CC BY
162
Е.И. Крапивский, Г.С. Миннегулова
МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ СМЕСИ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ ПО НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫМ ТРУБОПРОВОДАМ
Приведено описание способа подготовки и транспортирования смеси сжиженных углеводородных газов (природного газа и газового конденсата) в однофазном жидком состоянии и предложенной методики расчета параметров транспортирования смеси сжиженных газов по низкотемпературным трубопроводам. Предложена технология транспортирования сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам в однофазном жидком состоянии с газоконденсатных месторождений Крайнего Севера при температуре не ниже минус 50 °С и давлении не выше 12 МПа. Уточнено уравнение, связывающее критическую температуру многокомпонентной углеводородной смеси с критическими температурами ее компонентов, их массовой долей, с учетом поправочных коэффициентов. Уравнение является управляющим, так как варьируя состав смеси планируются ее критические параметры, и соответственно прогнозируется однофазное жидкое состояние на этапе подготовки смеси для дальнейшей транспортировки по низкотемпературным трубопроводам. Предложенная методика расчета параметров транспортирования смеси сжиженных углеводородов позволяет регулировать критическими параметрами (критической температурой и критическим давлением), а также параметрами транспортирования (температурой и давлением) смеси сжиженных углеводородов в зависимости от ее состава. Ключевые слова: низкотемпературный трубопровод, сжиженные углеводороды, методика, критическая температура, критическое давление, транспортирование, природный газ, газовый конденсат.
УДК 622.692.4; 622.691.4
Разработанная и описанная технология получения и перекачки смеси природного газа и газового конденсата в однофазном жидком состоянии в условиях Крайнего Севера [6] предусматривает ее транспортировку по магистральным трубопроводам при температуре не ниже минус 50 °С и давлении не выше 12 МПа. Транспортирование смеси в однофазном жидком
ISSN 0236-1493. Горный информационно-аналитический бюллетень. 2016. № 6. С. 193-202. © 2016. Е.И. Крапивский, Г.С. Миннегулова.
состоянии по магистральным трубопроводам осуществляется следующим образом. Принципиальная схема подготовки смеси сжиженных углеводородов (природного газа и газового конденсата) для транспортирования по низкотемпературным трубопроводам в однофазном жидком состоянии представлена на рис. 1. Природный газ непосредственно с газоконденсатного месторождения поступает в блок осушки, где из него извлекаются частицы воды, проходит через фильтр (очистка от кислых компонентов, тонкая очистка от ртути и удаление азота). После этого газ проходит многоступенчатый этап охлаждения и повышения давления с добавлением на каждой ступени газового конденсата. С целью обеспечения транспортирования смеси в однофазном жидком состоянии по магистральным трубопроводам с газоконденсатных месторождений Крайнего Севера природный газ охлаждают до температуры от минус 30 до минус 50 °С и газовый конденсат до температуры от минус 20 до минус 50 °С, затем пропускают охлажденный газ через охлажденный газовый конденсат при дополнительном охлаждении полученной смеси до температуры от минус 40 до минус 50 °С при давлении от 10 до 12 МПа, при весовом содержании конденсата в смеси от 3 до 10 %. Полученная смесь сжиженных углеводородов при температуре от минус 50 до минус 40 °С и давлении не
"Жирный" газ с газоконденсатног о
месторождения
и. о
В я и Очистка газа от кислых компонентов
£ и +
э £ О я; § § н В Дегидрадацня
*
£ в о 1 Очистка от ртути
Я о о р 1
К о и и ч 2 Одновременное охлаждение смеси газа и
X о Й л ра — газового конденсата до температуры минус 50 С и увеличение давления до 12 МПа с дозированной подачей газового конденсата
о & 1
Перекачка смеси сжиженных углеводородов
110 трубопроводу
Рис. 1. Схема технологии получения смеси сжиженных углеводородов 194
более 12 МПа приводится в жидкое состояние. После сжижения она поступает непосредственно в трубопровод [5, 6].
