Проблема вывода конденсата из газопровода при транспортировке газа в двухфазном режиме и пути ее решения

ТРАНСПОРТ

УДК 681.51

ПРОБЛЕМА ВЫВОДА КОНДЕНСАТА ИЗ ГАЗОПРОВОДА ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ГАЗА В ДВУХФАЗНОМ РЕЖИМЕ

И ПУТИ ЕЕ РЕШЕНИЯ

© 2003 г. А.В. Зозуля

Трубопроводный транспорт газа из районов Сибири - проблема огромной важности. Поскольку система трубопроводного газа потенциально опасная, главной задачей эксплуатационников является обеспечение безопасных условий транспортировки двухфазных газожидкостных смесей и производительности с учетом требований к ее гидравлическим характеристикам.

Решение подобных задач прип добыче, сборе и транспортировке продукции газоконденсатных и газонефтяных месторождений сопряжено с необходимостью выполнения гидродинамических и гидравлических расчетов течения газожидкостных смесей в трубах.

Процессы течения двухфазных смесей в трубах -предмет широких теоретических и экспериментальных исследований у нас в стране и за рубежом. Однако современные методы их расчета не столь обоснованны и точны, как однофазных потоков [1, 2].

Развитие теории гидродинамики смесей влияло на совершенствование методов постановки и обобщения экспериментальных исследований. Весьма эффективным оказался критериальный метод обработки экспериментальных данных, вытекающий из основных уравнений гидродинамики смесей, в настоящее время наиболее обоснованный и распространенный.

На практике любые течения газожидкостных смесей сопровождаются переходом фаз, наиболее значительным при теплообмене и изменении давления. Компоненты смеси при ее течении термодинамически неравновесны.

В системах сбора и транспорта газа, особенно после компрессорных станций (КС), вследствие повышения давления и последующего охлаждения в газопроводе до температуры грунта происходит конденсация 30 - 65 % содержащихся в газе фракций С3+в.

Системы двухфазного транспорта газа в 60 - 70-е гг. получили широкое применение в мировой практике при дальности транспортировки до 200-250 км, благодаря чему отпала необходимость в глубоком отбензинивании газа на промысле и сооружении отдельного конденсатопровода или лупинга. Сегодня значительно увеличивается дальность транспортировки,

этому препятствует повышенное гидравлическое сопротивление при двухфазных режимах.

К серьезным недостаткам двухфазных транспортных систем относится их чувствительность к изменениям расхода газа и его состава, непредсказуемость поведения двухфазного потока при меняющемся рельефе местности, а также неравномерность следования жидкостных и газовых пробок, что ведет к периодической перегрузке сепарационного оборудования. Тем не менее в настоящее время двухфазный транспорт газа распространен у нас в стране и во всем мире.

Для повышения пропускной способности газопроводов, транспортирующих газ в двухфазном состоянии, необходимо удалять из них образовавшийся конденсат. Существуют следующие способы его удаления [3]:

- продувка газопровода (вынос жидкости потоком транспортируемого газа при повышенной скорости потока или пониженном давлении);

- вынос жидкости при помощи механических разделителей и ее отвод посредством конденсатоотвод-чиков, расположенных в определенных точках газопровода.

Можно комбинировать различные методы.

Скапливание жидкости в газопроводе при режиме течения с застойными зонами, что происходит при низких скоростях движения газа. При повышении скорости режим становится дисперсно-кольцевым, и жидкость уносится потоком газа.

Подача газа ограничивается производительностью источников и возможностями потребителей. Если источники позволяют обеспечить подачу газа для продувки, то в конце трубопровода осуществляется сброс на факел, сопровождаемый большими потерями сжигаемого газа. Поэтому данный метод не нашел широкого применения на практике.

Сущность способа с применением разделителей заключается в том, что механический разделитель по мере движения по газопроводу вытесняет из него жидкость, толкая ее перед собой. Его выносная способность (доля накопленной в трубопроводе жидкости, вытесняемой из трубы) достигает 90 - 95 %. В отечественной практике разделители уже длительное

время используются для очистки внутренней поверхности трубопроводов и последовательной перекачки нефтепродуктов. Отечественной промышленностью освоен серийный выпуск разделителей и устройств их пуска и приема. Однако стоит отметить, что это дорогостоящий способ, понижающий безопасность в связи с периодическим пуском разделителей.

