СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВКИ КОМПРИМИРУЕМОГО ПОТОКА ПО ГАЗОПРОВОДУ Российский патент 2004 года по МПК F17D1/00 

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 С_3+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 W_г - искомая выносная скорость, м/с;

ρ_г, ρ_ж - 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 [Pr_min, Pr_max] будет задана сетка: Pr_min=Pr₀<Rr₁<...<Pr_n=Pr_max,

где Pr_min, Pr_max - соответственно минимально и максимально допустимый объем потока, подаваемый в газопровод;

В узлах Rr_i заданы значения

Pнaч_i=f(Pr_i), I=0,...,n,

Ркон_i=f(Рr_i), I=0,...,n,

где Рнач_i - оптимальное начальное давление газа на входе в газопровод для заданного объема потока Rr_i;

Ркон_i - расчетное давление на выходе из газопровода для заданного объема потока Рr_i и начального давления Рнач_i.

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.

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 W_г - выносная скорость, м/с; ρ_г, ρ_ж - 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.

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 W_г - выносная скорость, м/с;

ρ_г, ρ_ж - плотность газообразной и жидкой фаз на участке газопровода, кг/м³;

D - внутренний диаметр газопровода, м;

g - ускорение свободного падения, м/с².