Проект «Ямал СПГ» предусматривает строительство завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) мощностью 16,5 млн. тонн в год на ресурсной базе Южно-Тамбейского месторождения [5]. Доказанные и вероятные запасы газа месторождения составляют 907 млрд. м3. Первая линия по производству СПГ в рамках проекта должна быть запущена в 2017 году. Ресурсная база проекта показана на рисунке 1.
Реализация проекта предполагает создание транспортной инфраструктуры, включающей морской порт и аэропорт в районе поселка Сабетта, а также перевалочную базу в бельгийском Зебрюгге для доставки газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона в периоды отсутствия навигации по Северному морскому пути.
Компания НОВАТЭК рассматривает возможность расширения проекта «Ямал СПГ» до 25-30 млн. т в год за счет запасов Салмановского (Утреннего) и Геофизического месторождений. Начало строительства второго завода по сжижению на Ямале планируется на 2018 год. Соответствующее постановление о развитии сжиженного природного газа на Ямале уже подписано правительством страны. В обновленном плане правительства по развитию СПГ на полуострове Ямал значится новый проект СПГ-2 на базе Салмановского (Утреннего) и Геофизического нефтегазоконденсатных месторождений.
Утреннее месторождение находится в северной части Гыданского полуострова и частично в акватории Обской губы в непосредственной близости от Южно-Тамбейского месторождения, являющегося ресурсной базой «Ямал СПГ».
Месторождение было открыто в 1980 году. По величине извлекаемых запасов оно является крупнейшим из открытых на данный момент месторождений Гыданского полуострова, и состоит из 34 залежей, включая 16 газовых, 15 газоконденсатных, 2 нефтяных и газоконденсатных и 1 нефтяную. Доказанные запасы месторождения по стандартам SEC по состоянию на конец 2014 года составили 259,8 млрд. м3 газа и 9,6 млн. т нефти и газоконденсата.
Лицензия на освоение Утреннего месторождения на Гыданском полуострове была приобретена НОВАТЭКом в сентябре 2011 г и действительна до 2031 г.
Рисунок 1 – Ресурсная база проекта «Ямал СПГ»
Нами рассматривается два варианта: поставка газа с полуострова Гыдан на завод СПГ на полуострове Ямал по газопроводу (рисунок 2), или строительство завода по сжижению газа, порта и инфраструктуры на полуострове Гыдан.
Экономический анализ проекта строительства газопровода с Утреннего месторождения до Южно-Тамбейского месторождения основан на сопоставлении ориентировочной стоимости проекта со стоимостью близких по сложности трубопроводов [4].
Принято, что по газопроводу будет на первом этапе транспортироваться 6,7 млрд м3/год газа, что в виде СПГ составляет 5 млн. тонн в год.. Условная длина трубопровода по этому маршруту составляет 120 км.
Оценка стоимости газопровода от Утреннего месторождения до Сабетты производилась в сравнении с трубопроводами «Северный поток» (диаметр 1220 мм, протяженность 1220 км) и «Бованенково-Ухта» (диаметр 1420 мм, протяжённость трассы 1100 км). Стоимость строительства одного километра трубопровода «Бованенково-Ухта» составила приблизительно 15 млн. долларов, стоимость строительства одного километра трубопровода «Северный поток» составила около 9,6 млн. долларов.
Таким образом, по предварительным расчётам, с учетом большего диаметра сравниваемых трубопроводов (1420 к 630 и 1220 к 630), стоимость строительства 1 км трубопровода принята равной 3 млн. долларов, общая стоимость 120 км трубопровода составит 0,5 млрд. долларов (с учётом инфляции, непредвиденных затрат, строительства компрессорной станции и природоохранных мероприятий). Срок окупаемости трубопровода при данных показателях составит менее двух лет, что является весьма хорошим показателем.
Общая стоимость проекта «Ямал СПГ» и обустройства порта Сабетта составляет около 28 млрд. долларов. Примерно столько же стоило бы создание подобной инфраструктуры (морской порт, завод по сжижению газа) на Утреннем месторождении.
Итого, по предварительным расчетам, стоимость строительства трубопровода составит около 0,5 млрд. долларов. Строительство же завода СПГ и порта обойдётся в несколько десятков раз дороже, что экономически нецелесообразно на данном этапе разработки. Исходя из этого, нами выбран проект транспортировки газа по трубопроводу высокого давления (11,9 МПа) с морской частью с Утреннего месторождения до завода по сжижению газа на полуострове Ямал. Для сооружения трубопровода выбрана сталь марки Х70, разработанная специально для применения в арктических условиях [3].
Ориентировочно объемы поставки газа по трубопроводу с Утреннего месторождения на начальном этапе составят около 6,7 млрд. м3/год (18,36 млн. м3/сут. или 765000 м3/ч). Протяженность газопровода составляет 120 км, при этом 32,4 км газопровода прокладываются по дну Обской губы, максимальная глубина которой на данном участке составляет 20 м.
