Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 История развития транспортировки многофазной продукции по морским трубопроводам 11
1.1 История развития теоретических представлений о течении газожидкостной смеси по трубопроводам 11
1.1.1 Эмпирические соотношения 13
1.1.2 Упрощенные стационарные модели 16
1.1.3 Механистические модели 18
1.1.4 Динамические модели (программные продукты) 21
1.2 Примеры морских многофазных трубопроводных систем с малым содержанием жидкости 30
ГЛАВА 2 Методика расчёта параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости в морских газопроводах 40
2.1 Сравнение фактических и расчетных потерь давления в газопроводах сырого газа с малым содержанием жидкости 41
2.2 Структуры течения двухфазных потоков сырого газа, характерные для протяжённых рельефных газопроводов 44
2.3 Разработка методики расчёта параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости в морских газопроводах 46
2.3.1 Определение условий для накопления жидкости в трубопроводе
2.3.2 Механистическая модель течения сырого газа по трубопроводу 58
2.3.3 Алгоритм расчета 64
ГЛАВА 3 Расчёт параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости на примере транспортной системы от штокмановского газоконденсатного месторождения 69
3.1 Исходные данные для расчета 69
3.2 Результаты расчета 76
3.2.1 Проверка условия накопления жидкости в трубопроводе 76
3.2.2 Расчёт параметров двухфазного потока 88
3.3 Выводы 94
Выводы 96
Литература 97
- История развития теоретических представлений о течении газожидкостной смеси по трубопроводам
- Примеры морских многофазных трубопроводных систем с малым содержанием жидкости
- Разработка методики расчёта параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости в морских газопроводах
- Проверка условия накопления жидкости в трубопроводе
Введение к работе
Перспективы освоения месторождений и определения транспортных маршрутов связаны с территориями, расположенными в акватории шельфа.
Для освоения морских месторождений одной из главных задач, с которой связаны вопросы производственной безопасности и значительных финансовых вложений,. является- транспорт добытого сырья. В море узловым объектом обустройства является трубопровод. В' зависимости от различных факторов (расстояние до берега, технология подготовки продукции) проблема становится существенной, и затраты на него могут достигать миллиардов долларов.
Основной вопрос связан с технологией подготовки продукции скважин, исходя из которой выбирается метод транспортировки продукции (в многофазном, двухфазном или однофазном состоянии). Поэтому транспортная задача рассматривается отдельно, но не в отрыве от всех, остальных технологических процессов.
Наиболее экономичным (за.счет снижения капитальных вложений из-за уменьшения необходимого количества и состава оборудования для подготовки продукции, а иногда и вовсе отказа от платформ) для морских месторождений является многофазный транспорт, позволяющий перекачать добытую смесь по трубе до береговой инфраструктуры. Однако многофазный поток требует тщательного контроля, анализа и управления. Это связано с неустановившейся природой различных процессов в потоке, зависящих как от внутренних, так внешних факторов.
За последние 70 лет было разработано множество теорий и
экспериментальных зависимостей- для предсказания падения давления и
истинного содержания жидкости при течении двухфазных потоков. Тем не
менее, ни одно из них не является универсальным и не позволяет достаточно
точно рассчитывать термобарические и расходные параметры потоков для всех
структур течения, характерных для двухфазных потоков углеводородных
систем. Что касается вопросов транспортировки сырого газа с малым
содержанием жидкости, то они относятся к наименее изученным в истории исследований многофазных течений, и поэтому информация по этим системам весьма ограничена.
На шельфе РФ открыто множество газовых месторождений с малым содержанием конденсата и пластовой воды (Штокмановское, Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Семаковское, Киринское и др.). Проектирование газопроводов от таких месторождений является важной и актуальной задачей. Необходимо использовать такую методику расчётов двухфазных потоков, которая позволила бы прогнозировать режимы течения двухфазных потоков и обеспечивать приемлемую с точки зрения инженерных приложений оценку значений потерь давления в трубопроводе и истинного содержания жидкости в потоке.
