RU2242669C2 - Способ транспортировки компримируемого потока по газопроводу - Google Patents
Способ транспортировки компримируемого потока по газопроводуInfo
- Publication number
- RU2242669C2 RU2242669C2 RU2003105456/06A RU2003105456A RU2242669C2 RU 2242669 C2 RU2242669 C2 RU 2242669C2 RU 2003105456/06 A RU2003105456/06 A RU 2003105456/06A RU 2003105456 A RU2003105456 A RU 2003105456A RU 2242669 C2 RU2242669 C2 RU 2242669C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas pipeline
- pressure
- stream
- flow
- pipeline
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к трубопроводному транспорту газа. Техническим результатом изобретения является обеспечение транспорта газа с содержащимся в нем или образующимся по длине газопровода конденсатом в режиме, обеспечивающем его течение без застойных зон. При транспортировке компримируемого потока по газопроводу в режиме, обеспечивающем его течение без образования застойных зон в газопроводе, поддерживают оптимальное начальное давление, обеспечивающее скорость течения потока, большую или равную выносной скорости, достаточную для выноса по всей длине газопровода конденсата и определяемую по формуле
а при изменении условий транспортировки, например, объема потока, подаваемого в газопровод, производят регулирование начального давления до рассчитываемой для этих условий оптимальной величины, где Wг - выносная скорость, м/с; ρг, ρж - плотность газообразной и жидкой фаз на участке газопровода, кг/м3; D - внутренний диаметр газопровода, м; g - ускорение свободного падения, м/с2. 6 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к транспорту газовых потоков с содержащимся или образующимся при транспортировке конденсатом, например, нефтяного газа, продукции газоконденсатных месторождений и т.п., и может быть использовано в нефтяной, газовой, нефтехимической, химической и других отраслях промышленности.
Известны различные способы транспорта газа, содержащего помимо углеводородов C1, С2, также более тяжелые углеводороды С3+в. Один из таких способов - двухфазный транспорт компримируемого потока по газопроводу, включающий компримирование газа - метана - и закачку предварительно выделенного из газовой смеси конденсата - широкой фракции летучих углеводородов (С2+С3+С4) в поток газа для совместной транспортировки по газопроводу (патент РФ №2171953, F 17 D 1/02, опуб. 10.08.2001 г.).
Недостатком такого способа, как и других примеров транспорта двухфазного потока, является возможность образования по длине газопровода, особенно в пониженных участках, застойных зон из выпадающего по длине газопровода конденсата. Это часто происходит при изменении режима эксплуатации, например, при изменении подаваемого объема, что характерно для промысловых газопроводов. Выпадение в газопроводе конденсата влечет различные проблемы: образование жидкостных пробок, поведение которых трудно предсказать, риск внезапных залповых выбросов жидкости и, как следствие, возникновение аварийных ситуаций, приводящих к порче оборудования, прерывание нормального режима работы газопровода для продувок или пропускания очистительных снарядов, создание системы конденсатоотводчиков и т.д.
Эти недостатки практически полностью исключаются при транспорте потока при сверхвысоком давлении в так называемой “плотной” фазе. При таком способе транспортировки (G.King "Ultra-high gas pressure pipelines offer advantages for arctic service", "Oil & Gas Journal" - 1992 - 90 - №22, c.79-84) поток компримируют до давления, превышающего критическое значение, соответствующее крикондебаре (кривой фазового состояния) для данного состава при заданных условиях по температуре. При этом поток, включающий смесь углеводородов от метана до пентанов, транспортируется в единой фазе без выпадения жидкости по длине газопровода и соответственно без образования застойных зон.
Транспортировка компримируемого потока по газопроводу в режиме, обеспечивающем его течение без образования застойных зон, является общим признаком у рассматриваемого и заявляемого объектов.
К недостаткам такого способа транспортировки относятся высокие затраты, связанные с необходимостью обеспечения высокого давления транспортируемой смеси - порядка 11-14 МПа, а также использование специального оборудования, рассчитанного для работы при сверхдавлениях.
Техническая задача заявляемого способа заключается в обеспечении транспортировки потока газа с содержащимся в нем или образующимся по длине газопровода конденсатом в режиме, позволяющем выносить конденсат из газопровода, без образования застойных зон, в том числе при изменении условий транспортировки, например, объема потока.