На рис. 2 изображена принципиальная схема трубопроводного транспорта сжиженных газов.
Природный газ с газоконденсатного месторождения Севера поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) 1, где производится его очистка, осушка, и отделение от примесей [10]. Затем очищенный и охлажденный природный газ и охлажденный газовый конденсат подается на установку получения углеводородной смеси (УПУС) 2, где происходят следующие процессы: повышение давления одновременно с охлаждением газа и впрыскиванием газового конденсата под высоким давлением в нижнюю часть установки через специальную форсунку до достижения необходимых параметров смеси сжиженных углеводородов (давление не более 12 МПа и температура от минус 40 до минус 50 °С). Часть газа, которая не успевает перейти в сжиженное состояние поступает обратно в нижнюю часть установки смешивания. Процесс подготовки смеси повторяется до тех пор, пока вся смесь не перейдет в однофазное жидкое состояние при вышеуказанных температуре и давлении. Полученная смесь под давлением подается в предварительно охлажденный трубопровод 3.
Принципиальным отличием установки комплексной подготовки смеси сжиженных углеводородов от установки подготовки СПГ является то, что мы отказываемся от цикла сжижения смеси углеводородов от минус 50 °С до минус 160 °С [4], что значительно снижает затраты. А за основу подготовки смеси сжиженных углеводородов предлагается использовать процесс DMR (Double Mixed Refrigerant process) с двумя смесевыми хла-
Рис. 2. Принципиальная схема трубопроводного транспорта трубопроводного транспорта сжиженных газов: 1 — установка комплексной подготовки газа, 2 — установка получения углеводородной смеси, 3 — трубопровод, 4 — головная насосная станция, 5 — промежуточные станции охлаждения, 6 — промежуточные насосные станции, 7 — низкотемпературное хранилище, 8 — установка регазификации, 9 — подача газа потребителям
Рис. 3. Технология производства СПГна заводе СПГпроекта «Сахалин-2» [4]
дагентами фирмы Shell, применяемого в рамках проекта Саха-лин-2 на СПГ заводе (рис. 3).
Дальше полученная смесь поступает на головной насосной станции (ГНС) 4, на которой поддерживаются необходимые условия перекачки. В состав ГНС входят: приемные емкости, подпорная и основная насосные и узел учета. Они служат для приема сжиженных углеводородных газов и для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода.
Чтобы предотвратить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы покрывают тепловой изоляцией (например, из пенополиуретана толщиной 50—70 мм), а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ПСО) 5.
Промежуточные насосные станции (ПНС) 6 располагаются на расстояниях, определяемых на основании гидравлического и теплового расчета. По расчетам перекачивающие и охлаждающие станции нужно устанавливать на расстоянии около 100 км.
В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ) 7 и установка регазификации (УР) 8 сжиженной углеводородной смеси. На установке регазификации смесь разделяется на составляющие: газ, газовый конденсат, высокомолекулярные соединения. Газ подается в магистральный газопровод, а газовый конденсат транспортируется по трубопроводам или железнодорожным или автомобильным транспортом.
При подготовке смеси необходимо оперативно оценивать ее критические параметры. На разных этапах разработки газокон-денсатных месторождения происходит качественное изменение состава скважинной продукции: перераспределение объем-
ных (массовых) долей природного газа и газового конденсата. Газоконденсатная смесь является сложной углеводородной системой, состоящей из метана; этан, пропан и бутана; пентан+. Также в составе газоконденсатных залежей присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и редкие газы (гелий, аргон и др.). По требованиям подготовки СПГ неуглеводородные компоненты удаляются или сводятся к минимуму.
На транспортирование смеси сжиженных углеводородов с газоконденсатных месторождений влияют в основном следующие параметры: 1) состав системы (например, природный газ — газовый конденсат); 2) давление; 3) температура.