Рисунок 2 – Трасса газопровода
Выбор диаметра труб производился на основании гидравлического расчёта газопровода, предназначенного для определения внутреннего диаметра для прокачки необходимого количества газа при допустимых для конкретных условий потерях давления. Были выбраны трубы диаметром 630 мм и толщиной стенки 15 мм, пропускная способность которых составляет , что обеспечивает прокачку необходимых объёмов газа.
Расчет минимальной толщины стенки морского участка газопровода под воздействием внутреннего и внешнего давлений производился в соответствии с [1]. Толщина стенки трубопровода должна быть достаточной с учетом нагрузок, возникающих при монтаже, укладке, гидравлических испытаниях трубопровода и при его эксплуатации. При необходимости возможно добавлять к расчетной номинальной толщине стенки трубопровода допуски на внутреннюю коррозию. Минимальная толщина стенки для данного газопровода составляет 10,03 мм. Для обеспечения дополнительного запаса прочности трубопровода и с учетом добавления допуска на внутреннюю коррозию толщина стенки трубопровода выбрана равной 15 мм.
Подводный газопровод будет устойчив к всплытию, если его вес с продуктом будет больше выталкивающей силы воды с достаточным запасом. Необходимая устойчивость подводного газопровода достигается нанесением утяжеляющего железобетонного покрытия.
Степень устойчивости подводного газопровода к всплытию определяется коэффициентом запаса , показывающим, во сколько раз следует увеличить выталкивающую силу, чтобы привести газопровод в состояние предельного равновесия. В соответствии с этим условие устойчивости газопровода к всплытию можно записать в виде:
ρг – плотность смеси газа, принятая равной 0,738 кг/м3; P – давление газа в газопроводе, принятое равным 11,9 МПа; Су – коэффициент подъёмной силы, принятый равным 0,8; Dн.б. – наружный диаметр бетонного опалубка, принятый равным 0,835 м; v – максимальная скорость течения водного потока в губе, принятая равной 0,08 м/с.
Из равенства (1) следует, что подводный газопровод будет устойчив к всплытию, если Kв > 1. В этом случае трубопровод будет иметь так называемую отрицательную плавучесть. Необходимая отрицательная плавучесть для газопроводов обеспечивается весом труб и искусственно созданной пригрузки в виде балласта (сплошное бетонирование).
При расчетах балластировки были использованы и получены следующие параметры: плотность стали принята равной 7850 кг/м3; масса (на 1 метр длины) пустого трубопровода на воздухе равна 227,65 кг; масса (на 1 метр длины) оснащённого изоляцией и футеровкой трубопровода на воздухе равна 285 кг; толщина изоляции составляет 5 мм; толщина футеровки составляет 25 мм; плотность бетона принята равной 2300 кг/м3; наружный диаметр бетонного опалубка составляет 835 мм; толщина бетонного покрытия составляет 72,5 мм; масса балласта трубы (на 1 метр длины) на суше составляет 400 кг; масса трубы с балластом (на 1 метр длины) на суше составляет 685 кг; объём бетона (на 1 метр длины) составляет 0,18 м3; максимальная скорость течения водного потока составляет 0,08 м/с.
Необходимые параметры для расчета коэффициента запаса устойчивости определены по формулам (2), (3), (4), а сам коэффициент запаса устойчивости по выражению (1):
Коэффициент запаса устойчивости к всплытию оказался равным 1,28, что больше единицы. Следовательно, газопровод устойчив к всплытию.
Укладка газопровода на дно Обской губы (протяженность 32,4 км, максимальная глубина губы – 20 м) производится баржой-трубоукладчиком малых габаритов при помощи s-метода, так как трубопровод не является глубоководным.Коэффициент запаса устойчивости к всплытию оказался равным 1,28, что больше единицы. Следовательно, газопровод устойчив к всплытию.
На трубоукладочной барже осуществляются следующие операции:
— погрузка, разгрузка и хранение труб;
— перемещение труб;
— сварка труб;
— контроль качества сварки;
— спуск сваренных труб в море с помощью натяжного устройства и стингера.
Трубоукладчики снабжаются системой динамического позиционирования, которая позволяет совместно с системой управления судна осуществлять точное маневрирования в заданном районе с заданной скоростью [2].
Рекомендуется использование для этих целей трубоукладочного судна «Defender», который был специально модернизирован для подобных работ и хорошо зарекомендовал себя при работе в Байдарацской губе, а так же буксир «Мустанг» и технологическую баржу «Lista», которые так же были задействованы при прокладке подводного перехода газопровода «Бованенково-Ухта» через Байдарацкую губу.
В сварочном цеху трубы свариваются с военной точностью, так как укладываются на длительный период. После выполнения сварки производится тщательный контроль шва с целью выявления возможных дефектов. Прошедшие проверку сварные швы обрабатываются антикоррозионным покрытием.
