CC BY
18
УДК 622.691.4
Влияние водной фазы на режимы транспортировки газа с малым содержанием конденсата по протяженным морским трубопроводам
НА Бузников1*, В.А. Сулейманов12
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, к. 1
* E-mail: N_Buznikov@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова:
морской трубопровод, природный газ, газовый конденсат, ингибитор гидрато-образования, многофазный флюид, накопление жидкости.
Тезисы. Исследованы режимы двухфазной транспортировки газа с малым содержанием конденсата по протяженным морским трубопроводам, и выполнен анализ влияния присутствия воды в многофазном флюиде на рабочий диапазон эксплуатации трубопроводов. Основное технологическое ограничение для транспорта многофазных флюидов связано с возможностью образования жидкостных пробок при накоплении в трубопроводе значительных объемов жидкой фазы. Для обеспечения бесперебойности потока флюида необходимо, чтобы расход газа в трубопроводе превышал некоторое критическое значение, называемое минимальной допустимой производительностью. Анализ условий обеспечения бесперебойности потока многофазного флюида при наличии во флюиде воды и использовании различных ингибиторов гидратобразования проведен с использованием программного комплекса OLGA для двух морских трубопроводов с различными профилями трасс.
Для трубопровода с плавным подъемным профилем трассы минимальная допустимая производительность слабо зависит от присутствия воды в транспортируемом флюиде, а выбор ингибитора гидратообразования практически не влияет на рабочий диапазон безопасной эксплуатации трубопровода. Для трубопровода со сложным профилем с большим числом подъемных и нисходящих участков более надежным для обеспечения бесперебойности потока является транспорт двухфазного флюида, так как наличие даже небольшого количества воды в потоке приводит к существенному увеличению минимальной допустимой производительности. Для предотвращения гидратообразования в морском трубопроводе со сложным профилем применение метанола в качестве ингибитора является предпочтительным с точки зрения расширения диапазона безопасной эксплуатации трубопровода.
Использование технологии транспорта газа с малым содержанием конденсата в последние десятилетия получило широкое развитие при освоении морских газо-конденсатных месторождений. Под малым содержанием жидких углеводородов в газовом потоке обычно подразумевают количество жидкой фазы, не превышающее 40 г в кубическом метре газа [1]. Один из типов обустройства морских газоконден-сатных месторождений предусматривает установку платформы, на которой осуществляются сепарация газа и конденсата, их раздельная осушка и компримирование с последующим объединением потоков и подачей в морской трубопровод. При этом особое внимание должно быть уделено вопросам обеспечения бесперебойности потока в морских трубопроводах, связанным с необходимостью соблюдения ряда технологических ограничений [2]. К настоящему времени накоплен большой опыт эксплуатации трубопроводов различной протяженности, который подтверждает осуществимость эффективной транспортировки газа с малым содержанием конденсата [3].
Основное технологическое ограничение для двухфазного транспорта связано с возможностью образования жидкостных пробок при накоплении в трубопроводе значительных объемов жидкой фазы. Повышенное содержание жидкости в трубопроводе приводит к возрастанию гидравлических потерь и сопровождается колебаниями расхода газа и давления. Накопление жидкой фазы в трубопроводе может происходить как в начальный период освоения месторождения, так и на стадии падающей добычи при малых расходах газа. Расход газа, ниже которого трубопровод будет работать в режиме накопления жидкости, принято называть минимальной допустимой производительностью трубопровода.
Другим типом обустройства морского га-зоконденсатного месторождения является схема с полностью подводным обустройством, когда газ и конденсат совместно со свободной водой без какой-либо предварительной подготовки транспортируются по морскому трубопроводу до береговых сооружений. В этом случае по трубопроводу транспортируется многофазный флюид, в состав которого входят две несмешивающиеся жидкие фазы (конденсат и водная фаза). Наличие в многофазном флюиде воды может существенно изменить характер гидравлики газожидкостного потока, в частности, повлиять на величину минимальной допустимой производительности трубопровода. Кроме того, при низких температурах окружающей среды возникает опасность образования гидратов, что влечет за собой необходимость применения ингибиторов гидратообра-зования.
В настоящей работе исследовано влияние присутствия воды в многофазном флюиде на рабочий диапазон эксплуатации морских трубопроводов, транспортирующих газ с малым содержанием конденсата. Также проанализированы условия обеспечения бесперебойности потока многофазного флюида при использовании различных ингибиторов гидрато-образования. Установившиеся гидравлические режимы эксплуатации трубопроводов моделировались с использованием программного комплекса OLGA (версия 6.1).
