Какие режимы эксплуатации газопровода бывают диплом

Принципы газлифтной эксплуатации скважин

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу.

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 1 ниже).

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на Газлифт — это механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию в виде сжатого газа. Обычно способ используется после прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии.

По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости.

В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает.

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает.

В реальных скважинах Р₁ составляет несколько процентов от Р₁, а Р₂ еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р₁ мало отличаются друг от друга.

Достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима.

Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в насосно-компрессорных трубах (НКТ) очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя.

Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь.

Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.

Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти.

Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу.

Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое.

Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется.

Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями.

При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты.

Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом.

Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника.

Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя.

Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта.

Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа.

Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.

Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом.

Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам.

Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров.

Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом.

В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.

Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.

Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Особенности режимов транспортировки газа по газопроводу «Турецкий поток» Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

МОРСКОЙ ГАЗОПРОВОД / OFFSHORE GAS PIPELINE / ПРОФИЛЬ / ЧЕРНОЕ МОРЕ / BLACK SEA / «ТУРЕЦКИЙ ПОТОК» / ДРОССЕЛЬ-ЭФФЕКТ / JOULE-THOMSON EFFECT / ДАВЛЕНИЕ / PRESSURE / ТЕМПЕРАТУРА / TEMPERATURE / ТЕПЛОПЕРЕДАЧА / HEAT EXCHANGE / МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ / MATHEMATICAL MODELING / ЧИСЛЕННЫЙ РАСЧЕТ / NUMERICAL CALCULATION / РАБОТА СИЛ ТЯЖЕСТИ / GRAVITATIONAL FORCE WORK / PIPELINE PROFILE / TURKISH STREAM GAS PIPELINE

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Лурье М.В., Мусаилов И.Т.

В статье рассматриваются особенности режимов эксплуатации строящегося газопровода «Турецкий поток». Данный газопровод относится к числу морских газопроводов сверхвысокого давления (15,0-30,0 МПа), эксплуатируемых в сложных неизотермических условиях. На режимы работы таких газопроводов существенное влияние оказывают профиль газопровода, температура окружающей среды, а также дроссель-эффект Джоуля — Томсона. На участках спуска газопровода на дно и его последующего подъема со дна на сушу давление и температура газа могут иметь весьма большие градиенты. Кроме того, охлаждение газа в результате его подъема может достигать значений, достаточных для выпадения гидратов. Учет этих и других особенностей данного газопровода совершено необходим в процессе эксплуатации. В статье рассматривается теория установившихся режимов работы газопроводов подобного типа, основанная на численном решении системы дифференциальных уравнений для давления и температуры газа. По результатам расчета делаются обобщающие выводы и даются соответствующие рекомендации.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Лурье М.В., Мусаилов И.Т.

Разработка программы для расчета гидратообразования в мг на программе Борланд дельфи 7. 0

Программные комплексы расчета параметров транспортировки газа и оледенения морских трубопроводов на арктическом шельфе

Газоохладительная установка для компрессорныхцехов магистральных газопроводов

Особенности тепловых режимов работы систем сбора газа на поздней стадии разработки сеноманских залежей Уренгойского месторождения

Термогидравлический расчет установившихся режимов работы газопроводов высокого давления
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

PECULIARITIES OF GAS TRANSPORTATION VIA THE TURKISH STREAM GAS PIPELINE

The article considers peculiarities of operation conditions of the Turkish Stream Gas Pipeline under construction. This gas pipeline is classified as an offshore high-pressure (15.0-30.0 MPa) gas pipeline operating in complex non-isothermal conditions. The operating conditions of such gas pipelines are heavily affected by the profile of the gas pipeline route, ambient temperature , as well as the Joule-Thomson effect . There may be heavy gradient in gas pressure and temperature in the areas of descent of the gas pipeline to the bottom and its subsequent ascent. Moreover, the gas may be cooled to the hydrates formation point during its ascent. It is essential to take into account these and other peculiarities of this gas pipeline. The article presents the theory of steady-state operation of the gas pipelines based on the numerical solution of differential equation system for with the calculation carried out on the basis of reference data. Conclusions and recommendations are made on the basis of calculation.

