Эксплуатация скважин. Учебное пособие Эксплуатация. Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ
 Скачать 2.57 Mb.
|
|
10.4. Требования к качеству товарного газа Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях: газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.; газ в условиях трубопровода (при его транспорте) должен быть в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов; товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании. Для того чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода. Важный показатель качества товарного газа – содержание в нем кислорода. Значение этого показателя – не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе. Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (см. табл. 10.3). Таблица 10.3 Нормы ОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам
В газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS2) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе. Несомненно, обеспечение надежной транспортировки, хранения и использования продукции газовых скважин должно отвечать определенным требованиям, изложенным в соответствующих стандартах и технических условиях. Например, на заключительном этапе разработки газоконденсатных месторождений для получения товарного газа, отвечающего требованиям отраслевого стандарта, необходимо вводить установки искусственного холода (УИХ). Затраты на строительство и эксплуатацию УИХ значительно превышают прибыль от выхода дополнительной продукции УКПГ. Для поддержания высокой эффективности работы газотранспортных систем предложен комплексный подход к определению показателей качества газа. Суть предложения сводится к тому, чтобы не внедрять ОСТ на каждом месторождении, связанном с одним магистральным газопроводом, а на основном месторождении установить более высокие показатели качества газа, чем по стандарту. За основное можно принимать наиболее крупное месторождение из рассматриваемой группы с тем, чтобы на нем было экономически выгодно применять сложную технологию, позволяющую на всех этапах разработки осуществлять осушку газа по влаге и извлечению тяжелых УВ. Базовыми могут служить месторождения, в газе которых содержится сероводород, т.к. на газоперерабатывающих заводах после сероочистки необходимо проводить осушку на гликолевых установках или охлаждать весь объем газа с использованием искусственного холода. Практически без больших дополнительных затрат на базовых месторождениях или на газоперерабатывающих заводах можно готовить газ с точкой росы по влаге и углеводородам ниже, чем по ОСТ 51.40-93. Это позволит подавать в магистральный газопровод газ, добываемый на небольших месторождениях, находящихся вдоль трассы, без организации сложных систем промысловой подготовки газа, осуществляя только отделение жидкой фазы. Смешение сырого газа с газом, имеющим более низкую точку росы, чем по требованиям ОСТа, позволяет получить смесь, которая будет отвечать требованиям ОСТа. Применение такой системы промысловой подготовки газа дает возможность сконцентрировать сложное промысловое оборудование на одном базовом месторождении, мелкие месторождения обустраивать по упрощенным схемам. Основные требования к технологическим процессам промысловой и заводской обработки природных и нефтяных газов – это обеспечение показателей качества товарного газа и другой продукции газовой промышленности. Следует отметить, что в настоящее время единых международных норм по допустимым значениям содержания в газе сероводорода, углекислоты, сераорганических соединений, азота, воды, механических примесей и т.д. не существует. 11. Теоретические основы эксплуатации МГ 11.1. Развитие современных МГ В России создана разветвленная сеть МГ, для которой характерна высокая степень концентрации производственных мощностей в виде многониточных технологических коридоров. Дальнейшее развитие МГ связано в первую очередь с разработкой месторождений Ямала. Начавшаяся перестройка экономики страны предусматривает переход промышленности на путь интенсивного развития. Следует ожидать, что совершенствование газоиспользующего оборудования и политика энергосбережения в отраслях приведут к снижению потребления газа и восстановление промышленности будет сопровождаться замедленным нарастанием энергопотребления. Еще в СССР было заметно снижение темпов строительства МГ. Если в период 1981-1985 годов ежегодно вводилось 