Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование технологии транспортирования смеси сжиженных углеводородов газоконденсатных месторождений Крайнего Севера по низкотемпературным магистральным трубопроводам

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологии транспортирования смеси сжиженных углеводородов газоконденсатных месторождений Крайнего Севера по низкотемпературным магистральным трубопроводам"

9 15-5/490

На правах рукописи

МИННЕГУЛОВА Гульнур Сагдатовна

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ

СМЕСИ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА ПО НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫМ МАГИСТРАЛЬНЫМ

ТРУБОПРОВОДАМ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2015

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный».

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Крапивский Евгений Исаакович

Официальные оппоненты:

Поляков Вадим Алексеевич доктор технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина», кафедра проектирования и эксплуатации газонефтепроводов, профессор

Михалев Андрей Юрьевич кандидат технических наук, АО «Гипрогазцентр», ученый секретарь

Ведущая организация:

ФГАОУ ВПО «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»

Защита состоится 30 сентября 2015 г. в 11 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, г. Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд.1163.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на сайте www.spnii.ru.

Автореферат разослан 27 июля 2015 года.

/// /

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ / НИКОЛАЕВ

диссертационного совета \ Александр Константинович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Месторождения Крайнего Севера в ближайшие годы будут основным источником добычи углеводородов. На полуостровах Ямал и Гыдан открыты уникальные и крупные газоконденсатные месторождения: Бованенковское, Харасавейское, Крузенштернское, Арктическое, Тамбейское, Малыгинское, Салмановское (Утреннее), Геофизическое и др. Основное внимание в работе уделено Южно-Тамбейскому месторождению, являющемуся главной ресурсной базой строящегося завода «Ямал-СПГ», производительностью 16,5 млн. тонн сжиженного природного газа (СПГ) в год.

Перспективным маршрутом транспортировки СПГ с территории РФ в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) является так называемый Северный морской путь (СМП). Планируется морская перевозка СПГ судами-газовозами ледового класса Агс7. В настоящее время основные проблемы разработки газоконденсатных месторождений Крайнего Севера связаны с трудностью транспортировки в связи с суровой ледовой обстановкой в зимний период, необходимостью строительства дорогостоящего атомного ледокольного флота и танкеров ледового класса, а также экологическими проблемами. Кроме того, пока не решен вопрос о транспорте газового конденсата и легкой нефти, которые содержатся в газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера и будут добываться совместно с природным газом.

В связи с вышеизложенным, необходимо обосновать технологию совместного транспорта природного газа и газового конденсата газоконденсатных месторождений Крайнего Севера по низкотемпературным магистральным трубопроводам в однофазном жидком состоянии.

Исследованиями проблем трубопроводного транспорта сжиженных углеводородов в разное время занимались авторы: С.А. Абдурашитов, P.A. Алиев, O.A. Беньяминович, Э.М. Блейхер, А.Е. Владимиров, А.И. Гольянов, С.Ф. Гудков, А.Д. Двойрис, Г.П. Добровольский, В.А. Жмакин, О.М. Иванцов, A.A. Ильинский, А.П. Клименко, A.A. Коршак, J1.C. Лившиц, В.И. Марон,

Г.Э. Одишария, В.М. Писаревский, А.Е. Полозов, С.М. Польских, Н.И. Преображенский, В.В. Рождественский, В.В. Редькин, Б.С. Рачевский, В.П. Руднев, B.C. Сафонов, A.A. Тупиченков, К.Ю. Чириков др. В работах этих авторов рассмотрен только транспорт СПГ по дорогостоящим криогенным трубопроводам (температура перекачки минус 160 - минус 100 °С при 40 - 60 атм.) из никельсодержащих сталей.

Обоснование технологии транспортирования смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным магистральным трубопроводам из сталей Х70 - Х80 (К60 - К65 в российском обозначении) при температурах (минус 50 - минус 40 °С) и высоких давлениях (до 12МПа) позволяет осуществить перемещение значительных объемов углеводородной смеси на значительные расстояния, сделать безопасным и экономически выгодным.