Текст научной работы на тему «Особенности режимов транспортировки газа по газопроводу «Турецкий поток»»

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

М.В. Лурье1, e-mail: 1urie254@gubkin.ru; И.Т. Мусаилов1, e-mail: imusaiiov@gmaii.com

1 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

Особенности режимов транспортировки газа по газопроводу «Турецкий поток»

В статье рассматриваются особенности режимов эксплуатации строящегося газопровода «Турецкий поток». Данный газопровод относится к числу морских газопроводов сверхвысокого давления (15,0-30,0 МПа), эксплуатируемых в сложных неизотермических условиях. На режимы работы таких газопроводов существенное влияние оказывают профиль газопровода, температура окружающей среды, а также дроссель-эффект Джоуля — Томсона. На участках спуска газопровода на дно и его последующего подъема со дна на сушу давление и температура газа могут иметь весьма большие градиенты. Кроме того, охлаждение газа в результате его подъема может достигать значений, достаточных для выпадения гидратов. Учет этих и других особенностей данного газопровода совершено необходим в процессе эксплуатации. В статье рассматривается теория установившихся режимов работы газопроводов подобного типа, основанная на численном решении системы дифференциальных уравнений для давления и температуры газа. По результатам расчета делаются обобщающие выводы и даются соответствующие рекомендации.

Ключевые слова: морской газопровод, профиль, Черное море, «Турецкий поток», дроссель-эффект, давление, температура, теплопередача, математическое моделирование, численный расчет, работа сил тяжести.

M.V. Lurye1, e-mail: lurie254@gubkin.ru; I.T. Musailov1, e-mail: i.musailov@gmail.com

1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)» (Moscow, Russia).

Peculiarities of Gas Transportation via the Turkish Stream Gas Pipeline

The article considers peculiarities of operation conditions of the Turkish Stream Gas Pipeline under construction. This gas pipeline is classified as an offshore high-pressure (15.0-30.0 MPa) gas pipeline operating in complex non-isothermal conditions. The operating conditions of such gas pipelines are heavily affected by the profile of the gas pipeline route, ambient temperature, as well as the Joule-Thomson effect. There may be heavy gradient in gas pressure and temperature in the areas of descent of the gas pipeline to the bottom and its subsequent ascent. Moreover, the gas may be cooled to the hydrates formation point during its ascent. It is essential to take into account these and other peculiarities of this gas pipeline. The article presents the theory of steady-state operation of the gas pipelines based on the numerical solution of differential equation system for with the calculation carried out on the basis of reference data. Conclusions and recommendations are made on the basis of calculation.

Keywords: offshore gas pipeline, pipeline profile, Black Sea, Turkish Stream gas pipeline, Joule-Thomson effect, pressure, temperature, heat exchange, mathematical modeling, numerical calculation, gravitational force work.

«Турецкий поток» — новый экспортный газопровод из России в Турцию, пришедший на смену так и не реализованному проекту газопровода «Южный поток». Строящийся газопровод соединит напрямую газотранспортную систему Турции с крупнейшими запасами газа в России и обеспечит надежные поставки газа в Турцию и Юго-Восточную Европу.

Маршрут морского участка газопровода «Турецкий поток» начинается на российском побережье, у г. Анапы, в частности на компрессорной станции «Русская», и далее проходит по дну Черного моря сначала в российских водах, а затем в исключительной экономической зоне Турции до ее побережья (рис. 1). Планируется, что «Турецкий

поток» выйдет на сушу в европейской части Турции в районе населенного пункта Кыйыкей. Далее будет построен сухопутный газопровод, который соединит морской участок с существующей газотранспортной системой Турции у г. Люлебургаз, где газ будет отбираться для турецких потребителей и оттуда пройдет до конечной точки газопровода

№ 3 март 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE

у г. Ипсала на границе с Грецией, откуда газ будет направляться в южноевропейские страны.

На начальном этапе планируется проложить две нитки газопровода общей пропускной способностью 31,5 млрд м3, с возможностью расширения до четырех ниток суммарной пропускной способностью 63 млрд м3. Общая протяженность газопровода составит более 900 км. Особенность морского участка газопровода заключается в том, что глубина закладки трубы достигает 2200 м в условиях агрессивной сероводородной среды.

