CC BY
91
УДК 622.691.4
В. С. Семенякин Астраханский государственный технический университет
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОКОНДЕНСАТОПРОВОДОВ
При движении газоконденсатной смеси по газоконденсатопроводу происходят процессы, которые необходимо учитывать при гидравлических расчетах. В результате снижения давления происходит расширение газа, его удельный объем увеличивается, а плотность уменьшается. Вследствие расширения газа в трубе, а также отдачи им тепла более холодной поверхности труб, происходит понижение температуры газа, и, следовательно, углеводороды и пары воды конденсируются, увеличивая расход жидкой фазы и уменьшая расход газа по длине трубопровода.
Обработка диаграмм записи расхода газа и конденсата в трубопроводе вблизи сепарационной установки дает величину газоконденсатного фактора (КГФ) от 520 до 650 см3/м3, т. е. среднее значение можно принять равным 580 см3/м3. Это примерно на 120-150 см3/м3 больше КГФ, замеренного на входе в газоконденсатопровод (ГКП), что является следствием конденсации тяжелых углеводородов.
В качестве примера проведен оценочный гидравлический расчет ГКП с внутренним диаметром 365 мм. Потери давления на трение по длине ГКП определяли методом последовательных приближений с учетом происходящих процессов, связанных с испарением и ретроградной конденсацией, а также наличием поднимающихся и опускающихся участков ГКП.
Полученные результаты представлены на графике изменения общего перепада давления в ГКП при давлениях в конечной точке трубопровода 6-7 МПа (рис. 1).
£ДР МПа 2
0
У / ♦
**
9'''
0 2 000 4 000
*Рк = 7 МПа ПРК = 6 МПа
6 000 8 000
Qг, ты с. м3/сут
Рис. 1. Изменение перепада давления по длине газоконденсатопровода в зависимости от расхода газа
Как видно из графика, пропускная способность данной трубы при давлении 7 МПа выше, чем при давлении 6 МПа, что можно объяснить уменьшением объемного расхода газа.
Наличие по трассе ГКП манометров и термометров для контроля за давлением и температурой транспортируемой смеси позволяет проверить точность расчета гидравлических сопротивлений. Так, разбив трассу на три расчетных участка:
- участок 1-2 длиной 2 066 м;
- участок 2-3 длиной 8 510 м;
- участок 3-4 длиной 4 357 м,
на которых в начале и конце ГКП измерялись давление и температура, можно определить для каждого участка средние расходные значения газа и конденсата.
С учетом увеличения КГФ по длине ГКП данные по расходам по длине ГКП представлены на рис. 2.
<ЭГ, тыс. м3/сут 0к, тыс. м3/сут
60 --------------------------------------------------------------------,4 000
50 40 30
———' .
і . а
1 1 1 -
і
і □ і і і і і
3 000
2 000
5 000 10 000 15 000
Ог
м
Рис. 2. Изменение расхода газа и конденсата по длине ГКП:
Qг - расход газа при рабочих условиях; Qк - расход нестабильного конденсата
По известным значениям давления и температуры на расчетных участках были определены средние значения плотности и приведенные скорости газа.
Потери напора на трение по длине ГКП оценивали по методике [1].
В качестве примера на рис. 3 приведены расчетные значения параметров ГКП при различных скоростях смеси газа и конденсата, реально существующих в промысловых газоконденсатопроводах, с нанесением на график гидравлических характеристик фактических значений перепадов давлений на единицу длины ГКП.
ЕД PH
400
300
200
100
0 О
Рис. 3. Зависимость градиента перепада давления от скорости смеси в ГКП
Как видно из рис. 3, течение газоконденсатной смеси в ГКП имеет тенденцию к возрастанию потерь на трение с увеличением расхода смеси. Затем были сопоставлены фактические перепады давлений на каждом участке с расчетными (рис. 3). Максимальное отклонение расчетного значения давления от замеренного составляет 0,05 МПа в начале первого участка, что можно объяснить влиянием подъемных участков ГКП в начальной части трубопровода. Учитывая хорошее совпадение замеренных значений перепада давлений на единицу длины трубопровода с расчетными, можно рекомендовать методику [1] для расчета потерь напора на трение в газо-конденсатопроводах.