Целью исследования: обоснование технологии транспортирования смеси сжиженных углеводородов газоконденсатных месторождений Крайнего Севера по низкотемпературным магистральным трубопроводам.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Выполнить анализ изученности вопроса.

2. Обосновать состав смеси природного газа и нестабильного газового конденсата для обеспечения возможности ее транспортирования по низкотемпературным трубопроводам высокого давления в однофазном жидком состоянии.

3. Проанализировать исследования фазовых состояний смесей сжиженных углеводородов при отрицательной температуре и высоком давлении и провести экспериментальные исследования фазовых состояний смесей природного газа и газового конденсата на PVT установке.

4. Оценить точность расчетов фазовых состояний смесей углеводородов в лицензионном программном комплексе REFPROP на основании сопоставления с экспериментальными данными.

5. Уточнить методы гидравлического и теплового расчета низкотемпературных трубопроводов смеси сжиженных

углеводородов на основе учета изменения теплофизических параметров (плотности, теплоемкости, теплопроводности и др.) по длине трубопровода.

6. Провести сравнительный технико-экономический анализ предложенной технологии транспортирования смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам высокого давления в однофазном жидком состоянии и существующей технологии морской перевозки СПГ.

Идея работы: транспортирование смеси природного газа и газового конденсата с газоконденсатных месторождений Крайнего Севера в сжиженном состоянии по низкотемпературным трубопроводам высокого давления позволяет снизить риски морской транспортировки СПГ и газового конденсата.

Научная новизна исследования:

1. Обоснован состав смеси природного газа и газового конденсата для ее перекачки по низкотемпературным магистральным трубопроводам в однофазном жидком состоянии при температуре не ниже минус 50 °С и при давлении не выше 12 МПа.

2. Обоснован метод теплогидравлического расчета низкотемпературного трубопровода смеси сжиженных углеводородов с учетом изменения теплофизических свойств (плотности, теплоемкости, теплопроводности, сжимаемости и др.).

3. Уточнено уравнение, связывающее критическую температуру многокомпонентной углеводородной смеси с критическими температурами ее компонентов, их массовой долей, с учетом поправочных коэффициентов.

Защищаемые научные положения:

1. Получение смеси природного газа и нестабильного газового конденсата в соотношении (100-х) к х (где х = 3-10 масс. % газа) позволяет осуществить ее перекачку по низкотемпературным магистральным трубопроводам в однофазном жидком состоянии при температуре не ниже минус 50 °С и давлении не более 12 МПа.

2. Теплогидравлический расчет низкотемпературного трубопровода смеси сжиженных углеводородов необходимо

производить с учетом изменения теплофизических свойств (плотности, теплоемкости, теплопроводности и др.).

3. Критическую температуру смеси углеводородов для обеспечения транспортирования смеси сжиженных углеводородов в однофазном жидком состоянии по магистральному низкотемпературному трубопроводу целесообразно определять на основе уравнения, связывающего критическую температуру смеси с критическими параметрами индивидуальных или групповых углеводородов (метана, этана-бутана, пентана+), с учетом их массовых содержаний и поправочных коэффициентов.

Практическая значимость работы заключается в том, что обоснована технология транспортирования смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным магистральным трубопроводам (заявка на изобретение №2014116532); предложена методика определения параметров транспортирования, позволяющая управлять температурой и давлением в зависимости от состава.

Методы исследования. В основу проведенных исследований положен системный подход к изучаемому объекту. При проведении исследований применялся комплексный подход, объединяющий теоретические и экспериментальные методы исследований: анализ и обобщение данных по существующим методам транспортирования сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам; теоретический анализ с использованием фундаментальных уравнений гидромеханики и тепломассопереноса; экспериментальные исследования в лабораторных условиях. Обработка экспериментальных данных проводилась с использованием современных компьютерных программ.

