Особенности режимов транспортировки газа по газопроводу "Турецкий поток" Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

УДК 622.681.4

М.В. Лурье1, e-mail: 1urie254@gubkin.ru; И.Т. Мусаилов1, e-mail: imusaiiov@gmaii.com

1 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

Особенности режимов транспортировки газа по газопроводу «Турецкий поток»

В статье рассматриваются особенности режимов эксплуатации строящегося газопровода «Турецкий поток». Данный газопровод относится к числу морских газопроводов сверхвысокого давления (15,0-30,0 МПа), эксплуатируемых в сложных неизотермических условиях. На режимы работы таких газопроводов существенное влияние оказывают профиль газопровода, температура окружающей среды, а также дроссель-эффект Джоуля - Томсона. На участках спуска газопровода на дно и его последующего подъема со дна на сушу давление и температура газа могут иметь весьма большие градиенты. Кроме того, охлаждение газа в результате его подъема может достигать значений, достаточных для выпадения гидратов. Учет этих и других особенностей данного газопровода совершено необходим в процессе эксплуатации. В статье рассматривается теория установившихся режимов работы газопроводов подобного типа, основанная на численном решении системы дифференциальных уравнений для давления и температуры газа. По результатам расчета делаются обобщающие выводы и даются соответствующие рекомендации.

Ключевые слова: морской газопровод, профиль, Черное море, «Турецкий поток», дроссель-эффект, давление, температура, теплопередача, математическое моделирование, численный расчет, работа сил тяжести.

M.V. Lurye1, e-mail: lurie254@gubkin.ru; I.T. Musailov1, e-mail: i.musailov@gmail.com

1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).

Peculiarities of Gas Transportation via the Turkish Stream Gas Pipeline

The article considers peculiarities of operation conditions of the Turkish Stream Gas Pipeline under construction. This gas pipeline is classified as an offshore high-pressure (15.0-30.0 MPa) gas pipeline operating in complex non-isothermal conditions. The operating conditions of such gas pipelines are heavily affected by the profile of the gas pipeline route, ambient temperature, as well as the Joule-Thomson effect. There may be heavy gradient in gas pressure and temperature in the areas of descent of the gas pipeline to the bottom and its subsequent ascent. Moreover, the gas may be cooled to the hydrates formation point during its ascent. It is essential to take into account these and other peculiarities of this gas pipeline. The article presents the theory of steady-state operation of the gas pipelines based on the numerical solution of differential equation system for with the calculation carried out on the basis of reference data. Conclusions and recommendations are made on the basis of calculation.

Keywords: offshore gas pipeline, pipeline profile, Black Sea, Turkish Stream gas pipeline, Joule-Thomson effect, pressure, temperature, heat exchange, mathematical modeling, numerical calculation, gravitational force work.

«Турецкий поток» - новый экспортный газопровод из России в Турцию, пришедший на смену так и не реализованному проекту газопровода «Южный поток». Строящийся газопровод соединит напрямую газотранспортную систему Турции с крупнейшими запасами газа в России и обеспечит надежные поставки газа в Турцию и Юго-Восточную Европу.

Маршрут морского участка газопровода «Турецкий поток» начинается на российском побережье, у г. Анапы, в частности на компрессорной станции «Русская», и далее проходит по дну Черного моря сначала в российских водах, а затем в исключительной экономической зоне Турции до ее побережья (рис. 1). Планируется, что «Турецкий

поток» выйдет на сушу в европейской части Турции в районе населенного пункта Кыйыкей. Далее будет построен сухопутный газопровод, который соединит морской участок с существующей газотранспортной системой Турции у г. Люлебургаз, где газ будет отбираться для турецких потребителей и оттуда пройдет до конечной точки газопровода

42

№ 3 март 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE

у г. Ипсала на границе с Грецией, откуда газ будет направляться в южноевропейские страны.

На начальном этапе планируется проложить две нитки газопровода общей пропускной способностью 31,5 млрд м3, с возможностью расширения до четырех ниток суммарной пропускной способностью 63 млрд м3. Общая протяженность газопровода составит более 900 км. Особенность морского участка газопровода заключается в том, что глубина закладки трубы достигает 2200 м в условиях агрессивной сероводородной среды.

