Природного газу, побіжного газу і СУГ

Вид газу, що транспортується

2. Підводні газові трубопроводи

Підводні трубопроводи призначені для транспортування газу від морських стаціонарних платформ, центральних технологічних платформ і блок-конструкторів до установ без причального наливу і на берегові приймальні пункти.

Основними експлуатаційними чинниками, які діють на підводний трубопровід, є гідростатичний га хвильовий тиск, підводні течії, температурні впливи, корозійна активність середовища.

Гідростатичний тиск безпосередньо залежить від глибини моря на трасі та істотно змінюється лише в районах з відчутними припливами та відпливами. Хвильовий тиск пов’язаний зі зміною поверхні моря, і навіть на значній глибині позначається на зовнішньому навантаженні підводного трубопроводу у вигляді змінної складової, дія якої залежить не лише під параметрів хвиль, а й від напрямку хвильового фронту. Підводні течії пов’язані з гідрогеологічними умовами. Температура води на великих глибинах змінюється незначно, але на глибинах, де розташовано більшість сучасних підводних нафтогазопроводів, річний діапазон температурних змін складає 10-20 К. Середня швидкісна корозії сталі в морській воді порівняно постійна і не перевищує 0,15 мм/рік. Проте досвід експлуатації показує, що на поверхні сталі виникає місцева корозія у вигляді пітів, швидкість якої змінюється в доволі широкому діапазоні (0,5 — 2.5 мм/рік).

Навантаження, що діюсь на підводний трубопровід в процесі експлуатації, прийнято поділяти на такі групи:

¾ гравітаційні, які залежать від маси продукту, що транспортується, а також маси труби, антикорозійного покриття з обмотувальною ізоляцією, залізобетонного покриття та органічною наросту;

¾ гідродиманічні, які включають гідродинамічну піднімальну силу та гідродинамічну силу тяги, величина яких залежить від швидкості та напрямку течії;

¾ інерційні, що включають вертикальну та горизонтальну сили гідродинамічної інерції: архімедові сила; реакція грунту; сила тертя трубопроводу до морського дна.

Навантаження, що діють на підводний трубопровід, змінюються за величиною, напрямом, частотою та інтенсивністю у значному діапазоні. Одночасна їх дія можлива в найрізноманітніших комбінаціях. Деякі навантаження можуть бути визначені з достатньою точністю, але безумовна більшість з них обчислюється надто наближено. Зокрема, це стосується навантажень, що залежать від зовнішніх впливів на трубопровід, і е непостійними навіть на дуже коротких ділянках траси. Відзначимо, що перелічені навантаження та зовнішні виливи не вичерпують всю сукупність взаємодії морського середовища з трубопроводом. У процесі експлуатації проявляється така велика кількість статичних та динамічних силових чинників, зумовлених специфікою морського середовища та умовами роботи трубопроводу, що прогнозування їх величини та діапазону зміни сучасними методами недостатньо достовірне. Також важко передбачити фактичне спрацювання труб та зміну перерізу трубопроводу по всій протяжності під час експлуатації і необхідно також враховувати ймовірність випадкових навантажень.

Конфігурації лінійної частини морського трубопроводу у процесі експлуатації такі ж різноманітні, як морське дно вздовж траси трубопроводу. Аналіз причин аварій підводних трубопроводів показує, що приблизно 75 % всіх пошкоджень відбувається в результаті впливу па трубопровід хвиль та течій. Цеп вплив є не лише одним з найнебезпечнішим та найпоширеніших, а й найменш прогнозованим. Так, трубопровід, укладений в траншею та засипаний піском, під час шторму може вийти на поверхню грунту та піддаватися активному впливу хвиль і течії, в результаті чого може утворитися ділянка, що провисає та коливається. Це, в свою чергу, спричинює деформацію (згин трубопроводу), призводить до розтріскування залізобетонного оболонки та розриву ізоляційною покриття, проникнення морської води до металу трубопроводу, утворення вторинних концентраторів напружень, що в комплексі викликає передчасне руйнування.

Умови експлуатації підводних трубопроводів, а особливо низькочастотна втома, сприяють послідовному накопиченню дефектів у матеріалах груб, що призводить до ймовірного їх руйнування. Наслідком цього с порушення технологічного пронесу транспортування енергоносія та забруднення навколишнього середовища.

3. Підземні сховища газу

Надійне газопостачання неможливе без наявності в системі газопроводів підземних сховищ газу (ПСГ). Необхідність ПСГ у газопровідних системах зростає із збільшенням відстані між районами видобування і споживання.

Об’єм ПСГ у газопровідній системі визначається відповідно до таких принципів:

1. Добовий відбір газу з ПСГ має відповідати продуктивності газопроводу за той самий період.

