книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

ения выполнены верно, то линия гидравлического уклона последнего участка долж на вы йти на конечную точку нефтепровода.

Н ередко при проектировании вместо расстановки НПС на проф иле трассы приходится реш ать обратную задачу: проверять соответствие напоров и подпоров станций их допустимым значениям, когда местопо­ ложение станций предопределено.

При наличии лупингов и вставок задача расстановки НПС несколько усложняется, т. к. необходимо распределить их общую длину по перего­ нам м еж ду станциями. Лупинги целесообразно разм ещ ать в конце пере­ гона, т. к. в этом случае м еталл труб наименее нагруж ен давлением.

толщина стенки трубы , число перекачиваю щ их станций, объем р езер ­ вуарного парка, рабочее давление на станциях, реш ается не только в рамках технического подхода к проблеме. Достичь конечного р езуль­ тата — перекачать заданное количество неф ти на заданное расстоя­ ние, можно с помощью нескольких различны х трубопроводных систем. Например, можно соорудить неф тепровод большого диам етра, но с м а­ лым числом перекачиваю щ их станций, или трубопровод малого диамет­ ра, но с большим числом перекачиваю щ их станций. М ожно работать при максимальных давлениях при небольшом числе перекачиваю щ их стан­ ций, а можно — при м алы х давлениях за счет увеличения НПС.

Вопрос о том, какими долж ны быть парам етры нефтепроводной си­ стемы реш ается на основе технико-экономических соображений: на базе сопоставления различны х вариантов и вы явления из их совокупности одного оптимального по экономическим показателям .

Общий принцип о п т и м и за ц и и проектны х реш ений состоит в сле­ дующем:

•ф орм ируется множ ество вариантов транспорта неф ти с различ ­ ными диаметрам и, давлениям и, с разны м числом НПС и ниток тру ­ бопроводов;

•каж ды й вариант подвергается экономической оценке: рассчиты ­

ваю тся капитальны е затр аты и эксплуатационны е расходы;

•в зависимости от конъюнктуры рынка вводят специальный коэф ф и ­ циент — процентную ставку кредита, позволяющую перевести капи­ тальные вложения в ежегодные затраты на поддержание системы;

•определяю тся приведенные затраты . В качестве оптимального при­ ним ается вариант с наим еньш им и приведенными з а т р а т а м и .

Полный гидравлический расчет неф тепровода с промежуточными НПС осущ ествляется после того, как вы браны диам етр трубопровода, число и место разм ещ ения каж дой НПС, а такж е насосно-силовое обо­ рудование.

Д ля оптимизационны х расчетов приним ается упрощ енная методи­ ка, основой которой явл яется система двух уравнений, выражаю щ ая м атериальны й баланс перекачиваем ой неф ти и суммарный баланс на­ поров. Если все НПС однотипны, то система этих уравнений выглядит следую щ им образом:

G

Т

pQ

(13.69)

nH CT(Q) = {hk - h u]) + {zk - z ,) + 1 . 0 2 A ^

где T — годовое число часов работы неф тепровода; G — грузопоток, млн т/год; Нст (Q) — напор, развиваем ы й перекачиваю щ ей станцией, м;

п— число перекачиваю щ их станций.

Вэтой системе неизвестны внутренний диам етр трубы d и число перекачиваю щ их станций п. Число станций долж но быть наименьшим, поэтому значение развиваем ого станцией напора Н (..г вы бираю т макси­ мально допустимым.

Далее выбирается одно из возможных значений внешнего диаметра D неф тепровода: 219; 273; 325; 377; 426; 530; 630; 720; 820; 1020; 1220 мм Затем по давлению на НПС, определяем ом у как р н = pg{hn + Нст), и вы­ бранному диам етру из условий прочности рассчиты вается толщина S стенки нефтепровода. После этого определяется внутренний диаметр d трубы .

З атем и з реш ения второго уравнения систем ы вы числяю т расход п ерекачки Q, а и з первого уравн ен и я находят годовое врем я работы Т неф тепровода. Если Т о каж ется больш е нормативного лим ита време­ ни, то п ереходят к следую щ ем у по величине д и ам етру и повторяют расчет снова. Р асчет считаю т законченны м , когда врем я Т окажется м еньш е нормативного л им ита врем ени в течение года д л я данного тру­ бопровода.

После того, как в результате гидравлического расчета, выполненно­ го по укрупненны м показателям , определяю тся парам етры d, d, Q и T, п ереходят к экономическим оценкам выбранного варианта.

Таблица 13.2. Параметры магистральных нефтепроводов

13.4.ТРА Н С П О РТ П РИ РО Д Н О ГО ГАЗА

13.4.1. П о д го то вк а га за к тр а н с п о р т и р о в а н и ю

П о к азател и оценки к а ч еств а газа. Д ля оценки качества при­

родного газа использую т следую щ ие показатели.

