книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Т ребуется определи ть д авлен и е и тем п ер атуру в конце участка газопровода.

* Задаю тся диам етр трубы , давление и тем пература в начале тр у ­ бопровода, а такж е давление в конце трубопровода. Т ребуется оп­ ределить массовый расход газа и тем пературу в конце участка.

• Задаю тся давлен и е и тем п ература в начале трубопровода, д ав ­ ление в конце трубопровода, а так ж е массовы й расход газа. Т р е ­ буется найти д и ам етр газопровода, обеспечиваю щ ий этот расход (табл. 13.3).

Таблица 13.3. Примерные значения годовой производительности газопровода(млрд м3/год)

Особенностью работы МГ является суточная и сезонная неравномер­ ность потребления газа на конечном пункте. С езонная неравномерность компенсируется изм енением реж им а работы КС или подклю чением к газопроводу хранилищ а газа. В следствие суточной неравномерности отбор газа из последнего участка газопровода, следовательно, и заклю ­ ченная в нем масса газа не постоянны. В ночное врем я происходит на­ копление газа на последнем участке газопровода, в дневное врем я — усиленный отбор газа.

М асса газа, аккум ули руем ая в последнем участке, определяется из вы раж ения

4 где ртах — плотность газа при среднем максимальном давлении, соот­

ветствующем периоду накопления; р — плотность газа при среднем минимальном давлении, соответствую щ ем периоду отбора газа; L — длина последнего участка газопровода.

П ри компримировании газа в газоперекачиваю щ их агрега­ тах происходит повы ш ение тем пературы газа, которая на выходе из центробеж ны х нагнетателей м ож ет достигать 70 ’С.

О хлаж дение газа на КС прим еняется:

•д л я ум еньш ения тем пературны х напряж ений в стенках трубопро­ вода;

•для предупреж дения оплавления битумной и отслаивания пленоч­ ной противокоррозионной изоляции;

•для увеличения производительности МГ. Н априм ер, если по газо­ проводу протяж енностью 100 км, диам етром 1420 мм подается ком­ м ерческий расход газа 100 млн м3/с у т , то при сниж ении начальной

тем пературы газа всего лиш ь на три градуса производительность газопровода увеличится прим ерно на 1,25 %.

О хлаж дение газа на КС производится с помощью аппаратов воздуш­ ного охлаж дения (АВО) газа. Эти аппараты вклю чаю т в себя следую­ щ ие узлы и агрегаты : секции оребренны х теплообменных труб длиной до 12 м, вентиляторы с электроприводом , д и ф ф узоры и ж алю зи для регулировки производительности воздуха, несущ ие конструкции. АВО имею т развиты е наруж ны е поверхности и характеризую тся коэффи­ циентом оребрения — это отнош ение площ ади наруж ной поверхности по оребрению к площ ади поверхности гладких труб. Коэффициенты оребрения прим еняем ы х аппаратов находятся в п ределах значений от 8 до 21.

На КС магистральны х газопроводов находят применение АВО фирм «Крезо-Луар» (Ф ранция), «Ничимен» (Япония) и др. Например, аппарат «Крезо-Луар» обеспечивает интенсивность теплообмена 5,8 • 10(i кДж/ч при рабочем давлении газа до 8,0 М Па и производительности вентиля­ тора 104 м3/м ин . Н аруж ны й диам етр труб этого аппарата 26 мм, число ребер на 1 м длины трубы 394.

Выбор конкретного типа АВО явл яется технико-экономической за-1 дачей и вы полняется на основе расчетов, учиты ваю щ их особенности КС. Основу расчетов составляет определение потребного количества аппа­ ратов в установке для каж дого из предварительно выбранных типов АВО. Количество АВО находится по резу л ьтатам гидравлического и теплового расчетов газопровода, исходя из среднегодовой температу­ ры воздуха, грунта на глубине залож ен и я трубопровода и температу­ ры охлаж дения газа. П олученное количество АВО уточняется гидрав­ лическим и тепловы м расчетам и газопровода для абсолютной макси-

мальной тем п ер атуры наруж ного воздуха и ию льской тем пературы грунта. М аксимальная тем пература газа на выходе АВО не долж на при­ водить к потере устойчивости и прочности труб, их изоляционного по­ крытия.