Исследование проводилось для двух модельных морских трубопроводов (далее - трубопровод 1 и трубопровод 2) внутренним
50
-50
-100
-150
-200
Трубопровод:
м У,
А
/
0
20
диаметром 468 мм и протяженностью 80 км каждый. Длина подводных участков в обоих случаях 75 км. Полагалось, что сухопутные участки трасс трубопроводов имеют одинаковые профили (рис. 1). Глубина моря в начале трубопровода 1 составляла 200 м, в начале трубопровода 2 - 100 м. Трасса трубопровода 1 имеет плавный профиль, и на подводной части угол всех подъемных участков не превышает 0,25°. Трасса трубопровода 2 характеризуется сложным рельефным профилем с большим числом подъемных и нисходящих участков.
В качестве предварительной оценки влияния трассы трубопровода на возможность накопления жидкости при транспортировке двухфазного флюида ранее предложен индикатор профиля Р1 [4]. Для вычисления Р1 трассу трубопровода длиной Ь разбивают на , участков длиной Ь с постоянным углом наклона а,. Индикатор профиля может быть определен по следующей формуле:
PI = ^ X )L,.
%L ¡
(1)
Функция б(а,), характеризующая накопление жидкой фазы, может быть представлена в виде
(
G(a¡) = л0(а,. - а0) + arctg
0,80-
(2)
40 60 80
Длина трубопровода, км
Рис. 1. Профили трасс трубопроводов
где 0(х) - ступенчатая функция Хевисайда (0(х) = 0 при х < 0 и 0(х) = 1 при х > 0); а« = 0,97°.
Результаты расчетов показывают, что для трубопровода 1 Р1 = 26, а для трубопровода 2 Р1 = 89. Согласно предложенной классификации [4] трубопровод 1 имеет плавный подъемный профиль (20 < Р1 < 40), и осложнения, связанные с накоплением жидкой фазы, возможны только при очень малых расходах газа. Напротив, для значений Р1 > 80 профиль имеет большое число неровностей, и опасность накопления жидкости в трубопроводе 2 велика даже при относительно больших расходах газа.
При проведении гидравлических расчетов температура придонных слоев морской воды принималась равной минус 2 °С, а температура грунта на сухопутном участке - равной минус 0,5 °С. Давление на выходе трубопроводов поддерживалось постоянным и составляло 9,0 МПа. Шероховатость внутренней поверхности стенок труб принималась равной 30 мкм.
0
Моделирование проводилось для двухфазного флюида с содержанием компонентов С5+ 10 г на кубический метр газа, а также для многофазных флюидов с добавлением в исходный состав небольшого количества воды (1 и 3 г/м3). Термодинамические и теплофизические свойства флюида моделировались при помощи программы РУТ81ш (версия 18.0.0) с использованием уравнения состояния Соаве - Редлиха - Квонга с объемным сдвигом (8КК Репе1оих) [5, 6].
Для определения минимальной допустимой производительности выполнено моделирование установившегося режима транспортировки многофазных флюидов. Зависимости перепада давления и содержания жидкости от расхода газа, рассчитанные для трубопровода 1, показаны на рис. 2. Моделирование проводилось как для случая транспортировки газокон-денсатной смеси, так и для случая присутствия воды в транспортируемом флюиде. При достаточно больших расходах газа объем выпадающей в трубопроводе жидкой фазы относительно мал (порядка нескольких десятков метров кубических), и осложнения при эксплуатации трубопровода, связанные с накоплением жидкости, отсутствуют. При малых расходах газа объем накопленной жидкости в трубопроводе резко возрастает. Для трубопровода 1 режим накопления жидкости при транспортировке двухфазного
флюида возникает при расходе газа менее 2,5 млн м3/сут (см. рис. 2). В случае присутствия во флюиде небольшого количества свободной воды минимальная допустимая производительность составляет 3,0 и 3,5 млн м3/сут при содержании воды 1 и 3 г/м3 соответственно. Увеличение значения минимальной допустимой производительности обусловлено тем, что при малых скоростях газа вода начинает интенсивно накапливаться в нижней части сечения трубопровода, ее вынос потоком газа затруднен и водная фаза доминирует в общем объеме накопленной жидкости [7].