Газопровод «Турецкий поток» не является первым газопроводом,проложенным на такой глубине. Уже существует и успешно работает газопровод «Голубой поток», однако новый газопровод отличается от своего предшественника в первую очередь протяженностью, превышающей протяженность «Голубого потока» более чем в два раза, и большим диаметром трубы. Эти характеристики, безусловно, скажутся на особенностях его эксплуатации. В данной статье приводятся результаты выполненных расчетов термобарических режимов работы строящегося газопровода «Турецкий поток», позволившие установить некоторые характерные особенности его будущей эксплуатации.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕОРИИ

На сегодняшний день существует множество теорий и различных методик расчета газопроводов высокого давления, проложенных в сложных неизотермических условиях. Однако в большинстве из них имеются допущения. Зачастую они пренебрегают такими существенными факторами, как влияние работы силы тяжести на температуру газа. Дроссель-эффект хотя и учитывается, но значения коэффициента Джоуля - Томсона берутся из некоторых нормативов, противоречащих уравнению состояния газа. Кроме того, в них не учитывается переменность температуры окружающей среды и интенсивности

Рис. 1. Маршрут газопровода «Турецкий поток» Fig. 1. The Turkish Stream gas pipeline route

теплопередачи вдоль оси газопровода. Следует заметить, что во многих случаях такие пренебрежения являются оправданными и дают достаточно хорошие результаты. Однако в последнее время увеличивается количество газопроводов, условия эксплуатации которых значительно отличаются от условий эксплуатации многих ныне существующих газопроводов. «Турецкий поток» относится именно к таким газопроводам. Использованная для расчетов теория термогидравлического расчета газопроводов высокого и сверхвысокого (15,0-30,0 МПа) давления, эксплуатируемых в сложных неизотермических условиях, изложена в [1-3]. Данная теория базируется на основных законах механики и термодинамики, имеющих в случае стационарной работы газопровода следующий вид:

QM = puS = const...,

du dp ,1 puz dz pVdx+Tx = -XllT-p9dx'

d' dx

af\+J(pJ)

nd-KT /T T . dz

p = Z(p,T)-pRT,

(1)

где 0М - массовый расход газа; р(х), р(х), ■о, Т(х) - плотность, давление, скорость и температура газа, соответственно; J(p,T) - энтальпия газа; 5 = тг^2/4; Кт-коэффициент теплопередачи; Тнар(2) -наружная температура, переменная по длине газопровода; 2(х) - профиль газопровода; д - ускорение силы тяжести; X - коэффициент гидравлического сопротивления; - газовая постоянная; х - координата вдоль оси трубопровода; ак - коэффициент Кориолиса. Свойства реального газа учитываются как уравнением состояния газа, так и зависимостью внутренней энергии и энтальпии газа не только от температуры, но и от давления. Поскольку массовый расход йм газа постоянен, то скорость и не является независимой переменой и определяется через расход и = 0м/р5.

Система (1) сводится к двум линейным относительно производных dp/dx и dT/dx уравнениям:

а2(р,Т)^+Ь2(р,Т)^=сг(р,Т,х). (2)

В этой системе использованы следующие обозначения:

Для цитирования (for citation):

Лурье М.В., Мусаилов И.Т. Особенности режимов транспортировки газа по газопроводу «Турецкий поток» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 3. С. 42-50.

Lurye M.V., Musailov I.T. Peculiarities of Gas Transportation via the Turkish Stream Gas Pipeline Impellers. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 3, P. 42-50. (In Russian)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 March 2018

43

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

Z+T

I)

ф.Щ = ~ту if)

Щ

Р9,

а2(р,Т) =

dJ

RT

Z +

(3)

Ср(р,Т)-С]/(р,1) =

г-Р(дг/дР)т ,

обобщающей формулу Майера на случай реального газа. Поскольку теплоемкости газа существенно изменяются на пути следования по газопроводу, значения Ср(р,Т) определяются из табл. 1 [4] путем интерполяции содержащихся в ней опытных значений. Различия теплоемкостей в начале участка, где давление и температура газа высоки, и в конце участка, где эти значения значительно меньше, могут составлять «500-800 Дж/(кг.К). Это сказывается на параметрах движения газа, при спуске газопровода на дно глубокого моря и на участке его последующего подъема на берег.

