Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Техника и технологии очистки внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений 9
1.1 Современные технологии трубопроводного транспорта газа 9
1.2 Очистка внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений как составная часть общей проблемы поддержания пропускной способности газопровода 14
1.3 Сравнительный анализ различных технологий очистки внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений 18
1.4 Анализ патентной информации в области создания средств очистки и диагностики внутренней полости газопроводов 28
1.5 Критический анализ теоретических исследований по удалению газожидкостных скоплений из внутренней полости газопровода 33
1.6 Цели и задачи исследований, изложенных в диссертации 42
ГЛАВА 2. Экспериментальное исследование выноса жидкостного скопления из пониженных участков трубопровода 44
2.1 Исходные предпосылки для постановки и проведения эксперимента 44
2.2 Планирование инженерного эксперимента 45
2.3 Описание экспериментальной установки 49
2.4 Методика выполнения экспериментов 52
2.5 Результаты экспериментов 56
ГЛАВА 3. Обработка результатов экспериментов по выносу жидкостных скоплений из пониженного участка газопровода 59
3.1 Анализ размерностей и построение зависимости для расчета критической скорости выноса жидкости из пониженных участков газопровода 59
3.2 Методика регрессионного анализа 65
3.3 Определение коэффициентов регрессии 67
3.4 Проверка адекватности уравнения регрессии 73
3.5 Оценка влияния плотности, вязкости жидкости и угла наклона трубопровода на критическое значение скорости выноса жидкости 76
3.6 Оценка влияния объема жидкостного скопления и угла наклона нисходящего участка трубопровода на критическое значение скорости выноса 78
ГЛАВА 4. Пути практического использования результатов диссертации для очистки внутренней полости газопроводов-отводов 83
4.1 Общая характеристика газопроводов-отводов как элемента газотранспортной системы 83
4.2 Региональные схемы подачи газа потребителям 87
4.3 Создание высокоскоростных течений газа в газопроводах-отводах 90
4.4 Методика расчета скорости газового потока, необходимой для удаления жидкости из внутренней полости трубопровода 94
4.5 Примеры расчета выносных скоростей для трубопроводов предгорных и горных районов Северного Кавказа 97
Выводы 102
Список используемой литературы 104
- Очистка внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений как составная часть общей проблемы поддержания пропускной способности газопровода
- Планирование инженерного эксперимента
- Определение коэффициентов регрессии
- Методика расчета скорости газового потока, необходимой для удаления жидкости из внутренней полости трубопровода
Очистка внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений как составная часть общей проблемы поддержания пропускной способности газопровода
В трубопроводном транспорте природного газа во внутреннюю полость газопровода возможно попадание жидкости. Как правило, эта жидкость собирается в пониженных участках газопровода и образует жидкостные скопления (иначе жидкостную пробку). В качестве подобных жидкостей могут выступать вода, конденсат, масла и другие углеводороды. При накоплении их в низине трубопровода может наступить момент, когда живое сечение трубы будет перекрыто Н00 (рисунок 1.4).
Жидкостные пробки затрудняют дальнейший транспорт природного газа. Во-первых, не исключена закупорка трубопровода и транспортировка газа по данной системе станет невозможной. Во-вторых, при определенных условиях жидкостное скопление может начать движение, и, подобно снаряду артиллерийского орудия, нанести непоправимый вред технологическому оборудованию, установленному на газотранспортной системе.
В пластовых условиях природный газ находится в постоянном контакте с водой и имеет 100% насыщение влагой. В связи с этим поступающий из скважины газ содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Для отделения капельной влаги используются сепараторы различной конструкции. Содержание паров воды снижается на головных сооружениях с помощью установок осушки газа. В случае недостаточно эффективной осушки влага попадает во внутреннюю полость трубопровода [67, 68]. Исследования по повышению эффективности подготовки природного газа к дальнему транспорту отражены в работах Е.А. Лужковой [71, 72], В.А. Ставицкого [102], В.А. Истомина [42, 43, 44, 45, 46, 47], Э.Г. Талыбова [106], А.Н. Бутусова [16], В.Э. Вольского [21], А.В. Елистратова [38], Н.В. Михайлова [79], К.М. Давлетова [31] и других.