Достоверность научных положений подтверждена теоретическими исследованиями, результатами лабораторных экспериментов, а также сопоставлением результатов теоретических и экспериментальных исследований.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: международном семинаре

«Рассохинские чтения» (г.Ухта, 2013 г.), 10 международном молодежном нефтегазовом форуме (10 International Youth Oil & Gas Forum) «OFFSHORE. DIVE INTO THE FUTURE» (г. Алматы, Казахстан, 2013 г.), международной конференции во Фрайбергской горной академии (г. Фрайберг, Германия, 2013 г.), V Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые горизонты 2013» (The Fifth International Scientific and Practical Conference «Oil & Gas Horizons») (г. Москва, 2013 г.), Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2014 г.).

Разработки, полученные в ходе выполнения исследования, были представлены на: конкурсе грантов Правительства Санкт-Петербурга для студентов и аспирантов в 2014 г. (победитель); конкурсе лучших инновационных проектов в сфере науки и высшего профессионального образования Санкт-Петербурга в 2014 г. (победитель в номинации «Лучшая научно-инновационная идея»). Результаты исследований отмечены стипендией Правительства Российской Федерации (2014 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 научных работ, в том числе 3 работы в изданиях, входящих в перечень научных изданий ВАК Минобрнауки России.

Реализация результатов работы. Обоснованная технология транспортирования смесей сжиженных углеводородов газоконденсатных месторождений Крайнего Севера (на примере Южно-Тамбейского месторождения) может быть использована на предприятиях нефтегазовой отрасли, осуществляющих транспорт сжиженных углеводородов по магистральным и технологическим трубопроводам.

Научные и практические результаты диссертационной работы рекомендованы к использованию в учебном процессе подготовки студентов, обучающихся в Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по направлению 131000 «Нефтегазовое дело».

Структура и объем работы. Диссертация состоит из

введения, 4 глав, заключения, списка литературы, изложенных на 128 страницах. Содержит 31 рисунок, 12 таблиц, список литературы из 188 наименований.

Благодарности. Автор выражает благодарность коллективу сотрудников кафедры ТХНГ Национального минерально-сырьевого университета «Горный» (г. Санкт-Петербург), кафедр ПЭМГ и физики Ухтинского государственного технического университета (г. Ухта), а также сотрудникам филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, ООО «НТП «Трубопровод» за консультации при подготовке диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, определены цель, идея, задачи работы, изложены защищаемые положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе проведен обзор и анализ исследований результатов ранее выполненных работ в области транспортирования природных и углеводородных газов в сжиженном состоянии по магистральным и технологическим трубопроводам.

Научными исследованиями по проблемам трубопроводного транспорта сжиженных углеводородов в разное время занимались многие исследователи. Среди трудов, посвященных этому направлению, следует выделить работы С.А. Абдурашитова, P.A. Алиева, O.A. Беньяминовича, Э.М. Блейхера,

А.Е. Владимирова, А.И. Гольянова, С.Ф. Гудкова, А.Д. Двойрис, Г.П. Добровольского, В.А. Жмакина, О.М. Иванцова,

A.A. Ильинского, А.П. Клименко, A.A. Коршака, JI.C. Лившиц,

B.И. Марона, Г.Э. Одишария, В.М. Писаревского, А.Е. Полозова,

C.М. Польских, Н.И. Преображенского, В.В. Рождественского, В.В. Редькина, Б.С. Рачевского, В.П. Руднева, B.C. Сафонова, A.A. Тупиченкова, К.Ю. Чирикова и др.