Производная ^/дТ)р отражает действие эффекта Джоуля - Томсона, состоящего в проявлении зависимости внутренней энергии е(р,Т) и энтальпии J(p,T) от давления, ибо коэффи-

Таблица 1. Значения Cp(p,T) теплоемкости метана, Дж/(кг.К) Table 1. The C (p,T) values of the heat capacity of methane, J/(kg.K)

_1 =

РР1т Р Р .

Ьг(Р'Т) = (1г) =Ср(Р,Т) =

причем коэффициент Z(p,T) сжимаемости газа считается известной функцией своих аргументов. В этих формулах Ср и С/ - теплоемкости газа при постоянном давлении и объеме, соответственно. Для реального газа обе теплоемкости являются функциями не только температуры, как это имеет место для совершенного газа, но и давления: Ср(р,Т) и С/(р,Т), причем соотношение между ними описывается формулой:

Давление p, МПа Pressure P, MPa Температура T, К Temperature T, К

240 260 280 300 320 340

1 2226 2231 2253 2289 2336 2386

3 2514 2440 2412 2415 2438 2472

5 2950 2715 2606 2561 2552 2564

7 3591 3066 2833 2723 2675 2661

9 4372 3468 3082 2895 2802 2760

10 4697 3665 3207 2981 2866 2809

15 4643 4148 3666 3344 3149 3034

20 4094 3944 3718 3494 3316 3190

30 3597 3522 3455 3394 3333 3274

40 3383 3313 3264 3236 3222 3213

Таблица 2. Значения коэффициента D.(p,T) Джоуля - Томсона, К/МПа Table 2. Values of the Joule-Thomson coefficient D.(p,T), K/MPa

Давление p, МПа Pressure P, MPa Температура T, К Temperature T, К

270 280 290 300 320 340

1 5,39 5,13 4,60 4,53 4,05 3,32

3 5,36 4,98 4,64 4,32 3,75 3,29

5 5,18 4,82 4,47 4,15 3,64 3,23

9 4,39 4,13 3,89 3,66 3,23 2,87

12 3,45 3,37 3,25 3,11 2,82 2,55

16 2,25 2,33 2,36 2,34 2,22 2,07

20 1,40 1,53 1,61 4,66 1,68 1,63

24 0,86 0,98 1,08 1,14 1,22 1,23

30 0,39 0,48 0,56 0,62 0,72 0,77

циент D„ известный как коэффициент Джоуля - Томсона, описывается выражением:

=AL(dZ

(эг);

(4)

причем его значение рассчитывается по уравнению состояния для природного газа. Следует отметить, что коэффициент 0,(р,Т), так же как и коэффициент теплоемкости, существенно изменяется на всем пути следования по газопроводу - его значение в конце участка газопровода может превышать значение в начале участка в 5-6 раз, поэтому влияние этого эффекта на параметры движения газа вдоль участка газопровода так же различно. Значения й„ рассчитанные на основе уравнения состояния реального газа, приведены в табл. 2.

Особо нужно отметить влияние профиля газопровода на давление и температуру газа. Это влияние учитывается в расчетах посредством коэффициента -функции с1(р,Т,х), входящей в систему уравнений (2). Рельеф дна в районе залегания газопровода имеет сложную форму - на нем есть участки крутого спуска и подъема (рис. 2). На первых 100 км газопровод опускается в море на глубину около 2200 м, затем примерно 700 км газопровод пролегает на этой глубине, а на последних 130 км достаточно круто поднимается на поверхность. Столь значительные изменения высотных отметок сказываются как на давлении газа в трубопроводе, так и на его температуре. Система уравнений (2) представляет собой два линейных уравнения относительно производных dp/dxи dT/dx. Если