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что после проведения строительно-монтажных и ремонтных работ, как правило, газопроводы испытывают гидравлическим методом. Гидравлическое испытание – это процесс проверки прочности и герметичности трубопровода перед вводом его в эксплуатацию [104]. Эту операцию проводят следующим образом: тестируемый участок заполняется водой, затем создается давление испытания. Для различных категорий газопроводов проводится комплекс мероприятий, связанных с выдерживанием под пробным давления, его снижением, выдерживание под рабочим давление и др. После гидравлических испытаний влага из трубопровода удаляется. В силу объективных обстоятельств 100% удаление влаги практически невозможно. В дальнейшем, при эксплуатации отремонтированного участка, влага будет скапливаться в пониженных либо тупиковых участках трубопроводной системы [21, 27].
Немаловажным фактором образования влаги во внутренней полости трубопровода является попадание атмосферных осадков при проведении ремонтно-восстановительных и аварийных мероприятий.
Важно подчеркнуть, что попадание жидкостной влаги во внутреннюю полость магистрального газопровода происходит и при некачественной подготовке газа к дальнему транспорту, и при выполнении технологических операций на магистральном газопроводе одновременно [80]. Следовательно, в одном пониженном участке трубопроводной системы могут находиться такие жидкости, как вода, конденсат, различные углеводороды и другие жидкости.
С целью поддержания работоспособности газопровода необходимо проводить периодическую очистку внутренней полости трубы. Только очищенные трубопроводы способствуют эффективной транспортировке природного газа и снижению энергетических потерь при эксплуатации газотранспортного оборудования [39]. 1.3 Сравнительный анализ различных технологий очистки внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений
Трубопроводный транспорт газа в нашей стране начал активно развиваться в 50-е годы XX века. Неотъемлемой частью технологического процесса трубопроводного транспорта является внутренняя очистка полости газопровода от загрязнений. Загрязнения могут быть различного вида: как механические, так и жидкостные, которые наиболее опасны [36]. На данном этапе эксплуатации магистральных газопроводов разработаны различные технологии очистки внутренней полости трубы от жидкостных скоплений.
Одним из устройств очистки являются конденсатосборники. Они в зависимости от типа и конструкции, как правило, состоят из емкости для сбора конденсата 2, расположенной под газопроводом 1 и соединенной с ним при помощи патрубков 3 продувочной трубы 4 (рисунок 1.5). Один конец этой трубы соединяется с емкостью для сбора конденсата, второй, оканчивающийся запорной арматурой, выводится наружу. Так как удельный вес жидкости больше веса газа, то конденсат, содержащийся в транспортируемой среде, находится в нижней точке трубы. При прохождении потока газа через конденсатосборник жидкость под силой тяжести стекает в емкость для сбора конденсата. Из емкости конденсат удаляют методом передавливания, воздействуя на конденсат давления газа Р1, находящегося в газопроводе. Для этого открывают полностью задвижку 5, установленную первой по отношению к газопроводу, затем постепенно открывают вентиль 6, выдувают конденсат на конденсатосборочный пункт, после чего вентиль и задвижку закрывают [113].
Планирование инженерного эксперимента
Эмпирические исследования процесса выноса жидкостных скоплений из пониженного участка газопровода проводились на установке, представленной на рисунке 2.2. Экспериментальная установка представляет собой воздуходувку 1, под ключенную к трубопроводу 2 с внутренним диаметром , равным 0,048 . На установке смонтирован измерительно-расчетный комплекс, состоящий из счет чика газа 3 (Приложение А), с подключенным к нему компьютером 4. На нем установлено специальное программное обеспечение WinPADS, которое помо гает с высокой точностью собирать экспериментальные данные. На виде А (ри сунок 2.2) продемонстрирован исследуемый пониженный участок 8 модели руемого трубопровода.