Для подготовки и транспортирования смеси сжиженных углеводородов с газоконденсатных месторождений по низкотемпературным трубопроводам для расчетов необходимы данные по фазовым равновесиям многокомпонентных углеводородных систем. Определение их критических параметров, т.е. критической температуры и критического давления для данной углеводородной смеси, построение диаграммы фазовых равновесий дает представление о том, в какой области давлений и температур эта смесь может существовать как жидкость, или как газ, или же как двухфазная смесь.
Целью методики является нахождение состава смеси природного газа и газового конденсата газоконденсатного месторождения, критических параметров (критического давления и критической температуры), а также анализ изменения температуры и давления транспортирования в зависимости от состава многокомпонентной газоконденсатной смеси.
Приведем методику расчета параметров транспортирования смеси сжиженных газов по низкотемпературным трубопроводам с газоконденсатных месторождений.
Исходными данными для расчета являются: компонентный состав природного газа, компонентный состав нестабильного конденсата, плотность природного газа и газового конденсата, молекулярная масса и плотность конденсата.
Ниже приведена последовательность расчета:
1) Определение состава смесей углеводородов по заданным составам газа и газового конденсата, при содержании нестабильного газового конденсата в смеси от 0 до 10 масс. % газа.
2) Определение критических параметров (критического давления и критической температуры) с использованием программных комплексов (например, REFPROP) или расчетных формул.
Углеводородную смесь газоконденсатных месторождений предлагается разделить на три составляющие: метан; этан, пропан и бутан; пентан+.
Газы могут быть превращены в жидкое состояние при сжатии, если температура при этом не превышает определенного значения, характерного для каждой углеводородной смеси. Температура, при которой данный газ не может быть сжижен никаким повышением давления, называется критической температурой. Давление, необходимое для сжижения газа при этой критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, необходимо корректно определять в первую очередь критическую температуру углеводородной смеси.
Критическую температуру смесей углеводородов в первом приближении можно вычислять по формуле
Т = к • х, • Т 1 +
крит смеси 1 1 крит 1
+ к • (хп • Т _ + х^ • Т _ + хл • Т .) + к • х, • Т (1)
2 4 2 крит 2 3 крит 3 4 крит 4' 3 5 крит 5+' 4 '
Т к • х, • Т , + к • ХЛ , • Т , . + к • Х- • Т .., (2)
крит смеси 1 1 крит 1 2 2—4 крит 2—4 3 5 крит 5+' 4 '
где х1, х2 и х3 — массовые доли метана, этан и пропан-бутановой
фракции и пентан+; Т Т _ . и Т — критическая тем' крит 1' крит 2—4 крит 5+ г
пература метана, этан и пропан-бутановой фракции и пентан+ соответственно;
к1, к2
и к3 — поправочные коэффициенты, которые принимаются равными 1,0; 0,95 и 0,94 соответственно.
В таблице приведены результаты расчета для нескольких газоконденсатных смесей. Таким образом, расхождения расчетных данных и данных программы REFPROP Т достигает
крит смеси
допустимых пределов, не превышает 5%.
Данное уравнение будет управляющим уравнением, так как варьируя состав смеси мы будем планировать ее критические параметры, и соответственно прогнозировать однофазное жидкое состояние на этапе подготовки смеси для дальнейшей транспортировки по низкотемпературным трубопроводам.
Критическое давление углеводородной смеси нельзя применять правило аддитивности, критическое давление смеси обычно выше, чем критическое давление чистых компонентов [3]. Критическое давление смесей газов и газовых конденсатов в соотношении от 0 до 10 масс. % газа не превышает предполагаемых значений (до 12 МПа).
4) Построение фазовых диаграмм — Р-Т диаграмма (давление — температура) смесей различного соотношения.