Целью настоящей диссертационной работы является разработка методики расчёта основных параметров транспортировки сырого газа с малым содержанием жидкости в протяженных морских трубопроводах.
Поставленная цель достигается путем решения следующих основных задач:
Выбор критерия для оценки возможности накопления жидкости в трубопроводе сырого газа.
Разработка методики расчета параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости в морских газопроводах.
Апробация разработанного алгоритма на примере транспортной системы Штокмановского, Северо-Каменномысского месторождений и месторождения Каменномысское-море.
Научная новизна результатов исследований состоит в разработке алгоритма, позволяющего оценить существование условий для накопления жидкости при течении сырого газа с малым ее содержанием в морском трубопроводе путем построения критериальной зависимости выносной скорости газа от давления, в основе которой лежат подходы Стина-Уоллиса и
Клапчука-Елина. Создана методика определения основных параметров течения и определения границ существования расслоено-волнового режима течения сырого газа в морском трубопроводе для условий малого содержания жидкости в потоке, основанная на усовершенствовании методики Тайтела-Даклера и учете в ней коэффициента гидравлического сопротивления на поверхности раздела фаз.
Защищаемые положения
Алгоритм для оценки возможности накопления жидкости в морском трубопроводе сырого газа, основанный на вычислении выносной скорости газа и построении критериальной зависимости выносной скорости газа от давления, полученной из соответствующих зависимостей Стина-Уоллиса и Клапчука-Елина.
Методика, позволяющая рассчитать параметры течения сырого газа (толщину слоя жидкости в сечении трубы, истинное содержание жидкости, потери давления) и определять границы существования раслоенно-волнового режима течения двухфазного потока в морских трубопроводах с учетом заданного закона гидравлического сопротивления на границе газ-жидкость и особенностей режимов течения газожидкостной смеси с малым содержанием жидкости.
Практическая ценность результатов работы
В настоящее время ведутся активные работы по разработке проектов обустройства месторождений Баренцева и Карского морей, Обской и Тазовской губ, в частности Штокмановского газоконденсатного месторождения, Северо-Каменномысского газового месторождения и т.д. Результаты исследований данной работы использованы при разработке «Корректировки проекта разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения», «Проекта разработки месторождения Каменномысское-море», «Проекта разработки Северо-Каменномысского месторождения», «Инвестиционного замысла
освоения ресурсов Обской и Тазовской губ», «Корректировки «Программы освоения углеводородных ресурсов шельфа РФ на период до 2030 года».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы обсуждались на:
Международной конференции «Нефть и газ Арктического шельфа-2006» (2006 г., Мурманск);
Международной конференции «Освоение шельфа арктических морей России RAO/CIS Offshore 2007» (2007 г., Санкт-Петербург), где получен «Диплом» конференции RAO-07;
Международной научно-практической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее (GTS - 2007)» (2007 г., Москва);
Международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток ROOGD-2008» (2008 г., Москва);
заседании секции «Освоение морских нефтегазовых месторождений» Ученого совета ООО «ВНИИГАЗ», Протокол № 3 от 9 апреля 2007 года;
совместных заседаниях секций «Техника и технология разработки морских месторождений» Научно-технического совета ОАО «Газпром» и секции «Освоение морских нефтегазовых месторождений» Ученого совета ООО «ВНИИГАЗ», от 4 октября 2006 года, 26 ноября 2008 года.
Объем и структура диссертационной работы. Диссертационная работа содержит введение, три главы, основные результаты с выводами, список использованной литературы из 62 наименований. Содержание изложено на 102 страницах машинописного текста и включает 38 рисунков и 23 таблицы.
В первой главе проведен анализ развития теоретических исследований о движении газожидкостных смесей в трубах от простейших экспериментов до современных динамических моделей, а также приведены примеры из мировой
практики по реализации проектов трубопроводных систем, транспортирующих сырой газ с малым содержанием жидкости.