Техническая задача достигается тем, что в способе транспортировки компримируемого потока по газопроводу в режиме, обеспечивающем его течение без образования застойных зон, при транспортировке потока с содержащимся в нем или образующимся по длине газопровода конденсатом в газопроводе поддерживают оптимальное начальное давление, обеспечивающее скорость течения потока, достаточную для выноса по всей длине газопровода конденсата, а при изменении условий транспортировки, например, объема потока, подаваемого в газопровод, производят регулирование начального давления до рассчитываемой для этих условий оптимальной величины.
Кроме того, в газопроводе контролируют параметры транспортируемого потока с помощью средств измерения объема потока, подаваемого в газопровод, температуры и давления потока в начале и в конце газопровода, а при изменении условий эксплуатации данного газопровода и/или состава транспортируемого потока определяют значения скоростей течения потока по длине газопровода, обеспечивающих вынос конденсата, и соответствующее такому режиму течения оптимальное начальное давление газопровода, которое сравнивают с действительным давлением, и при отклонении последнего от оптимального значения осуществляют регулирование начального давления для компенсации отклонения.
Также контроль параметров транспортируемого потока, определение оптимального начального давления компримируемого потока и регулирование начального давления потока осуществляют в режиме реального времени с использованием системы управления процессом транспортировки потока, снабженной программным модулем для расчета оптимального начального давления газопровода.
Кроме того, регулирование начального давления потока осуществляют путем регулирования степени сжатия компрессора, установленного в начале газопровода.
Кроме того, регулирование начального давления потока осуществляют посредством регулирующего клапана, установленного в начале газопровода, или другого устройства, создающего местное сопротивление.
Кроме того, регулирование начального давления потока осуществляют путем формирования управляющего воздействия на средство частотного управления оборотами электропривода компрессора или на регулятор подачи топлива газотурбинного привода компрессора и/или на привод устройства, создающего местное сопротивление.
Поддержание в газопроводе оптимального начального давления, обеспечивающего скорость течения потока, достаточную для выноса по всей длине газопровода конденсата, при транспортировке потока с содержащимся в в нем или образующимся по длине газопровода конденсатом и регулирование начального давления при изменении условий транспортировки, например, объема потока, подаваемого в газопровод, до рассчитываемой для этих условий оптимальной величины, позволяет обеспечить такой режим течения, при котором конденсат постоянно выносится из газопровода, не скапливаясь в пониженных точках рельефа и не образуя застойных зон.
Контроль параметров транспортируемого потока с помощью средств измерения объема потока, подаваемого в газопровод, температуры и давления потока в начале и в конце газопровода, определение при изменении условий эксплуатации данного газопровода и/или состава транспортируемого потока значения скоростей течения потока по длине газопровода, обеспечивающих вынос конденсата, и соответствующее такому режиму течения оптимальное начальное давление газопровода, сравнение этого рассчитанного оптимального давления с действительным давлением и при отклонении последнего от оптимального значения регулирование начального давления для компенсации отклонения позволяет обеспечить постоянную работу газопровода при оптимальных расчетных условиях даже при изменениях режима эксплуатации.
Контроль параметров транспортируемого потока, определение оптимального начального давления компримируемого потока и регулирование начального давления потока в режиме реального времени с использованием системы управления процессом транспортировки потока, снабженной программным модулем для расчета оптимального начального давления газопровода, позволяет постоянно следить за состоянием компримируемого потока - его режимными параметрами, оперативно выявлять опасные ситуации с точки зрения нарушения оптимального режима транспортировки потока и своевременно осуществлять регулирующие воздействия - регулирование начального давления газопровода.
Регулирование начального давления потока путем регулирования степени сжатия компрессора, установленного в начале газопровода, позволяет снизить количества потребляемой компрессором энергии вследствие уменьшения, в случае необходимости, частоты вращения вала компрессора.
Регулирование начального давления потока посредством регулирующего клапана, установленного в начале газопровода, или другого устройства, создающего местное сопротивление, применяется, как правило, в дополнение к регулированию давления изменением частоты вращения вала компрессора для достижения необходимой степени понижения давления в начале газопровода.
Регулирование начального давления потока путем формирования управляющего воздействия на средство частотного управления оборотами электропривода компрессора или на регулятор подачи топлива газотурбинного привода компрессора и/или на привод устройства, создающего местное сопротивление, позволяет оперативно обеспечить оптимальное расчетное давление в начале газопровода.
