книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdfУсловия образования гидратов природных газов с различной относительной плотностью можно определить по графику рав новесного состояния гидратов (рис. 4.20).
Слева от кривых —область существования гидратов, а спра ва —область их отсутствия. Чем выше относительная плотность газа по воздуху, тем меньше давление, при котором образуются гидраты.
Определение зоны возможного образования гидратов в газопроводе
Для обнаружения зоны возможного гидратообразования не обходимо знать влагосодержание и плотность транспортиру емого газа, а также его температуру и давление. Для заданного участка (рис. 4.21) в принятых масштабах строятся кривые из менения давления 7 и температуры 2 по длине газопровода. Ис пользуя кривые влагосодержания (рис. 4.19) и равновесного со стояния гидратов (рис. 4.20), на этот же график наносят кривые точки росы 3 и равновесной температуры гидратообразования 4.
Рассмотрим в качестве примера определение зоны возмож ного гидратообразования в газопроводе протяженностью £.
Рис. 4.21. Положение зоны возможного образования скоплений гидратов
Пусть AM —линия точки росы, которая в точке М совпада ет с температурой газа в газопроводе. Так как газ на участке AM имеет температуру выше точки росы Т(х) > Т/х), то он будет недонасыщенным, и, следовательно, в самом начале газопровода (зона I) влага выпадать не будет.
Вточке М температура газа Т(х) равна температуре точки росы Т/х). Это условие соответствует началу конденсации вла ги в газопроводе (зона II). Однако при снижении температуры от точки М до точки В гидраты образовываться не могут, так как температура газа в газопроводе Т(х) выше равновесной темпера туры гидратообразования Тр/х).
Вточке В температура газа становится равной равновесной температуре гидратообразования Т(х) = Тр/х). Следовательно, начиная с точки В, в газопроводе могут образовываться гидраты (зона III). Зона возможного гидратообразования будет распро страняться до точки С, поскольку за ней температура газа ста новится выше равновесной температуры гидратообразования Т(х)> Тр/х ) и гидраты существовать уже не могут.
Участок СЕ соответствует наличию капельной влаги в газе
ина стенках трубопровода, так как выполняется условие
Т(х) < Т /х). Но гидратов здесь не будет, так как температу ра газа выше равновесной температуры гидратообразования.
Для построения графиков Тр/х ) и Т/х) можно воспользо ваться и эмпирическими зависимостями.
Температура, при которой газовые гидраты находятся в тер модинамическом равновесии, рассчитывается из условий:
Трг = 2 ,32 -F 0+8,03<ln/> при Р ^ Р ^ -, |
(4.135) |
Трг = 2,32 + F, -25,4-lnP при Р < Р ГР, |
(4.136) |
где Р —давление газа в рассматриваемом сечении газопро вода, МПа; Ргр —величина граничного давления, соот ветствующая критической температуре существования гидратов и равной 273 К, определяемая по формуле
F0 и F, —функции приведенной плотности газа Р , кото рые могут быть рассчитаны из соотношений
F0 =9,21-(р-0,546)"°'225 ; |
( 4 , 3g) |
ч-0 ,24 6 |
(4139) |
F, = 0,258 + 27,8 (Д -0 ,544)" |
Приведенная плотность газа р вычисляется по формуле
t a r А, |
(4.140) |
|
Р= -Ит |
||
|
где к —число гидратообразующих компонентов в газовой смеси; а. — объемная доля /-го гидратообразующего компонента в исходном газе; А. —относительная плот ность /-го гидратообразующего компонента.
К гидратообразующим компонентам относятся СН4, С2Н6, C3Hg, С4Н10, С 02и H2S. Азот, редкие газы (аргон, гелий) и нор мальные углеводороды от пентана и выше не относятся к гидра тообразующим.
Температура газа, соответствующая точке росы, может быть найдена по формуле
т |
. ц , 0.0564 |
1Р= 282,8 -р00503 |
(4.141) |
где W —влагосодержание насыщенного газа, г/м3.
Для определения W наиболее удобна формула Бюкачека
w .4 4 +В, Ср ' Cs , |
(4.142) |
где Аг Вт— коэффициенты, зависящие от температуры газа; С —поправка на плотность газа; Cs —поправка на соленость воды.
В условиях магистрального газопровода значения поправок Ср и Cs можно принять равными единице. Значения коэффици ентов Ати В тмогут быть найдены из выражений:
274,5' - -----0,461
.273
(4.144)
где Т —температура газа в рассматриваемом сечении, К; Все представленные расчетные формулы имеют среднее квад
ратическое отклонение в пределах 1 % и хорошо согласуются с табличными и графическими данными. Применение расчет ных формул удобно для составления программ расчета на ЭВМ, что позволяет значительно упростить поиск зоны возможного гидратообразования в магистральном газопроводе.
Мероприятия по предупреждению образования гидратов и ихразрушению
Для предупреждения гидратообразования могут применять ся следующие способы.