Содерж ание влаги. Влага способствует коррозии труб и оборудова­ ния, а такж е образованию кристаллогидратов. Во избеж ание этого не­ обходимо, чтобы точка росы газа по влаге была на несколько градусов ниже наиболее низкой тем пературы при его транспортировке. Н апри­ мер, в умеренной и ж аркой клим атической зоне при давлении 5,5 МПа точка росы в летний период равна 270 К, а в зимний период — 263 К.

Точка росы по углеводородам . Н аличие в газе конденсирую щ ихся углеводородов приводит при определенны х условиях к выделению кон­ денсата. Это сниж ает пропускную способность МГ. Современные сорб­ ционные процессы позволяю т вы делить тяж ел ы е углеводороды и обес­ печить точку росы 313 К.

Содержание сероводорода. Н аличие в природном газе сероводорода способствует развитию коррозии труб, арм атуры и оборудования и за ­ грязнению атм осф еры . В 1 м3 газа сероводорода не долж но быть боль-

ш е 0,02 г. С ущ ествую т сухие (гидрат окиси ж ел еза и активированной уголь) и мокры е (этаноламины) способы очистки газа от сероводород С одерж ание диоксида углерода. В сухом газе СО., образует балла^т_ ную смесь, сниж аю щ ую теплоту сгорания. С одерж ание СО., в газе не

должно превы ш ать 2 %.

С одерж ание кислорода. В природных газах кислород отсутствует но мож ет оказаться в газе при продувке трубы . Н аличие кислород^ в газе м ож ет привести к образованию взры воопасны х смесей. Содер>^а_ ние 0 2 допускается не более 1 %.

Наличие серы. Д ля придания газу запаха предусм атривается в^е_ дение меркаптановой серы в количестве 16 г на 1000 м:*газа.

С одерж ание м еханических прим есей в газе допустимо не более 0 j г на 100 м;*. П римеси способствуют износу труб, оборудования и засо^я_ ют КИП.

О ч и с т к а газа о т м ех ан и ч ески х прим есей. О чистка газа на пут** от м есторож дения до потребителя производится в несколько с т у п е д ^ На первой ступени д л я ограничения выноса породы из скваж ины п^и_ забойную зону оборудую т ф и льтрам и . В торую ступень очистки ^аз проходит на пром ы слах в назем ны х сепараторах . Зд есь в работе м ы словы х очистны х аппаратов исп ользуется гравитационны й пр^н_

цип или действие центробеж ны х сил при зак р у тк е потока (циклодЬ1) Т р е т ь я етуттеяь <9уяетжялр&ттслгелт/тле ятш еРттея чяетттл&е£>ттрг>я£&$И КС. На линейной части устанавливаю т конденсатосборники типа « р ^ ш и ри тельн ая камера». На КС использую тся циклонны е пы леулови_ тели с встроенны ми циклонами. На ГРС перед подачей газа потребу телю газ окончательно очищ ается пы леулови телям и с мультицик.гю_ нами.

О чищ енный природный газ не им еет ни цвета, ни запаха. Д ля обгш_ руж ен и я утечек газ предварительно одорирую т этилмеркаптаном.

О суш ка газа. П риродны й газ всегда содерж ит влагу, которая ПрИ определенны х терм одинам ических условиях образует кристаллич€,с_ кие вещ ества — газогидраты . Во избеж ание конденсации водяных г[а_ ров в газопроводе влагосодерж ание подаваемого в него газа должно быть меньш е некоторого минимального влагосодерж ания в состоянии насы_ щ ения.

Сущ ествую щ ие способы осуш ки при промысловой подготовке газа к п ерекачке бываю т двух видов:

•сорбционные — поглощ ение влаги ж идким и (абсорбция) и тв^р. дыми (адсорбция) сорбентами;

•охлаж дение газового потока.

После осуш ки газа точка росы паров воды в нем долж на быть ниж е минимальной тем пературы при перекачке газа. В среднем влагосодержание долж но быть не более 0,05 г/м'^. Н аиболее эф ф ективны м ж идким влагопоглотителем я в л я е тс я триэтиленгликоль, лег^0 поддаю щ ийся регенерации. В качестве тверды х поглотителей прим еняю тся силика­ гели и бокситы, обеспечиваю щ ие низкую точку росы осушенного газа (до - 65 "С). Д ля глубокой осуш ки при высоких тем пературах использу­ ют цеолиты — слож ны е неорганические полимеры, погЛОТительная спо­ собность которы х превы ш ает активность силикагеле и окиси алю ми­

через холодильные установки. Снижение тем пературы газа при дрос­ сельном процессе расш ирения характеризуется коэффициентом Д ж оу­ ля—Томсона и равно примерно 3— 4 град/М П а. При использовании это­ го метода необходимо иметь высокое давление на усть^ скважины.