44

№ 3 март 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

r, Wv М О т л

РИЗУР

ГРУППА КОМПАНИЙ

Россия, 390035, г. Рязань, проезд Гоголя ЗА. Тел./факс: (4912) 20-20-80,24-60-61,24-60-84, 24-60-45,24-07-89,24-11-66,92-36-00,92-36-70, 92-51-51,92-57-57, (495) 665-00-51,8-800-200-85-20

WWW.ftlZUR.RU E-mail: marketing@rizur.ru

Термошкафы, термо чехлы и предизоли-рованные трубки

Термошкафы стеклопластиковые и металлические ШгигВох

Термочехлы РИЗУР для КИПиА

Козырьки защитные

Термочехлы и кожухи для фланцевых соединений и арматуры

Предизолированные трубки МгигРак

Обогреватели и терморегуляторы

Обогреватели взрывозащищенные ОША-Р, Оур, Оур-ПЛ, ОНП

Кабель греющий саморегулирующийся РИЗУР-СГЛ

Сверхнадежные взрывозащищенные обогреватели РИЗУР-Арктик, РИЗУР-ТЕРМ

Цифровые терморегуляторы РИЗУР-ЦСУ2, РИЗУР-ТБ-ЦСУ

Приборы контроля уровня и расхода

шш-ad ш*

• Ультразвуковые сигнализаторы уровня РИЗУР-900

• Байласные индикаторы уровня РИЗУР-ИВК

• Ультразвуковые и рефлекс-радарные уровнемеры серий РИЗУР-1000, РИЗУР-1300, РИЗУР-2000

• Овально-шестеренные расходомеры РИЗУР-ООМ Визуальные индикаторы потока РИЗУР-ВИП

www.rizur.ru

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

главный определитель Д этой системы отличен от нуля, т. е. Д = а1Ь2 - а2Ь1 * 0, что соответствует дозвуковому режиму течения газа в газопроводе, то ее можно однозначно разрешить относительно указанных производных, используя для этого правило Крамера:

Ф

с1х

л

Л'

dT_Л, dx Л'

(5)

где Д1 = с1Ь2 - с2Ь1 и Д2 = ^с2 - а^. При этом правые части системы уравнений являются известными функциями от р, Ти х, а массовый расход 0М газа входит в них как постоянный параметр. Начальную задачу Коши р = р0, Т = Т0 при х = 0 для системы (5) обыкновенных дифференциальных уравнений можно интегрировать любым из стандартных методов, например численным методом Рунге - Кутта или более простым методом ломанных Эйлера. Поскольку, как правило, расход газа 0М заранее неизвестен и подлежит определению в процессе расчета, то сформулированная выше задача Коши используется для решения краевой задачи р = р0, Т = Т0 при х=0 и р = р1_ при х=где £ - протяженность участка газопровода, путем варьирования значения 0М [3].

ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛООБМЕНА В ПОДВОДНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

Теплообмен подводного участка газопровода «Турецкий поток» определяется теплообменом транспортируемого газа с водой и дном в зависимости от положения газопровода с учетом его заглубления. В стоячей воде теплообмен определяется свободной конвекцией, его направление и интенсивность зависят от перепада температур воды и транспортируемого газа. При наличии подводных течений их скорость определяет интенсивность теплообмена [5]. Большая протяженность газопровода обусловливает разную степень теплообмена транспортируемого газа с водой ввиду переменчивости условий залегания трубы и коэффициента теплопередачи, соответственно. Для определения коэффициента теплопередачи на различных участках использовались такие данные, как степень заглубления

0 -500 £ á. -1000 i re <v 1 s -1500 >> -2000

-2500 100 200 300 400 500 600 700 800 Продольная координата, км Longitudinal coordinate, km 900

Рис. 2. Профиль z(x) морского участка газопровода «Турецкий поток» Fig. 2. Profile z(x) of the offshore section of the Turkish Stream gas pipeline

m

S-

40 35 30 25 20 15 10 5 О

i

\

\

\

V

50 40 30 10

¡J о

I-- ю

m

о.

