RU2231710C1 - Method of transportation of gas by gas line - Google Patents
Method of transportation of gas by gas line Download PDFInfo
- Publication number
- RU2231710C1 RU2231710C1 RU2003119637/06A RU2003119637A RU2231710C1 RU 2231710 C1 RU2231710 C1 RU 2231710C1 RU 2003119637/06 A RU2003119637/06 A RU 2003119637/06A RU 2003119637 A RU2003119637 A RU 2003119637A RU 2231710 C1 RU2231710 C1 RU 2231710C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- transportation
- pipeline
- temperature
- gas pipeline
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области газодобычи, а именно к способам транспортировки по газопроводу сжатых газообразных сред, преимущественно природного газа, в условиях вечной мерзлоты (криолитозоны).The invention relates to the field of gas production, and in particular to methods of transporting compressed gaseous media, mainly natural gas, through permafrost (permafrost zone) through a gas pipeline.
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).A known method of transporting gas through a gas pipeline is that the transported gas is compressed and then cooled, and the gas temperature is controlled by changing the degree of compression of the gas before feeding it into the gas pipeline (see Pankratov BC and others. Development and operation of ACS by gas pipeline systems. - L .: Nedra, 1982, pp. 12-21).
Недостатком данного способа является отсутствие возможности форсирования режима работы системы изменения температуры потока газа.The disadvantage of this method is the inability to force the operating mode of the system to change the temperature of the gas stream.
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).Closest to the invention in technical essence and the achieved result is a method of transporting gas through a gas pipeline, comprising compressing the gas, adjusting its temperature after compression using air coolers, and then supplying gas to the gas pipeline (see RF patent 2116557 C1, F 17 D 1 / 00, published July 27, 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.This method involves cooling the compressed gas after compression by means of air cooling units (ABO) and at the same time regulating the working pressure of the gas before it is fed into the gas pipeline.
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.However, this method of transporting compressed gas through a gas pipeline does not completely prevent buckling of the weights and the emergence of gas pipelines during gas transportation in the autumn period in the permafrost zone.
Задачей изобретения является обеспечение надежной эксплуатации газопроводов, расположенных в криолитозоне, в период промерзания грунта и уменьшение пучения газопровода с соответствующим повышением надежности работы газопровода.The objective of the invention is to ensure reliable operation of gas pipelines located in the permafrost zone during the period of freezing of the soil and to reduce heaving of the gas pipeline with a corresponding increase in the reliability of the gas pipeline.
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 + 30°С газ.This problem is solved due to the fact that in the method of transporting gas through a gas pipeline, including gas compression, regulating its temperature after compression using air cooling units and the subsequent supply of gas to the gas pipeline, air devices are switched off during gas transportation in the permafrost zone from October to December cooling, and a compressed gas heated to a temperature of +15 to + 30 ° C is supplied to the gas pipeline.
На северных месторождениях, расположенных в зоне вечной мерзлоты, добывается большое количество газа. Промысловые трубопроводы и начальные участки магистральных трубопроводов в криолитозоне не имеют резервирования.In the northern fields located in the permafrost zone, a large amount of gas is produced. Field pipelines and the initial sections of the main pipelines in the permafrost zone do not have redundancy.
Обеспечение надежной эксплуатации линейной части трубопроводов криолитозоны является важной задачей.Ensuring reliable operation of the linear part of the cryolithozone pipelines is an important task.
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.Inspection of gas pipelines shows that during the operation, destruction and buckling of weights occurs, pipelines float, move along the surface, receive significant stresses, which requires repairs.
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.In the process of construction and operation of gas pipelines, the intervention of technogenic elements in the natural environment takes place. Often this is done in violation of dynamic equilibrium, accompanied by the activation of hazardous natural processes that have a significant negative impact on the technical condition of pipelines and often lead to emergency situations. Such "rejection reactions" by the natural environment of technogenic impact include subsidence or ascent (buckling) of structures, activation of permafrost, erosion, landslide processes and waterlogging-waterlogging processes on the routes of main and field pipelines. This is especially true for non-restored landscapes in the north of Western Siberia, where the high sensitivity of northern nature very quickly turns the environmental problems of construction and operation into technological and economic.