На рис. 3 представлены результаты моделирования установившихся режимов транспортировки для трубопровода 2. Для трубопровода со сложным профилем присутствие воды во флюиде оказывает более существенное влияние на зависимости перепада давления и объема накопленной жидкости. Значения минимальной допустимой производительности для трубопровода 2 составляют 6,5; 7,5 и 8,0 млн м3/сут при содержании воды 0; 1 и 3 г /м3 соответственно.
Как отмечалось выше, присутствие воды приводит к риску образования гидратов в трубопроводах, транспортирующих многофазный флюид. Для предотвращения образования гидратов в морских трубопроводах, как правило, используется технология непрерывной подачи
«
0 К
1
и еС 1С
О
0
0
1 Содержание водь во флюиде, г/см3 — 0 I / /
* /
/
/
и1'
5 ^
и -
I «
=
и
с
0
4 6 8 10 12 14 16
Расход газа, млн м3/сут
Рис. 2. Объем накопленной жидкости (сплошные линии) и перепад давления (пунктир) в трубопроводе 1 в зависимости от расхода газа и содержания воды во флюиде
т 7
3 7
о ^ 6
I 5
« о
X
и еС 1С
О
1 \
У
\
V
Содержание воды во флюиде, г/см3: — 0 — 1 — 3
7 =3
I
и -
5 И
«
я А К
4 «
а
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Расход газа, млн м3/сут
Рис. 3. Объем накопленной жидкости (сплошные линии) и перепад давления (пунктир) в трубопроводе 2 в зависимости от расхода газа и содержания воды во флюиде
5
4
4
3
3
4
3
2
2
2
1
1
1
ингибиторов. В качестве ингибиторов наибольшее распространение получили термодинамические ингибиторы (метанол и гликоли), которые снижают гидратообразующую активность воды. Присутствие ингибиторов также может оказывать существенное влияние на значение минимальной допустимой производительности трубопровода.
Анализ влияния ингибиторов гидрато-образования на обеспечение потока в исследуемых трубопроводах проводился на примере метанола и моноэтиленгликоля (МЭГ). Как показали расчеты, для предотвращения образования гидратов в трубопроводах при температуре флюида выше минус 10 °С до давлений 12 МПа необходимая массовая концентрации МЭГ в водном растворе составляет 65 %, а метанола - 55 %.
На рис. 4 приведены зависимости перепада давления и содержания жидкости в трубопроводе 1 от расхода газа, рассчитанные для содержания воды 3 г / м3 без использования ингибиторов и при использовании МЭГ либо метанола в качестве ингибитора. В случае применения метанола объем накопленной жидкости оказывается немного меньшим, чем при использовании МЭГ. Это обстоятельство связано с тем, что для одинаковой степени защиты трубопровода от гидратообразования объем подаваемого раствора метанола меньше. Отметим, что при больших расходах газа перепада давления
в трубопроводе 1 при использовании МЭГ возрастает весьма незначительно и не превышает 0,1 МПа, а значение минимальной допустимой производительности для обоих ингибиторов одинаково и составляет 3,5 млн м3/сут.
Рассчитанные значения перепада давления и содержания жидкости в трубопроводе 2 при использовании МЭГ и метанола в качестве ингибитора показаны на рис. 5. В режиме выноса жидкости использование МЭГ приводит к незначительному повышению перепада давления в трубопроводе 2 по сравнению со случаем применения метанола. Однако для трубопровода 2 выбор ингибитора гидра-тообразования существенно влияет на значение минимальной допустимой производительности (см. рис 5). При использовании метанола режим накопления жидкости в трубопроводе 2 возникает при расходах газа менее 8,0 млн м3/сут, тогда как при применении МЭГ минимальная допустимая производительность возрастает до 10,0 млн м3/сут вследствие накопления имеющего большую плотность водного раствора МЭГ на пониженных участках трассы. Таким образом, при использовании технологии транспорта многофазного флюида по морскому трубопроводу со сложным профилем применение метанола в качестве ингибитора гидратообразования представляется предпочтительным с точки
I
0
Состав водной фазы:
— вода
— вода + МЭГ
— вода + метанол
6 а «
н
4 4
4 Э =
и а
- ш
3С 2 1 0
4 6 8 10 12 14 16
Расход газа, млн м3/сут
Рис. 4. Объем накопленной жидкости (сплошные линии) и перепад давления (пунктир) в трубопроводе 1 в зависимости от расхода газа для содержания воды 3 г / м3 при разных составах водной фазы флюида
7 6 5 4 3 2 1 0
10 12 14 16
Расход газа, млн м3/сут
Рис. 5. Объем накопленной жидкости (сплошные линии) и перепад давления (пунктир) в трубопроводе 2 в зависимости от расхода газа для содержания воды 3 г / м3 при разных составах водной фазы флюида
и еС 1С
О
6
зрения расширения рабочего диапазона расходов газа в трубопроводе.
