс" толщиной 100 мм - для газопровода собственных нужд - на многолетнемерзлых грунтах, сегменты толщиной 50 мм - для газопровода импульсного газа - на многолетнемерзлых грунтах, полуцилиндры "Пеноплэкс" толщиной 50 мм.

При прокладке их надземно по свайным опорам (в крановых узлах газопроводов импульсного газа и собственных нужд), поверх теплоизоляции предусматривается покрытие алюминиевым листом АД 1 толщиной 1 мм.

Испытание газопроводов.

До сдачи в эксплуатацию газопроводы должны быть испытаны на прочность и проверены на герметичность, запрещается производить испытания трубопроводов до полного окончания работ и подписания акта о результатах очистки полости трубопроводов.

Испытание газопроводов категории следует производить гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) способом в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*, главы "Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ" и ВСН 011-88.

Подвергаемый испытанию участок должен быть отключен от смежных участков. Проверка на герметичность проводится после испытания на прочность. Порядок проведения работ по испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральных газопроводов устанавливается инструкцией, предусматривающей последовательность и способы выполнения работ, методы и средства обнаружения утечек, а также мероприятия по обеспечению пожарной и технической безопасности. Инструкция составляется строительно-монтажной организацией применительно к конкретному газопроводу с учетом местных условий, согласовывается с заказчиком, с районной инспекцией Госгазнадзора и утверждается председателем комиссии после испытания на прочность и проверки на герметичность.

Похожие статьи




Технология строительства, Основные технологические решения - Строительство головной компрессорной станции на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении

Предыдущая | Следующая