№ п/п Компоненты Углеводородные смеси
Смесь №1 Смесь №2 Смесь №3 Смесь №4
мол. доля масс. доля мол. доля масс. доля мол. доля масс. доля мол. доля масс. доля
1 метан 0,8903 0,7445 0,8635 0,6747 0,8985 0,7535 0,8499 0,6476
2 этан 0,0546 0,0856 0,0552 0,0809 0,0422 0,0634 0,0428 0,0611
3 пропан 0,0208 0,0478 0,0234 0,0503 0,0235 0,0542 0,0427 0,0894
4 бутан 0,0095 0,0288 0,0137 0,0388 0,0124 0,0377 0,0294 0,0812
5 пентан+ 0,0248 0,0933 0,0442 0,1554 0,0234 0,0826 0,0352 0,1206
6 сумма 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
7 Т , К крит (КБЙ^ОР) 228,84 243,53 251,51 248,31
8 Т , К (пог- крит' у решность, %) 209,71 (8,4) 241,76 (5,6) 216,64 (11,04) 261,34 (7,3) 209,06 (8,2) 241,36 (5,9) 219,85 (11,4) 266,29 (7,2)
9 Т с по- крит правочными коэффициентами, К (погрешность, %) — 236,33 (3,3) — 253,97 (4,3) — 236,06 (3,6) — 258,58 (4,1)
5) Выбор смесей природного газа и газового конденсата производится таким образом, чтобы в соответствии с поставленной задачей смесь сжиженных углеводородов при температурах минус 50 — минус 40 °С и давлениях (10—12 МПа) будет находится в жидкой фазе.
6) Определение параметров транспортирования (температура начальная и давление начальное) смеси сжиженных углеводородов с условием, что Т < Т и Р > Ркр.
Таким образом, предложенная методика предназначена для определения параметров транспортирования смесей природного газа и газового конденсата по низкотемпературным трубопроводам — состава перекачиваемой смеси, критических параметров, начальных давления и температуры.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ананенков А. Г., Мастепанов А. М. Газовая промышленность России на рубеже XX и XXI веков: некоторые итоги и перспективы. — М.: ООО «Газоил пресс», 2010. - 304 с.
2. ГиматудиновШ. К. Физика нефтяного пласта. Учебник. — М.: Недра, 1971. — 312 с.
3. Коршак А. А. Основы транспорта, хранения и переработки нефти и газа: учебное пособие. — Ростов-на-Дону: Феникс, 2015. — 365 с.
4. Крапивский Е. И. Научно-технический прогресс в морской транспортировке нефти и газа: Учебное пособие. — СПб.: Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2013. — 159 с.
5. Крапивский Е. И., Миннегулова Г. С. Альтернативный трубопроводный транспорт сжиженных углеводородов / Материалы Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы функционирования систем транспорта». - Тюмень: ТюмГНГУ. - 2012. - С. 237-241.
6. Крапивский Е. И., Миннегулова Г. С., Садыкова Р. М. Особенности строительства подземного низкотемпературного трубопровода смеси сжиженных углеводородных газов в условиях Крайнего Севера // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2013. - № 12. -С. 270-275.
7. Писаревский В. М., Швец А. Н. Оценка параметров высокомолекулярного остатка газоконденсатной смеси при расчетах трубопроводов, эксплуатирующихся в сверхкритическом режиме // Газовая промышленность. - 2014. - № 11. - С. 82-86.
8. Писаревский В. М., Швец А. Н. Трубопроводный транспорт газо-конденсатной смеси в сверкритическом состоянии // Газовая промышленность. - 2014. - № 1. - С. 87-90.
9. Редькин В. В. Разработка и исследование математической модели низкотемпературной системы трубопроводного транспорта смесей углеводородных газов: Автореф. дис ... канд. тех. наук. - Л., 1975. - 25 с.
10. Сваровская Н. А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2004. - 268 с.
11. Grabovski M. S., Daubert T. E. A modified Soave equation of state for phase equilib-rium calculations. 1: Hydrocarbon systems // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. - 1978. - v. 17. - P. 443-448.