Газопровод «Турецкий поток» не является первым газопроводом,проложенным на такой глубине. Уже существует и успешно работает газопровод «Голубой поток», однако новый газопровод отличается от своего предшественника в первую очередь протяженностью, превышающей протяженность «Голубого потока» более чем в два раза, и большим диаметром трубы. Эти характеристики, безусловно, скажутся на особенностях его эксплуатации. В данной статье приводятся результаты выполненных расчетов термобарических режимов работы строящегося газопровода «Турецкий поток», позволившие установить некоторые характерные особенности его будущей эксплуатации.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕОРИИ

На сегодняшний день существует множество теорий и различных методик расчета газопроводов высокого давления, проложенных в сложных неизотермических условиях. Однако в большинстве из них имеются допущения. Зачастую они пренебрегают такими существенными факторами, как влияние работы силы тяжести на температуру газа. Дроссель-эффект хотя и учитывается, но значения коэффициента Джоуля — Томсона берутся из некоторых нормативов, противоречащих уравнению состояния газа. Кроме того, в них не учитывается переменность температуры окружающей среды и интенсивности

Рис. 1. Маршрут газопровода «Турецкий поток» Fig. 1. The Turkish Stream gas pipeline route

теплопередачи вдоль оси газопровода. Следует заметить, что во многих случаях такие пренебрежения являются оправданными и дают достаточно хорошие результаты. Однако в последнее время увеличивается количество газопроводов, условия эксплуатации которых значительно отличаются от условий эксплуатации многих ныне существующих газопроводов. «Турецкий поток» относится именно к таким газопроводам. Использованная для расчетов теория термогидравлического расчета газопроводов высокого и сверхвысокого (15,0-30,0 МПа) давления, эксплуатируемых в сложных неизотермических условиях, изложена в [1-3]. Данная теория базируется на основных законах механики и термодинамики, имеющих в случае стационарной работы газопровода следующий вид:

du dp ,1 puz dz pVdx+Tx = -XllT-p9dx’

где 0М — массовый расход газа; р(х), р(х), ■о, Т(х) — плотность, давление, скорость и температура газа, соответственно; J(p,T) — энтальпия газа; 5 = тг^2/4; Кт-коэффициент теплопередачи; Тнар(2) -наружная температура, переменная по длине газопровода; 2(х) — профиль газопровода; д — ускорение силы тяжести; X — коэффициент гидравлического сопротивления; — газовая постоянная; х — координата вдоль оси трубопровода; ак — коэффициент Кориолиса. Свойства реального газа учитываются как уравнением состояния газа, так и зависимостью внутренней энергии и энтальпии газа не только от температуры, но и от давления. Поскольку массовый расход йм газа постоянен, то скорость и не является независимой переменой и определяется через расход и = 0м/р5.

Система (1) сводится к двум линейным относительно производных dp/dx и dT/dx уравнениям:

В этой системе использованы следующие обозначения:

Для цитирования (for citation):

Лурье М.В., Мусаилов И.Т. Особенности режимов транспортировки газа по газопроводу «Турецкий поток» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 3. С. 42-50.

Lurye M.V., Musailov I.T. Peculiarities of Gas Transportation via the Turkish Stream Gas Pipeline Impellers. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 3, P. 42-50. (In Russian)

TERRITORIJA NEFTEGAS — OIL AND GAS TERRITORY No. 3 March 2018

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

обобщающей формулу Майера на случай реального газа. Поскольку теплоемкости газа существенно изменяются на пути следования по газопроводу, значения Ср(р,Т) определяются из табл. 1 [4] путем интерполяции содержащихся в ней опытных значений. Различия теплоемкостей в начале участка, где давление и температура газа высоки, и в конце участка, где эти значения значительно меньше, могут составлять «500-800 Дж/(кг.К). Это сказывается на параметрах движения газа, при спуске газопровода на дно глубокого моря и на участке его последующего подъема на берег.