Изобретение разработано на основе исследований динамики мерзлотных условий “теплого” и “холодного” газопроводов, проложенных от Ямбургского месторождения и трассы Ямбург-Ныда.The invention was developed on the basis of studies of the dynamics of permafrost conditions of “warm” and “cold” gas pipelines laid from the Yamburgskoye field and the Yamburg-Nyda highway.
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.The main gas pipelines laid underground in the north of Western Siberia are subject to vertical deformations. For a considerable extent, they are above the design level. As a rule, such deformations are noted in waterlogged areas, even with pipe weights. So, in September 2000, more than half of the volume of weighting agents and about 30% of the volume of the pipe in this section were located above the day surface. To hold the pipeline in this position requires a medium with a density of at least 2500 kg / m 3 , which is obviously unrealistic.
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.Deciphering aerial photographs of different years showed that weighting agents began to appear above the day surface from the second to third year of operation, and their number and level of increase gradually increased from year to year. According to the leveling data in September 2000, the maximum pipe lift exceeded the design mark by 1.2 m.
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.The cause of the progressive rise of the gas pipeline can be the forces of frost heaving of the base soil, represented by dusty water-saturated sandy loams (backfill soil), which according to GOST are excessively heaving with a relative deformation of heaving of more than 7 cm / m of freezing soil.
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 3,5°С.Mathematical modeling of the thermal interaction of the gas pipeline with the host soil was performed. During the simulation, the gas temperature was set by its monthly average values for 1994-99, and the air temperature, according to the data of the Yamburg air station. The geocryological section is represented by a strongly peeled water-saturated sandy loam (backfill soil), underlain by silty sandy loam with a density in the dry state of 1600 kg / m 3 and a humidity of 25%. The temperature at a depth of zero annual amplitudes is, according to the research of YuzhNIIIGiprogaz minus 3.5 ° С.
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.The freezing of water-saturated soils under such conditions leads to their frosty swelling, causing a rise in the gas pipeline. Thus, in this section the gas pipeline does not float, but bulges out. In other areas, the possibility of ascent (with fewer weighting materials, dumped weighting agents) is not excluded, and the conditions that lead to the bulging of the pipeline remain. Both of these processes, acting at different times of the year, reinforce each other. There is a period at the end of spring when these processes act together. Most pipelines float (bulge) in late May - early June. Processing aerial and satellite imagery materials showed that the number of sites with a similar state is about 11% of the length with a total length of about 2000 km. This type of heaving is extremely dangerous for the pipeline, because heaving increases and does not stop.
Характер ореолов оттаивания подтвержден полевым исследованием с шурфованием и геолокацией.The character of the thawing halos is confirmed by a field study with pitting and geolocation.
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.To eliminate or significantly weaken the effect of the detected phenomenon, it is necessary to eliminate the fact of freezing from the pipeline. Then the freezing of the thawing halo will go only from below and the heaving forces at the time of the flood will be eliminated.
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 +30°С газ.The method of transporting gas through a gas pipeline consists in compressing the gas being transported at a compressor station and, after compression, before adjusting the gas supply to the gas pipeline, adjust its temperature using air-cooled devices. At the same time, during gas transportation in permafrost conditions (in the permafrost zone), air coolers are turned off from October to December and compressed gas heated up to a temperature of +15 to + 30 ° С is supplied to the gas pipeline.
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.Mathematical modeling of the thermal interaction of the gas pipeline with the host soil with the specified temperature control of the gas supplied to the gas pipeline (from +15 to + 30 ° C from October to December) showed that a thawing halo will not form in a long-term cycle, but only seasonal artificial active layer, in this case, the phase coincidence of the periods of freezing or thawing under the pipe with similar periods in natural conditions, i.e. the natural regime of permafrost is preserved.