12. Jaiman R. K., Oakley O. Jr., Adkins J. D. CFD modelling of corrugated flexible pipe // 29th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. - Shanghai, 2010. - P. 1-10.
13. Katz D. L., Firoozabadi A. Predicting phase behavior of condensate/ crude-oil sys-tems using methane interaction coefficients // Journal of Petroleum Technology. - 1978. - july - P. 1649-1655.
14. Moshfeghian M. Transportation of Natural Gas in Dense Phase. -[Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.jmcampbell.com/ tip-of-the-month/2012/08/transportation-of-natural-gas-in-dense-phase.
15. Moshfeghian M. Variation of properties in the Dense Phase region; Part 2 - Natural Gas. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http:// www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2010/01/variation-of-properties-in-the-dense-phase-region-part-2-%E2%80%93-natural-gas.
16. Moshfeghian M. Variation of properties in the dense phase region; Part 1 - Pure Compounds. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2009/12/variation-of-properties-in-the-dense-phase-region-part-1-pure-compounds.
17. Peng D.—Y., Robinson D. B. A new two-constant equation of state // Ind. Eng. Chem. Fundamen. - 1976. v. 15. - P. 59-64. EES
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ
Крапивский Евгений Исаакович1 — доктор геолого-минералогических наук, профессор, e-mail: eikrapivsky@mail.ru, Миннегулова Гульнур Сагдатовна1 — кандидат технических наук, ассистент кафедры, e-mail: gulnur-live@mail.ru, 1 Национальный минерально-сырьевой университет «Горный».
Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten'. 2016. No. 6, pp. 193-202.
E.I. Krapivskiy, G.S. Minnegulova
THE METHODOLOGY OF PARAMETERS OF TRANSPORTATION MIXTURES OF LIQUEFIED HYDROCARBONS OF LOW TEMPERATURE PIPELINES
The article describes the method of preparation and transportation of a mixture of liquefied petroleum gas (natural gas and gas condensate) in a single-phase liquid state, and the pro-posed method of calculation of a mixture of liquefied gases transportation options for low-temperature pipelines. The transportation technology of liquefied hydrocarbons by low-temperature pipelines in the single-phase liquid state from gas-condensate fields of the Far North at temperatures below minus 50 °C and a pressure lower than 12 MPa was offered. Selection of composition of the mixture of natural gas and gas condensate production, the definition of criti-cal parameters is performed by using REFPROP software system to provide a single-phase liquid state at the mentioned parameters of transportation. Equation relating the critical point of a mul-ticomponent hydrocarbon mixture with the critical temperatures of its components and their weight fraction, was clarified with correction factors. The critical temperature of the mixture of hydrocarbons for transporting a mixture of liquefied hydrocarbons in the single-phase liquid state through the main low-temperature piping can usefully be defined based on the equation relating the critical temperature of the mixture with the critical parameters of individual or group hydrocarbons (methane, ethane, butane, pentane +), taking into account their mass content and correction factors. By varying the composition of the mixture the critical parameters is planned and the single-phase liquid state at the stage of preparation of the mixture for further transport on a low-temperature pipelines is projected. The proposed method of calculation transportation pa-rameters of the mixture of liquefied hydrocarbon can adjust the critical parameters (the critical temperature and the critical pressure) and conveying parameters (temperature and pressure) of a mixture of liquefied hydrocarbon depending on its composition.
Key words: low temperature pipeline, liquefied hydrocarbons, the methodology, critical temperature, critical pressure, transportation, natural gas, gas condensate.
AUTHORS
Krapivskiy E.I.1, Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Professor, e-mail: eikrapivsky@mail.ru,
Minnegulova G.S.1, Candidate of Technical Sciences, Assistant of Chair, e-mail: gulnur-live@mail.ru,
1 National Mineral Resource University «University of Mines», 199106, Saint-Petersburg, Russia .
UDC 622.692.4; 622.691.4
REFERENCES
1. Ananenkov A. G., Mastepanov A. M. Gazovaya promyshlennost' Rossii na rubezhe
XX i XXI vekov: nekotorye itogi i perspektivy (Gas industry of Russia at the turn of XX and
XXI centuries: some results and prospects), Moscow, OOO «Gazoil press», 2010, 304 p.