Трубопровод прокладывается по заранее определенному маршруту как одна сплошная труба, которую опускают с судна на дно по натяжному устройству, чтобы труба легла без изъянов. Каждая секция трубы длиной 12 метров. Границами морского участка магистрального газопровода является запорная арматура, установленная на противоположных берегах моря. Запорная арматура оснащается автоматикой аварийного закрытия. Подводный участок оснащается узлами пуска-приема очистных устройств.
Морской переход газопровода укладывался в заранее разработанную траншею. Минимальная глубина заложения определяется суммой следующих величин:
— глубиной борозд ледового пропахивания;
— высотой активного литодинамического слоя по трассе перехода газопровода.
Сумма указанных величин верифицируется по глубине заложения, учитывающей:
— предотвращение вертикального выпора трубопровода в статических и сейсмических условиях;
— защиту трубопровода от воздействия падающих предметов (тралов и якорей) и судов при посадке на мель по трассе перехода.
Данный участок обской губы в зимний период промерзает до самого дна, из-за чего трубопровод следует хорошо заглубить в дно губы. Величина заглубления принята равной 1,5 м от верхней точки забалластированного трубопровода до дна. Освобождается ото льда губа только в июле, в октябре вновь покрывается льдом. Следовательно, навигационный период очень мал, что сильно усложняет работу.
При сооружении данного газопровода предусматривается трехслойное полиэтиленовое изоляционное покрытие (внутреннее наплавляемое эпоксидное покрытие, средний клеящий слой, внешний полиэтиленовый слой высокой прочности с добавками), анодная защита от коррозии (вставки из сплавов алюминия и магния). Аноды привариваются к неизолированному трубопроводу и обеспечивают снижение потенциала трубопровода до таких величин, когда коррозия резко замедляется.
Трубы оснащаются утяжеляющим железобетонным покрытием. Это необходимо для создания отрицательной плавучести газопровода, увеличения стойкости к повреждениям, дополнительной защиты противокоррозионного покрытия.
200-250 мм с каждого конца трубы оставляют свободными от изоляции и бетонного покрытия для сварки.
При эксплуатации подводного участка необходимо периодически проводить инспекции его состояния. Инспекции внешнего состояния трубопровода проводятся с исследовательского судна, оснащенного аппаратами с дистанционным управлением (ROV). ROV оборудованы датчиками и камерами для передачи изображения со дна на исследовательское судно и устройствами для инструментальной проверки труб. Внутренняя инспекция газопровода на этапе эксплуатации будет производиться с помощью диагностических устройств (интеллектуальных поршней), которые по очереди запускаются с береговых сооружений на одной стороне, проходят по всей длине газопровода под давлением газа, а затем принимаются и извлекаются на противоположной стороне.
Список использованной литературы:
1 ВН 39-1.9-005-98 Нормы проектирования и строительства морского газопровода. Ведомственные нормы. / ОАО «Газпром». Москва, 1998. – 17 с.
2 Крапивский Е.И. Научно-технический прогресс в морской транспортировке нефти и газа. Учебное пособие / Национальный минерально-сырьевой университет «Горный». СПб, 2013. – 160 с.
3 Крапивский Е.И., Миннегулова Г.С., Садыкова Р.М. Особенности строительства подземного низкотемпературного магистрального трубопровода смеси сжиженных углеводородных газов в условиях крайнего севера, ГИАБ (научно-технический журнал), М.: 2013, №12 – стр. 270 – 275.
4 Крапивский Е.И., Миннегулова Г.С., Садыкова Р.М. Экономический анализ проекта «LNG-MIX pipeline transportation» (магистральный трубопроводный транспорт сжиженной газовой смеси), ГИАБ (научно-технический журнал), М.: 2015, №12 – стр. 333 – 341.
5 ЯМАЛ СПГ (дата обращения 20.12.2015).[schema type=»book» name=»ВОВЛЕЧЕНИЕ УТРЕННЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПОЛУОСТРОВА ГЫДАН В РЕСУРСНУЮ БАЗУ ПРОЕКТА «ЯМАЛ СПГ»» description=»В данной работе рассмотрены и сравнены варианты транспортировки газа с Утреннего месторождения на завод «Ямал СПГ» для увеличения ресурсной базы проекта, оценены их стоимости. В результате был выбран подземный газопровод с морской частью диаметром 630 мм, толщиной стенки 15 мм и давление 11,9 МПа, описаны некоторые технологические решения при его строительстве.» author=»Бойко Андрей Вячеславович, Крапивский Евгений Исаакович, Садыкова Римма Маратовна» publisher=»БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА» pubdate=»2016-12-27″ edition=»euroasia-science.ru_26-27.02.2016_2(23)» ebook=»yes» ]