21.1: Моделювання газопроводів природного газу
- Page ID
- 29154
Після видобутку та переробки природного газу між ним та його кінцевими споживачами може знаходитися від кількох до декількох сотень миль. Економічно ефективний транспортний засіб має важливе значення для подолання розриву між виробником і споживачем. На технологічній арені одна з проблем пов'язана з потенціалом галузі забезпечувати безперервну доставку природного газу, при цьому його попит постійно зростає. Таким чином, не дивно, що трубопроводи стали найпопулярнішим засобом транспортування природного газу з гирла свердловини до переробки - а звідти до кінцевого споживача - оскільки це краще гарантує безперервну доставку та забезпечує менші витрати на технічне обслуговування.
Поведінка фаз (дані P-V-T) має вирішальне значення для всіх наших інженерних проектів. Точне прогнозування властивостей природних газів P-V-T особливо критично важливо при проектуванні трубопроводів, зберіганні газу та вимірюванні газу. При описі конструкції газопроводу природного газу необхідно розрізняти два випадки: проектування трубопроводів для транспортування штатних сухих газів (без рідини, однофазного транспортування) і проектування трубопроводів для транспортування більш вологого газу — де багатофазні умови за рахунок конденсату може бути можливий відсів.
Основними змінними, що впливають на проектування газопроводів, є: прогнозовані обсяги, які будуть транспортуватися, необхідний тиск подачі (з урахуванням вимог об'єктів на кінці споживача), передбачувані втрати внаслідок тертя, і перепади висот, накладені рельєфом місцевості. Подолання таких втрат, швидше за все, вимагатиме більш високого тиску, ніж той, який доступний під час видобутку газу. Таким чином, змусити задану норму газу проходити по трубопроводу неминуче зажадає використання компресорних станцій.
Втрати механічної енергії виникають в результаті переміщення рідин по трубопроводах. Втрати енергії в трубопроводі можна відстежувати в силу змін тиску і температури, які відчуває протікає потік. Розрахункові рівняння пов'язують падіння тиску в трубопроводі з витратою газу, що транспортується. Нижче наведено загальне рівняння для протікання однофазного газопроводу в сталому стані:
\[q_{g}=c\left(\frac{T_{b}}{P_{b}}\right)(E f f) \sqrt{\frac{1}{f}} \sqrt{\frac{d^{5}\left(p_{1}^{2}-p_{2}^{2}\right)}{g \cdot L \cdot T \cdot Z}} \label{21.1}\]
Зверніть увагу, що швидкість потоку пропорційна оберненому квадратному кореню стисливості (Z). Для майже ідеальних умов вплив стисливості на швидкість потоку, ймовірно, буде невеликим. Але для потоків високого тиску Z може сильно відхилятися від 1. У цих умовах неточність прогнозування Z може призвести до суттєвої похибки в розрахунковій швидкості потоку і, отже, абсолютно неправильної проклейки трубопроводу для цілей проектування.
Після розгортання трубопроводу він має більш-менш фіксовану операційну область. Буде існувати верхній і нижній набір умов експлуатації, допустимих всередині трубопроводу (за тиском і температурою). З одного боку, верхня допустима умова буде встановлюватися міцністю труби, матеріалом труби, діаметром і товщиною. Вони будуть диктувати максимальний тиск, який труба може витримати без відмов (тобто максимальний робочий тиск). З іншого боку, максимальний тиск і температура розряду компресорної станції (яка подає вхідний отвір труби) також сприятимуть встановленню цього верхнього рівня. Зрозуміло, що умови при скиданні компресорної станції не можуть виходити за межі максимального робочого тиску труби — інакше труба вийде з ладу. Мінімальний або нижчий тиск і температурний режим експлуатаційного регіону буде закріплений за договірною угодою з кінцевим споживачем. Вищевикладене опис оперативної області показано схематично у вигляді затіненої області на малюнку 21.1.
У потоці природного газу зміни тиску та температури (слід P-T) можуть спричинити утворення рідкої фази внаслідок часткової конденсації газоподібного середовища. Ретроградне явище - зазвичай зустрічається в багатокомпонентних вуглеводневих системах - відбувається шляхом конденсації газової фази та появи рідини навіть при розширенні потоку, що протікає. Це ж явище може також викликати випаровування рідкої фази таким чином, що вона знову входить в газову фазу. Рідкий і газофазний склад безперервно змінюється по всій трубі за рахунок безперервного масопереносу між фазами. Загалом, кількість важкоатлетів у потоці визначає ступінь ретроградної поведінки та зовнішнього вигляду рідини. На малюнку 21.1 показана трасування P-T або операційна крива для даного трубопроводу, який завжди знаходиться в районі експлуатації трубопроводу.