Следует также отметить, что при выборе ингибитора для предотвращения гидратообразова-ния в трубопроводах особое внимание должно быть уделено переходным режимам работы трубопроводов в условиях изменяющихся термобарических и расходных параметров. В частности, для начального запуска протяженного морского трубопровода использование МЭГ является более предпочтительным по сравнению с метанолом, так как позволяет уменьшить время заполнения трубопровода ингибитором и тем самым обеспечить более надежную защиту трубопровода от образования гидратов во время пусковых операций [8]. Увеличение времени заполнения трубопровода при использовании метанола связано с тем, что часть ингибитора переходит в газовую фазу и выносится потоком газа из трубопровода. Кроме того, при использовании метанола может возрастать время выхода трубопровода на стационарный режим работы при возобновлении добычи газа после длительной
остановки трубопровода.
***
Таким образом, проведено исследование гидравлических режимов эксплуатации протяженных морских трубопроводов, транспортирующих газ с малым содержанием конденсата, и выполнен сравнительный анализ технологии двухфазного транспорта осушенного газа и конденсата и технологии многофазного транспорта, когда во флюиде присутствует водная фаза. Для обеспечения бесперебойности потока флюида без образования жидкостных пробок необходимо, чтобы расход газа в трубопроводе превышал некоторое критическое значение (минимальную допустимую производительность), ниже которого происходит переход к режиму накопления жидкости. Увеличение значения минимальной допустимой производительности крайне нежелательно, поскольку приводит к сужению рабочего диапазона расходов газа, в котором обеспечивается безопасная эксплуатация трубопроводов.
Установлено, что для трубопровода с плавным подъемным профилем трассы минимальная допустимая производительность слабо зависит от наличия воды в транспортируемом флюиде. При этом выбор ингибитора гидратообразования практически не влияет на значение минимальной допустимой производительности трубопровода.
Для трубопровода со сложным профилем с большим числом подъемных и нисходящих участков, способствующих накоплению жидкости, присутствие даже небольшого количества воды в потоке существенно сужает рабочий диапазон эксплуатации. В этом случае в качестве ингибитора гидратообразования более предпочтительным является метанол, так как при использовании гликолей значение минимальной допустимой производительности еще больше возрастает. Следовательно, для транспортировки флюида от месторождения на береговые установки по трубопроводу со сложным профилем трассы более надежным с точки зрения обеспечения бесперебойности потока является транспорт обезвоженного флюида.
Список литературы
1. Asante B. Multiphase transport of gas and low loads of liquids in pipelines / B. Asante, J.F. Stanislav, L. Pan // Proceeding of 31st PSIG Annual Meeting, St. Louis, Missouri, USA. -1999. - Paper ID 9911.
2. Bai Y. Subsea pipelines and risers / Y. Bai,
Q. Bai. - Amsterdam: Elsevier, 2005. - 812 с.
3. Сулейманов В.А. Трубопроводная транспортировка продукции морских платформ типа FPU / В.А. Сулейманов // Газовая промышленность. - 2011. - № 10 (665). -
С. 90-94.
4. Barrau B. Profile indicator helps predict pipeline holdup, slugging / B. Barrau // Oil & Gas Journal. - 2000. - Т. 98. - № 8. - С. 58-62.
5. Soave G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state / G. Soave // Chemical Engineering Science. - 1972. - Т. 27. -№ 6. - С. 1197-1203.
6. Peneloux A. A consistent correlation for Redlich-Kwong-Soave volumes / A. Peneloux, E. Rauzy, R. Freze // Fluid Phase Equilibria. - 1982. - Т. 8. -№ 1. - С. 7-23.