Во второй главе описываются теоретические исследования, на которых основываются разработанные методики по построению критериальной кривой для оценки уноса жидкости на границе раздела фаз газ-жидкость и по определению параметров течения сырого газа (толщины слоя жидкости в сечении трубы, величины истинного содержания жидкости в трубопроводе, потерь давления) применительно к трубопроводам сырого газа с малым содержанием жидкости, а также представлен пошаговый алгоритм их реализации.
В третьей главе приводятся примеры расчета выносной скорости газапараметров течения сырого газа на примере трубопроводных систем Штокмановского, Северо-Каменномысского месторождений и месторождения Каменномысское-море.
История развития теоретических представлений о течении газожидкостной смеси по трубопроводам
Развитие нефтегазовой промышленности ставило перед наукой ряд проблем, связанных с движением нефтегазовых смесей. Решение ряда технологических задач добычи, промыслового сбора и транспорта продукции месторождений сопряжено с необходимостью выполнения гидродинамических расчетов течения газожидкостных смесей в трубах.
Процессы течения многофазных смесей в трубах являются предметом широких теоретических и экспериментальных исследований у нас в стране и за рубежом. Однако современные методы расчета течений газожидкостных смесей не имеют еще той степени обоснованности и точности, которые присущи гидродинамике однофазных потоков.
Специалисты по проектированию систем трубопроводной транспортировки многофазных смесей сталкиваются со значительно более сложными проблемами, чем при проектировании аналогичных систем транспортировки однофазных продуктов (режимы потоков более сложные, все параметры режимов течения взаимозависимы и должны определяться одновременно) [16].
В трубопроводе, по которому перекачивается двухфазные или многофазные смеси, можно наблюдать различные режимы течения вдоль всей его длины: 1) дисперсный - вся газожидкостная смесь движется в форме гомогенного потока полным сечением (Рисунок 1.1, а); 2) с непрерывной газовой фазой: расслоенный - газ движется над жидкостью с четко выраженной поверхностью раздела (Рисунок 1.1,6); расслоено-волновой - на границе раздела фаз образуются волны жидкости (Рисунок 1Л, в); кольцевой - жидкость движется по стенке трубы в виде пленки, а в центральной части трубы газ образует «ядро» потока (Рисунок 1.1, г); 3) прерывистые - все режимы с чередованием жидкости и газа: Тем не менее, попытки математического описания такого сложного процесса, как движение многофазного потока по рельефному трубопроводу, предпринимались еще в XIX веке и не прекращаются до сих пор.
Начальный период масштабного исследования процесса течения газожидкостных смесей в трубах приходится на 30-40-е годы XX века. Это связано с потребностями начавшей бурно развиваться нефтегазовой промышленности, нуждами котельной техники.
Первые исследования газожидкостных потоков в трубах были посвящены движению воздушно-водяных смесей. Первая публикация по рассматриваемой проблеме принадлежит русскому инженеру М. Тимерину (1830 г., Франция). Его работа называется «О форме и движении пузырьков воздуха в жидкости с постоянной плотностью» [19].
Наиболее характерной особенностью начального периода исследований процесса течения газожидкостных смесей в трубах, к которому можно отнести работы большинства зарубежных и отечественных исследователей 30-40-х годов XX века, является доминирующее использование чисто эмпирических методов решения поставленной задачи, основанных на непосредственном использовании экспериментальных материалов в форме первичных опытных данных, без соответствующего обобщения.
Сущность метода исследований в этих работах заключалась в проведении эксперимента в лабораторных или натурных условиях, в процессе которого определялись лишь расход газа и жидкости и распределение давления по длине трубопровода. При обработке экспериментальных данных обычно устанавливали зависимость перепада давления от параметров потока и диаметра трубопровода.
Одно из первых исследований в этой области было выполнено Муром и Вильде в 1931 году [41]. Они методом отсечек измерили часть объема трубы, занятого жидкостью, применяя для этого быстрозакрывающиеся клапаны на входе в вертикальную трубу и на выходе из нее.