О хлаж даю щ ая установка долж на бы ть общей д ля всех газоперека­ чивающих агрегатов компрессорного цеха, им еть коллекторную обвяз­ ку и обводную линию. О птим альная среднегодовая тем пература охлаж ­ дения газа приним ается на 10— 15 °С выш е среднегодовой тем перату ­ ры наружного воздуха.

В районах с вечном ерзлы м и грунтами газ дополнительно охлаж д а­ ется до тем пературы грунта в испарителях холодильной установки пос­ ле предварительной очистки и охлаж дения в АВО.

П ропускная способность газопроводов оп ред ел яется уравнением (13.77), и з которого видно, что наибольш ее вли ян ие на пропускную способность газопровода им еет его диаметр. Это обстоятельство оказа ­ ло реш аю щ ее влияние на прогресс в трубопроводном транспорте газа. В настоящ ее врем я эксплуатирую тся газопроводы диаметром 1020 и 1220 мм, рассчитанны е на давление 5,5 М Па, и 1420 мм, рассчитанны е на давление 7,5 МПа. При возрастании диаметра толщ ина стенки и масса трубы резко увеличиваю тся, возрастает объем зем ляны х работ, услож ­ няются сварка и м онтаж газопроводов, требую тся усиленны е меры по электрохимической защ и те трубопровода. Кроме того, для изготовле­ ния труб требуется разработка качественно новых марок сталей.

Увеличение диам етра газопровода привело к необходимости укруп ­ нения единичной мощ ности газоперекачиваю щ их агрегатов (ГПА) и применения охлаж дения газа на КС. П олезная мощность, необходимая для сж атия газа от давления на входе в нагнетатель р ях до давления на выходе р вых, определяется зависим остям и (12.22) и (12.23).

Р асх о д у ем ая м ощ ность КС пропорциональна п ер екачи ваем ом у расходу газа. На газопроводах большого диаметра применяю тся центро­ бежные нагнетатели с приводом от газовой турбины мощностью до 10 МВт и выше. Соответственно возрастает тем пература газа на входе в следу ­ ющую КС. Это связано с тем, что пропускная способность трубы увели ­ чивается пропорционально диам етру в степени 2,5, а поверхность теп ­ лоотвода — д и ам етр у в первой степени .

П ри реальны х парам етрах транспортировки (степень сж ати я 1,55, шаг КС — от 80 до 150 км, тем п ература грунта — от - 8 до +10 6С) д ля газопроводов диаметром свы ш е 1000 мм без принятия мер по охл аж д е ­ нию газа на КС его тем п ература будет расти от станции к станции. По-

вы ш ение тем пературы перекачки отрицательно сказы вается на про­ пускной способности газопровода и не позволяет обеспечить требуемый уровень его надеж ности. П ри сущ ествую щ их парам етрах транспорти­ ровки тем пература газа м ож ет достигать 100 °С. П ри таких тем перату­ рах практически невозможно реш ить вопрос устойчивости трубопро­ вода и защ итить его от коррозионного воздействия. Поэтому в настоя­ щ ее врем я ш ироко прим еняю тся ап п араты воздуш ного охлаж дения (АВО). Таким образом, увеличение диам етра газопровода хотя и уве­ личивает его производительность, однако вы зы вает ряд сопутствую ­ щ их эф ф ектов, сниж аю щ их эф ф ективность этого реш ения.

О хлаж дение газа на КС с помощью АВО до тем пературы , близкой к тем пературе воздуха, является обязательны м технологическим мероп­ риятием . При сниж ении тем пературы газа ум еньш ается коэффициент сж имаемости, что полож ительно сказы вается на пропускной способно­ сти. При одновременном охлаж дении транспортируем ого газа до -7 0 С и увеличении давления до 8,0 МПа пропускная способность газопрово­ да м ож ет быть удвоена. О хлаж дение газа до подобных низких темпе­ ратур требует прим енения машинного холода.