s

а-

it ,<u ®

100 200 300 400 500 600 700 800 900

Продольная координата, км Axial coordinate, km

— Температура — Давление Temperature Pressure

Рис.3.Зависимость распределения температуры и давления газа по длине газопровода «Турецкий поток»

Fig. 3. Dependence of temperature distribution and gas pressure along the length of the Turkish Stream gas pipeline

трубопровода, наличие утяжеляющего бетонного покрытия, свойства морской воды, скорость течения воды на глубине залегания, коэффициенты теплопроводности стенки трубы, изоляции, бетонного покрытия и морской воды. При выполнении расчетов использовались средние значения коэффициента теплопередачи: на участке без бетонного покрытия КТ « 20 Вт/(м2.К); на участках

с бетонным покрытием КТ ~ 14 Вт/(м2.К). Методика расчета описана в [5, 6].

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

В равнинных газопроводах, отличающихся отсутствием серьезных перепадов высот и, как следствие, не столь значительным влиянием работы силы тяжести и эффекта Джоуля - Томсо-на, основным фактором, влияющим на

46

№ 3 март 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

РОССИЙСКИЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬ ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ

АРМАТУРНЫЙ

ZABDO

ООО «АРМАТУРНЫЙ ЗАВОД» ИЗГОТОВИТ ДЛЯ ВАС:

■ КЛАПАНЫ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ ПРУЖИННЫЕ номинальным давлением до 32 МПа

■ КЛАПАНЫ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ ПРУЖИННЫЕ СЕРИИ КПП6

■ КЛАПАНЫ ИМПУЛЬСНЫЕ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ

■ ПРУЖИНЫ ВИНТОВЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ

■ УСТРОЙСТВА ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИЕ

■ БЛОКИ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ

■ С УСТРОЙСТВАМИ ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИМИ номинальным давлением до 32 МПа

■ КЛАПАНЫ (ЗАТВОРЫ] ОБРАТНЫЕ ПОВОРОТНЫЕ

■ ЗАДВИЖКИ КЛИНОВЫЕ

номинальным диаметром до 1400 мм, номинальным давлением до 40 МПа

■ КЛАПАНЫ ЗАПОРНЫЕ (ВЕНТИЛИ)

■ ЗАТВОРЫ ДИСКОВЫЕ

■ КРАНЫ ШАРОВЫЕ с разными типами уплотнения: «металл по металлу» и «металл-полимер»

СОБСТВЕННЫЕ РАЗРАБОТКИ. ОСНАЩЕННОЕ ПРОИЗВОДСТВО. ОТЛИЧНЫЙ СЕРВИС. ВЫСОКОЕ КАЧЕСТВО ПРОДУКЦИИ!

450098, Республика Башкортостан, г. Уфа, Проспект Октября,132, корп. 3 e-mail: armzOarm-z.ru

Отдел продаж:

+7(347)29-23-888, 29-29-888 Отдел снабжения: +7(34766)3-22-44

Департамент по работе с проектными и научно-исследовательскими институтами:

+7(347)29-29-888(доб.121)

I - "jf _

МЫ ГОРДИМСЯ СВОЕЙ РАБОТОЙ!

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

\о

>> OJ

О 50 100 150 300 500 1000 1500 2000

Температура, °С Temperature, °С

0° 4° 8° 12° 16° 20° 24°

s \о

>> OJ

О 50 100 150 300 500 1000 1500 2000

Температура, °С Temperature, °С

go 4о go 12о 16о 20° 24°

а) a) б) b)

Рис. 4. Зависимость температуры воды в Черном море от глубины: а) летом; б) зимой Fig. 4. Dependence of water temperature on the depth in the Black Sea: a) in summer; b) in winter

температуру газа при его движении в трубопроводе, является теплообмен с окружающей средой, причем температура газа на всем протяжении пути будет стремиться к температуре окружающей среды. Этого не скажешь о газопроводе «Турецкий поток», для которого характерны резкие изменения высотных отметок дна и, как следствие, резкие изменения давления газа. Разность высотных отметок на отдельных участках может достигать 2000 м. Температура газа в таком газопроводе может опускаться ниже температуры окружающей среды, а на участках подъема со дна и вовсе достигать отрицательных значений (рис. 3).