Впервые термин «двухфазный» в названии опубликованной работы появился в 1943 г. в статье С. И. Костерина «Исследование структуры течения двухфазной среды в горизонтальной трубе» [6]. Им же дана классификация визуально наблюдаемых форм течения смеси и введены теоретически обоснованные методы обобщения экспериментальных данных.
В 1944 г. Мартинелли, Бойлтер и др. исследователи опубликовали работу «Изотермическое падение давления при течении двухфазной смеси в горизонтальной трубе»[39]. Этой проблеме посвящено большое число работ американских авторов, которые были изданы в 30-е годы.
Примеры морских многофазных трубопроводных систем с малым содержанием жидкости
Несмотря на значительные усилия, затраченные на протяжении последних 30-35 лет, и достигнутую степень приближения, имеющиеся в распоряжении проектантов и операторов, программы не позволяют получать достоверные оценки сложных процессов движения газожидкостных смесей по протяженной трубопроводной системе, которые имеют место в действительности. Поэтому работы по разработке инструментов для моделирования течения многофазных смесей продолжаются.
В 2002 году компании TOTAL и ConocoPhillips и научный институт SINTEF подписали девятилетнее соглашение о создании нового программного обеспечения для моделирования течения многофазных смесей по трубопроводам. Новый проект получил название LEDA и увидит свет в 2010 году. Как заявляют создатели, это будет программное обеспечение нового поколения, позволяющее создавать трехмерную модель многофазного потока не только в трубопроводах, но и во всем комплексе добывающего оборудования [42].
Примеры морских многофазных трубопроводных систем с малым содержанием жидкости Современные шельфовые технологии позволяют направлять необработанный скважинный поток по подводным трубопроводам прямо на берег или на морской перерабатывающий центр, расположенный за десятки километров.
В настоящее время технология трубопроводного транспорта сырого природного газа на большие расстояния находит всё большее распространение в практике эксплуатации морских месторождений углеводородного сырья.
С начала 60-х годов XX века, начиная с трубопровода от месторождения Umm Shaif в водах Абу-Даби до острова Дас [3], этот способ транспортировки углеводородной продукции был успешно реализован на многих других месторождениях (Рисунок 1.3)
В свете рассматриваемой в диссертации темы, отметим лишь опыт по реализации транспорта многофазной смеси с малым содержанием жидкости, причем под малым содержанием жидкости в газовом потоке в мировой литературе обычно подразумевают содержание жидкой фазы, не превышающее 56 см на 1 м газа или 10 баррелей жидких углеводородов на 1 млн. кубических стандартных футов газа [23]. Самый протяжённый на сегодняшний день газопровод для транспорта сырого попутного нефтяного газа от эксплуатационных платформ месторождения Brent до терминала в шотландском городе Сент-Фергюсе (Рисунок 1.4) запущен в эксплуатацию в 1982 году компанией Shell. Протяженность трубопровода составляет 447 км, диаметр труб 36 дюймов (914,4 мм); годовая производительность по сырому попутному нефтяному газу 10 млрд. м3. Жидкость конденсируется на конечном участке газопровода [56].
Следующим по протяжённости является газопровод сырого газа в Южно-Китайском море от газоконденсатного месторождения Yacheng (Рисунок 1.5). Его протяжённость составляет 420 км, диаметр труб 36 дюймов (914,4 мм), расходное объёмное содержание конденсата 8 баррелей на млн. куб футов газа, максимальная суточная производительность 20 млн. м3 газа. Запасы газа превышают 100 млрд. м3. Оператором проекта выступает китайская государственная компания CNOOC при долевом участии компаний ВР и Kufpec [їв].
Далее по протяженности следует двухниточная трубопроводная система от месторождения Frigg в Северном море (Рисунок 1.6) до берегового терминала в Сен-Фергусе, запущенная в эксплуатацию компанией Total в 1977 г. Этот опыт показал необходимость использования инструментов расчета, более приемлемых для таких масштабов перекачки многофазной смеси, чем те, которые основывались на имеющихся к тому времени в литературе эмпирических методах. Это ознаменовало начало разработки механистических, а затем и динамических моделей многофазного течения.