В работах Э.М. Блейхера, А.Е. Полозова, В.А. Жмакина, О.М. Иванцова и других авторов предлагается производить перекачку СПГ по криогенным магистральным трубопроводам при температуре минус 161 - минус 100 °С. Трудности транспортировки

СПГ по низкотемпературным трубопроводам обусловлены необходимостью поддерживать низкую температуру, использованием дорогостоящих сталей с высоким содержанием никеля, специальной изоляции и т.п. В результате выполнения диссертационной работы Полозовым А.Е. совместно с Ухтинским филиалом ВНИПИГАЗдобыча были разработаны и выданы задания на проектирование и технические предложения на: «Строительство экспериментального участка трубопровода сжиженного и охлажденного природного газа протяженностью 1,5 км, включая изотермическое хранилище объемом до 400 м3, установки сжижения газа и его регазификации, в районе г. Ухты». Строительство было приостановлено в середине 90-х годов из-за прекращения финансирования, но был построен безнапорный низкотемпературный газопровод. Однако перекачка СПГ по низконапорным трубопроводам скажется на их производительности.

Для низкотемпературных трубопроводов важно поддерживать однофазное жидкое состояние потока по всей длине трубопровода. Поэтому нами проведен анализ исследований фазовых состояний и фазового поведения бинарных, тройных, многокомпонентных углеводородных смесей при отрицательных температурах, выполненных в работах авторов: А.И. Брусиловский,

B.М. Булейко, В.М. Писаревский, Г.С. Степанова, Ю. Терасима, O.K. Табунщикова, К. Хибино, Н. Хонма, I.C. Allen, P.C. Davis,

C.K. Eilerts, D.O. Etter, D.L. Katz, G.H. Hanson, F. Kurata, W.N. Lacey, R.H. Olds, R. Price, B.H. Sage и др. Отметим, что исследования фазовых состояний при отрицательных температурах, проведены в основном для бинарных и тройных смесей метана с легкими углеводородами.

Исследования гидравлического и теплового расчетов низкотемпературных магистральных трубопроводов СПГ и других жидких продуктов выполнены в работах авторов: С.А. Абдурашитов, A.B. Александров, P.A. Алиев, Э.М. Блейхер, А.Е. Владимиров, С.Ф. Гудков, В.А. Жмакин, О.М. Иванцов, A.A. Коршак, В.И. Марон, В.В. Новоселов, Г.Э. Одишария, Н.И. Преображенский, В.В. Редькин, В.В. Руднев, B.C. Сафонов,

A.A. Тупиченков и др. Вместе с тем нормативная документация по теплогидравлическому расчету низкотемпературных трубопроводов СПГ отсутствует. Только планируется разработка нормативной базы для проектирования трубопроводов СПГ.

В работах вышеуказанных авторов теплогидравлический расчет низкотемпературных трубопроводов СПГ предлагается осуществлять в соответствии с нормативной документацией для жидкости или газа, а иногда и по смешанным вариантам. При гидравлических и тепловых расчетах пользуются аналитическими зависимостями, пренебрегая изменением некоторых физических и термодинамических параметров (таких как плотность, теплоемкость, теплопроводность, вязкость и др.). Применение таких упрощений может оказаться ошибочным для смесей природного газа и конденсата при низкой температуре перекачки. В этой связи, вопросы дальнейшего уточнения методов теплогидравлических расчетов низкотемпературных трубопроводов являются актуальными.

На основе проведенного анализа были сформулированы цель и задачи исследования.

Во второй главе представлены теоретические и экспериментальные исследования фазовых состояний и фазового поведения смесей природного газа и газового конденсата при отрицательных температурах.

Проведенный анализ применимости и точности известных кубических и многокоэффициентных уравнений состояния углеводородных систем показал, что для многокомпонентных углеводородных систем предпочтительно использовать кубические уравнения. Кратко описаны пакеты компьютерных прикладных программ для расчета теплофизических свойств (ТФС) и расчет фазовых равновесий (ФР) чистых веществ и многокомпонентных смесей углеводородов, основанных на кубических уравнениях состояния Пенга - Робинсона и других модификациях уравнения Менделеева - Клапейрона. Подробно рассмотрена используемая в диссертационном исследовании специализированная

термодинамическая библиотека ТФС и ФР REFPROP (NIST

Reference Fluid Thermodynamic and Transport Properties Database (REFPROP): Version 9.1). Обработка экспериментальных данных российских и зарубежных авторов и сравнение этих данных с расчетными данными по программе REFPROP показала, что погрешность составляет не более 5 %. Это позволяет использовать программный комплекс REFPROP для исследования фазовых состояний смесей природного газа и газового конденсата в области отрицательных температур (минус 90 - минус 10 °С) и высоких давлений (до 16 МПа).