Современный газопровод диаметром 1420 мм при максимальном ра­ бочем давлении 10 МПа способен пропустить до 70 млрд м 3/го д газа. При охлаж дении газа до -6 0 С производительность газопровода увеличи­ вается на 90%. Ещ е больш ий эф ф ект м ож ет быть получен при дальней­ шем сниж ении тем пературы газа и переводе его в ж идкое состояние.

П ри транспорти ровани и газа в сж иж енном состоянии его темпе­ р а ту р а д олж на бы ть н и ж е критической Т кр (для м етана Т кр = -8 2 С). В связи с малой сж имаемостью сж иж енного природного газа (СПГ) гид­ равлические реж им ы перекачки аналогичны перекачке неф тепродук­ тов, поскольку в данном случае отпадает необходимость поддерживать в трубопроводе высокие давления. Н апример, при перекачке СПГ при тем пературе минус 100 *С достаточно поддерж ивать давление на входе в газопровод 5,0 МПа.

При перекачке охлаж денны х природны х газов (ОПГ) используется рабочая тем пература - 6 0 — 70 °С. При перекачке сжиженного природ­ ного газа (СПГ) используется рабочая тем пература -10 0 — 120 °С. В первом случае по трубопроводу перекачивается газообразный продукт, во втором случае — ж идкий продукт со средним значением плотности 350 кг/м 3. С ледует иметь в виду, что ОПГ рационально транспортировать при боль­ шом давлении — около 10 МПа, а СПГ — при давлении до 5,5 МПа.

В настоящ ее врем я диам етр газопровода 1420 мм с точки зрения эф ф ективности строительства явл яется предельным. Вопросы баллас-

тировки, сварки, укладки и испытаний такого газопровода реш аю тся достаточно сложно. На обводненных участках пригрузка такого трубо­ провода, обеспечиваю щ ая его устойчивость и отрицательную п лаву ­ честь, достигает 5,0 т /м , что на порядок превы ш ает массу самой трубы.

Пропускная способность газопроводов пропорциональна рабочему давлению, однако с ростом рабочего давления возрастает толщ ина стен­ ки газопровода. Повыш ение давления перекачки без улучш ения проч­ ностных свойств м еталла труб не приводит к снижению м еталлозатрат. Повышение давления улучш ает технико-экономические показатели га­ зопровода в целом, но для этого необходимо использовать вы соконадеж ­ ное оборудование, например, более мощные ГПА и трубы многослой­ ной конструкции.

Одним из способов интенсиф икации трубопроводного транспорта газа является ум еньш ение ш ага установки КС. П ри сокращ ении ш ага КС в два раза производительность газопровода возрастает примерно на 40 9с, но при этом сум м арная мощность всех КС — увеличивается в 2,8 раза. Соответственно возрастает расход газа на собственные нуж ды при использовании агрегатов с газотурбинным приводом.

Резерв повы ш ения производительности газопроводов связан с ис­ пользованием труб с малой ш ероховатостью внутренней поверхности стенок. В частности, ум еньш ение ш ероховатости внутренней поверх­ ности труб диаметром 1420 мм до 10 мкм повы ш ает на 5% производи­ тельность газопровода.

ходит более интенсивно в центре трубы и более замедленно — у стенок трубы. Клин позади идущ ей неф ти внедряется в нефть, идущ ую впере­ ди: происходит ко н век ти вн ая диф ф узия примеси одной неф ти в д р у ­ гую. Другим ф актором смесеобразования является т у р б у л е н т н а я диф ­ фузия. В турбулентны х потоках сущ ествует интенсивное перем еш ива­ ние частиц (массообмен) по сечению трубы за счет пульсаций местных скоростей.