Протяжённость трубопроводов составляет 360 км, диаметр труб равен 32", максимальное расходное объёмное содержание конденсата - 1 баррель на млн. куб футов газа, максимальная суточная производительность 28,5 млн. м3 газа. Рабочее давление 15,0 МПа. В 1986 г. «норвежская» нитка этого газопровода начала работать с очень малой загрузкой: скорость газового потока не превышала 1,5-2,0 м/с. Даже при очень небольшом конденсатном факторе за 3 месяца этот газопровод перешел в режим очень большого накопления жидкости, и энергии не хватало для прокачки очистного поршня. Для обеспечения нормального режима этого газопровода пришлось срочно строить перемычку от одной из соседних добывающих платформ для его заполнения [16].
Двухниточный морской газопровод от месторождения Troll в Северном море протяженностью 67 км и диаметром 36 дюймов был запущен в эксплуатацию в 1996 году. Расходное объёмное содержание конденсата составляет 4 барреля на млн. куб футов газа, максимальная суточная производительность 1500 млн. куб. футов газа. Проект осуществляется совместно компаниями Statoil и Shell [42].
Разработка методики расчёта параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости в морских газопроводах
В качестве критерия для оценки существования условий для накопления жидкости в полости трубопровода при транспортировке сырого газа используются соотношения Стина-Уоллиса и Клапчука-Елина. Эти соотношения определяют скорость газа Vg, выше которой начинается интенсивный срыв капель с поверхности жидких скоплений и формирование дисперсного облака в газожидкостном потоке. При этом в газопроводе сырого газа будут отсутствовать условия для накопления жидкости, и будет осуществляться вынос жидкостных пробок больших размеров, так как в высокоскоростном потоке наблюдается значительный унос жидкости в газовое ядро [17].
В соответствии с выбранным методом оценки по формулам Стина-Уоллиса и Клапчука-Елина строятся графики зависимости критической скорости газа от давления по трассе трубопровода, которые станут основой для построения критериальной кривой, определяющей границу течения многофазного потока в режиме, не позволяющем жидкости накапливаться в полости трубопровода. Для обоснования выбора данных формул обратимся к теории. Зависимость Стина-Уоллиса Качественные наблюдения Пусть жидкая пленка течет по дну горизонтального или наклонного канала. Затем предположим, что газ движется над поверхностью пленки в том же самом канале. Посмотрим, что произойдет при увеличении скорости газа.
Прежде всего, при малых скоростях газа его действие на пленку незначительно. Однако с ростом относительной скорости в пленке возникают возмущения. В горизонтальных или наклонных каналах сила тяжести действует как восстанавливающая сила, затягивающая начало заметной волновой активности. Первые волны представляют собой небольшую рябь, бегущую в направлении движения пленки. С увеличением скорости газа растет амплитуда этой ряби, и вскоре появляются трехмерные возмущения. Поверхность раздела фаз приобретает «насеченную» в поперечном направлении структуру, аналогичную волнам, возникающим при легком шквалистом ветре на реках или озерах.
При скорости газа, примерно вдвое превышающей требуемую для возникновения подобной волновой структуры, появляются первые скатывающиеся волны, которые имеют значительно большую амплитуду и скорость, чем предыдущие, и как бы перекатываются через более равномерные, волны малой амплитуды. Фронт скатывающихся волн довольно крутой, а между гребнями расположена довольно протяженная область сравнительно спокойной жидкости.
При довольно большой скорости газа силы сопротивления, действующие на верхушки гребней скатывающихся волн, достаточны для того, чтобы сорвать с них капли жидкости, которые уносятся затем в газовый поток. Началу уноса обычно предшествует появление «белых барашков», бегущих, по поверхности пленки. Дальнейшее увеличение расхода газа приводит к возрастанию уноса и уменьшению толщины пленки вследствие потерь массы и увеличения касательных напряжений на поверхности раздела фаз, а, следовательно, и возрастания скорости жидкости.