При помощи гофрированной трубки 5 пониженный участок 8 соединен с трубопроводом 2. Устройство 6 служит для изменения величины угла наклона восходящего участка к горизонту. Подставка 9 в виде транспортира необходима для выставления нужного угла для проведения экспериментального исследования. Возможности установки позволяют при помощи шаровых кранов 11 и 12 изменять скорости потока газа (воздуха), создаваемого воздуходувкой 1. Причем при открытом кране 11 максимальная скорость газового потока составляет 9 /с, а при открытых кранах 11 и 12 – 15 /с. Исследуемая жидкость заливается в пониженный участок трубопровода через отверстие, закупоренное пробкой 7. После проведения экспериментального исследования жидкость удаляется из полости трубопровода потоком воздуха и скапливается в емкости 10. Емкость 10 при необходимости (накоплении жидкости в сосуде) демонтируется с испытуемой жидкостью, таким образом, есть возможность неоднократно повторять опыт с одной и той же жидкостью.
Измерение угла наклона восходящего участка трубопровода к горизонту проверялось при помощи угломера, изображенного на рисунке 2.3. Оно состоит из транспортира 1, линейки 3 и гидравлического уровня 2. Линейка 3 может вращаться свободно относительно транспортира 1. При проведении исследования измерялась плотность и вязкость жидкостей, которые выступали в качестве имитации жидкостных скоплений в пониженном участке трубопровода.
Плотность жидкого продукта определяется специальным прибором – ареометром (рисунок 2.4). Ареометр представляет собой стеклянную трубку 1, расширяющуюся к низу и имеющей резервуар, заполненный дробью 3. В верхней узкой части ареометра имеется шкала с делениями 2. Принцип работы прибора основан на законе Архимеда. Очевидно, что если сосуд, описанный выше, поместить в жидкости с разными плотностями, то высота узкой стеклянной трубки, которая возвышается над поверхностью жидкости, будет различна. Логично, что чем выше плотность, тем выше высота [23].
Прибор для измерения вязкости жидкости называется вискозиметр. Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, которые применяют для определения вязкости неструктурированных и слабоструктурированных жидкостей. Основным элементом этих вискозиметров является капилляр. Определение вязкости проводят путем измерения времени t течения жидкости от метки М1 до метки М2.
Пример наиболее популярного капиллярного вискозиметра Оствальда-Пинкевича приведен на рисунке 2.5. Вискозиметр Оствальда представляет собой стеклянную U-образную трубку, в колено 1 которой впаян капилляр 6, переходящий в шарик 7. Колено 1 имеет расширения 3 и 5 для испытуемого продукта. Трубка, в которую впаян капилляр, снабжена двумя метками М1 и М2, по которым наблюдается истечение жидкости. Здесь M1 и М2 - метки, ограничивающие объем расширения 5 [94].
Прежде чем проводить экспериментальные исследования по выносу жидкостного скопления из пониженного участка трубопровода, необходимо определить плотность и кинематическую вязкость исследуемой жидкости.
Испытание по определению плотности жидкости проводили следующим образом (рисунок 2.6). В чистый, достаточно широкий цилиндр с внутренним диаметром не менее 5 с заливали жидкость. Температура исследуемого вещества не должна отклоняться от температуры окружающей среды более, чем на ±5 С Следует отметить, что температура поддерживается постоянная в пределах 20-22 С. Затем, стараясь не задеть стенки цилиндра, осторожно вносят чистый и сухой ареометр в жидкость, держа его за верхний конец, и после погружения ожидают того момента, пока ареометр не перестанет опускаться, т.е. не придет в положение равновесия.
В момент, когда ареометр занимает положение равновесия, отсчитывают показания плотности по шкале прибора. Отсчет показаний проводят по пересечению линии границы воздух – жидкость и ареометра [12].
Определение кинематической вязкости проводили следующим образом (рисунок 2.7). Через отводную трубку 2 в вискозиметр набирается исследуемая жидкость. Она скапливается в шарике 6. Затем к вискозиметру присоединяют резиновую грушу 1, и с ее помощью через капилляр 5 набирается жидкость из шарика 6 в шарик 3.
После выполнения вышеописанных операций груша 1 отсоединяется от вискозиметра. Согласно закону притяжения, жидкость будет совершать свободное истечение от метки М1 до М2. Для определения значения кинематической вязкости жидкости замеряется время истечения исследуемого продукта, требуемое для перемещения границы жидкость-воздух от первой до второй метки с точностью 0,2 с. Испытание ведут не менее трех раз на двух параллельных вискозиметрах. Результаты измерения обрабатывают согласно ГОСТ 33 54 2000 «Нефтепродукты. Метод определения кинематической вязкости и расчет динамической вязкости».
