Методика и результаты анализа гидродинамического состояния углеводородной смеси в конденсатопроводе Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

УДК 532.542.013

С.М. Дудин1, Ю.Д. Земенков1

1 ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (Тюмень, Россия).

Методика и результаты анализа гидродинамического состояния углеводородной смеси в конденсатопроводе

Устойчивость эксплуатационных осложнений в первую очередь обусловлена термобарическими условиями течения углеводородов в трубе, а также компонентным составом углеводородной системы и геометрической формы трубопровода. Известно, что затраты мощности на перекачку единицы массы углеводородной смеси в виде газа на 2*3 порядка превышают затраты мощности на перекачку углеводородной смеси в виде жидкости. Поэтому для вопросов энергосбережения при транспорте углеводородной смеси важной задачей является разработка и использование при проектировании и эксплуатации метода расчета течения и тепломассопереноса газожидкостных углеводородных сред в промысловых и магистральных трубопроводах.

На кафедре «Транспорт углеводородных ресурсов» ТюмГНГУ в течение последнего десятилетия ведутся исследования в области мониторинга технологических процессов в системах трубопроводного транспорта энергоресурсов. Авторами статьи разработана физико-математическая модель течения углеводородной смеси в конденсатопроводе, которая базируется на балансовых уравнениях сохранения массы, импульса и энергии транспортируемой среды в рамках квазиодномерного подхода.

На основе разработанной модели получена расчетная методика, с помощью которой анализируются гидродинамическое состояние и компонентный состав углеводородной смеси в каждом 1*-м сечении трубопровода при изменении термобарических и гидравлических условий. Методика апробирована применительно к углеводородной смеси деэтанизированного конденсата с нефтью, транспортируемой с северных газоконденсатонефтяных месторождений по магистральному конденсатопроводу на перерабатывающий завод. Из сопоставления расчетных и реально наблюдаемых перепадов давления и температуры можно сделать вывод об адекватности выбранной расчетной физико-математической модели конденсатопровода (относительное отклонение рассчитанного перепада давления от реально наблюдаемого составляет 4,6%, и отклонение расчетного изменения температуры от экспериментального составило 1,5%).

Ключевые слова: конденсат, компонентный состав, физико-математическое моделирование, потери давления, теплообмен с окружающей средой, трубопровод.

S.M. Dudin1, Yu.D. Zemenkov1

1 Tyumen State Oil and Gas University HPO FSBEI (Tyumen, Russia).

The procedure and results of the analysis of hydrocarbon mixture hydrodynamic state in the condensate pipeline

Stability of operational complications is primarily conditioned by thermobaric flow conditions of hydrocarbon in the pipe, as well as by the component composition of hydrocarbon system and the geometric shape of the pipeline. It is well known that the power input for hydrocarbon mixture mass unit pumping in a form of gas is 2*3 orders greater than power input for hydrocarbon mixture pumping in a form of fluid. Therefore, for the issues of energy saving during hydrocarbon mixture transportation the important task is to develop and use the flow and heat and mass transfer calculation method for gas-fluid hydrocarbon media in field and main pipelines during the design and operation.

The Hydrocarbon Resources Transportation Department of Tyumen State Oil and Gas University over the last decade conducts the researches in the field of process monitoring in the systems of energy resources pipeline transportation.

The authors developed a physical and mathematical model of the hydrocarbon mixture flow in the condensate pipeline based on the balance equations of mass, momentum and energy conservation of the transported medium within quasi-one-dimensional approach.

140

№ 11 ноябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE

On the basis of the developed model the calculation procedure was obtained that helps to analyze the hydrodynamic state and component composition of the hydrocarbon mixture in each i-th section of the pipeline under the temperature and pressure of hydraulic conditions alteration. The method was tested in relation to the deethanized condensate mixture with oil, transported from the northern gas-condensate and oil field by the main condensate pipeline to the processing plant. A comparison of calculated and actually observed pressure and temperature fluctuations results in conclusion on the adequacy of the selected calculation physical and mathematical model of condensate pipeline (relative deviation of estimated pressure from the actually observed pressure drop is 4.6%, and the deviation of the estimated temperature deviation from the empirical one is 1.5%).

Keywords: condensate, composition, physical and mathematical modeling, pressure loss, heat exchange with the environment, pipeline.

Газоконденсатные месторождения имеют ряд термодинамических особенностей, которые необходимо учитывать как при их промысловой разработке, так и при транспортировке и переработке газового конденсата. Основная особенность заключается в сложном фазовом поведении газоконденсатной системы и зависимости при прочих равных условиях состава извлекаемого сырья от фазового состояния залежи, поэтому важнейшей задачей проектирования и расчета конденсатопроводов является выбор наиболее адекватных методик расчета теплофизических свойств и фазовых равновесий транспортируемого газоконденсата.