Производная ^/дТ)р отражает действие эффекта Джоуля — Томсона, состоящего в проявлении зависимости внутренней энергии е(р,Т) и энтальпии J(p,T) от давления, ибо коэффи-

Таблица 1. Значения Cp(p,T) теплоемкости метана, Дж/(кг.К) Table 1. The C (p,T) values of the heat capacity of methane, J/(kg.K)

причем коэффициент Z(p,T) сжимаемости газа считается известной функцией своих аргументов. В этих формулах Ср и С/ — теплоемкости газа при постоянном давлении и объеме, соответственно. Для реального газа обе теплоемкости являются функциями не только температуры, как это имеет место для совершенного газа, но и давления: Ср(р,Т) и С/(р,Т), причем соотношение между ними описывается формулой:

Давление p, МПа Pressure P, MPa Температура T, К Temperature T, К

240 260 280 300 320 340

1 2226 2231 2253 2289 2336 2386

3 2514 2440 2412 2415 2438 2472

5 2950 2715 2606 2561 2552 2564

7 3591 3066 2833 2723 2675 2661

9 4372 3468 3082 2895 2802 2760

10 4697 3665 3207 2981 2866 2809

15 4643 4148 3666 3344 3149 3034

20 4094 3944 3718 3494 3316 3190

30 3597 3522 3455 3394 3333 3274

40 3383 3313 3264 3236 3222 3213

Таблица 2. Значения коэффициента D.(p,T) Джоуля — Томсона, К/МПа Table 2. Values of the Joule-Thomson coefficient D.(p,T), K/MPa

Давление p, МПа Pressure P, MPa Температура T, К Temperature T, К

270 280 290 300 320 340

1 5,39 5,13 4,60 4,53 4,05 3,32

3 5,36 4,98 4,64 4,32 3,75 3,29

5 5,18 4,82 4,47 4,15 3,64 3,23

9 4,39 4,13 3,89 3,66 3,23 2,87

12 3,45 3,37 3,25 3,11 2,82 2,55

16 2,25 2,33 2,36 2,34 2,22 2,07

20 1,40 1,53 1,61 4,66 1,68 1,63

24 0,86 0,98 1,08 1,14 1,22 1,23

30 0,39 0,48 0,56 0,62 0,72 0,77

циент D„ известный как коэффициент Джоуля — Томсона, описывается выражением:

причем его значение рассчитывается по уравнению состояния для природного газа. Следует отметить, что коэффициент 0,(р,Т), так же как и коэффициент теплоемкости, существенно изменяется на всем пути следования по газопроводу — его значение в конце участка газопровода может превышать значение в начале участка в 5-6 раз, поэтому влияние этого эффекта на параметры движения газа вдоль участка газопровода так же различно. Значения й„ рассчитанные на основе уравнения состояния реального газа, приведены в табл. 2.

Особо нужно отметить влияние профиля газопровода на давление и температуру газа. Это влияние учитывается в расчетах посредством коэффициента -функции с1(р,Т,х), входящей в систему уравнений (2). Рельеф дна в районе залегания газопровода имеет сложную форму — на нем есть участки крутого спуска и подъема (рис. 2). На первых 100 км газопровод опускается в море на глубину около 2200 м, затем примерно 700 км газопровод пролегает на этой глубине, а на последних 130 км достаточно круто поднимается на поверхность. Столь значительные изменения высотных отметок сказываются как на давлении газа в трубопроводе, так и на его температуре. Система уравнений (2) представляет собой два линейных уравнения относительно производных dp/dxи dT/dx. Если

№ 3 март 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Россия, 390035, г. Рязань, проезд Гоголя ЗА. Тел./факс: (4912) 20-20-80,24-60-61,24-60-84, 24-60-45,24-07-89,24-11-66,92-36-00,92-36-70, 92-51-51,92-57-57, (495) 665-00-51,8-800-200-85-20

WWW.ftlZUR.RU E-mail: marketing@rizur.ru

Термошкафы, термо чехлы и предизоли-рованные трубки

Термошкафы стеклопластиковые и металлические ШгигВох

Термочехлы РИЗУР для КИПиА

i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Термочехлы и кожухи для фланцевых соединений и арматуры

Предизолированные трубки МгигРак

Обогреватели и терморегуляторы

Обогреватели взрывозащищенные ОША-Р, Оур, Оур-ПЛ, ОНП

Кабель греющий саморегулирующийся РИЗУР-СГЛ

Сверхнадежные взрывозащищенные обогреватели РИЗУР-Арктик, РИЗУР-ТЕРМ

Цифровые терморегуляторы РИЗУР-ЦСУ2, РИЗУР-ТБ-ЦСУ

Приборы контроля уровня и расхода

• Ультразвуковые сигнализаторы уровня РИЗУР-900

• Байласные индикаторы уровня РИЗУР-ИВК

• Ультразвуковые и рефлекс-радарные уровнемеры серий РИЗУР-1000, РИЗУР-1300, РИЗУР-2000