2. Кількість діб відбору має відповідати нормативному терміну усунення аварійних ситуацій або недопоставок газу у райони розміщення ПСГ у разі скорочення видобування у районі, що постачає газ.

3. Об’єм активного газу в ПСГ для пп. 1 і 2 має бути заключсний в інтервал тисків, що забезпечує подачу газу в газопровід, що обслуговується.

За виконуваними функціями ПСГ підрозділяються на припромислові — розташовані на початку газотранспортної системи, транспортні і розподільні (так звані, сховища модуляції).

Сховища, що розташовані на початку газотранспортної системи, призначені забезпечувати повну продуктивність газопроводу у разі зменшення обсягу видобування газу, а також розривають зв’язок між видобуванням і транспортуванням, дають можливість здійснювати видобування відповідно до газодинамічних характеристик родовищ. ПСГ у районі видобування може також акумулювати надлишок газу у літній період і подавати його зимою як місцевим споживачам, так і на експорт. Об’єм цих сховищ має забезпечувати закачування повної кількості надлишкового газу за літній період.

Роль транспортних ПСГ полягає в регулюванні продуктивності газопроводів великої довжини і забезпеченні надійності постачань газу у разі аварій на попередній ділянці. Розподільні ПСГ будуються поблизу великих центрів споживання і призначені забезпечувати пікові попити на газ, а також в них зберігається запас газу на випадок екстремальних ситуацій.

Наявність ПСГ в районі й великого споживання газу дає змогу розраховувати продуктивність підвідного газопроводу не на максимальну, а на середньорічну потребу.

Ці сховища призначені і для надійності експортних постачань. З цієї причини ВАТ „Газпром” (Росія) використовує українські ПСГ, а також аналогічні сховища Латвії (Інчукалнське ПСГ) і Німеччини (ПСГ „Реден”). Дуже значна частка газу зберігається в українських ПСГ. Обсяг їхнього використання Газпромом буде збільшуватися із збільшенням експорту російського газу в Західну Європу, Балканські країни і Туреччину.

У підвищенні надійності експорту російського газу в Балканські країні роль українських ПСГ зростатиме і збільшенням із об’єму Пролетарської ПСГ (Дніпропетровська обл.).

4. Трасування газових мереж

Повний комплекс інженерних досліджень як по трасі лінійної частини газопроводу, кабелю зв’язку і під’їзних автодоріг, так і на площадках розміщення установок катодного захисту і на території газової вимірювальної станції. Комплексність, деталізація й обсяги інженерні вишукування для проектування газопроводів забезпечують прийняття обгрунтованих проектних рішень.

Перед початком польових робіт у напрямку траси необхідно проводити аерофотознімання. Полеві топографо-геодезичним дослідженням повинні передувати роботи з розвитку планово-висотної мережі.

У результаті обробки виконаних польових топографо-геодезичних робіт і дешифрування аерофотознімків складаються ситуаційні плани з відображенням границь землекористувачів, великомасштабні плани смуги траси і профілі по її осі з локалізацією пересічних і паралельно наступних надземних і підземних комунікацій, а також плани і профілі переходів через природні (ріки, яри і болота) і штучні (автомобільні і залізничні) перешкоди.

При виконанні польових інженерно-геологічних досліджень, яким повинне передувати детальне вивчення фондових і архівних матеріалів з рекогносцирувальними маршрутними дослідженнями, основну увагу потрібно надавати "проблемним" ділянкам траси: у першу чергу, — зі зсувними проявами, потенційно небезпечними тектонічними активними порушеннями, концентрованими техногенними навантаженнями і т.д. З метою їхнього виявлення можна використовувати комплекс геофізичних і інженерно-геологічних методів.

Важливо відзначити, що вплив інженерно-геологічних факторів, які формують інженерно-геологічні умови для такого лінійно протяжного спорудження як магістральний газопровід, не охоплює всієї розмаїтості їх, оскільки глибина закладення труби рідко перевищує 5 м. З іншого боку, при пристрої полиць у горах можливі зрізання схилів на значно великі глибини, що саме по собі стає могутнім техногенним фактором і часто приводить до порушення рівноваги системи "навколишнє середовище — трубопровід".

Всебічний аналіз цих матеріалів і використання їх для прогнозування подальших змін інженерно-геологічних і гідрогеологічних умов під впливом техногенних факторів у підсумку визначають набір методів і обсяги робіт на різних сегментах траси. Особливу увагу при цьому потрібно звертати на активізацію несприятливих фізико-геологічних процесів, що провокуються у результаті будівництва газопроводів. В основному, це — зсуви в результаті підрізування схилів при облаштованості полиць газопроводів. Їхній прояв може стати причиною аварій на діючих газопроводах, що, крім економічного збитку від аварії, впливають на екологічний стан навколишнього середовища.