Газопровод Северный поток: реализация сложного проекта

    Котка (Финский залив, Финляндия) и Мукран (о. Рюген, Германия) были выбраны для  размещения заводов по обетонированию и складских терминалов. Порт Слите (о. Готланд, Швеция) стал центральным  терминалом промежуточного хранения труб. Порты Ханко на юге Финляндии и Карлскрона на юге Швеции используются как дополнительные складские площадки для того, чтобы сократить расстояние транспортировки до менее 100 морских миль(185 км). Разработанная компанией Nord Stream концепция логистики обеспечивает эффективную и экологичную транспортировку 202 000 труб с утяжеляющим бетонным покрытием на трубоукладочные суда [6],[1]. 

Глава 3. Перспективы развития трубопроводного транспорта нефти

       В целях обеспечения стратегических и экономических интересов в России, необходимо развивать существующую инфраструктуру транспорта нефти, а также расширять строительство объектов трубопроводного транспорта. Планируется, что система трубопроводного транспорта нефти будет развиваться в четырех направлениях для обеспечения экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ через территорию России: северобалтийское, каспийско-черноморское, центрально-европейское и восточное. Дальнейшая разработка нефтей в Тимано-Печерской нефтегазовой провинции, Восточной Сибири, а также на шельфе Каспийского моря позволяет прогнозировать увеличение объемов добычи нефти и ее транзита, что будет способствовать загрузке существующих мощностей системы магистральных нефтепроводов и строительству новых трубопроводов.

       Каспийско-черноморское направление позволит обеспечить транзит  нефтей Азербайджана, Казахстана и  Туркмении и увеличит объем экспорта через нефтяные терминалы в Новороссийске (Шесхарис) и Туапсе. Нефтепроводная система Каспийского трубопроводного консорциума протяженностью 1580 км транспортирует нефть из Западного Казахстана и Азербайджана до нефтеналивного терминала в Новороссийске. 
Балтийская трубопроводная система (БТС), строительство, первой очереди которой закончено в 2001 г., обеспечивает экспорт нефти через нефтеналивной терминал на Балтийское море (г. Приморск). 
На центрально-европейском направлении планируется осуществлять экспорт нефти через порт Омишаль на рынок Средиземноморья по системе нефтепроводов "Дружба" и "Адрия".

       Для снижения зависимости от сопредельных стран был сооружен нефтепровод Суходольная — Родионовская в обход территории Украины, а для увеличения транзита нефти возросла пропускная способность нефтепроводов Атырау — Самара и Тихорецк — Новороссийск. 
Одно из наиболее перспективных направлений — восточное — будет развиваться в связи с ростом потребления энергоресурсов промышленностями стран Азиатско-Тихоокеанского региона и Китая. 
Все эти проекты конкурентоспособны по отношению к существующим альтернативным направлениям транспорта нефти, а также позволят получить дополнительные налоговые поступления в бюджет и будут стимулировать увеличение добычи нефти в России[1].

 

Глава 4. Значение системы магистрального трубопроводного транспорта нефти для экономики России.

       Развитие  экономики России невозможно без обеспечения отечественной нефтеперерабатывающей промышленности нефтью для производства нефтепродуктов и сырья для нефтехимической промышленности, без экспорта нефти для получения валюты и закупки зарубежного оборудования, материалов и технологий. Наиболее дешевым и высоконадежным видом транспорта нефти являются магистральные нефтепроводы. С разработкой нефтяных месторождений Восточной Сибири и Крайнего Севера, началом освоения шельфа и морских месторождений происходят дальнейшее удаление мест переработки от районов добычи и рост затрат на транспортировку углеводородов. В этих условиях трубопроводный транспорт становится важнейшим элементом топливно-энергетического комплекса страны, обеспечивающим снижение издержек и повышение прибыльности добычи нефти для нефтегазодобывающих компаний [6].

       Для надежного снабжения народного  хозяйства нефтью необходимо, чтобы  средства транспорта и хранения соответствовали  уровню добычи и переработки, экспортным потребностям и перспективам развития. 
Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 218,9 тыс. км, в том числе газопроводов — 151 тыс. км, нефтепроводов — 48,6 тыс. км, нефтепродукто-проводов — 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса в 2000 г. трубопроводным транспортом составляла более 30 % общего объема грузооборота. По системе магистральных нефтепроводов транспортируется 93 % добываемой нефти, в общем объеме грузооборота доля нефти доходит до 40,3 %. 
В последние годы предполагается рост добычи, переработки и экспорта нефти в России за счет разработки новых месторождений в Тимано-Печорском и Восточно-Сибирском регионах, а также на Дальнем Востоке и шельфе морей. Перспективный уровень добычи нефти и возможные объемы транспортировки по магистральным нефтепроводам будут определять такие факторы, как мировые цены, уровень налогообложения, сроки ввода новых месторождений и строительства трубопроводов.

       Энергетическая  стратегия России ориентирована  на увеличение добычи к 2020 г. нефти с  газовым конденсатом до 360 млрд т/год, газа — 700 млрд м3, угля — 430 млн т, производства электрической энергии — 1620 млрд кВт-ч.

       Поэтому в целях обеспечения стратегических и экономических интересов страны необходимо развивать существующие и открывать новые направления экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ. С этой целью ОАО "АК "Транснефть" проводит целенаправленную работу по техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту объектов магистральных нефтепроводов системы, что обеспечивает экологическую безопасность трубопроводного транспорта, надежное и бесперебойное снабжение всех потребителей нефтью, способствуя развитию экономики страны[1].