Рассмотрим осуществление данного способа на примере газопровода длиной 167,5 км и диаметром 530 мм. В конце основного газопровода имеется лупинг длиной 68 км, диаметром 325 мм.
В данном примере максимально возможное начальное давление газопровода, соответствующее максимально возможным рабочим характеристикам используемого компрессора - 6,4 МПа. Величина допустимого давления в конце газопровода в диапазоне от 2,7 до 3,0 МПа обусловлена требованиями на входе установки подготовки газа, куда подается транспортируемый поток.
Состав транспортируемого газа приведен в таблице 1.
Толщина изоляции трубы - 1 мм, глубина заложения трубы в грунт - 1,05 м, плотность грунта - 1800 кг/м3, температура грунта на уровне оси трубы -5°С, влажность грунта - 20%, тип грунта - песок мерзлый, тип изоляции - пенополиуретан.
Известно, что если скорость транспортируемого продукта в трубопроводе больше или равна выносной скорости, имеет место дисперсный или дисперсно-кольцевой режим течения, и застойные зоны не образуются.
Расчетным путем было определено, что в данном газопроводе по всей его длине возможно поддерживать режим течения с выносной скоростью, гарантирующей течение потока без образования застойных зон, с соблюдением указанных выше ограничений по давлению, при объемах подаваемого газа от 878 млн. м3/год до 1442 млн. м3/год газа.
Для расчета выносной скорости была применена методика, приведенная в РД 39-32-704-82 “Инструкция для расчета расходных характеристик трубопровода при бескомпрессорном транспорте сырого нефтяного газа”, разработанном институтом “ВНИПИгазпереработка”. Согласно этой методике режим течения должен определяться для каждого расчетного участка трубопровода.
Выносная скорость определяется по формуле
где Wг - искомая выносная скорость, м/с;
ρг, ρж - плотности газообразной и жидкой фаз на участке газопровода, кг/м3;
D - внутренний диаметр газопровода, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
Расчет оптимального начального давления производится методом последовательных приближений. Задается первое приближение начального давления и производится гидравлический расчет газопровода, после чего производится проверка соответствия конечного давления заданным ограничениям, а также проверяется, достигается ли выносная скорость на всех участках газопровода. В случае несоблюдения этих условий величина начального давления корректируется, и производится повторный расчет. Расчет производится для различных объемов подаваемого в газопровод газа.
Результаты расчетов приведены в таблице 2.
На основании приведенных в таблице 2 результатов гидравлических расчетов определяется приближенная функциональная зависимость требуемого начального давления от объема газа, подаваемого в газопровод.
Для определения оптимального начального давления газа на входе в газопровод и расчетного давления на выходе из газопровода при использовании и без использования лупинга при производительности газопровода, отличающейся от расчетной, может использоваться программный модуль системы управления газопроводом с соответствующей вычислительной программой.
В качестве исходных данных для расчета на отрезке [Prmin, Prmax] будет задана сетка: Prmin=Pr0<Rr1<...<Prn=Prmax,
где Prmin, Prmax - соответственно минимально и максимально допустимый объем потока, подаваемый в газопровод;
В узлах Rri заданы значения
Pнaчi=f(Pri), I=0,...,n,
Рконi=f(Рri), I=0,...,n,
где Рначi - оптимальное начальное давление газа на входе в газопровод для заданного объема потока Rri;
Рконi - расчетное давление на выходе из газопровода для заданного объема потока Рri и начального давления Рначi.
После этого по заданной сетке программа приблизительно восстановит функциональную зависимость между объемом потока, подаваемого в газопровод, и начальным и конечным давлением при помощи построения кубической сплайн-функции.
Регулирование работы газопровода осуществляется согласно найденной приближенной функциональной зависимости следующим образом.
Допустим, газопровод функционирует с производительностью 1442 млн.м3/год. При этом установлено начальное давление 6,4 МПа, давление на выходе из газопровода соответствует расчетному конечному давлению и составляет 2,7 МПа. Лупинг в конце основного газопровода открыт. Расчет скорости течения потока показал, что при таких значениях объема транспортируемого потока, начального и конечного давлений газопровода на всех участках газопровода скорость течения потока соответствует выносной.