После определения плотности и вязкости жидкостей, которые будут использоваться в качестве жидкостного скопления, проводим подготовительную работу на экспериментальной установке.
При помощи механизма 6 и транспортира 9 устанавливается угол восходящего отрезка пониженного участка газопровода 8 под углом к горизонту. В ходе исследования эксперименты проводились на углах а=3, а=6 и а=9. Точность измерения угла наклона восходящего участка к горизонту проверяется при помощи угломера. Процесс измерения проиллюстрирован на рисунке 2.9.
Измерение проводится следующим образом. Линейку 4 устанавливают параллельно оси восходящего участка трубопровода 3. Вращая транспортир 1 с прикрепленным к нему гидравлическим уровнем 3 относительно линейки 4, устанавливаем положение, при котором уровень находится в горизонтальном положении. После этого по шкале транспортира 1 снимаются показания восходящего угла наклона к горизонту а (пересечение линейки со шкалой транспортира). Рисунок 2.9 – Измерение угла наклона восходящего участка к горизонту
Откручиваем пробку 7 (рисунок 2.8) и в освободившееся отверстие заливаем подготовленную жидкость с известными параметрами в пониженный участок газопровода (рисунок 2.10).
Определение коэффициентов регрессии
Одним значимым и технически сложным в системе газоснабжения Северного Кавказа является Невинномысское производственное управление магистральных газопроводов (НЛПУМГ) (Приложение Е). В границы обслуживания НЛПУМГ входит несколько районов Ставропольского края и районов Карачаево-Черкесской республики, а также крупные потребители Невинно-мысского промышленного узла и КЧР [9, 54, 55, 56].
Невинномысский газовый узел обладает режимно-технологическими особенностями: - нестабильностью потоков, обусловленных как сезонной неравномерностью потребления, так и значительными изменениями режимов работы промышленных предприятий; - диверсионностью потоков газа, увязывая в единую систему газоснабжение страны через подсистемы Центр - Северный Кавказ - Кубань; - нестабильностью потребления среди регионов, использующих до 25% газа, поступающего в систему Северного Кавказа; - наличием расположенных рядом двух подземных хранилищ газа с чередующимися циклами их работы; - формированием схем газоснабжения, основанных на кольцевом принципе их построения, совместно с сетями потребителей с минимальным количеством ГРС и максимальным охватом населенных пунктов и предприятий; - прогрессирующей интенсивностью оползневых явлений и системных изменений русла горных рек.
Газопроводы-отводы являются важным связующим звеном в цепочке: магистральный газопровод - потребитель. Отводы выполняют конечную техническую функцию транспортировки газа к газорегулирующему элементу поставки газа потребителю. От надежности и стабильности их работы зависит газоснабжение сотен предприятий и тысяч жилых объектов.
Природный газ представляет собой один из наиболее конкурентоспособных российских энергетических ресурсов на внутреннем и внешнем мировом рынке. Удельный вес природного газа в топливном балансе страны превышает 50%, а экспорт газа обеспечивает 16,5% всех валовых поступлений России [78]. Для того, чтобы доставить его потребителям от мест добычи, необходимо не только использовать магистральный газопровод и газопроводы-отводы, но и систему ГРС – объект газораспределительных организаций (ГРО). Как показывает практика, именно потребитель голубого топлива задает режим работы ЕГТС [14].
В работе рассмотрена технологическая последовательность поставки газа потребителям: газопровод-отвод – ГРС – ГРО.
Газораспределительная станция (ГРС) – это конечный объект дальнего транспорта газа, который является важным элементом ЕГТС. Как правило, ГРС сооружаются на газопроводах-отводах. Функциональное назначение станции – это подача газа промышленным предприятиям и населенным пунктам. Заранее предопределены основные параметры подаваемого газа: расход, давление, объем поставки, степень очистки, одоризации, а при необходимости и контроль качественных показателей [77].