Два названны х процесса неотделимы друг от друга. Отсюда следу ­ ет, что чем более развита турбулентность потока, тем более плоским является проф иль скорости и тем меньш е образуется смеси. Поэтому последовательную перекачку неф ти и неф тепродуктов следует вести в развитом турбулентном реж име.

Если перекачиваю тся неф ти разной плотности, то характерны м по­ казателем их см еш ения явл яется отличие плотности смеси рс от плот­ ности перекачиваем ой неф ти р хи р2. Речь такж е м ож ет идти о смеш е­ нии разны х сортов неф ти с различны м содерж анием серы или мине­ ральных солей.

Для характеристики смеси двух сортов неф ти С достаточно знать концентрацию в смеси вы тесняю щ ей неф ти С = С2, поскольку концент­ рация вы тесняемой неф ти С 1определяется как разность (1 - С2). Если С = 0, то речь идет о вы тесняемой неф ти, если С = 1, то речь идет о вы ­ тесняющей нефти. Сумма процентны х концентраций двух сортов не­ фти в их смеси равна 100 %.

Концентрацию смеси при слиянии двух сортов неф ти можно вы ра­

При одновременной перекачке двух видов неф ти средняя концентрация по сечению есть ф ункция координаты х и времени t Т урбулент­ ная пульсация разм еш ивает неф ти в сечении трубы, в резу л ьтате воз­ никает смесь, концентрация которой плавно переходит вдоль оси тр у ­ бы от чисто вы тесняю щ ей неф ти к нефти, чисто вытесняемой.

Продольное перем еш ивание частиц ж идкости в потоке характер и ­ зуется эф ф ективны м коэф ф ициентом перем еш ивания К . Одна из мно­ гочисленных ф орм ул для определения величины К в турбулентном по­

На рис. 14.1 представлена концентрация вы тесняю щ ей неф ти в сме­ си в некоторый момент времени. Впереди области АВ смеси (справа от

сечения В) дви ж ется неф ть № 1 ; здесь С = 0. П озади области АВ смеси (слева от сечения А) д ви ж ется неф ть № 2; здесь С = 1.

Распределение концентрации вдоль оси трубы и во времени в про­

цессе перекачки С = /(х , t) оп ределяется следую щ ей зависимостью

Д ля вы числения значений ф ункции erfcZ имею тся специальные таб­ лицы. Здесь началом отсчета в подвижной системе координат является граница первоначального контакта двух партий неф ти, которые дви­

ж у тся со скоростью V.

На рис. 14.2 показано, как м еняется концентрация вытесняю щ ей не­ ф ти в зависимости от координаты х в подвижной системе отсчета для р азли чн ы х моментов врем ени t. В начальны й момент концентрация им еет вид ступеньки: слева С = 1, справа С = 0. Затем появляется зона

плавного перехода, которая со временем расш иряется.

О бласть смеси неф тей определяю т как область, в которой заданы некоторы е пределы концентраций. Если длину области смеси 1 опре­

деляю т в симм етричны х пределах концентрации от 0,01 до 0,99, то из ф орм улы (14.3) получается следую щ ая зависимость:

6 ,5 8 (K tf3. MA)

Длина области смеси при подходе ее середины к концу трубы дли­

ной L определяется из этой ф орм улы при t —L/V .

О бъем смеси контактирую щ их неф тепродуктов в симметричных ,

п ределах концентрации находится из следую щ ей ф ормулы :

Объем области смеси увеличивается по м ере увеличения расстоя­ ния перекачки. Темпы роста смеси постепенно ум еньш аю тся по мере приближения к концу трубы.

При остановках перекачки исчезает вы равниваю щ ее действие про­ цессов перемеш ивания, и на первы й план вы ходит ф актор гравитаци ­ онного растекания за счет разности геодезических отметок участков трубопровода и значений плотности перекачиваем ы х сортов нефти. Скорость гравитационного растекания м ож ет достигать 0,5 м /с . На ниж ­ них отметках проф иля образую тся гидрозатворы , которые останавли ­ вают растекание сортов неф ти разной плотности.

