Трубопроводный транспорт как один из самых экономичных видов транспорта. Освоение Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения. Расчет свойств перекачиваемого газа. Выбор рабочего давления, определение диаметра газопровода и длины его участков.
В настоящее время сеть газопроводов в РФ развивается по двум основным направлениям: внутри страны и за пределами страны. В период 2000-2002 гг. правительство РФ приняло ряд решений, определяющих программу развития трубопроводных сетей страны до 2011 г. Прирост протяженности газопроводных сетей должен составить 80000 км. Важнейшими объектами определены: строительство нефтепроводов Россия - Китай, Котово - Ярославль - Кириши - Приморск протяженностью 1197 км, а так же трубопровода Сызрань - Новороссийск протяженностью 1600 км. По объему запасов Заполярное месторождение относится к категории уникальных - около 3 трлн куб. м газа. В настоящее время на Заполярном месторождении ведется дальнейшая разработка сеноманских залежей - строятся дополнительные скважины, что позволит увеличить добычу дл 115 млрд куб. м газа в год.Согласно техническому заданию, газ поступает на перекачку с "Заполярного" месторождения. Плотность газа определяется по формуле аддитивности (пропорционального сложения): где ai - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа; ?IГ - плотность компонента при стандартных условиях, кг/м3.Исходя из принятого рабочего давления и суточной производительности, на компрессорных станциях газопровода предусматриваем параллельная установку трех газотурбинных агрегатов ГТК-10 - 3 (подача 23 млн. м3/сут), один из которых резервный, оборудованных нагнетателями 260 - 13 - 1.Согласно принятого уровня давления и годовой производительности, по таблице А.4 (смотреть приложение А) задаемся условным диаметр газопровода Dy = 1000 мм. Примем для сооружения газопровода прямошовные электросварные трубы Волжского металлургического завода, изготавливаемые по ТУ 14-3-1573 99 из горячекатаной стали марки 10Г2ФБЮ, диаметрами 1220мм, 1020мм, 820мм.Согласно методике, представленной в [4], длина линейного участка между компрессорными станциями определяется по формуле: (1) где DBH - внутренний диаметр газопровода, м; рн и рк - соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПА; ? - коэффициент гидравлического сопротивления; ZCP - средний по длине коэффициент сжимаемости газа; ? - относительная плотность газа. Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры: где То - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, То=278,5 К; Тн - температура газа на входе в линейный участок, Тн = 305 К. Давление в начале газопровода определяется по формуле: где ?рвых - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа); ?рохл - потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку, при отсутствии охлаждения газа ?рохл = 0. Давление в конце участка газопровода определим по формуле: где ?РВС - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимаем по таблице А.5). Средний по длине коэффициент сжимаемости газа определим по формуле: где Рпр и Тпр - приведенные значения давления и температуры соответственно. гдеГлавным фактором сравнения являются приведенные годовые затраты, определяемые по формуле: , (5) где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,15 1/год); К - капитальные затраты; Э - эксплуатационные расходы. Так как толщина стенки труб отличается от указанной в таблице А.6, то стоимость строительства 1км трубопровода определим по формуле: (8) где с0л - стоимость строительства 1км трубопровода при толщине стенки ?0 (таблица А.6); ? - расчетная толщина стенки трубопровода. Капитальные затраты на сооружение КС определяются по формуле: (9) где ССТ - стоимость строительства компрессорной станции; NCT - количество компрессорных станций. Стоимость строительства компрессорной станции определятся по формуле: (10) где K0 - стоимость строительства КС, независящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); Кі - стоимость строительства и эксплуатации КС, зависящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); i - количество ГПА, установленных на КС Стоимость строительства 1км трубопровода определим по формуле (8): Капитальные затраты в линейную часть определим по формуле (7): Стоимость строительства КС определяем по формуле (10): Капитальные затраты на сооружение КС определим по формуле (9): Полные капитальные затраты на строительство определим по формуле (6): Эксплуатационные затраты на линейную часть определяем по формуле (12): Стоимость эксплуатации КС определятся по формуле (14): Эксплуатационные затраты на КС определяем по формуле (13): Полные эксплуатационные затраты определяем по формуле (11): Приведенные годовые затраты определяем по формуле (5): Для наглядности представим полученные результаты в таблице 4.В случае если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные
План
Содержание
Введение
1. Расчет свойств перекачиваемого газа
2. Выбор рабочего давления, типа ГПА и определение диаметра газопровода
2.1 Выбор основного оборудования компрессорных станций
2.2 Определение диаметра газопровода
3. Определение числа кс и их расстановка по трассе
4. Экономическое сравнение рассматриваемых вариантов
5. Уточнение длин участков между КС
6. Уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков МГ
7. Расчет режима работы КС
8. Определение аккумулирующей способности последнего участка газопровода
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Трубопроводный транспорт является одним из экономичных видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капиталоемких и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях.
В настоящее время сеть газопроводов в РФ развивается по двум основным направлениям: внутри страны и за пределами страны. По данным Госкомстата РФ, в 2003 г. протяженность газопроводов России составляло 156000 км, нефтепроводов - 47000 км и продуктопроводов 15000 км. В период 2000-2002 гг. правительство РФ приняло ряд решений, определяющих программу развития трубопроводных сетей страны до 2011 г. Прирост протяженности газопроводных сетей должен составить 80000 км. Важнейшими объектами определены: строительство нефтепроводов Россия - Китай, Котово - Ярославль - Кириши - Приморск протяженностью 1197 км, а так же трубопровода Сызрань - Новороссийск протяженностью 1600 км.
Освоение Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения - крупнейший газовый проект, успешно реализованный в начале XXI века.
Месторождение находится в южной части Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 220 км от Нового Уренгоя. По объему запасов Заполярное месторождение относится к категории уникальных - около 3 трлн куб. м газа.
От других месторождений отличается компактностью. Площадь Заполярного - 8745 га, в длину оно простирается на 50 километров, в ширину - на 30. Это позволяет вести разработку сеноманских залежей всего тремя установками комплексной подготовки газа .
В настоящее время на Заполярном месторождении ведется дальнейшая разработка сеноманских залежей - строятся дополнительные скважины, что позволит увеличить добычу дл 115 млрд куб. м газа в год.
Параллельно обустраиваются валанжинские залежи. В апреле 2011 года "Газпром" ввел в эксплуатацию промысел по добыче газа и газового конденсата из валанжинских залежей Заполярного месторождения.
В состав промысла входят установка комплексной подготовки газа и газового конденсата к транспортировке (УКПГ-2В) и 61 скважина. Вывод промысла на проектный уровень добычи - около 6,5 млрд куб. м газа и 1,3 млн тонн газового конденсата в год - запланирован в 2012 году. ланируется, что добыча газа и газового конденсата из этих отложений будет увеличена до 15 млрд куб. м и 3 млн тонн соответственно. Для этого будут построены дополнительные скважины и еще одна установка комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ-1В).
Таким образом, суммарная добыча на Заполярном месторождении в будущем достигнет 130 млрд куб. м в год, газового конденсата - 3 млн тонн в год. газопровод диаметр рабочее давление
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