На кафедре «Транспорт углеводородных ресурсов» ТГНГУ авторским коллективом разработана физико-математическая модель течения углеводородной смеси (УВС) в конденсатопроводе с учетом фазовых переходов и изменения компонентного состава фаз. Подробное описание модели представлено в работах [2, 3], согласно которым основные замыкающие соотношения модели следующие: 1) зависимость плотности газоконденсатной смеси от давления и температуры

Мшп

Рс6+ ! шит. ,

--А "и.

рБГТ10 '-1 М. 1

где и - молярный объем остальных компонентов, рассчитываемый по единому для газа и жидкости уравнению состояния Пенга - Робинсона;

2) вязкость газоконденсатной смеси вычисляется при температуре 20 °С и давлении 1 атм. по формуле

= N ^ .

Егл/М.

Msm.

Пересчет вязкости на термобарические условия в различных сечениях трубопровода проводится по формуле ((1);

3) изобарная теплоемкость газоконденсатной смеси вычисляется по правилу аддитивности

_ д Ср.

Срзт-Й^; 1

4) коэффициент теплоотдачи грунта находится по формуле (2);

где Н - глубина залегания трубопровода в грунте, м;

psrn=10lg(|lsm")+1-4503'10"3'(TO-0-101325)'(5-2054'|lsm»0'"8+00239)"3

агр=

2-Х и -1 2 , если рг >3 (ф-ла Форхгеймера - Власова)

мп(2он+та -1)

D-ln

2-Х

гр

Н 1

4 пр+ 1

D Nu

, если р<3 (ф-ла Аронса - Кутателадзе).

(1)

(2)

Ссылка для цитирования (for references):

Дудин С.М., Земенков Ю.Д. Методика и результаты анализа гидродинамического состояния углеводородной смеси в конденсатопроводе // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 11. С. 140-143.

Dudin S.M., Zemenkov Yu.D. The procedure and results of the analysis of hydrocarbon mixture hydrodynamic state in the condensate pipeline (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = OH and Gas Territory, 2015, No. 11. P. 140-143.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2015

141

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

Длина, км

Рис. 1. Параметры УВС вдоль трассы конденсатопровода

Fig. 1. Hydrocarbon mixture parameters along the condensate pipeline run

Рис. 2. Изменение параметров фазового состояния УВС вдоль трассы конденсатопровода при различном давлении продукта во входном сечении

Fig. 2. Hydrocarbon mixture phase state parameters variation along the condensate pipeline run at different product inlet section pressures

5) состав и количественное соотношение равновесных паровой и жидкой фаз находятся с использованием уравнений фазовых концентраций компонентов смеси:

Х~У(КГ1)+Г _ т.к. ;

6)истинное объемное газосодержание находится по формуле

_ 1___1

V X», N._ V

1+ V 1+ Ч.,-1

иД ид1У I

7) определяется режим течения газожидкостной смеси по одной из известных методик, например по методикам, представленным в работах [5, 6].

На основе разработанной модели получена расчетная методика,с помощью которой анализируются гидродинамическое состояние и компонентный состав углеводородной смеси в каждом 1-м сечении трубопровода при изменении термобарических и гидравлических условий. Разработанная методика апробирована применительно к углеводородной смеси деэтанизированного конденсата с нефтью, транспортируемой с северных газоконденсатонефтяных месторождений по конденсатопроводу на перерабатывающий завод. Результаты расчетно-параметрического исследования теплофизических параметров нефтеконденсатной смеси в различных сечениях продуктопровода показаны на рисунках 1, 2.

На рисунке 1 представлены результаты расчетов параметров УВС вдоль трассы трубопровода. Из сопоставления расчетных и реально наблюдаемых перепадов давления и температуры можно сделать вывод об адекватности выбранной расчетной физико-математической модели конденсатопровода (относительное отклонение рассчитанного перепада давления от реально наблюдаемого составляет 4,6%; отклонение расчетного изменения температуры от экспериментального составило 1,5%). На рисунке 2 представлено расчет-но-параметрическое исследование фазового состояния УВС вдоль трассы конденсатопровода, где графики показывают изменение параметра двухфаз-ности V и истинного объемного газосодержания УВС при снижении рабочего давления перекачки на 0,6 МПа в начале трубопровода. Из данных графиков следует, что при снижении рабочего давления перекачки на трассе конденсатопровода могут возникать участки, где УВС переходит в двухфазное газожидкостное состояние (мольная доля паровой фазы принимает значение 0 < V <1 и приобретает определенный физический смысл). В этом случае дальнейший расчет гидродинамических параметров конденсатопровода проводился с учетом двухфазности течения УВС.

ВЫВОДЫ

1. На основе разработанной физико-математической модели течения газожидкостных сред в конденсатопроводах составлены методика и алгоритм расчета, позволяющие определить компонентный состав фаз в произвольных сечениях трубопровода и найти допустимые значения массовых концентраций легких фракций углеводородов во входном сечении конденсатопровода из условия обеспечения однофазного режима течения по всей длине трубопровода.