Для установления влияния состава смесей углеводородов на закономерности фазовых превращений многокомпонентных углеводородных смесей природного газа и газового конденсата газоконденсатного месторождения проведены экспериментальные исследования в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта совместно с коллективом отдела центра исследования нефтегазовых пластовых систем и технологического моделирования (руководитель А.Н. Волков).

В ходе лабораторных исследований проводился замер давления начала конденсации при изменении температуры или состава газоконденсатной смеси (соотношения газа сепарации и сырого конденсата) на PVT-установке УГК-3. На рисунке 1 и 2 показаны фазовые диаграммы для смесей газа сепарации и сырого конденсата в соотношении 83:17 и 90:10 (масс. % газа сепарации). Переход в область отрицательных температур осуществляется по расчетной Р-Т диаграмме смеси природного газа и газового конденсата. Сопоставление полученных результатов экспериментальных исследований и расчетов в программном комплексе REFPROP показывает возможность его применения для прогнозирования фазовых состояний и исследования фазового поведения природных смесей углеводородов газоконденсатных месторождений.

В результате исследования фазового состояния смесей газоконденсатных месторождений Крайнего Севера на примере Южно-Тамбейского месторождения полуострова Ямал с использованием программного комплекса REFPROP были

определены параметры для ее транспортирования в однофазном жидком состоянии по низкотемпературным трубопроводам. Диапазон температур смеси составил минус 50 - минус 40 °С, а диапазон давлений 10 - 12 МПа. Это позволило обосновать безопасную транспортировку смеси по магистральным трубопроводам из трубопроводной стали Х70 и Х80 (К60 и К65 в российском обозначении).

Рисунок 1 - Диаграмма давление - температура для смеси газа сепарации и сырого конденсата в соотношении 83:17 масс % газа сепарации: - расчетные данные, • - экспериментальные данные

Рисунок 2 - Диаграмма давление - температура для смеси газа сепарации и сырого конденсата в соотношении 90:10 масс % газа сепарации: - расчетные данные, « - экспериментальные данные

На рисунке 3 представлены фазовые диаграммы Р-Т (давление - температура) и значения критических параметров смесей газа и газового конденсата, рассчитанные по программе ЯЕРРЯОР. Из этого следует, что добавление 3 % газового конденсата по массе к добываемому природному газу приводит к тому, что критическая температура смеси повышается с минус 73 °С для типичного природного газа и с минус 50,8 °С для газа Южно-

Тамбейского месторождения до минус 39,6 °С (критическое давление составляет 10,03 МПа). При добавлении 5 % газового конденсата критическая температура смеси смещается до минус 37,1 °С при критическом давлении 10,45 МПа. При содержании газового конденсата 7 и 10% критическая температура составляет минус 34,96 и минус 28,9 °С, а критическое давление - 10,81 и 11,72 МПа соответственно. При соотношении 95:5 (масс. % газа) возможно транспортирование смеси по магистральным трубопроводам при конечной температуре не выше минус 40 °С и давлении не выше 12 МПа.