2. Gimatudinov Sh. K. Fizika neftyanogo plasta. Uchebnik (Physics of oil reservoir. Textbook), Moscow, Nedra, 1971, 312 p.
3. Korshak A. A. Osnovy transporta, khraneniya i pererabotki nefti i gaza: uchebnoe posobie (Fundamentals of transport, storage and processing of oil and gas: Educational aid), Rostov-na-Donu, Feniks, 2015, 365 p.
4. Krapivskiy E. I. Nauchno-tekhnicheskiy progress v morskoy transportirovke nefti i gaza: Uchebnoe posobie (Scientific and technical progress in the marine transportation of oil and gas: Educational aid), Saint-Petersburg, Natsional'nyy mineral'no-syr'evoy uni-versitet «Gornyy», 2013, 159 p.
5. Krapivskiy E. I., Minnegulova G. S. Materialy Vserossiyskoy nauchno-prakticheskoy konferentsii studentov, aspirantov i molodykh uchenykh «Problemy funktsionirovaniya sistem transporta» (Issues of transportation system performance: Proceedings of the All-Russian Scientific-Practical Conference of Students, Postgraduates and Young Scientists), Tyumen', TyumGNGU, 2012, pp. 237-241.
6. Krapivskiy E. I., Minnegulova G. S., Sadykova R. M. Gornyy informatsionno-analit-icheskiy byulleten'. 2013, no 12, pp. 270-275.
7. Pisarevskiy V. M., Shvets A. N. Gazovaya promyshlennost'. 2014, no 11, pp. 82-86.
8. Pisarevskiy V. M., Shvets A. N. Gazovaya promyshlennost'. 2014, no 1, pp. 87-90.
9. Red'kin V. V. Razrabotka i issledovanie matematicheskoy modeli nizkotemperaturnoy sistemy truboprovodnogo transporta smesey uglevodorodnykh gazov (Construction and analysis of mathematical model of low-temperature pipeline transport of mixed hydrocarbon gases), Candidate's thesis, Leningrad, 1975, 25 p.
10. Svarovskaya N. A. Podgotovka, transport ikhranenieskvazhinnoyproduktsii: Ucheb-noe posobie (Preparation, transport and storage of well production: Educational aid), Tomsk, Izd. TPU, 2004, 268 p.
11. Grabovski M. S., Daubert T. E. A modified Soave equation of state for phase equilibrium calculations. 1: Hydrocarbon systems. Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. 1978. v. 17. P. 443-448.
12. Jaiman R. K., Oakley O. Jr., Adkins J. D. CFD modelling of corrugated flexible pipe. 29th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. Shanghai, 2010. P. 1-10.
13. Katz D. L., Firoozabadi A. Predicting phase behavior of condensate/crude-oil systems using methane interaction coefficients. Journal of Petroleum Technology. 1978. july P. 1649-1655.
14. Moshfeghian M. Transportation of Natural Gas in Dense Phase, available at: http:// www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2012/08/transportation-of-natural-gas-in-dense-phase.
15. Moshfeghian M. Variation of properties in the Dense Phase region; Part 2 Natural Gas, available at: http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2010/01/variation-of-properties-in-the-dense-phase-region-part-2-%E2%80%93-natural-gas.
16. Moshfeghian M. Variation of properties in the dense phase region; Part 1 Pure Compounds, available at: http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2009/12/variation-of-properties-in-the-dense-phase-region-part-1-pure-compounds.
17. Peng D.-Y., Robinson D. B. A new two-constant equation of state. Ind. Eng. Chem. Fundamen. 1976. v. 15. P. 59-64.