• Овально-шестеренные расходомеры РИЗУР-ООМ Визуальные индикаторы потока РИЗУР-ВИП

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

главный определитель Д этой системы отличен от нуля, т. е. Д = а1Ь2 — а2Ь1 * 0, что соответствует дозвуковому режиму течения газа в газопроводе, то ее можно однозначно разрешить относительно указанных производных, используя для этого правило Крамера:

где Д1 = с1Ь2 — с2Ь1 и Д2 = ^с2 — а^. При этом правые части системы уравнений являются известными функциями от р, Ти х, а массовый расход 0М газа входит в них как постоянный параметр. Начальную задачу Коши р = р0, Т = Т0 при х = 0 для системы (5) обыкновенных дифференциальных уравнений можно интегрировать любым из стандартных методов, например численным методом Рунге — Кутта или более простым методом ломанных Эйлера. Поскольку, как правило, расход газа 0М заранее неизвестен и подлежит определению в процессе расчета, то сформулированная выше задача Коши используется для решения краевой задачи р = р0, Т = Т0 при х=0 и р = р1_ при х=где £ — протяженность участка газопровода, путем варьирования значения 0М [3].

ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛООБМЕНА В ПОДВОДНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

Теплообмен подводного участка газопровода «Турецкий поток» определяется теплообменом транспортируемого газа с водой и дном в зависимости от положения газопровода с учетом его заглубления. В стоячей воде теплообмен определяется свободной конвекцией, его направление и интенсивность зависят от перепада температур воды и транспортируемого газа. При наличии подводных течений их скорость определяет интенсивность теплообмена [5]. Большая протяженность газопровода обусловливает разную степень теплообмена транспортируемого газа с водой ввиду переменчивости условий залегания трубы и коэффициента теплопередачи, соответственно. Для определения коэффициента теплопередачи на различных участках использовались такие данные, как степень заглубления

0 -500 £ á. -1000 i re > -2000

-2500 100 200 300 400 500 600 700 800 Продольная координата, км Longitudinal coordinate, km 900

Рис. 2. Профиль z(x) морского участка газопровода «Турецкий поток» Fig. 2. Profile z(x) of the offshore section of the Turkish Stream gas pipeline

40 35 30 25 20 15 10 5 О

Распределительные газопроводы и их классификация

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.

• газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление газа от 0,6 до 1,2 МПа),
• газопроводы высокого давления II категории (рабочее давление газа от 0,3 до 0,6 МПа),
• газопроводы среднего давления (рабочее давление газа от 0,005 до 0,3 МПа),
• газопроводы низкого давления (рабочее давление газа до 0,005 МПа).

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.

При этом от общей протяженности распределительных газовых сетей 80% приходится на газопроводы низкого давления и 20% — на газопроводы среднего и высокого давлений.

Газопроводы низкого давления служат для подачи газа к жилым домам, общественным зданиям и коммунально-бытовым предприятиям.

Газопроводы среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП) снабжают газом газопроводы низкого давления, а также промышленные и коммунально-бытовые предприятия.

По газопроводам высокого давления газ поступает через газораспределительные установки (ГРУ) на промышленные предприятия и газопроводы среднего давления.

Связь между потребителями и газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП и ГРУ и ГРШ.

В зависимости от расположения газопроводы делятся на наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а также на подземные (подводные) и надземные (надводные).

В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопроводы подразделяются на распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые.

Распределительными являются наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от магистральных газопроводов до газопроводов — вводов, а также газопроводы высокого и среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту.

Газопроводом-вводом считают участок от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом (газопровод — ввод) считают участок от отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода.

Межпоселковыми являются распределительные газопроводы, проложенные между населенными пунктами и связывающие газопроводы различного назначения между собой.

Внутренним газопроводом считают участок от газопровода-ввода (вводного газопровода) до места подключения газового прибора или теплового агрегата.

В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые).

Различают также трубопроводы с сжиженным углеводородным газом (СУГ), а также сжиженным природным газом (СПГ), при криогенных температурах.

По принципу построения распределительные системы газопроводов делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные.

В тупиковых газовых сетях газ поступает потребителю в одном направлении, т. е. потребители имеют одностороннее питание.