Температура ( °С) ■250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 -1-

150 200 250 Температура (К)

Рисунок 3 - Р-Т диаграмма (давление - температура) индивидуальных веществ и смесей (в массовых процентах) 1 - метан (Ткр = - 82,4 °С, Ркр = 4,6 МПа), 2 - типичный природный газ (Ткр= - 73 °С, Ркр =5,4 МПа), 3 - газ (Ткр= - 50,8 °С, Ркр =8,7 МПа), 4 - смесь газа и газового конденсата в соотношении 97:3 (Ткр = - 39,6 °С, Ркр =10,03 МПа), 5 - смесь газа и газового конденсата в соотношении 95:5 (Ткр = - 37,1 °С, Ркр = 10,45 МПа), 6 - смесь газа и газового конденсата в соотношении 93:7 (Ткр = - 34,96 °С, Ркр = 10,81 МПа), 7 - смесь газа и газового конденсата в соотношении 90:10 (Ткр = - 28,9 °С, Ркр = 11,72 МПа)

Фазовые диаграммы и критические параметры смесей газа и газового конденсата в различном соотношении, позволяют определять необходимый состав для транспортирования в

однофазном жидком состоянии в указанном диапазоне температур и давлений, предсказать фазовое поведение сжиженных углеводородов при различных температурах и давлениях с целью последующей транспортировки по низкотемпературному трубопроводу.

В третьей главе описаны особенности теплогидравлического расчета низкотемпературных трубопроводов смесей сжиженных газов с учетом изменения теплофизических параметров (плотности, вязкости, теплоемкости и др.) смеси сжиженных углеводородов.

Теплогидравлический расчет низкотемпературного трубопровода предлагается производить в соответствии с методикой для неизотермических трубопроводов, перекачивающих нефть и нефтепродукты (по руководящему документу РД-75.180.00-КТН-198-09 «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктов») с учетом изменения теплофизических параметров (плотности, вязкости, теплоемкости, теплопроводности и др.).

Для гидравлического и теплового расчетов магистральных трубопроводов сжиженных газов в первом приближении могут быть использованы формулы Дарси-Вейсбаха и Шухова-Лейбензона.

Гидравлический расчет проводился по формуле, полученной интегрированием уравнения движения без инерционной составляющей и разностью геодезических отметок по уравнению Дарси-Вейсбаха:

Р = Ря-л-£б-Р-1. (1)

где Я - коэффициент гидравлического сопротивления трения; и -средняя линейная скорость течения сжиженных газов, м/с; р -плотность сжиженных газов, кг/м1; О - внутренний диаметр трубопровода, м; Рн - начальное давление, МПа; Ь - длина расчетного участка, м.

Тепловой расчет трубопроводов СПГ проводился по формуле Шухова-Лейбензона. Температура перекачиваемого продукта в конце участка вычисляется по формуле Шухова-Лейбензона:

Тк = Т0 + и + (Тн - Т0 - и) ■ е-шУ, (2)

где Т„ - начальная температура, °С; Т0 - температура грунта на глубине залегания оси трубопровода, °С; и - поправка на нагрев перекачиваемого продукта за счет внутреннего трения; Шу -параметр Шухова.

В программном комплексе АЫЗУЗ/РЬиЕТЧТ было произведено численное моделирование неизотермического течения сжиженных углеводородов в низкотемпературном трубопроводе, проведен анализ характера распределения температуры и давления в потоке смеси сжиженных углеводородов. Проведен теоретический анализ наиболее распространенных моделей турбулентности с выделением особенностей. На основе анализа сделан вывод о необходимости применения для решения поставленной задачи к-е модели турбулентности.

Для оценки погрешности было проведено сравнение теплового и гидравлического расчетов трубопроводов смеси сжиженных газов по формулам Дарси-Вейсбаха и Шухова-Лейбензона с учетом изменения теплофизических параметров, входящих в формулы, и взятых при средних значениях температуры и давления на участках между двумя перекачивающими насосными станциями (ПНС), а также по программному комплексу А^У8/РЬиЕГ^Т (Рисунок 4 и 5) для участка трубопровода Тамбей - Бованенково между двумя перекачивающими станциями.

На основании проведенного сравнения можно рекомендовать для расчетов перепадов давлений как формулу Дарси-Вейсбаха при средних значениях постоянных величин в нее входящих, так и программный комплекс А^УЗ/ТЫШМТ (с учетом изменения теплофизических параметров), а при расчетах перепадов температур как формулу Шухова-Лейбензона с учетом изменения теплофизических параметров, так и программный комплекс А^У5/РШЕЫТ (с учетом изменения теплофизических параметров).