       Россия  — одна из крупнейших нефтедобывающих  держав, обладает и уникальной сетью  магистральных нефтепроводов, пронизывающих всю страну. Система «Транснефти» обладает трубопроводами протяженностью свыше 48,6 тыс. км, которые расположены в 53 регионах РФ — от Восточной Сибири до западных границ. По ее магистралям проходит более 93 процентов всей нефти, добываемой в России[6].

       Также значительной является доля России в мировом производстве труб. В настоящее время доля России в мировом производстве труб составляет около 11%, хотя в начале 90-х гг. по этому показателю страна занимала первое место. Россия поставляет на мировой рынок от 15 до 19% произведенных труб и импортирует от 10 до 15% их внутреннего потребления. Негативную тенденцию преобладания импорта труб над их экспортом удалось переломить, что говорит о хороших перспективах развития трубной подотрасли[7].

 

Заключение

      В курсовой работе были произведены расчеты  и выбор оптимального диаметра трубопровода. Выявлены следующие физико-химические свойства транспортируемой нефти:

Плотность нефти: кг/м³

Вязкость: сСт

      Наиболее  подходящими для данных условий  эксплуатации были выбраны СШТРГКС трубы Волжского трубного завода (ОАО «ВТЗ»). Диаметр стальных труб - 720 мм, толщина стенки – 10 мм. Внутренний диаметр трубопровода составил 700 мм.

      Был проанализирован профиль трассы рассчитываемого трубопровода, выявлены самотечные участки и рассчитан гидравлический уклон, при котором они отсутствуют (

м/км). Была рассчитана наиболее подходящая скорость транспортировки нефти, которая составила    ,    м/с. Был получен минимальный расход нефти, при котором не возникают самотечный участки ( млн т/год ).

Расчётная часть

 

Расчет  физико-химических характеристик перекачиваемой нефти:

     Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анализами. Плотность обычно измеряют при 20°C (293 К). Для определения плотностей нефти при других температурах T (в К) пользуются линейным законом Д. И. Менделеева по формуле:

798 – 0,774 ∙  (277-293) = 810 кг/м³

где ζ – температурная поправка, кг/(м³·К), которую можно рассчитать при помощи выражения

1,825 – 0,001317 ∙ 798 = 0,774 кг/(м³∙К)

где ρ₂₉₃ – плотность при температуре 293 К, кг/м³.

     Зависимость вязкости от температуры может быть представлена в виде графика. При отсутствии такового кинематическая вязкость ν_T при нужной (расчетной) температуре T (в К) может быть определена по формуле Рейнольдса–Филонова:

16,6 ∙  ∙ 2,718^{- 0,034∙(277-273)} =14,48 ∙ м²/c

где ν₀ – кинематическая вязкость при температуре T₀ = 273 К (0°C);

     u – показатель крутизны вискограммы, К^–1.

     Для определения величины u кроме ν₀ и T₀ достаточно иметь еще одно значение вязкости ν₁ при какой-либо другой температуре T₁. Тогда этот коэффициент находится по формуле

     Перед проведением расчетов по значениям  координат сечений (x) и соответствующих геодезических отметок (z) на миллиметровой бумаге построен чертеж сжатого профиля трассы участка трубопровода (Приложение 1).

     Согласно  методике, применяемой при расчете  и проектировании магистральных  трубопроводов, сначала предварительно принимают ориентировочное значение средней скорости движения нефти (w). В качестве первого приближения следует взять ее значение из интервала w = 0,2…0,8 м/с.

     w=0,6 м/с

     При заданной производительности, т. е. расходе перекачки G, внутренний диаметр трубопровода d рассчитывают по уравнению расхода:

Таким образом, величину диаметра определяют выбором  значения скорости. Диаметр вычисляется  по формуле:

Переводим G в систему измерения СИ:

     Из  таблицы П.1 (приложение 3), выбрана  труба ближайшего диаметра, т. е. определен наружный диаметр трубы (D).

       D = 720 мм = 0,72 м., Волжский трубный завод (ОАО «ВТЗ») ТУ 14-3-272-93

     Расчетную толщину стенки трубопровода d определяем по формуле:

где n – коэффициент надежности по нагрузке (для нефтепроводов без промежуточных или с промежуточными НПС n = 1,10);

     p – рабочее (нормативное) давление, МПа – максимальное значение из приведенного диапазона (см. Приложение 3);

     p = 6,1 МПа = 6,1∙10⁶ Па

     R₁ – расчетное сопротивление растяжению, МПа (можно приближенно принять R₁ = 250 МПа = 250∙10⁶ Па).

     Расчетную толщину стенки трубопровода округляем  в большую сторону до ближайшей  в сортаменте труб (Приложение 3). Принятая толщина стенки трубопровода равна 10 мм

     По  найденным значениям D и δ рассчитываем новое значение внутреннего диаметра трубопровода (d).

     d=720 – (2∙10) = 700 мм = 0,70 м

     Далее по уравнению расхода (2) определяем новое значение средней скорости движения нефти (w).

     

     

     Находим критерий Рейнольдса по формуле:

     

     

     Так как 31906 > 2320, соответственно в трубопроводе имеет место турбулентный режим.

     Так как диаметр магистрального трубопровода больше 377 мм, то эквивалентная шероховатость e = 0,1 мм.

     Вычисляем относительную шероховатость (ε), которая представляет собой отношение эквивалентной шероховатости к внутреннему диаметру трубопровода:

     

     

     Находим отношение:

     

     Так как имеем 10 000 < Re ≤ 27 / ε^1,143 , то находим коэффициент гидравлического сопротивления для турбулентного режима движения в зоне гладкого трения, который определяется по формуле Блазиуса:

     

     

     Находим гидравлический уклон:

     

     

     Перед проведением дальнейших расчетов, анализируем характер профиля трассы нефтепровода, и делаем предварительное заключение о месте возможного возникновения самотечного (безнапорного) участка.