7. Бузников Н.А. Динамика накопления
и выноса водного раствора ингибитора гидратообразования при начальном заполнении морского трубопровода / Н. А. Бузников,
B.А. Сулейманов // Газовая промышленность. -2014. - № 8 (710). - С. 34-37.
8. Бузников Н.А. Влияние выбора ингибитора гидратообразования на обеспечение бесперебойности потока в протяженных морских трубопроводах многофазного флюида / Н.А. Бузников, В.А. Сулейманов, И.А. Трофимов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2018. - № 1 (65). -
C. 34-38.
Influence of water phase on modes of the transport of gas with low condensate content in lengthy subsea pipelines
N.A. Buznikov1*, V.A. Suleymanov1,2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 National University of Oil and Gas "Gubkin University", Bld. 1, Est. 65, Leninskiy prospect, Moscow, 119991, Russian Federation
* E-mail: N_Buznikov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The modes of the transport of gas with low content of condensate in lengthy subsea pipelines are studied, and the influence of presence of water in a multiphase fluid on the pipeline operation range is analyzed. The main technological restriction for the transport of multiphase fluids is related to the possibility of formation of liquid plugs due to accumulation of large volumes of the liquid phase in a pipeline. Flow assurance in a pipeline is provided if the gas flow rate exceeds a certain threshold value called the turn-down rate. Analysis of the flow assurance conditions in the presence of water and various hydrate inhibitors is carried out by means of OLGA software for two subsea pipelines with different route profiles.
The turn-down rate for a pipeline with a smooth elevation route profile depends slightly on the presence of water in a fluid, and selection of a hydrate inhibitor influences negligibly on the range of the safe pipeline operation. For a pipeline having a complicated route profile with a large number of uphill and downhill sections, the two-phase fluid transport is preferable to provide the flow assurance, since the presence of even a small amount of water in the fluid leads to significant increase of the turn-down rate. To prevent hydrate formation in a subsea pipeline with a complicated route profile, the use of methanol as the hydrate inhibitor is more suitable for expanding the range of the safe pipeline operation.
Keywords: subsea pipeline, natural gas, gas condensate, hydrate inhibitor, multiphase fluid, liquid holdup. References
1. ASANTE, B., J.F. STANISLAV, L. PAN. Multiphase transport of gas and low loads of liquids in pipelines. In: Proc. of the 31st PSIG Annual Meeting, St. Louis, Missouri, USA, 1999, paper ID 9911.
2. BAI, Y., Q. BAI. Subsea pipelines and risers. Amsterdam: Elsevier, 2005.
3. SULEYMANOV, V.A. Pipeline transportation of the FPU-type marine platforms products [Truboprovodnaya transportirovka produktsii morskikh platform tipa FPU]. Gazovaya Promyshlennost. 2011, no. 10 (665), pp. 90-94. ISSN 0016-5581. (Russ.).
4. BARRAU, B. Profile indicator helps predict pipeline holdup, slugging. Oil & Gas Journal. 2000, vol. 98, no. 8, pp. 58-62. ISSN 0030-1388.
5. SOAVE, G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state. Chemical Engineering Science. 1972, vol. 27, no. 6, pp. 1197-1203. ISSN 0009-2509.
6. PÉNELOUX, A., E. RAUZY, R. FRÉZE. A consistent correlation for Redlich-Kwong-Soave volumes. Fluid Phase Equilibria. 1982, vol. 8, no. 1, pp. 7-23. ISSN 0378-3812.
7. BUZNIKOV, N.A., V.A. SULEYMANOV. Aqueous hydrate inhibitor accumulation and removal profiles under offshore pipeline initial filling [Dinamika nakopleniya i vynosa vodnogo rastvora ingibitora hidratoobrazovaniya pri nachalnom zapolnenii morskogo truboprovoda]. Gazovaya Promyshlennost. 2014, no. 8(710), pp. 34-37. ISSN 0016-5581. (Russ.).
8. BUZNIKOV, N.A., V.A. SULEYMANOV, I.A. TROFIMOV. Influence of hydrate inhibitor choice on flow assurance in long subsea pipelines [Vliyaniye vybora ingibitora gidratoobrazovaniya na obespecheniye bespereboynosti potoka v protyazhennykh morskikh truboprovodakh mnogophasnogo fluida]. Truboprovodnyy Transport: Teoriya i Praktika. 2018, no. 1(65), pp. 34-38. ISSN 1816-451X. (Russ.).