На малюнку 21.1 також показані чотири типові фазові оболонки для природних газів, які відрізняються за ступенем їх важких компонентів. Для даного складу переважаючий тиск і температурний режим визначать, чи є текучий стан все рідке (однофазне), все газове (однофазне) або газо-рідинне (двофазне). Кожна оболонка являє собою термодинамічну межу, що відокремлює двофазні умови (всередині оболонки) від однофазної області (зовні). Кожна огинаюча складається з двох кривих: кривої точки роси (права рука, де відбувається перехід від двофазного до одногазового) і кривої точки бульбашки (ліва рука, де відбувається перехід від однорідинного до двофазного). Обидві руки зустрічаються в критичній точці, яка показана на малюнку 21.1. Вологість газу - важливе поняття, яке допомагає пояснити різні особливості, представлені на малюнку 21.1. Це поняття стосується кількості важких вуглеводнів (високомолекулярної маси), які присутні в складі газу. На малюнку 21.1 найсухіший газ - тобто найменш вологий - можна розпізнати як той, ліва і права руки якого найбільш близькі один до одного, мають найменшу двофазну область (газ А). На цьому малюнку видно, що права рука надзвичайно сприйнятлива до наявності важкості в складі природного газу. Залежно від газового складу експлуатаційний район трубопроводу може бути як повністю вільним від рідини (газ А, найсухіший), так і частково зануреним в двофазну область (газ В, С). Якщо газ досить вологий, то трубопровід буде цілком підданий двофазним умовам (газ D, самий вологий). Можна описати чутливість правої руки до важкоатлетів як ефект захоплення гачка: чим більша ступінь важкості в природному газі, тим більше «гачок» здатний захопити частину експлуатаційного регіону трубопроводу. На закінчення, оскільки експлуатаційний регіон більш-менш дається договірними та проектними міркуваннями, наявність рідини в трубопроводі в кінцевому підсумку продиктована властивостями газу, який транспортується.
На попередньому малюнку трубопровід, що обробляє сухий газ (газ А), буде працювати в однофазному режимі від його входу через його вихід. Для цього випадку будь-яке з популярних однофазних рівнянь газу (Weymouth, Panhandle type, AGA рівняння) може бути використано для цілей проектування і допомогти спрогнозувати фактичну операційну криву (трасування P-T). Якщо в систему надійде більш багатий газ (газ С), він покаже однофазний стан на вході, але через певну відстань тиск і температурний режим будуть знаходитися в межах двофазної області. Справа також може бути в тому, що система транспортує більш вологий газ (газ D), і в цьому випадку вона зіткнеться з двофазними умовами як на вході, так і на виході з труби.
Штат Пенн приділив багато зусиль розробці дворідинних моделей для опису стану багатофазного потоку в трубопроводах природного газу. У такому підході одночасно вирішуються рівняння маси, імпульсу та енергії. Деякі спрощуючі припущення робляться на основі інженерного судження. Наприклад, знання усереднених характеристик поля потоку та властивостей рідини в кожній точці трубопроводу зазвичай є більш значущим, ніж детальний профіль зазначених властивостей у поперечному перерізі. Отже, загалом кажучи, модель з двома рідинами завжди має справу з рівняннями збереження, записаними лише в одному вимірі для потоку трубопроводу (напрямок потоку по трубі), використовуючи усереднені по поперечному перерізі значення для кожного члена. Використання усереднених величин поглинає варіації по перетину труби. Тиск і температура приймаються однаковими в обох фазах в будь-якій заданій точці труби. Крім того, оскільки основний інтерес полягає в тому, щоб зосередитися на нормальних умовах експлуатації, посилається подальше спрощення умов сталого стану.
Як ми вже обговорювали, фазова поведінка є вирішальним компонентом у проектуванні трубопроводів. Не тільки тому, що нам потрібно враховувати об'ємну поведінку газу в проектних рівняннях (через, наприклад, розрахунки Z-фактора), але й тому, що це забезпечує засіб для прогнозування того, чи потрібно знайти умови багатофазного потоку. Поява рідини в трубопроводах природного газу так само небажано, як і неминуче. З одного боку, поведінка рідкої фази та переважаючі умови роблять її неминучою. З іншого, конденсат піддає газову трубу зростаючим і небажаним втратам енергії. Таким чином, правильне проектування трубопроводу повинно враховувати вплив утворення конденсату на продуктивність газопроводу.