Давление р(х) газа в трубопроводе на начальном (сухопутном) участке за счет действия сил трения уменьшается (рис. 3), а затем по мере спуска на дно моря - от отметки I = 0 на поверхности до отметки «2100 м - увеличивается почти на 3,9 МПа. Такое увеличение, необычное для равнинных газопроводов, в данном случае обусловлено влиянием силы тяжести существенно сжатого газа. Далее на относительно горизонтальном участке (100-800 км) изменение давления происходит лишь за счет действия сил трения, а на последнем, восходящем участке (800930 км) давление уменьшается достаточно быстро за счет противодействия силы тяжести (6г/6х < 0). Температура Т(х) газа по длине газопровода также испытывает колебания. Из графика на рис. 3 видно, что:

• на нисходящем участке (0-30 км), когда трубопровод резко опускается в воду, газ значительно охлаждается за счет интенсивного теплообмена с окружающей средой;

• температура окружающей воды ниже температуры газа. Кроме того, на участке спуска трубопровода изменение температуры газа обусловлено работой сил тяжести газа, хотя превалирующим фактором все же остается теплообмен: температура газа на этом участке не изменяется столь быстро, как могла бы изменяться только за счет теплообмена;

• на донном участке газопровода усиливается влияние дроссель-эффекта Джоуля - Томсона (давление газа продолжает уменьшаться), в результате

чего температура газа опускается ниже температуры морской воды;

• на восходящем участке («800-860 км) газопровода температура газа резко уменьшается за счет действия сил тяжести в совокупности с дроссель-эффектом;

• на последнем, мелководном участке газопровода теплообмен снова берет верх, и газ незначительно нагревается, хотя его температура остается ниже температуры окружающей воды. Превалирующими факторами, влияющими на изменение температуры газа в глубоководном газопроводе «Турецкий поток», являются работа силы тяжести газа и эффект Джоуля - Томсона. Учет этих факторов важен для предсказания мест возможного образования гидратов или мест выпадения газового конденсата.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОПРОВОДА В ЗИМНИЙ И ЛЕТНИЙ ПЕРИОДЫ

Температура Тнар(1) окружающей среды, в данном случае морской воды, играет существенную роль в интенсивности теплообмена транспортируемого газа. Температурные режимы зимой и летом могут существенно различаться. Температура газа в зимний период при определенных условиях может опускаться до отрицательных температур. Климат Черного моря в связи с его географическим положением в основном конти-

нентальный, что выражается в сезонных изменениях температуры окружающей среды.

Существенные различия температуры воды в зимний и летний периоды наблюдаются лишь в прибрежной зоне, где глубины моря относительно невелики. В то же время на глубине более 300 м температура воды зимой и летом всегда одинакова и равна «9 °С. Вот почему температура воды в зимний период времени может оказаться недостаточной для поддержания положительной температуры газа на выходе из газопровода. Чтобы показать, какое влияние на выходные параметры транспортируемого газа оказывает время года, приведем результаты численных расчетов в зимний и летний периоды. Они показывают, что температура газа на выходе из газопровода летом, как и на всем протяжении пути, в целом остается положительной и составляет «7-8 °С. Однако зимой температура газа на выходе отрицательна и равна « -1 °С, а на некоторых участках (участок подъема со дна) и вовсе опускается до -2 °С. Следует учитывать, что эти значения могут быть еще ниже ввиду планируемого использования дополнительного защитного слоя бетона в прибрежных водах, что приводит к ухудшению теплообмена транспортируемого газа и окружающей трубопровод воды. Отрицательная температура газа

48

№ 3 март 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Время развертывания комплекса -не более 48 часов

Предназначен для работы

так и их раздельное использование

КОМПЛЕКС

УСТАНОВОК ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ

ЦТ^РЩППЩЩЗ

www.ingecros.ru

(С)+7 (812] 425-4410 (©) info@ingecros.ru

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

о

I—41—' (Ü а.

