Физические свойства жидкостей, транспортируемых по трубопроводам

   Подготовка  газа к транспорту.

   Поступающий из скважины природный газ содержит следующие элементы:

1. Механические примеси (песок, частицы породы), которые приводят к абразивному износу труб и оборудования магистрального газопровода.
2. Конденсат тяжёлых углеводородов, который скапливается в пониженных участках трассы, уменьшая поперечный объём сечения и увеличивая расход энергии на перекачку.
3. Пары воды, которые вызывают коррозию, а также способствуют образованию гидратов (связанные молекулы углеводородов и воды).
4. Сероводород, которые в присутствии воды усиливает коррозию.
5. Углекислый газ, который уменьшает теплоты сгорания газа, а также в присутствии воды усиливает коррозию.

   Подготовка  газа к транспорту включает в себя очистку газа от механических примесей, удаление конденсата тяжёлых углеводородов, осушку, удаление сероводорода и углекислого газа.

   Очистка от механических примесей производится в пылеуловителях, которые бывают следующих типов:

1. Масляные пылеуловители.
2. Циклонные пылеуловители.

   Для удаления конденсата тяжёлых углеводородов  используются конденсатосборники, входящие в состав линейной части магистрального газопровода.

   Осушку  газа производят с помощью следующих  методов:

1. Охлаждение. Для охлаждения газа используется либо дросселирование, либо специальные установки АВО – автоматы воздушного охлаждения.
2. Абсорбция.
3. Адсорбция.

   Удаление  сероводорода и углекислого газа производится одновременно с помощью  абсорбции и адсорбции. При небольшом  количестве сероводорода углекислый газ может удаляться с помощью воды. 
 

   Компрессорные станции.

   Размещение  компрессорных станций по трассе магистрального газопровода определяется технологическим расчётом магистрального газопровода.

   Основными функциями компрессорных станций являются:

1. Компрессирование – повышение давления газа.
2. Очистка газа от механических примесей.
3. Осушка газа.
4. Одоризация.
5. Охлаждение.

   На  начальном этапе эксплуатации газового месторождения при большом пластовом  давлении головная компрессорная станция  может отсутствовать.

   Оборудование  компрессорных станций подразделяется на следующие типы:

1. Основное оборудование:
1. Компрессорные агрегаты.
2. Пылеуловители.
3. Холодильники.
2. Вспомогательное оборудование:
1. Устройства электроснабжения.
2. Устройства водоснабжения.
3. Прочие.

   В качестве газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях используются два основных типа газоперекачивающих агрегатов:

1. Газомотокомпрессоры поршневые.
2. Центробежные нагнетатели.

   В качестве привода центробежных нагнетателей используются газовые турбины или электродвигатели.

 

   

   Основным  недостатком поршневых газокомпрессоров и мотокомпрессоров является их маленькая  подача, составляющая 8-10 миллионов  кубометров в сутки. Поэтому на газопроводах используются центробежные нагнетательные насосы с подачей 10-30 миллионов кубометров в сутки.

   Коэффициент полезного действия газотурбинного привода составляет 17-28 процентов, а коэффициент полезного действия электропривода составляет около 95 процентов.

   Основные  характеристики газоперекачивающих агрегатов:

1. Коммерческий расход .
2. Степень сжатия . Чаще всего степень сжатия лежит в интервале от 1.22 до 1.25.
3. Давление на всасывании . Чаще всего давление на всасывании равно .

   Газоперекачивающие агрегаты бывают двух типов: одноступенчатые (с коэффициентом сжатия ) и двухступенчатые (с коэффициентом сжатия ).

   Таким образом, на магистральном газопроводе  используется либо один двухступенчатый газоперекачивающий агрегат, либо два двухступенчатых газоперекачивающих агрегата. 

   Физические  свойства газов.

   Физические  свойства газов характеризуются  следующими основными параметрами:

1. Плотность , .
2. Удельный объём , .
3. Динамическая вязкость , .
4. Удельная теплоёмкость , , .
5. Относительная плотность: .

   Плотность воздуха при стандартных условиях ( , ) составляет 1.206 килограмма на кубометр, при нормальных условиях ( , ).

   Вязкость  газов, в отличие от вязкости жидкости, при увеличении температуры тоже увеличивается: , где - вязкость при температуре 273 кельвина.

   Существует  две основные модели, описывающие  поведение газа: модель идеального газа и модель реального газа. Вязкость идеального газа с повышением давления не меняется, а вязкость реального газа с повышением давления увеличивается.

   Теплоёмкость  газа зависит от процесса, который  происходит с газом и от свойств  самого газа. При изохорном процессе теплоёмкость можно вычислить по следующей формуле: . Теплоёмкость при изобарном процессе определяется из следующего уравнения: .

   При движении газа по трубопроводу наблюдается  эффект Джоуля-Томпсона, который заключатся в снижении температуры газа по мере его продвижения по трубопроводу, так как при понижении давления уменьшается кинетическая энергия газа, что приводит к уменьшению его температуры.

   При перекачке газа по магистральному газопроводу  используются три основных величины расхода:

1. Объёмный расход , , .
2. Массовый расход , , .
3. Коммерческий расход - массовый расход, приведённый к стандартным условиям, , .

   Соответственно  объёмному и массовому расходу, вводят понятия линейных и массовых скоростей.

   Линейная  скорость , .

   Массовая скорость , .

   При движении газа по газопроводу массовый расход и скорость постоянны, а линейная скорость и объёмный расход увеличиваются  вследствие снижения плотности.

   Любой природный газ представляет собой газовую смесь, состоящую из 90-99 процентов метана, пропана, бутана, азота, кислорода и других газов.

   Состав  газовой смеси может быть выражен  в объёмных, мольных или массовых долях.

   Объёмная  концентрация -того компонента определяется из соотношения: . Мольная концентрация -того компонента определяется исходя из следующей уравнения: . Массовая концентрация -того компонента рассчитывается по следующей формуле: . Молекулярную массу -того компонента можно определить с помощью формулы: , . Молекулярная масса всей смеси рассчитывается следующим образом: . 

   Уравнение состояния газа.

   Уравнение состояния газа – функциональная зависимость между давлением , удельным объёмом и температурой , которая существует для всех газов, находящихся в состоянии термодинамического равновесия, то есть .

   Графически  эта зависимость изображается семейством изотерм.

   При температуре большей критической  газ всегда остаётся в газообразном состоянии при любом давлении. При температуре меньшей критической, при сжатии газа, если достигается некоторого удельного объёма начинается конденсация газа, и он переходит в двухфазное состояние. При достижении некоторого удельного объёма конденсация газа прекращается, и он приобретает свойства жидкости.

    Уравнение состояния идеального газа описывается уравнением Менделеева-Клапейрона: , или , где .

   Газовая постоянная , .

   Для метана, имеющего молярную массу , газовая постоянная равна .

   При больших давлениях и температурах характерных для магистральных  газопроводов используются различные модели реальных газов, который обладает явлением сверхсжимаемости. Эти модели описываются скорректированным уравнением Менделеева-Клайперона: , где - коэффициент сверхсжимаемости, который для реальных газов всегда меньше единицы; - приведённое давление; - приведённое давление.

   Для вычисления коэффициента сверхсжимаемости существуют различные эмпирические формулы, такие как .

   Для смеси газов критическое давление определяется по следующей формуле: , а критическая температура находится следующим образом: .

   Характерные параметры компонентов природного газа:

 

  Основные  формулы гидравлического расчёта  магистрального газопровода.

  Установившееся движение газа в газопроводе описывается тремя уравнениями: уравнением движения, уравнение неразрывности, уравнение состояния газа.