В отличие от тупиковых кольцевые сети состоят из замкнутых контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям по 2 м или нескольким линиям.

Надежность кольцевых сетей выше тупиковых.

При проведении ремонтных работ на кольцевых сетях отключается только часть по­требителей, присоединенных к данному участку.

В систему газоснабжения входят распределительные газопроводы всех давлений, газораспределительные станции (ГРС), газорегуляторные пункты и установки.

Все элементы систем газоснабжения должны обеспечивать надежность и безопасность подачи газа потребителям.

В зависимости от числа ступеней и давления газа в газопроводах, системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на одно-, двух-, трех- и многоступенчатые.

Одноступенчатые системы газоснабжения обеспечивают подачу газа потребителям по газопроводам только одного давления, как правило, низкого (рис.5.1 )

Двухступенчатые системы газоснабжения (рис.5.2) обеспечивают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам среднего и низкого или высокого и низкого давлений.

Трехступенчатая система газоснабжения позволяет осуществлять распределение и подачу газа потребителям по газопроводам низкого, среднего и высокого давлений.

Многоступенчатая система газоснабжения предусматривает рас­пределение газа по газопроводам высокого I категории (до 1,2 МПа), высокого II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низкого (до 500 даПа) давлений.

Выбор системы газоснабжения зависит от характера планировки и плотности застройки населенного пункта.

Устройство подземных распределительных газопроводов.

Система газоснабжения должна быть надежной и экономичной, что определяется правильным выбором трассы газопровода, который зависит от расстояния до потребителя, ширины проездов, вида дорожного покрытия, наличия вдоль трассы различных сооружений и препятствий, а также от рельефа местности.

Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не менее 0,8 м.

В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубина заложения газопровода может составлять 0,6 м.

Расстояние от газопровода до наружной стены колодцев и камер подземных сооружений должно быть не менее 0,3 м.

Допускается укладка 2 х и более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях.

При этом расстояние между газопроводами в свету должно быть достаточным для их монтажа и ремонта.

Расстояние по вертикали между подземными газопроводами всех давлений и другими подземными сооружениями и коммуникациями должно составлять:

• при пересечении водопровода, канализации, водостока, каналов телефонных и теплосети — не менее 0,2 м,
• электрокабелей и телефонных бронированных кабелей — не менее 0,5м,
• электрокабелей маслонаполненных (на 110-220 кВ) — не менее 1,0 м.

Допускается уменьшать расстояние между газопроводом и электрокабелем при прокладке их в футлярах.

При этом концы футляра электрокабеля должны выходить на 1 м по обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

При пересечении каналов теплосети, коллекторов, туннелей, каналов с переходом над или под ними следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку физическими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и на расстоянии 5 м в стороны от наружных стенок этих сооружений.

Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах устанавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой коммуникационной системы или сооружения.

Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий заключают в футляры диаметром не менее чем на 100-200 мм больше диаметра газопровода.

Классификация и характеристики систем газоснабжения

Газопроводы строятся и прокладываются только с учетом всех норм и требований. Документ, регламентирующий строительство газопроводов на территории промышленных предприятий называется СНиП II-89. По отношению к зданиям и сооружениям, которые идут параллельно соседним инженерным сетям используются нормы СНиП2.07.01. Отклонение от норм не только предусматривает юридические последствия, но и может вызвать серьезные аварии. Во всей системе газоснабжения газопровод является едва ли не главным звеном. Именно поэтому на его строительство отводится 70-80% всех затрат в сметной документации. Газопроводы имеют множество классификаций.

Виды газопроводов и их отличие по подаче давления

В зависимости от давления при подаче газа различают следующие виды газопроводов:

• с низким давлением: используются для подачи газа к жилым домам, коммунальным и бытовым предприятиям, общественным организациям. Рабочее давление газа в них не должно превышать 0,005 МПа;

• со средним давлением: снабжают промышленные объекты и коммунальные хозяйства, а также газопроводы с низким давлением через ГРП (газорегуляторные пункты). Рабочее давление газа предусмотрено на уровне 0,005-0,3 МПа;
• с высоким давлениемIIкатегории: обеспечивают газом крупные промышленные предприятия и газопроводы среднего давления через ГРП. Рабочее давление газа составляет 0,3-0,6 МПа;
• с высоким давлениемIкатегории: рабочее давление газа от 0,6 до 1,2МПа.