Принципиальная схема ГРС представлена на рисунке 4.2. Принцип работы ГРС заключается в следующем: природный газ входит в ГРС по газопроводу, очищается на фильтре 5, далее он поступает в подогреватель газа 4, затем происходит понижение давления газа (редуцирование) на регуляторах 1 и 2. Следующий этап – это учет газа на приборе 3 и одоризация на устройстве 6. Практический интерес ГРС предполагает следующее: во-первых, давление на входе в ГРС примерно равно давлению в магистральном газопроводе (5,5 – 7,5 М а), что в 5-10, а то и в 20 раз больше, чем на выходе из ГРС; во-вторых, в независимости от давления на входе, давление газа на выходе (как правило, 0,3-1,2 М а) одинаково при разных расходах. И, в-третьих, при помощи прибора учета газа 3 можно определить расход газа по подводящему газопроводу-отводу в режиме реального времени.
Схема газообеспечения существенно определяет экологическую и экономическую эффективность, функционирование промышленных и сельскохозяйственных предприятий, влияет на конкурентоспособность их продукции, играет весьма важную социальную роль, обеспечивает газовым топливом коммунально-бытовых потребителей и население городов и поселков [98]. Особую актуальность в перспективе приобретают вопросы надежности поставки газа в связи с решением государственной задачи использования природного газа в качестве моторного топлива на транспорте в сельском хозяйстве и для когенерационных установок, вырабатывающих электрическую и тепловую энергию с довольно низкой себестоимостью [56, 57, 58]. Организационно-правовые формы, обеспечивающие поставку газа, определяются
нормативно-технической документацией [2, 3]. В схеме подачи газа также важны объекты ГРО, включающие газораспределительные пункты (ГРП). Пункты ГРП являются следующими за ГРС в цепочке объектов поставки газа потребителям и устанавливаются в местах соединений газопроводов различного диаметра, предназначенных для снижения и автоматического поддержания давления на заданном уровне.
Наряду с ГРП широко используются шкафные регуляторные пункты (ШРП). Основная функция ГРП и ШРП схожа – это понижение давления газа. Отличаются они тем, что объем газа, проходящий через ГРП, гораздо больше, чем через ШРП (рисунок 4.3). Научно-практический интерес представляет схема функционирования крупного промышленного центра города [56], принципиальная схема представлена на рисунке 4.4.
Схема построена по лучевому принципу, охватывает город с нескольких сторон, с кольцевыми секционно-радиальными уличными газопроводами, а также промышленные предприятия. Необходимо подчеркнуть тот факт, что газоснабжение каждого потребителя дублируется. Если возникает внештатная ситуация на газопроводе после ГРС и существует возможность прекращения подачи энергоресурса до конечного пункта, по технологии преду 90 смотрена возможность перенаправления газовых потоков. В отличие от внутригородских газопроводов (ГП от ГРС до потребителя), газопровод-отвод, как правило, единственный, который связывает ГРС и магистральный трубопровод. При возникновении аварийной ситуации на нем невозможно перенаправить газовый поток. Следовательно, стабильность газоснабжения потребителей напрямую зависит от надежности газопровода-отвода, а она в свою очередь зависит от многих факторов, в том числе и от его «чистоты».
Методика расчета скорости газового потока, необходимой для удаления жидкости из внутренней полости трубопровода
Для наглядного примера построим графически зависимость скорости газового потока от давления и критическую скорость, необходимую для выноса жидкостного скопления р так же от на одном графике для опре деленного газопровода. Параметры газотранспортной системы таковы: природный газ транспортируется по газопроводу с внутренним диаметром В полости газопровода находится жидкостное скопление плотно 98 стью и вязкостью , максимальный угол наклона восходящего участка очищаемого газопровода . Трубопро вод проложен в грунте, температура которого К Давление в очи щаемом газопроводе можно изменять от 0,5 М а до 7,5 М а, коммерче ский расход газа по газопроводу-отводу равен .
Из рисунка 4.10 видно, что очистку внутренней полости газопровода возможно осуществить при давлении 4,3 М а и меньше. Изменяя исходные данные, построим аналогичные графики, что позво лит наглядно проследить, как тот или иной параметр влияет на создание ре жима самоочистки газопровода. Примем внутренний диаметр газопровода равным 0,3 м, а (рисунок 4.11а) и (рисунок 4.11б).