Совместный транспорт по промысловым трубопроводам газа, конденсата и пластовой воды со значительным содержанием двуокиси углерода и сероводорода является чрезвычайно коррозионным, поэтому данный вопрос требует пристального изучения и с точки зрения влияния структурных форм потока на процесс коррозии металла труб.
Режим течения газа в газопроводах, как правило, турбулентный по квадратичному или смешанному законам сопротивления трению. Наличие в потоке газа жидкости оказывает большое влияние на структуру потока. При низких скоростях существуют ровная или волновая расслоенные структурные формы. При более высоких скоростях потока наблюдается пробковая структура, ускоряющая процесс коррозии, т. к. при этом на несколько порядков выше значения мгновенной нагрузки на стенки трубопровода.
Проектом фирмы Маппв8шапп на Астраханском газовом комплексе в промысловых газоконденсатопроводах предусмотрен так называемый «режим кольцевого нефтепылевого потока», т. е. дисперсно-кольцевой, который обеспечивает непрерывное омывание потоком жидкости всех внутренних поверхностей труб, что способствует поддержанию нанесен-
J________________________I________________________I_______________________I_______________________и
2 4 6 8 10 12
\^;М, М/С
ной пленки ингибитора с целью защиты от коррозии. Скорость течения смеси предлагается поддерживать в пределах 4,5^8,1 м/с. При таких значениях скорости в чисто газонефтяных или газоконденсатных потоках действительно существует кольцевой режим течения. Однако исследования, проведенные на действующих ГКП с использованием метода у-излучения, показали, что по мере движения газоконденсатной смеси происходит увеличение объема жидкости за счет конденсации паров углеводородов и воды при снижении температуры.
Как показали исследования, вода течет по нижней образующей с меньшей скоростью, что означает существование слойного режима течения воды по отношению к газу и конденсату. Подобное течение газоконденсатной смеси приводит к накоплению жидкой фазы перед подъемными участками трассы, увеличивая ее содержание на конечном участке ГКП.
Исходя из вышеизложенного, гидравлический расчет газоконденса-топроводов следует начинать с установления закономерностей изменения объемных расходов газа, конденсата и воды по длине ГКП.
Определенную трудность при расчете, как правило, составляет расчет коэффициента гидравлического сопротивления трению 1. В рекомендуемый для газопроводов коэффициент 1, рассчитываемый по формуле Веймаута, вносится поправка, учитывающая относительную скорость газа исходя из физических свойств газовой и жидкой фаз.
Поверочный расчет газоконденсатопровода с заданным перепадом давления позволил уточнить коэффициент 1 для условий транспорта данной газожидкостной смеси (табл.).
Расчет газоконденсатопровода с заданным перепадом давления
Участ- ки Ь, м Рср, МПа Тср, К а, м3/сут йк, м3/сут 1, см АР, МПа
1-2 2 066 8,4 316 49 895 2 707 0,0152 0,2
2-3 6 444 8,0 315 52 022 2 946 0,0154 0,6
3-4 4 357 7,4 311 54 573 3 248 0,0155 0,6
Полученный коэффициент гидравлического сопротивления позволяет провести расчет максимальной пропускной способности ГКП с различным объемным расходом газа Qг, различной длиной и начальным давлением. Расчетные давления и пропускная способность действующих газокон-денсатопроводов представлены на рис. 4.
7 7,5 8 8,5 9 9,5
Р, МПа
Рис. 4. Максимальная пропускная способность ГКП
Как видно из рис. 4, максимальная пропускная способность ГКП достигается при давлении 9 МПа, что позволяет увеличивать пропускную способность действующих ГКП.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов / А. И. Гужов и др.: Учеб. пособие. - М.: Недра, 1978. - 405 с.
Получено 26.10.2006
HYDRAULIC CALCULATION OF GAS-CONDENSATE PIPELINES
V. S. Semenyakin
The existing methods of hydraulic resistance definition at two phase gas-fluid flows do not consider any opportunity of increasing of a liquid phase exuded from gas due to the decompression and temperature reduction in the gas-condensate pipeline. The research of working gas-condensate pipelines has allowed to establish the mechanism of changes of coefficient value of gas-condensate factor, and to determine the average value of volumetric consumption parameters of gas and condensate. Using the analysis of pressure fall, water-head loss at gas and condensate leaking is calculated and compared with the date of the pressure measured in pipelines. Due to these results, the author of the article gives some recommendations how to increase the carrying capacity of working gas-condensate pipelines.