Подогрев газа выше температуры гидратообразования. Этот способ применяется на газовых промыслах и на ГРС для предупреждения обмерзания трубопроводной арматуры. По догревать газ на линейной части газопровода практически не возможно и экономически нецелесообразно.
Снижение давления газа ниже давления равновесного состояния гидратов. Этот метод может применяться в качестве аварий ного при закупорке газопровода гидратной пробкой. Для это го аварийный участок отсекается линейными кранами, после чего производится выпуск газа в атмосферу через продувоч ные свечи. Давление снижается до тех пор, пока равновесная температура гидратообразования не станет ниже температу ры газа и гидратная пробка не разрушится. Данный способ применяется крайне редко как вынужденная мера, посколь ку приводит к значительным потерям газа и наносит ущерб окружающей среде.
Осушка газа твердыми и жидкими поглотителями на стадии подготовки газа к транспорту. Качественная осушка газа яв ляется наиболее радикальным методом предупреждения ги дратообразования в газопроводах.
Ввод ингибиторов гидратообразования в поток транспортируе-
мого газа. Ингибиторы, введенные в поток газа, частично по глощают водяной пар и переводят в раствор, не образующий гидратов или же образующий их при более низких температу рах. В качестве ингибиторов гидратообразования применяется метиловый спирт (метанол СН3ОН), а также растворы диэти ленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ).Наиболее широ ко используемым летучим ингибитором является метанол.
Согласно нормам технологического проектирования удель ный расход метанола qMдля предупреждения процесса гидрато образования определяется по формуле
(у, Hg-.f2 +10-3.g .c р |
(4.145) |
с,-с2
где Wj, W2—влагосодержание газа соответственно в точках ввода и вывода ингибитора гидратообразования (нача ле и конце линейного участка), г/м3; С,, С2 - массовая концентрация вводимого и выводимого ингибитора; а — коэффициент, определяющий отношение массо вого содержания метанола в газовой фазе к массовой концентрации метанола в водном растворе, контакти рующем с газом; /? —коэффициент растворимости ме танола в углеводородном конденсате; qK—углеводород ный конденсатный фактор.
Значения влагосодержания Wxи W2определяются по форму ле (4.142) при известных значениях давления и температуры.
Конечная концентрация метанола зависит от разности тем пературы равновесного состояния гидратов и температуры газа в точке вывода метанола, то есть А Т= Трг—Т2и определяется из выражения
С2 =3,536-ДГ0,705 |
(4.146) |
Значение коэффициента а зависит от давления Р2и температу ры Т2в точке вывода метанола и может быть найдено по формуле
|
Р -0.781 |
(4.147) |
|
а = |
8,01+1,528 105( « - Н ' Г2 |
||
|
Величина коэффициента /3 зависит от состава газа, обвод ненности раствора метанола, давления и температуры газа. На
практике величина /? находится в интервале 0,01...0,05. При вы соком (90 % и более) содержании метана значение qKмало, поэто му третьим слагаемым уравнения (4.145) можно пренебречь.
Расчет удельного расхода метанола согласно отраслевым нор мам предусматривает величину Wt равную влагосодержанию насыщенного газа. При этом удельный расход метанола qMга рантирует предотвращение образования газовых гидратов в га зопроводе при любых значениях начального влагосодержания.
4.15. Увеличение производительности газопроводов
При необходимости увеличение производительности газо проводов может быть достигнуто несколькими способами:
•удвоением числа компрессорных станций; изменением рабочих давлений в газопроводе; прокладкой лупинга.
После удвоения числа КС величина расхода в газопроводе
составит
|
Q*r = *- |
|
|
■Д■TCPl• |
•D5, |
(4.148) |
|
|
Л |
|
'-кс |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
где |
Л, —коэффициент гидравлического сопротивления при |
|||||
|
производительности QXKC |
|
|
|||
|
Поделив почленно формулу (4.148) на (4.88) и полагая |
|||||
ZCP-TCP~ ZCP{Tcn , получаем |
|
= 1Ш |
|
|
||
|
Л .КС ~ |
Q \K C |
|
(4.149) |
||
|
v |
_ |
|
|
|
|
|
|
|
Q 1 А |
' |
|
|
|
При квадратичном режиме течения А = А, и, следовательно, |
|||||
Хкс~^2. Нетрудно видеть, что, согласно формуле (3.135), во столько же раз после удвоения числа станций увеличится при /п = 0 и В = 0 и производительность нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Следовательно, формула (4.148) в некотором смысле универсальна.
При изменениирабочих давлений формула расхода в газопрово де может быть записана в виде _____________
P2 - Р 2
гн\ гк\
^ср\-Ь-Тт ' -кс
где Рт , Ра —новые начальное и конечное давления на пе регоне между КС.