£>3

го

£ Е .tu Ц

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

i

1

\

\

\

4

V

100 200 300 400 500 600 700 800 900

Продольная координата, км Axial coordinate, km

¡г1 о

лз го

£ Е

,<и V

50 45 40 35

1

30 25 20 15 10 5 0

100 200 300 400 500 600 700 800 900

Продольная координата, км Axial coordinate, km

а) a)

Рис. 5. Распределение температуры по длине газопровода: а) летом; б) зимой

Fig. 5. Distribution of temperature along the length of the gas pipeline: a) in summer; b) in winter

б) b)

объясняется тем, что температуры окружающей воды в прибрежной зоне оказывается недостаточно для того, чтобы нагреть газ, охлажденный в результате действия эффекта Джоуля - Томсона и отрицательной работы силы тяжести, на участке подъема газопровода со дна к поверхности моря.

Указанные температурные аномалии на выходе газопровода из моря делают актуальным вопрос о необходимости установки подогревателей газа на приемной станции, чтобы обеспечить необходимые выходные характеристики. Также необходимо принять во внимание

то, что отрицательные температуры газа могут привести к промерзанию грунтов, а также морской воды, омывающей трубопровод (температура замерзания воды в Черном море равна « -1,9 °С).

ВЫВОДЫ

Газ, транспортируемый по газопроводу «Турецкий поток» должен обладать достаточной степенью осушки, поскольку высока вероятность образования газо-гидратных пробок в наиболее уязвимых сечениях газопровода, а также обмерзания трубопровода в зимний период года.

При выполнении расчетов необходимо учитывать все факторы,влияющие на теплогидравлическиеусловия транспортировки природного газа. Расчеты необходимо выполнять на основе численного решения полной системы термобарических уравнений, так как только в этом случае можно гарантировать, что реализованный проект не потребует дополнительных изысканий и доработок после введения в эксплуатацию, а данные эксплуатации будут соответствовать исходным,полученным при проектировании.

I

Литература:

1. Чарный И.А. Основы газовой динамики. М.: Гостоптехиздат, 1961. 200 с.

2. Лурье М.В. Термогидравлический расчет установившихся режимов работы газопроводов высокого давления // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 2. С. 78-85.

3. Лурье М.В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Недра, 2017. 478 с.

4. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1972. 721 с.

5. Курбатова Г.И., Попова Е.А., Филиппов Б.В. и др. Модели морских газопроводов. СПб.: Изд-во СПбГУ, 2005. 156 с.

6. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://fi1es.stroyinf.ru/data1/49/49848/ (дата обращения: 26.03.2018).

References:

1. Charny I.A. Fundamentals of Gas Dynamics. Moscow, Gostoptekhizdat, 1961, 200 p. (In Russian)

2. Lurye M.V. Thermohydraulic Calculation of Steady-State Operation of High Pressure Gas Pipelines. Territoriya NEFTEGAZ = Oil and Gas Territory, 2013, No. 2, P. 78-85. (In Russian)

3. Lurye M.V. Theoretical Foundations of Pipeline Transport of Oil, Oil Products and Gas. Moscow, Nedra, 2017, 478 p. (In Russian)

4. Vargaftic N.B. Handbook of Thermophysical Properties of Gases and Liquids. Moscow, Nauka, 1972, 721 p. (In Russian)

5. Kurbatova G.I., Popova E.A., Filippov B.V., et al. Models of Offshore Gas Pipelines. Saint Petersburg, Publishing House of Saint Petersburg State University, 2005, 156 p. (In Russian)

6. Company Standard STO Gazprom 2-3.5-051-2006. Norms of Technological Design of Main Gas Pipelines [Electronic source]. Access mode: http://files.stroyinf.ru/data1/49/49848/ (access date: March 26, 2018). (In Russian)

50

№ 3 март 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