Невозможность очистки полости трубопровода Из рисунка 4.12 следует, что при заданном режиме работы газотранспортной системы произвести очистку внутренней полости трубопровода от жидкостных скоплений, используя энергию струи газового потока, невозможно. Далее представлены графики, демонстрирующие влияние плотности жидкостного скопления на очистку газопровода.
На следующей паре графиков проиллюстрировано влияние угла наклона восходящего участка газопровода на эффективность выноса скопления жидкости. Рисунок 4.14 а построен при угле наклона 5, а рисунок 4.14 б при 30 . Получим:
Результаты диссертационной работы использовались для корректировки методики очистки внутренней полости трубопровода от жидкостных скоплений на действующем объекте газотранспортной системы. Метод, разработанный автором, позволил упростить технологию очистки, снизить эксплуатационные затраты и уменьшить воздействие вредных веществ на окружающую среду, что подтверждает акт внедрения результатов диссертационной работы (Приложение Ж).
Примечание. Как показывает практика, при стационарном режиме работы газопровода в его пониженных участках находится жидкость. Причем ее плотность приблизительно одинакова для данной газотранспортной системы, а если и отличается, то не более чем на 10%. Очевидно предположить, что если участок газопровода ремонтировался и проводились гидравлические испытания, то плотность жидкости, образующей пробку, будет равна плотности той жидкости, которую применяли в испытаниях. Если в устройствах очистки на КС эксплуатационный персонал наблюдает повышенное содержание жидкостных фракций, то логично предположить, что именно этот состав находится и в пониженных участках трубопровода. Следовательно, имеется возможность извлечь жидкость из устройства очистки и произвести измерение плотности, что позволит выполнить точный расчет критической скорости выноса.
1. Очистка внутренней полости газопровода от жидкости, аккумулирующейся в пониженных участках профиля, путем увеличения скорости потока газа во многих случаях возможна. Метод продувки целесообразно применять для удаления жидкости, прежде всего, из газопроводов небольшого диаметра, причем очистка выполняется путем снижения в трубопроводе давлении до расчетного.
2. Под действием набегающего потока газа скопление жидкости в пониженном участке профиля газопровода деформируется, постепенно перемещаясь на восходящий участок колена, поэтому на условие выноса жидкости из трубопровода оказывает влияние только восходящие участки, точнее -углы их подъема, в то время как нисходящие участки существенного влияния не оказывают. В критерии возможности выноса скопления жидкости из конкретного газопровода нужно учитывать максимальное значение углов восходящих участков.
3. Показано, что при повышении давления в газопроводе и, следовательно, увеличении плотности газа, вынос жидкостных скоплений из пониженных участков профиля достигается при меньших значениях скорости газа. Иными словами увеличение плотности газа эквивалентно уменьшению угла наклона восходящих участков газопровода.
4. Критическая скорость газового потока, при которой происходит вынос жидкости из пониженного участка профиля газопровода данного диаметра, зависит, главным образом, от произведения отношения плотностей жидкости и газа, умноженной на синус угла наклона восходящего участка трубопровода к горизонту. Соответствующая зависимость предложена в диссертации. Для расчета процесса продувки рекомендуется использовать формулу (4.12), полученную в диссертации.
5. При продувке газопровода на поверхности жидкости из скопления образуются волны, а когда амплитуда этих волн приближается к внут 103 реннему диаметру трубопровода, поток газа отрывает часть жидкости от общего объема скопления и частично выносит ее из трубы. Частичных выносов может быть много, причем они происходят при меньшей скорости потока, чем критическая. Объем жидкости в скоплении практически не влияет на значение критической скорости. Установленный эффект имеет значение прежде всего для реальных газопроводов, поскольку заранее невозможно определить объем жидкости, находящейся в трубе.
6. Увеличение скорости газового потока необходимо осуществлять постепенно и равномерно, для того чтобы уменьшить число частичных выносов, так как удаляемая жидкость, движущаяся в потоке газа, имеет большую кинетическую энергию, которая при столкновении с технологическим оборудованием может нанести повреждение этому оборудованию или даже вовсе разрушить его.