9,5 тыс. км в год, то в 1986-1990 годах уже 8 тыс. км в год и далее ожидалось снижение до 68 тыс. км в год. Снижение темпов строительства рассматривалось как благоприятный фактор для реконструкции и технического перевооружения действующих газопроводов с целью интенсификации их работы. При эксплуатации МГ интенсификация подразумевает: повышение степени использования производственных мощностей; снижение удельных затрат энергии на транспорт газа; снижение себестоимости транспорта газа; повышение прибыли от выполняемой работы. Эффективность работы МГ во многом предопределяется решениями, принятыми на стадии проектирования. С этой точки зрения актуальными являются вопросы оптимизации проектных параметров МГ. Совершенствование МГ шло по следующим направлениям: увеличение диаметров газопроводов; повышение рабочего давления газопроводов; повышение прочностных характеристик металла труб; снижение гидравлического сопротивления МГ; снижение температуры транспортируемого газа; увеличение единичной мощности, КПД и надежности ГПА; использование полнонапорных ГПА, применение сменных проточных частей (СПЧ) и направляющих аппаратов ЦН. В соответствии с уравнением пропускной способности МГ, при прочих равных условиях  ,где q1 и q2 – пропускная способность МГ при диаметрах D1 и D2. При этом удельные металлозатраты снижаются, но медленнее, приблизительно в два раза. В настоящее время повышение диаметра до 1620 мм признано нецелесообразным по следующим причинам: снижается надежность МГ, проложенных в обводненных грунтах из-за повышения плавучести на 40% по сравнению с трубами 1420 мм; переход на строительство МГ диаметром 1620 мм требует практически полного пересмотра технологии строительства. Увеличение рабочего давления приводит практически к пропорциональному повышению пропускной способности МГ. Влияние рабочего давления на удельные металлозатраты не однозначно. При повышении рабочего давления с 5,5 МПа до 10 МПа удельные затраты металла снижаются при D = 1020 мм на 5,2%, при D = 1220 мм на 3,8% и повышаются при D = 1420 мм на 3,5% . Таким образом, для газопроводов диаметром 1420 мм и выше, повышение рабочего давления увеличивает удельные затраты энергии при одновременном повышении удельных затрат металла. Как показали расчеты, удельные металлозатраты снижаются при всех диаметрах труб с увеличением рабочего давления при одновременном повышении предела прочности металла. Следовательно, повышение рабочего давления может рассматриваться как перспективное направление при условии одновременного улучшения прочности металла труб. Вместе с тем, увеличение рабочего давления для многониточных систем может привести к уменьшению количества ниток и, как следствие, к снижению общей стоимости строительных работ. Нанесение покрытий на внутреннюю поверхность труб позволяет снизить эквивалентную шероховатость в 23 раза, что увеличивает пропускную способность МГ на 712% . При эксплуатации МГ, с точки зрения снижения энергозатрат, важно поддерживать на оптимальном уровне гидравлическую эффективность Е. Снижение Е на 1% приводит к снижению энергозатрат на 0,5% при постоянной производительности. Пропускная способность МГ в значительной степени зависит от температуры транспортируемого газа. От температуры газа зависит и надежность его работы. Повышение температуры выше допустимого значения может привести к потере устойчивости трубопровода. При повышении диаметра температура газа в МГ растет и при диаметре труб 1420 мм на участке между КС в грунт передается только 20% получаемой при компримировании теплоты. В настоящее время газ на КС охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения, что позволяет повысить пропускную способность МГ на 25%. Высокая стоимость электроэнергии придает особую актуальность оптимизации температурного режима МГ. 11.2. Технологическая схема МГ Основными элементами МГ являются: линейная часть, компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода. При необходимости в состав МГ могут входить станции охлаждения газа (СОГ). Линейная часть представлена одной или несколькими (до 6) нитками с максимальным диаметром 1420 мм каждая. В случае многониточных газопроводов между нитками сооружаются перемычки через 4060 км и на входе и выходе каждой КС. В сложных условиях перемычки сооружаются у каждого линейного крана. Линейные краны устанавливаются через 2030 км. Перемычка выполняется из труб диаметром не менее 0,7 меньшего из диаметров соединяемых ниток. При соединении ниток, имеющих различное рабочее давление, перемычки помимо крановых узлов оборудуются узлами редуцирования. Эксплуатируемые в настоящее время газопроводы имеют рабочее давление 5,4 и 7,35 МПа и степень сжатия 1,451,50. Длина участка между КС при этом составляет 100150 км. В конец газопровода газ поступает с давлением 1,52 МПа. По пути газ выдается потребителям через газораспределительные станции. 