В режиме реального времени производится периодический опрос текущих параметров газопровода (объем подаваемого газа, давления в начале и конце газопровода). В некоторый момент времени после получения и анализа текущих параметров газопровода выясняется, что объем подаваемого в газопровод газа уменьшился до 1000 млн.м3/год.
В режиме реального времени с использованием системы управления процессом транспортировки потока, снабженным программным модулем для расчета оптимального начального давления газопровода для производительности 1000 млн·м3/год, производится расчет оптимальных гидравлических характеристик. Получены следующие результаты: оптимальное начальное давление - 5,4 МПа, потребуется отключение лупинга.
Из центрального диспетчерского пункта на пункт управления компрессорной станцией поступает запрос на уменьшение давление на выходе из компрессорной до 5,4 МПа. Путем уменьшения оборотов электропривода компрессора давление снижено до 5,45 МПа, поскольку дальнейшее снижение давления может привести компрессор в помпажный режим. Эта информация поступает в центральный диспетчерский пункт. Для обеспечения необходимого начального давления (5,4 МПа) подается управляющий сигнал на привод регулирующего клапана для снижения начального давления на входе в газопровод с 5,45 до 5,4 МПа. Одновременно подается управляющий сигнал на задвижку лупинга на его закрытие. Далее газопровод работает в установившемся режиме, обеспечивающем течение потока с выносной скоростью без образования застойных зон; текущие параметры газопровода продолжают контролироваться с заданной периодичностью.
Через определенный промежуток времени в результате анализа текущих параметров газопровода выясняется, что объем подаваемого в газопровод газа увеличился до 1400 млн.м3/год.
В режиме реального времени с помощью расчетной программы для производительности 1400 млн.м3/год производится расчет оптимальных гидравлических характеристик. Получены следующие результаты: оптимальное начальное давление - 6,32 МПа, потребуется открытие лупинга.
Из центрального диспетчерского пункта на пункт управления компрессорной станцией поступает запрос на увеличение давление на выходе из компрессорной до 6,32 МПа. Одновременно подается управляющий сигнал на привод регулирующего клапана на его полное открытие.
Путем увеличения оборотов привода компрессора давление увеличено до 6,32 МПа. Эта информация поступает в центральный диспетчерский пункт. После ее получения и анализа подается управляющий сигнал на задвижку лупинга на его открытие.
Таким образом, обеспечивается транспортировка компримируемого потока газа с содержащимся в нем или образующимся по длине газопровода конденсатом в режиме, обеспечивающем выносную скорость конденсата по всей длине газопровода, что позволяет обеспечить течение потока без образования застойных зон, в том числе при изменении условий транспортировки, например, объема потока.
Claims (7)
1. Способ транспортировки компримируемого потока по газопроводу в режиме, обеспечивающем его течение без образования застойных зон, отличающийся тем, что при транспортировке потока с содержащимся в нем или образующимся по длине газопровода конденсатом в газопроводе поддерживают оптимальное начальное давление, обеспечивающее скорость течения потока большую или равную выносной скорости, достаточную для выноса по всей длине газопровода конденсата и определяемую по формуле
а при изменении условий транспортировки, например объема потока, подаваемого в газопровод, производят регулирование начального давления до рассчитываемой для этих условий оптимальной величины,
где Wг - выносная скорость, м/с;
ρг, ρж - плотность газообразной и жидкой фаз на участке газопровода, кг/м3;
D - внутренний диаметр газопровода, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в газопроводе контролируют параметры транспортируемого потока с помощью средств измерения объёма потока, подаваемого в газопровод, температуры и давления потока в начале и конце газопровода, а при изменении условий эксплуатации данного газопровода и/или состава транспортируемого потока определяют значения скоростей течения потока по длине газопровода, обеспечивающих вынос конденсата, и соответствующее такому режиму течения оптимальное начальное давление газопровода, которое сравнивают с действительным давлением и при отклонении последнего от оптимального значения осуществляют регулирование начального давления для компенсации отклонения.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что контроль параметров транспортируемого потока, определение оптимального начального давления компримируемого потока и регулирование начального давления потока осуществляют в режиме реального времени с использованием системы управления процессом транспортировки потока, снабженной программным модулем для расчета оптимального начального давления газопровода.