При зам етны х отличиях в плотности и вязкости перекачиваем ы х сортов неф ти могут возникать ослож нения, связанны е с возникновени­ ем волн давления, появлением или возникновением самотечных участ­

ков и уменьш ением КПД перекачиваю щ их агрегатов.

При последовательной перекачке разность напоров м еж ду началом и концом трубопровода не равна сумме гидравлических потерь, а со­ держит ещ е одно слагаемое, обусловленное разницей значений плот­ ности контактирую щ их нефтепродуктов. В месте контакта сущ ествует

разрыв (скачок напора) линии гидравлического уклона:

где р{, — давление в конце участка вы тесняю щ ей неф ти (т. С на рис. 14.1). Если менее плотная неф ть вы тесняет неф ть более плотную, то ска­ чок напора м еньш е нуля; если более плотная неф ть вы тесняет менее плотную, то АН > 0. П ри прохож дении через перекачиваю щ ую станцию границы разд ел а неф тепродуктов с различны м и значениям и плотнос­ ти в трубопроводе генерирую тся волны давления, распространяю щ ие­

ся вверх и вниз по потоку.

Н еф ть считается вы соковязкой тогда, когда тем п ература ее

застывания вы ш е среднем есячны х минимальных тем ператур о круж а ­ ющей трубопровод среды. Во избеж ание засты ван и я неф ти в трубе и для обеспечения пропускной способности трубы использую т специаль­ ные технологии перекачки.

К первой группе воздействий на структуру потока неф ти относят технологии, не изм еняю щ ие реологические свойства нефти:

•создание в потоке пристенного слоя из м аловязкой ж идкости (спи­ раль, вода с добавкой ПАВ);

•уменьш ение ш ероховатости внутренней поверхности трубы (спе­

циальное покры тие, телескопические трубы);

• последовательная п ерекачка партий неф ти и воды;

• транспортировка неф ти в контейнерах в потоке м аловязкой жид­ кости.

Ко второй группе относятся технологии, связанны е с изменением реологических свойств нефти: ф изические, ф изико-хим ические и хи­ мические.

К ф изическим методам относятся следую щ ие:

• разруш ен ие структуры неф ти прокачиванием ч ерез диафрагму;

•повыш ение тем пературы неф ти в печах или теплообменниках, рас­ полож енных на отдельны х пунктах трассы;

•применение трубопроводов-спутников, располож енны х снаружи или внутри трубы с использованием горячей воды или пара;

•использование электрообогрева трубопровода с тепловой изоля­

цией для разогрева всего объема неф ти или пристенного слоя. К ф изико-хим ическим методам относятся:

•перекачка в виде эмульсий неф ти в воде с использованием стаби­ лизирую щ их ПАВ;

• разбавление неф ти м аловязким и углеводородами;

• термообработка неф ти посредством нагрева и охлаж дения;

• обработка депрессорной присадкой (стимулятором) всего потока или только пристенного слоя.

К химическим методам относятся депараф инизация, деасф альти­ зац и я неф ти и ее терм одеструкция.

Способ горячей п ер екачки основан на изм енении реологических свойств неф ти путем ее подогрева на головной и пром еж уточны х стан­ циях. Н еф ть подогревается до тем п ературы от 70 до 120 °С. Верхний предел нагревания ограничен стойкостью изоляции трубопроводов, де­ струкцией м олекул неф ти или возмож ностью ее коксования в теплооб­ менных аппаратах печей подогрева.

По м ере д виж ен и я по трубопроводу неф ть осты вает, отчего ее вяз­ кость и статическое напряж ение сдвига (СНС) увеличиваю тся, потери напора возрастаю т и могут превы сить допустимую величину. Поэтому неф ть вновь подогреваю т на пром еж уточны х тепловы х станциях, ко­ торы е располагаю тся на расстоянии 25— 80 км друг от друга. Для по-