Поделив (4.150) на (4.88) при том же упрощающем допуще нии, получаем
у - Q? - |
(4.151) |
При квадратичном режиме перекачки формула (4.151) упро щается
QiP _ l(^ i ^ i) |
(4.152) |
|
QУ ( $ - % ) '
Спомощью формулы (4.152) можно решить и обратную зада чу определения степени сжатия £,, при которой будет обеспече но увеличение пропускной способности газопровода в заданное
число раз хР-
Если учесть, что àPHAr« Рн и АРвс« Pv а на практике, как правило, Ра « Рр то из формулы (4.152) легко получить искомую степень сжатия
|
=-у/1+;^ '( е2-1) ’ |
(4.153) |
где |
е, £, —степень сжатия соответственно до и после увели |
|
|
чения производительности: е » Рн/ Рк ; ех~РН1/РЮ■ |
|
При прокладке лупинга длиной хДи диаметром Dn на сдвоен ном участке эквивалентный диаметр связан с диаметрами труб
в соответствии с формулой (4.97) зависимостью D™ = D26 + D™, 1
то есть равен £>Э1 = (D 2,6+ D^6)26.
Для всего же газопровода согласно формуле (4.93) можем за
писать |
_ |
|
-э |
D,5.2 |
|
D,5.2 |
(D 2*+ D 2/ ) |
ИЛИ П ри ( э = £кс п хл = хл /екс
Оэ — |
D |
(4.154) |
|
1_______
[ i+(ол /о )26]2
Так как с увеличением производительности газопровода при применении лупинга хл = (Do/D) то с учетом (4.154) можем записать
Хл ~ |
|
|
1 |
|
|
(4.155) |
|
1—т |
! |
1 |
|
^ 1 |
хл |
|
|
[l+(D „/D )26]2
Согласно (4.155) при хл =\ и Dn - D получаем х = 2, то есть прокладка параллельной трубы того же диаметра позволяет уве личить пропускную способность газопровода в два раза. Анало гичный эффект имеет место при перекачке нефти и нефтепро дуктов (3.139).
Используя формулу (4.155), можно решить обратную зада чу —определить относительную длину лупинга для увеличения производительности газопровода в заданное число раз
1 - 4 -
7 |
= __________ Г л |
(4.156) |
ЛЛ |
j |
|
1 [ l + i D . / D f 6]2
4.16. Эффективность перемычек при эксплуатации газопроводов
Современные системы магистрального транспорта газа со оружаются многониточными, что позволяет сделать их работу более надежной.
Рассмотрим для примера участок многониточного газопрово да длиной t, состоящий из п труб диаметром D каждая (рис. 4.22). Пусть произошла авария на р «нитках» газопровода. Сопоста-
208
Рн |
Рк |
Рис. 4.22. Расчетная схема многониточного газопровода с перемычками
вим, насколько при этом изменится производительность систе мы при отсутствии и наличии перемычек.
Если перемычек нет, то авария на р «нитках» приводит к пол ному отключению каждой из них, а изменение производитель ности системы составит
При наличии перемычек аварийные участки газопровода от ключаются для ремонта, а по остальным газ продолжает пере качиваться беспрепятственно. Пусть благодаря перемычкам на участке длиной газ перекачивается по всем п «ниткам», а на остальной длине перегона —по (п—р) «ниткам». Определим из менение производительности системы в этом случае.
Перед нами сложный газопровод, и поэтому для его расчета воспользуемся ранее выведенными зависимостями.
На участке длиной £х мы имеем п параллельно работающих газопроводов постоянного диаметра. Полагая длину эквива лентного им газопровода также равной £г по формуле (4.97) на ходим диаметр эквивалентной магистрали
D2;6 = D,2-6 + D26 + ...+D26 = л • О2'6
Соответственно, D^2 = л2 ■D52 Для второго участка, полагая
(Э2 = £-£,, аналогично находим D” = (л - р)2• D5 2
Диаметр газопровода, эквивалентного всей системе, находим из формулы (4.93)
D ? n2- ^ 2 [ n - p ) 1- ! ? 1'
откуда, полагая £ч= £,
|
D,5.2 |
|
(4.157) |
|
1 -4 |
|
n2 (n - p f |
где |
4 — относительная длина участка с п работающими |
|
«нитками», |
Как частный случай, из формулы (4.157) при р = 0 получаем эквивалентный диаметр системы до аварии
= п2■D52 |
(4.158) |
С учетом (4.157) и (4.158) можем записать формулы расхода газа до и после аварии
Q,=А: |
|
(4.159) |
)jZCP-A-TCP-£ |
|
|
Q =к- |
D 52 |
(4.160) |
|
||
ZCP *Д *Тср • £ |
|
|
H ' * |
1 2 |
|
П |
(п - р ) |
|
Следовательно, выход из строя р участков многониточного газопровода с перемычками приведет к изменению его произво дительности
х = ° - = . |
1 |
(4.161) |
|
Оо
1 - 4+ -
(1 -р/п У
На рис. 4.23 показана зависимость величин ^ и х от величин 4 и р/п. Видно, что чем чаще установлены перемычки (прн этом величина 4 уменьшается), тем в меньшей степени пострадает производительность многониточного газопровода при отказах на р «нитках».
Из формулы (4.161) может быть найдено расстояние между перемычками, гарантирующее снижение производительности
210