Представленные экспериментальные данные разграничивают области с различной волновой активностью на поверхности жидкой пленки (Рисунок 2.2). Исследовалось течение воздуха над поверхностью воды в горизонтальном канале шириной 305 мм и высотой 127 мм. Из приведенных данных видно, что при достаточно больших его значениях расход жидкости оказывает слабое влияние на значение параметров, при которых происходит смена режимов.
Начало уноса капель можно определить путем регистрации выпадения капель на несмоченные стенки канала или путем обнаружения капель в газовом потоке. Более точные измерения получаются путем отбора проб из заданного сечения газового потока с помощью зонда-пробоотборника с последующим измерением отобранного количества влаги.
В качестве примера представлены данные Стина по уносу в вертикальной трубе диаметром 101.6 мм (Рисунок 2.3), и данные Уоллиса, полученные в вертикальной трубе диаметром 22.2 мм (Рисунок 2.4).
Отложенные по оси абсцисс значения скорости воздуха представляют собой приведенную скорость газа jG. Снижение критической скорости газа, при которой начинается унос, наблюдаемое при больших расходах жидкости (Рисунок 2.4), возможно, связано с уменьшением проходного сечения газового потока из-за возрастания толщины жидкой пленки.
Характерно, что величина критической скорости газа на обоих графиках слабо зависит от размеров канала, его ориентации и расхода жидкости. Существование в потоке жидких перемычек затемняет картину и не позволяет за исключением случая очень малых расходов жидкости точно определить критическую скорость газа, соответствующую неустойчивости пленки. Представленные экспериментальные данные (Рисунок 2.3) были получены при соблюдении тщательных мер по предотвращению уноса в местах ввода воды и воздуха в установку. Поэтому эти данные могут служить критерием устойчивости пленки.
Однако во многих практических случаях эффект неустойчивости пленки полностью скрадывается уносом на входе в установку. Поскольку движущиеся вместе с газом капли имеют большую осевую и малую радиальную скорости, и поскольку удар капли о жидкую пленку сопровождается всплеском жидкости, то требуется очень большая длина канала для подавления влияния входных условий. На примере экспериментальных данных (Рисунок 2.5 и Рисунок 2.6) можно проследить изменение суммарного количества унесенной влаги и профиля массовой скорости вдоль трубы диаметром 31.7 мм на расстоянии 5.3 м. За начало координат выбиралась точка ввода жидкой пленки на стенку трубы.
Проверка условия накопления жидкости в трубопроводе
Таким образом, мы видим, что в обоих рассматриваемых трубопроводах от ШГКМ наблюдается накопление жидкой фазы (толщина слоя жидкости для лёгкого состава сырого газа ШГКМ увеличивается от 0 в начале трубопровода до 17 мм в конце, для тяжёлого состава газа ШГКМ -от 0 до 29 мм соответственно). Что касается транспортной системы С-КГМ, то здесь накопление жидкости выражено слабо (толщина слоя жидкости колеблется в пределах от 4 до 5 мм).
Определяем нижнюю границу существования расслоенного режима (то есть границу перехода его в дисперсный режим) с помощью критерия X,G по формуле (16) и верхнюю границу существования расслоенного режима (то есть границу перехода его в кольцевой или пробковый режим) с помощью критерия Кельвина-Гельмгольца (2.26) (Таблица 3.18, Таблица 3.19).