Таким образом, теплогидравлический расчет низкотемпературных трубопроводов смеси сжиженных углеводородов предлагается производить по РД-75.180.00-КТН-198-

09, однако с учетом изменения теплофизических свойств, а также обоснована возможность применения программного комплекса вычислительной гидродинамики АШУЗ/ТЪиЕМТ.

е.- 11,7

Янша трубопровода 1-, км

Рисунок 4 - Распределение давления по длине участка трубопроводам смеси сжиженных газов между ПНС: 1 - по формуле Дарси-Вейсбаха с учетом изменения теплофизических параметров в зависимости от давления и температуры, 2 - по формуле Дарси-Вейсбаха с использованием теплофизических параметров при средних давлении и температуре, 3 - по программному комплексу А^УБ/РШЕМТ

Рисунок 5 - Распределение температуры по длине участка трубопроводам

смеси сжиженных газов между ПНС: 1 - по формуле Шухова-Лейбензона с учетом изменения теплофизических параметров в зависимости от давления и температуры, 2 - по формуле Шухова-Лейбензона с использованием теплофизических параметров при средних давлении и температуре, 3 - по программному комплексу А^УБ/РШЕМТ

В четвертой главе приводится описание способа транспортирования смеси природного газа и газового конденсата по низкотемпературному трубопроводу в однофазном жидком состоянии и предложенной методики расчета параметров транспортирования, а также технико-экономическое обоснование приведенного способа.

Принципиальная схема подготовки и транспорта смеси сжиженных углеводородов представлена на рисунках 6 и 7. При подготовке смеси необходимо оперативно управлять составом смеси на основании определения ее параметров перекачки. Это связано с тем, что на разных этапах разработки газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера происходит качественное изменение состава скважинной продукции: перераспределение объемных долей природного газа и газового конденсата.

е

о

"Жирный" газ с гвзококденсатного месторождения

I-

К 5 О X

81

га

3 2

о О §

« з

Очистка газа от кислых компонентов

Дегидрадвция

Очистка от ртути

Одновременное охлаждение смеси газа и газового конденсата до температуры минус 50 С и увеличение давления до 12 МПа с дозированной подачей газового конденсата

Перекачка смеси сжиженных углеводородов по трубопроводу |

Рисунок 6 - Схема технологии получения смеси сжиженных углеводородов

ПрцрмЬшм га1 с месторождения

I иииым копд<нсат е шшлрлждеи ив

-©—И-О-

7 в

/ / / / (

ИХ УР

\з \4 чв

Рисунок 7 - Принципиальная схема трубопроводного транспорта сжиженных газов

1 - установка комплексной подготовки газа, 2 - установка получения углеводородной смеси, 3 - трубопровод, 4 - головная насосная станция, 5 -промежуточные станции охлаждения, 6 - промежуточные насосные станции, 7 - низкотемпературное хранилище, 8 - установка регазификации, 9 - подача газа потребителям

Методика расчета параметров транспортирования смеси сжиженных газов по низкотемпературным трубопроводам с газоконденсатных месторождений состоит в следующем:

1) Определение состава смесей углеводородов по заданным составам газа и газового конденсата, при содержании газового конденсата в смеси от 0 до 10 масс. % газа.

2) Определение критических параметров (критического давления и критической температуры) с использованием программных комплексов (например, ЯЕИРКОР) или расчетных формул. Критическую температуру смесей углеводородов предлагается определять по формуле:

Ткрит смеси = ' Х1 ' Ткрит 1 ' Сх2 ' ^крит 2 х3 ' ^крит 3

+*4 ' Ткрит 4) + к3 • 1 Ткрит 5+, (3)

где хг, х2 и х3 - массовые доли метана, этан и пропан-бутановой фракции И пентан+высшие; ТКрИТ^, Ткрит 2-4 И Ткрит 5+ — критическая температура метана, этан и пропан-бутановой фракции и пентан+высшие соответственно; кг, к2 и к3 - поправочные коэффициенты.