11.3. Пропускная способность МГ Основным уравнением для расчета МГ является уравнение пропускной способности. Для горизонтального газопровода (  < 100 м), работающего в стационарном режиме, уравнение движения газа можно представить в следующем виде , (11.1)где dP – изменение давления на длине dx;  – коэффициент гидравлического сопротивления; W – скорость течения газа; D – внутренний диаметр газопровода;  – плотность газа при давлении и температуре в точке x.При отсутствии ответвлений для любой точки МГ можно записать уравнение неразрывности движения газа в виде М=WF , (11.2)где F – площадь поперечного сечения трубопровода; М – массовый расход газа. Связь между массой газа, скоростью его течения и плотностью можно установить с помощью уравнения состояния газа Pv = zRT, (11.3) где v – удельный объем газа; z – коэффициент сжимаемости газа; R – газовая постоянная;  , (11.4)где RВ = 287 Дж/(кгК) – газовая постоянная воздуха;  – относительная плотность газа; Т – абсолютная температура газа.Учитывая, что   , (11.5)Подставив в (11.2) выразим скорость течения газа  . (11.6)Видим, что скорость течения газа возрастает с уменьшением давления и уменьшается с падением температуры. По длине участка давление снижается в степень сжатия раз (1,451,5 раза). Температура газа снижается менее чем в 1,2 раза. Таким образом, влияние изменения давления доминирует над изменением температуры, что приводит к возрастанию скорости течения газа по длине участка. После подстановки в (4.1) уравнений (4.5) и (4.6) и интегрирования (при условии Т=Тср=idem, z=zср=idem и =idem), получим , (11.7)Учет газа при коммерческих операциях производится в объемных единицах приведенных к стандартным условиям (Т = 293К, Р = 0,1 МПа)  , (11.8)где Q – объемная производительность МГ;  – плотность газа при стандартных условиях.После преобразований уравнение пропускной способности МГ принимает вид  , (11.9) ; (11.10)где kП – переводной коэффициент, учитывающий размерность входящих в формулу величин. На практике обычно используют с = 105,087, при этом размерность остальных величин следующая: q – млн. м3/сут, Р – МПа, L – км. Для определения пропускной способности необходимо определить: коэффициент гидравлического сопротивления; среднее давление газа на участке; среднюю температуру газа на участке; коэффициент сжимаемости газа при Pср и Tср. 11.4. Определение коэффициента гидравлического сопротивления В общем случае коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости   , (11.11)где k – эквивалентная шероховатость труб. При отсутствии уточненных данных k принимается равным 0,03 мм. Число Рейнольдса определяется зависимостью  , (11.12)где  – динамическая вязкость газа, Пас.Приняв  и  , получаем . (11.13)Для условий МГ можно считать динамическую вязкость постоянной величиной. В таком случае постоянной величиной будет и Re. Для расчетов МГ нормами технологического проектирования рекомендуется формула ВНИИгаза  . (11.14)Эта формула справедлива для всей области турбулентного режима течения газа. МГ при полной их загрузке обычно работают в квадратичной зоне этого режима. Для определения зоны, в которой работает МГ, используются переходные значения числа Рейнольдса и производительности  , (11.15) . (11.16)В квадратичной зоне влияние Re незначительно, поэтому  (11.17)или при k= 0,03 мм  , (11.18)здесь D – диаметр МГ, мм. На гидравлическое сопротивление МГ оказывают влияние местные сопротивления и засорение труб. Для учета этих факторов при расчетах используется расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления  , (11.19)где Е – коэффициент гидравлической эффективности газопровода. В соответствии с ОНТП и правилами технической эксплуатации МГ, при отсутствии реального значения эффективности работы МГ, принимается Е = 0,95 для газопровода оборудованного узлами для очистки труб и Е = 0,92 при их отсутствии. | ||||||||||||||||||||||||||