2. Разработанная методика может быть использована при управлении режимами перекачки нестабильных сред по трубопроводам, в т.ч. при оперативном анализе гидродинамического состояния конденсата в трубопроводе.

3. Результаты расчетно-теоретического исследования свидетельствуют о том,

142

№ 11 ноябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

2.

3.

4.

5.

что при неполной загрузке конденсатопровода по мощности в трубопроводе имеют место участки с двухфазным течением. Поэтому для снижения энергозатрат на транспорт конденсата необходимо обеспечивать однофазный режим течения по всей длине трубопровода.

Литература:

1. Диагностика повреждений и утечек при трубопроводном транспорте многофазных углеводородов / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. Тюмень: Вектор Бук, 2002. 432 с.

Дудин С.М., Земенков Ю.Д., Шабаров А.Б., Саранчин Н.В. Моделирование фазового состава газоконденсата в трубопроводах // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 6. С. 63-68.

Дудин С.М., Земенков Ю.Д., Шабаров А.Б., Саранчин Н.В. Расчетно-пара-метрическое исследование углеводородной смеси в конденсатопроводе // Трубопроводный транспорт [теория и практика]. 2010. № 5. С. 42-45. Дудин С.М., Некрасов В.О., Земенков Ю.Д. Физико-математическое моделирование технологических режимов транспорта и хранения углеводородных сред в трубопроводных системах // Нефть и газ: Отдельный выпуск Горного информационно-аналитического бюллетеня. М.: Горная книга, 2013. С. 53-62.

Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов: Учебное пособие / Гужов А.И., Титов В.Г., Медведев В.Ф. и др. М.: Недра, 1978. Шабаров А.Б., Саранчин Н.В., Кутрунов В.Н. Автоматизированный расчет течения нефтегазовой смеси в трубопроводах // Модернизация образования в условиях глобализации: Круглый стол «Образование через науку и инновации». Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2005. С. 126-129.

References:

1. Diagnostika povrezhdenij i utechek pri truboprovodnom transporte mnogofaznyh uglevodorodov [Diagnostics of damages and leaks at pipeline transportation of multiphase hydrocarbons]. Under general editorship of Yu.D. Zemenkova. Tyumen, Vector Book, 2002. 432 pp.

2. Dudin S.M. Zemenkov Yu.D., Shabarov A.B., Saranchn N.V. Modelirovanie fazovogo sostava gazokondensata v truboprovodah [Neft' i gaz Modeling of the gas condensate phase composition in pipelines]. Izvestija vuzov. Neft' igaz = Universities news. Oil and gas, 2010, No. 6. P. 63-68.

3. Dudin S.M. Zemenkov Yu.D., Shabarov A.B., Saranchn N.V. Raschetno-parametricheskoe issledovanie uglevodorodnoj smesi v kondensatoprovode [Design parametric study of the hydrocarbon mixture in condensate pipeline]. Truboprovodnyj transport [teorija i praktika] = Pipeline transportation [theory and practice], 2010, No. 5. P. 42-45.

4. Dudin S.M. Nekrasov V.O., Zemenkov Yu.D. Fiziko-matematicheskoe modelirovanie tehnologicheskih rezhimov transporta i hranenija uglevodorodnyh sred v truboprovodnyh sistemah [Physical and mathematical modeling of hydrocarbon media transportation and storage process modes in pipeline systems]. Neft'igaz: Otdel'nyj vypusk Gornogo informacionno-analiticheskogo bjulletenja = Oil and gas: Fascicule of Mining informational and analytical bulletin. Moscow, Mining book, 2013. P. 53-62.

5. Guzhov A.I., Titov V.G., Medvedev V.F. et al. Sbor, transport i hranenie prirodnyh uglevodorodnyh gazov: Uchebnoe posobie [Collection, transportation and storage of natural hydrocarbon gases: Textbook]. Moscow, Nedra Publ., 1978.

6. Shabarov A.B., Saranchn N.V., Kutrunov V.N. Avtomatizirovannyj raschet techenija neftegazovojsmesi v truboprovodah [Automated calculation of oil and gas mixture flow in pipelines]. Modernizacija obrazovanija v uslovijah globalizacii: Kruglyj stol «Obrazovanie cherez nauku i innovacii» [Modernization of education in the context of globalization: Round table «Education through science and innovation»]. Tyumen, Publishing house of the TSU, 2005. P. 126-129.

POLIMASTER

®

Инновационные технологии радиационного контроля с 1992 года

РАДИАЦИОННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Измерение мощности дозы и накопленной дозы гамма- и рентгеновского излучения

Определение уровня загрязнения поверхностей бета- и альфа-активными нуклидами

Определение радионуклидного состава и измерение удельной активности проб нефти, пластовой

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2015