Принятые критерии существования расслоенного режима показывают, что практически вдоль всей трассы газопровода ШГКМ (где выпадает жидкая фаза, кроме начального участка) наблюдается расслоенная структура течения двухфазного потока с высотой слоя жидкой фазы в интервале от 0 до 17 мм для лёгкого состава сырого газа ШГКМ, от 0 до 29 мм для тяжёлого состава газа ШГКМ. Что касается трубопровода от С-КГМ, то критерий XiG определяет существующий режим как дисперсный с очень малым слоем жидкой фазы (от 0 до 5 мм). Рассчитанный по формуле (2.23) коэффициент гидравлического сопротивления на межфазной границе X, для типичных условий транспортировки сырого газа больше коэффициента гидравлического сопротивления на стенке трубы XQ. Учет X, приводит к уменьшению расчётных толщин слоя жидкости и величин истинного содержания жидкости, увеличению скорости течения слоя жидкости. В этом можно убедиться при сравнении результатов расчётов толщины слоя и истинного содержания жидкости без учета и с учетом разницы значений коэффициентов гидравлического сопротивления на межфазной поверхности Xt и на стенке трубы Хс (Таблица 3.20).
Таким образом, за счет использования коэффициента гидравлического сопротивления на межфазной границе Xt мы получаем более достоверные значения параметров течения сырого газа по сравнению с рассчитанными по методике Тайтеля-Даклера. Это позволяет нам расширить границы существования расслоено-волнового режима течения в сторону больших углов наклона восходящих участков газопровода сырого газа и большего содержания жидкости в смеси. , Факт смещения границ существования расслоено-волнового течения сырого газа по сравнению с расчётными (по методике Тайтела-Даклера) подтверждается результатами экспериментальных исследований Вуда [51]. На первых 100 км трассы согласно критерию XIG , который меньше 1 (Таблица 3.18), наблюдается дисперсная структура течения сырого газа, поэтому предложенная методика дает неправильные результаты, и мы видим большие значения пленки жидкости при учете коэффициента гидравлического сопротивления на границе раздела фаз (Таблица 3.20). Это противоречит здравому смыслу и подтверждает факт, что предложенная нами методика дает достоверные результаты лишь для расслоенного режима течения сырого газа.
Расчётные исследования режимов эксплуатации газопровода сырого газа от Штокмановского и Северо-Каменномысского месторождений по разработанной методике позволяют делать следующие выводы: 1. В качестве критериальной кривой для оценки безопасности течения многофазного потока по трубопроводу принята критериальная кривая Клапчука-Стина. 2. Использование данной критериальной кривой показало, что при проектной загрузке трубопровода скорости газа будут достаточными для срыва капель с поверхности жидкой пленки, и что жидкость не будет накапливаться в полости трубопровода вплоть до снижения его загрузки до 60 %. 3. Принятые критерии существования расслоенного режима показывают, что практически вдоль всей трассы газопровода ШГКМ (где выпадает жидкая фаза, кроме начального участка) наблюдается расслоенная структура течения двухфазного потока с высотой слоя жидкой фазы в интервале от 0 до 17 мм для лёгкого состава сырого газа ШГКМ, от 0 до 29 мм для тяжёлого состава газа ШГКМ. Что касается трубопровода от С-КГМ, то критерий XIG определяет существующий режим как дисперсный с очень малым слоем жидкой фазы (от 0 до 5 мм). 4. Условия для формирования дисперсно-кольцевой или пробковой структуры течения двухфазного потока возникают только в самом конце газопровода ШГКМ, на участках с большими углами наклона (от 6). По полученным оценкам, суммарная протяжённость этих участков не превышает 3 -5 км. 5. В качестве критериев перехода расслоенного течения в дисперсный или пробковый режимы предлагается использовать отношение коэффициентов гидравлического сопротивления XtG и модифицированный критерий Кельвина-Гельмгольца соответственно. Таким образом, граница перехода дисперсного режима в расслоенный смещается в область меньших истинных содержаний жидкости по сравнению с экспериментальными наблюдениями и допущениями, принятыми при этом. Граница перехода в кольцевой или пробковый режим течения смещается в сторону больших углов наклона восходящих участков газопровода сырого газа и большего содержания жидкости в смеси по сравнению с рассчитанными по методике Тайтеля-Даклера.
Похожие диссертации на Разработка методики расчета параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости в морских трубопроводах