Расхождения расчетных данных и данных программы ЯЕИРКОР Ткритсмеси не превышает 5 %.

3) Построение фазовых диаграмм (Р-Т диаграмм) смесей различного соотношения газа и газового конденсата.

4) Выбор смесей сжиженных углеводородов производится таким образом, чтобы при температурах минус 50 - минус 40 °С и давлениях (10 - 12 МПа) она будет находится в жидкой фазе.

5) Определение параметров транспортирования (температура начальная и давление начальное) смеси сжиженных углеводородов с условием, что Т < Ткр и Р > Ркр.

Из сопоставления ориентировочной стоимости проекта строительства трубопровода сжиженных углеводородов с Южно-Тамбейского месторождения до Бованенковского месторождения при планируемой морской перевозке СПГ в страны АТР и Европу и альтернативном при наличии подземного низкотемпературного трубопровода «Тамбей-Бованенково» сжиженных газов, следует, что стоимость проекта «Ямал-СПГ» может быть снижена на 30 % (несмотря на дополнительные затраты 0,5 млрд. долларов на строительство подземного трубопровода, частично компенсируемыми продажей газового конденсата). Кроме того, снижаются риски, связанные с транспортировкой СПГ по СМП в зимний период времени.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные теоретические и экспериментальные исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. Обоснована технология транспортирования сжиженных углеводородов (смеси природного газа и газового конденсата) по низкотемпературным трубопроводам в однофазном жидком состоянии с газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

2. Подбор состава смеси природного газа и газового конденсата производится с использованием программного комплекса КЕРРЯОР для перекачки по низкотемпературным трубопроводам при выбранном диапазоне температур (минус 50 -минус 40 °С) и давлений (не более 12 МПа).

3. Критические параметры (критическое давление, критическое давление) смеси природного газа и газового конденсата определены на основании расчетов в программном комплексе ЯЕРРКОР и на основании экспериментальных исследований на РУТ-установке.

4. Предложенная методика расчета параметров транспортирования смеси сжиженных углеводородов позволяет регулировать критическими параметрами, а также параметрами транспортирования (температура и давление) смеси сжиженных углеводородов в зависимости от ее состава.

5. Обоснована возможность применения программного комплекса вычислительной гидродинамики ANSYS при уточненных методах теплогидравлического расчета низкотемпературного трубопровода смеси сжиженных углеводородов с учетом изменения их теплофизических свойств (плотности, теплоемкости, теплопроводности и др.).

6. Выполнен технико-экономический анализ разработанного способа транспортирования смеси сжиженных углеводородов по низкотемпературным трубопроводам в однофазном жидком состоянии.

Список работ, опубликованных по теме диссертации в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России:

1. Миннегулова Г.С. Особенности строительства подземного низкотемпературного магистрального трубопровода смеси сжиженных углеводородных газов в условиях Крайнего Севера / Е.И. Крапивский, Г.С. Миннегулова, P.M. Садыкова // Горный информационно-аналитический бюллетень. - М.: МГГУ, 2013. -№ 12. - С. 270 - 275.

2. Миннегулова Г.С. Исследование фазовых состояний смесей сжиженных углеводородов газоконденсатных месторождений п-ова Ямал при низких температурах / Е.И. Крапивский, Г.С. Миннегулова // Газовая промышленность, 2014.-№ И.-С. 86-90.

3. Миннегулова Г.С. Особенности теплогидравлического расчета подземного низкотемпературного магистрального трубопровода смеси сжиженных углеводородов / Е.И. Крапивский, Г.С. Миннегулова, Г.С. Миннегулова // Горный информационно-аналитический бюллетень. - М.: МГГУ, 2015. - № 6. - С. 332 - 338.

РИЦ Горного университета. 14.07.2015. 3.641. Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

2015675225

2015675225