4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что регулирование начального давления потока осуществляют путем регулирования степени сжатия компрессора, установленного в начале газопровода.
5. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что регулирование начального давления потока осуществляют посредством регулирования клапана, установленного в начале газопровода, или другого устройства, создающего местное сопротивление.
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что регулирование начального давления потока осуществляют путем формирования управляющего воздействия на средство частотного управления оборотами электропривода компрессора или на регулятор подачи топлива газотурбинного привода компрессора.
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что регулирование начального давления потока осуществляют путем формирования управляющего воздействия на привод устройства, создающего местное сопротивление.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003105456/06A RU2242669C2 (ru) | 2003-02-25 | 2003-02-25 | Способ транспортировки компримируемого потока по газопроводу |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003105456/06A RU2242669C2 (ru) | 2003-02-25 | 2003-02-25 | Способ транспортировки компримируемого потока по газопроводу |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003105456A RU2003105456A (ru) | 2004-12-10 |
| RU2242669C2 true RU2242669C2 (ru) | 2004-12-20 |
Family
ID=34387663
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003105456/06A RU2242669C2 (ru) | 2003-02-25 | 2003-02-25 | Способ транспортировки компримируемого потока по газопроводу |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2242669C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2757389C1 (ru) * | 2021-03-09 | 2021-10-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ транспортирования метано-водородной смеси |
-
2003
- 2003-02-25 RU RU2003105456/06A patent/RU2242669C2/ru active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| G. KING. Ultra-high gas pressure pipelines offer advantages for arcti service. Oil & Gas Journal. 1992, 90, № 22, с.79-84. * |
| ТРУДЫ ВНИИГАЗа. Вопросы транспорта природного газа. - М.: Недра, 1970, с.121-124. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2757389C1 (ru) * | 2021-03-09 | 2021-10-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ транспортирования метано-водородной смеси |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101084363B (zh) | 用于控制多相流体的流动的方法、系统以及控制器 | |
| RU2334082C2 (ru) | Система и способ прогнозирования и обработки пробок, образующихся в выкидной линии или скважинной системе труб | |
| Corbett et al. | High strength steel pipeline economics | |
| US5256171A (en) | Slug flow mitigtion for production well fluid gathering system | |
| MX2008011523A (es) | Metodo y sistema para el control o verificacion de retroalimentacion de un sistema de produccion de petroleo o gas y producto de programa de computadora. | |
| RU2680532C1 (ru) | Способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов с применением турбодетандерных агрегатов на установке низкотемпературной сепарации газа в условиях крайнего севера | |
| US4958653A (en) | Drag reduction method for gas pipelines | |
| Ogazi et al. | Slug control with large valve openings to maximize oil production | |
| RU2558696C2 (ru) | Установка турбодетандер-компрессор, способ ее регулирования и контроллер | |
| CA2912675A1 (en) | Operating method for a pump, in particular for a multiphase pump, and pump | |
| US20240218277A1 (en) | Method and system for managing variable, multi-phase fluid conversion to output fuel and energy | |
| RU2242669C2 (ru) | Способ транспортировки компримируемого потока по газопроводу | |
| EP0767699B1 (en) | Suppression of slug flow in a multi-phase fluid stream | |
| Wilkes et al. | Centrifugal compressors | |
| Tang et al. | Pipelines slugging and mitigation: case study for stability and production optimization | |
| Godhavn et al. | Increased oil production by advanced control of receiving facilities | |
| US7452390B1 (en) | Controlled superheating of natural gas for transmission | |
| RU2241900C2 (ru) | Система автоматизированного управления газопроводом | |
| CN113864653A (zh) | 一种气液分离器与节流阀联合消除严重段塞流的系统及方法 | |
| Davis et al. | Novel Liquid Mitigation Solutions in Brown Field Gas Compression Projects | |
| Grudz et al. | Forecasting rational working modes of long-operated gas-transport systems under conditions of their incomplete loading | |
| Vanyashov | Procedure for selecting anti-surge valves for two-section centrifugal compressor based on analysis of “compressor-network” system | |
| US12055956B2 (en) | Rejected gas recovery in gas oil separation plants | |
| US12055957B2 (en) | Rejected gas recovery in gas oil separation plants | |
| Okereke et al. | Investigation of Slug Suppression System in Deepwater Scenario |