Конденсатосборники (конденсатоотводчики) позволяют удалять из газопровода до 80-90 % конденсата. Выводимый конденсат сбрасывается в конденсато-провод или после стабилизации - в нефтепровод, если нет местных потребителей, его сжигают.

Другим способом удаления конденсата являются гелевые пробки [4]. Несмотря на то, что практические испытания показывают его высокую эффективность, в настоящее время он применяется довольно редко. В литературе практически не раскрывается рецептура таких пробок и способы их формирования, что ограничивает возможность использования данного способа при проектировании и эксплуатации газопроводов.

В России способы удаления конденсата требуют значительных капитальных затрат. Так, в соответствии с п. 4.12* СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», запорная арматура на газопроводах должна устанавливаться на расстоянии не более 30 км, соответственно расположены площадки крановых узлов, оборудованные продувочными свечами и трубопроводами отвода жидкой фазы в амбары для сжигания или в емкости для сбора конденсата. Для транспортировки нестабильного конденсата в район его переработки используется специальный довольно дорогостоящий автомобильный транспорт, для которого следует предусмотреть строительство вдоль трассовых проездов. Все это в условиях Сибири и Крайнего Севера довольно дорого стоит и экологически небезопасно.

Одним из возможных решений проблем, связанных с выпадением конденсата при транспортировке газа в двухфазном режиме, является поддержание дисперсно-кольцевого режима на всем протяжении газопровода с выводом конденсата в конце газопровода. Без специальных методик и программных средств рассчитать такой режим для заданных начальных условий для начального и конечного давления практически невозможно. Сложность заключается в подборе такого давления на входе в газопровод, которое может обеспечить скорость газа, достаточную для выноса из трубопровода образовавшегося конденсата. Особенно трудно рассчитать необходимое начальное давление на промысловых газопроводах, где с течением времени может изменяться подача газа.

Кубанский государственный университет

В настоящее время в ОАО «НИПИгазпереработ-ка» разрабатывается методика, позволяющая рассчитывать оптимальные режимы работы газопроводов при изменяющейся производительности, адаптированное программное обеспечение, расчетные программы, основанные на численных методах, в частности сплайн-интерполяции. Данная методика будет способствовать как снижению затрат на транспортировку газа в двухфазном режиме благодаря выбору более рациональных режимов транспортировки, так и экологической безопасности в районе прокладки газопровода за счет уменьшения продувок газопровода и внеплановых применений механических разделителей.

Для практического применения этой методики потребуются незначительная доработка системы управления газопровода и закупка дополнительного оборудования, чтобы возможно было установить нужное начальное давление в газопроводе, для чего осуществить регулирование степени сжатия:

1) путем изменения количества оборотов привода (турбины) компрессора;

2) с помощью регулирующего клапана, установленного в начале газопровода, или другого устройства местного сопротивления;

3) комбинированием и первого и второго способов.

Приоритетными считаются регулирование и комбинирование, поскольку позволяют снизить потребление газа на приводе (турбине) компрессора.

Второй способ следует использовать, когда нельзя по каким-либо причинам применить способы 1 и 3, так как он позволяет лишь избежать образования застойных зон в газопроводе.

Литература

1. Multi-phase flow in oil and gas pipelines// Piper and Pipelines Int.1992. Vol. 37. № 6.

2. Santanu В. Two-phase flow model aids flare network design // Oil and Gas J. 1992. № 4.

3. Лохте Г. Техника и технология применения в трубопроводах очистных поршней, поршней-разделителей и внут-ритрубных дефектоскопов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1993. № 5.

4. Халтурин В.Н., Кочетков Н.В., Дегтярев В.Н. Осво-

бождение от нефти трубопровода диаметром 1220 мм с применением гелевой пробки // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. № 2.

3 февраля 2003 г.