Настоящее изобретение может быть использовано в газодобывающей промышленности на месторождениях, расположенных в зоне вечной мерзлоты.The present invention can be used in the gas industry in fields located in the permafrost zone.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003119637/06A RU2231710C1 (en) | 2003-07-02 | 2003-07-02 | Method of transportation of gas by gas line |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003119637/06A RU2231710C1 (en) | 2003-07-02 | 2003-07-02 | Method of transportation of gas by gas line |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2231710C1 true RU2231710C1 (en) | 2004-06-27 |
Family
ID=32847065
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003119637/06A RU2231710C1 (en) | 2003-07-02 | 2003-07-02 | Method of transportation of gas by gas line |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2231710C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2647301C1 (en) * | 2017-05-25 | 2018-03-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas-chemical cluster |
-
2003
- 2003-07-02 RU RU2003119637/06A patent/RU2231710C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТРУБОПРОВОДНЫЕ СИСТЕМЫ В ЭНЕРГЕТИКЕ. АН СССР. - М.: Наука, 1985, с.102-109. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2647301C1 (en) * | 2017-05-25 | 2018-03-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas-chemical cluster |
| RU2647301C9 (en) * | 2017-05-25 | 2018-07-04 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas-chemical cluster |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Rabinowicz et al. | Melt segregation and flow in mantle diapirs below spreading centers: evidence from the Oman ophiolite | |
| Aggson | Coal mine floor heave in the Beckley coalbed, an analysis | |
| Seligman | Long‐term variability of pipeline–permafrost interactions in north‐west Siberia | |
| Williams | Permafrost and climate change: geotechnical implications | |
| RU2231710C1 (en) | Method of transportation of gas by gas line | |
| Zaman et al. | Reservoir compaction and surface subsidence in the North Sea Ekofisk field | |
| Chen | Karst collapse in cities and mining areas, China | |
| Cui et al. | Effect of freeze–thaw cycles on deformation properties of deep foundation pit supported by pile-anchor in Harbin | |
| Grebenets | Geocryological-geoecological problems occurring in urbanized territories in Northern Russia and methods for improvement and restoration of foundations | |
| Christophersen | The non-piled foundation systems of the Snorre field | |
| Yakushev | Permafrost impact on gas fields development in the Russian onshore Arctic (Yamal Peninsula) | |
| Auld et al. | Application of artificial ground freezing | |
| Feklistov et al. | Long-term results of thermal stabilization of pile foundations on permafrost | |
| Veranneman et al. | Ground consolidation with liquid nitrogen (LN2) | |
| Chukhareva et al. | IMROVING EFFICIENCY OF OIL MAIN PIPELINE CONSTRUCTION AND OPERATION IN PERMAFROST TERRAIN | |
| Osadchaya et al. | Permafrost-landscape prerequisites for the use of cryogels in the extraction and transportation of oil in the Bolshezemelskaya tundra | |
| Sultabayev | Development concepts for the northern Caspian sea | |
| Ulitsky et al. | Termoground® for the Numerical Modelling of Structures on Permafrost Soil in the Russian Federation | |
| Teng et al. | Artificial ground-freezing with liquid nitrogen: A field test and numerical simulations | |
| Grebenets et al. | Artificial freezing of ground in the base of deformed buildings in the North of Russia | |
| Kulakov et al. | Analysis of the stressed-deformed state of a pipeline with curved line parts in frozen soil | |
| Wang et al. | Research on caving deep ore mining without surface subsidence | |
| Zhao et al. | Influence of weak interlayer thickness on mechanical response and failure behavior of rock under true triaxial stress condition | |
| Neaupane et al. | Simulation of thermal deformation around an underground opening | |
| Masterson et al. | Spread footing settlements at the endicott facility |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050703 |