Законом ерности изм енения гидравлического сопротивления при течении капельной ж идкости и газа одинаковы. П ри перекачке газа, так ж е как и для капельной ж идкости, коэф ф ициент сопротивления А является ф ункцией числа Рейнольдса и значения ш ероховатости внут­ ренней поверхности трубы . Д ля расчета коэф ф ициента сопротивления трения реком ендуется следую щ ая зависимость:

значение которой для газопроводов 0,03 мм; d — внугГр енний диам етр трубы.

Как и в неф тепроводах, реж им течения газа хар актер и зуется чис­ лом Рейнольдса

pV d _ 4Qp

В м агистральны х газопроводах поток сильно турбуЛИзован, поэто­ му в них наиболее распространен квадратичны й р еж им течения газа. Режим смешанного трения возм ож ен при неполной з аГру3ке газопро­

вода. Реж им течения в гидравлически гладких трубах характерен для распределительны х газопроводов малого диам етра (в газовы х сетях).

Д ля учета м естны х сопротивлений на линейной части газопровода реком ендуется приним ать коэф ф и ц иент А на 5 % больш е значения, оп­ ределяем ого зависим остью (13.71). Кроме того, при расчете А необхо­ димо уч и ты вать ум еньш ение пропускной способности газопровода вследствие скоплений влаги, конденсата и вы падения гидратов. Эти ф акто ры учиты ваю тся с помощ ью коэф ф и ц иента гидравлической эф­ ф ективности газопровода £. В зависим ости от степени загрязненнос­ ти газопровода величина к о эф ф и ц и ен та Е и зм ен яется в пределах 0,93— 0,95.

В резу л ьтате величина эф ф ективного коэф ф ициента гидравличес­

С копления воды и конденсата в трубе удаляю т продувкой или с по­ мощ ью пропускания по трубопроводу очистных поршней.

При технологических расчетах магистральны х газопроводов течение газа в трубопроводе считаю т установивш имся. П ри установив­ ш емся реж им е работы газопровода массовый расход газа G в любом сечении площ адью д о стается постоянным (13.5).

При движ ении газа происходит значительное сниж ение давления по длине газопровода вследствие преодоления гидравлических сопро­ тивлений. П оскольку газ является сж имаемой средой, плотность его по длине газопровода ум еньш ается, что приводит к возрастанию скорости V движ ения газа. Поэтому для газового потока уравнение баланса удель­ ной энергии можно записать только в диф ф еренциальной форме:

И спользуя уравнение неразры вности, уравнение Д арси —Вейсбаха

Интегрируя левую часть этого уравнения в пределах значений началь­ ного р п и конечного р к давлений, а правую часть в п ределах длины газо­ провода L, получим:

Это уравнение определяет закон падения давления в газопроводе вдоль по­ тока. Падение давления на участке трубопровода длиной L определяется:

Последнее вы раж ение назы ваю т ф ормулой падения квадрата дав­ ления.

Если массовый расход газа явл яется искомой величиной, то из пос­ леднего вы раж ен и я следует:

ядг 1(Р н -Р «)ё

(13.77)

4]f AZcpRTcpL

Впрактических расчетах газопроводов пользуются понятием коммер­ ческого расхода Qkom — объемного расхода газа, приведенного к стандар­ тным условиям (Рс т =101300 Па; ТСТ= 293 К). Д ля этого достаточно разде­

лить массовый расход на плотность газа при стандартны х условиях:

Отсюда видно, что ком мерческий расход газа в р /р стр аз больш е, чем объемный расход Q. О бъемный расход изм еняется от сечения к сечекию, а коммерческий расход газа постоянен по длине газопровода.

Из уравнения (13.73) можно такж е найти, что квадрат давления газа линейно ум еньш ается по длине газопровода:

Из последнего вы раж ен и я можно найти среднее давление газа на рассматриваемом участке газопровода:

(13.80)

Р „ -Р ,

Если проф иль трассы газопровода, состоит из двух равновеликих ветвей: восходящ ей ветви и нисходящ ей, то условия движ ения газа бу­ дут следую щ ими. Д авление газа по длине газопровода снижается, а плотность газа ум еньш ается, поэтому масса газа, заключенного в рас­ положенной выш е по течению восходящ ей ветви больш е массы газа в нисходящ ей ветви. Следовательно, сила тяж ести, которую необходимо преодолеть для перем ещ ения массы газа в восходящ ем участке, боль­ ше силы тяж ести, способствующ ей движ ению массы газа в нисходя­ щ ем участке. Таким образом, при расчете газопроводов, проходящих в условиях сильно пересеченной местности, необходимо учитывать от­ м етки пром еж уточны х точек трассы .

Согласно нормам технологического проектирования газопроводов влияние рел ьеф а следует учи ты вать в тех случаях, когда на трассе имею тся точки, располож енны е вы ш е или ниж е начального пункта га­ зопровода более чем на 100 м.

Если участок восходящ ий, то активная д ви ж у щ ая сила при прочих равны х условиях ум еньш ается, т. е. перекачка на подъем создает до­ полнительное противодавление. Кром е того, на восходящ ем участке возрастает сопротивление трению. Таким образом, массовый расход газа в восходящ ем газопроводе будет меньш е, чем в горизонтальном газо­ проводе, Д ля газопроводов, идущ их под уклон, картина противополож­ ная: в нисходящ ем газопроводе массовый расход газа будет больше.

1 3 .4 А И зм е н е н и е тем п ер ату р ы г а за по д л и н е га зо п р о в о д а

Ф актически движ ение газа в газопроводе всегда является не­ изотермическим . В процессе компримирования газ нагревается. Даже после его охлаж дения на КС тем пература поступающего в трубопровод газа составляет порядка 20— 40 °С, что сущ ественно выш е температуры окруж аю щ ей среды Тср.П рактически тем пература газа становится близ­ кой к тем пературе окруж аю щ ей среды лиш ь в газопроводах малого диа­ метра (менее 500 мм) на удалении 20— 40 км от компрессорной станции. Кроме того следует учесть, что реальным газам присущ эф ф ект Джоу­ л я — Томпсона, учитываю щ ий поглощение тепла при расш ирении газа.

Д виж ение совершенного газа по трубопроводу в условиях теплооб­ мена с окруж аю щ ей средой описы вается системой уравнений: сохра­ нения удельной энергии; неразры вности; состояния, а такж е уравне­

где Т и Тцс — соответственно, тем пература газа в произвольном сече­ нии и тем пература окруж аю щ ей среды; — средняя изобарная теп ­ лоемкость газа (для м етана равна 2230 Д ж /к г • К); К — коэф ф ициент теплопередачи (В т/м 2 • К).

К оэф ф ициент К (14.16) х ар актер и зует суммарное тепловое сопро­ тивление м атериалов, через которы е тепло п ередается и з трубы в ок­ руж аю щ ую среду (антикоррозийная и тепловая изоляция, грунт и т. д.).

Реш ение этого диф ф еренциального уравнения с начальны м усло­

Это известное уравнение В. Ш ухова, которое описы вает распределение тем пературы по длине газопровода, обусловленное теплопередачей в окружаю щ ую среду. И з этого уравнения при х ~ L можно получить тем ­ пературу Тк в конце участка газопровода.

GCp

назы вается к р и т е р и е м Ш ухова.

Распределение тем пературы по длине газопровода можно вы разить

При проведении гидравлического расчета газопроводов для нахож ­ дения коэф ф ициента Z тем пературу газа по длине газопровода прихо­

С учетом э ф ф е к т а Д ж оуля —Томпсона D,. (3.13) и в предполож ении линейного распределени я давления по длине газопровода тем пература газа в любом сечении трубопровода определяется из зависимости:

г г = Тос + (Т„ - T0f)exp(-ÛJT) - D .(pH- р Д 1 - exp(~ ax)]/aL , (13.86) где а = S h u /L .

670

Как показы вает численны й анализ, при Shu > 4 тем пература газа по длине газопровода практически равна тем пературе окруж аю щ ей сре­ ды. При S hu < 4 влияние неизотерм ичности потока на пропускную спо­ собность газопровода является сущ ественным: пропускная способность уменьш ается. При Shu = 0 пропускная способность за счет изменения тем пературы газа м ож ет снизиться на 10 %.

Н аличие дроссельного эф ф екта приводит к более глубокому охлаж­ дению газа, чем только от теплообмена с грунтом. В этом случае темпе­ ратура газа м ож ет опуститься ниж е тем пературы грунта.

Целью реж имно-технологического расчета газопровода яв­ л яется реш ение следую щ их задач:

• определение диам етра газопровода;

• определение необходимого количества компрессорных станций и расстановка их по трассе;

• расчет реж им ов работы КС;

• уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участ­ ков и реж им ов работы пром еж уточны х КС.

Д ля вы полнения технологического расчета газопровода необходи­ мы следую щ ие исходные данные:

•состав транспортируемого газа;

•годовая производительность газопровода;

•протяж енность газопровода, рельеф , клим атические данные по

трассе.

Д ля расчета установивш ихся реж им ов работы газопровода исполь­ зуется система обыкновенных диф ф еренциальны х уравнений:

dp _ ЛрУ1

dx 2DBH

(13.87)

pV Cr f x , - iK { T - T 0) - PVCr D , ^ -

П рим енительно к расчету газопроводов встречаю тся три следую­

щие постановки задач:

•Зад аю тся ди ам етр трубопровода, давлен ие и тем пература в на­ чальном сечении трубопровода, а так ж е м ассовы й расход газа.