Стоит заметить, что всего лишь 20% общей длины распределительных газовых сетей приходится на газопроводы с высоким давлением, остальные 80% отводятся магистралям с низким и средним давлением. Как было замечено выше, связь между газопроводами осуществляется посредством ГРП, а также ГРШ и ГРУ. Классификация газопроводов по месту расположения Строительство ведется на разных объектах, эта жилые дома, магазины и огромные производственные концерны.

В зависимости от того, где прокладываются газопроводы, их классифицируют по следующим группам:

1. Наружные:

• уличные;
• внутриквартальные;
• дворовые;
• межцеховые;

2. Внутренние;

3. Подземные или подводные;

4. Надземные и надводные.

Наружные газопроводы

Проложенный вне здания (до внешней грани его конструкции) газопровод называется наружным. Они используются как для газораспределения, так и для газопотребления. Обычно на территории населенных пунктов газопроводы прокладывают в земле в целях обезопасить население. По стенам зданий и сооружений также допускается прокладка газовых труб, однако давление в них не должно достигать 0,3 МПа.Газопроводы с высоким давлением можно прокладывать только по сплошным стенам или над окнами верхних этажей. При этом здание должно быть нежилое. Для промышленных предприятий допускается прокладывание труб для газа по эстакадам, стенам, обработанным несгораемыми веществами и переходах. Прокладка газопроводов по эстакадам дает возможность экономить на размещении коммуникаций, то есть совмещать газовые трубы с водопроводами и паропроводами. Однако стоит соблюдать некоторые условия:

• свободный доступ к каждому виду коммуникаций;
• расстояние между газопроводом и другими трубами от 100 до 300 мм в зависимости от их диаметра

Прокладывать газопровод вместе с электролиниями нельзя. Это чревато масштабными авариями. Исключения составляют лишь случаи, когда электрические провода проложены в стальных трубах или представлены бронированным кабелем. Если газопровод проложен над зданием или площадкой и пересекается с линиями электропередач, газопровод должен находиться на уровень ниже.Для отключения всего газопровода от подачи газа или отсоединения его участков используют запорную арматуру. Сами газопроводы представляют собой сваренную систему стальных или пластмассовых труб. На участках, где необходимо установить приборы учета, арматуру или другое оборудование ставят резьбовые или фланцевые соединения. Газопровод, проложенный под землей, предварительно изолируют. Пластмассовые трубы применяют только под землей или внутри зданий, для обеспечения подводки к приборам.На наружных газовых трубопроводах устанавливаются линзовые компенсаторы. Они служат для того, чтобы при резком изменении температурных условий места сваренных стыков не разорвались от растягивающих усилий. Они также помогают менять прокладки и задвижки на газопроводах, так как имеют свойство растягиваться и сжиматься.

Внутренний газопровод

Внутренний газопровод прокладывают внутри зданий и сооружений, начиная от вводного газопровода до места соединения с газовым оборудованием. Монтаж внутреннего газопровода требует определенной последовательности действий:

• установка гильз, креплений, монтаж стояков снизу-вверх и сборка газопровода (важно соблюдать строго вертикальное положение и расстояние от стены);
• узлы и части трубопровода защищают и прихватывают сваркой;
• монтаж разводящих стояков, гильз в местах прохода труб через элементы строительных конструкций, сварка стыков;
• после проверки качества сварки и монтажа газопроводы закрепляются на положенных местах и окрашивают масляной краской во избежание коррозии.

В зависимости от давления для газопроводов используют разные трубы. Для низкого и среднего давления подойдут водопроводные трубы, если предполагаемое давление не будет превышать 0,6 МПа – электросварные трубы и для газопроводов с давлением до 1,2 МПа — электросварные прямошовные и бесшовные горячекатаные трубы.

Подземные и подводные газопроводы

Подземные газопроводы относятся к наружным, они прокладываются ниже уровня поверхности или по ее поверхности в обваловании. Такие газопроводы используют в парковых и зеленых зонах, на городских дорогах. Строительство таких газопроводов регламентируется положениями СНиП, тут должны быть четко соблюдены расстояния с подземными газовыми трубами (2-10 м в зависимости от типа сооружения и давления в газопроводах). В непроходных каналах установка подземных газопроводов с низким давлением не допускается. В проходных и полупроходных каналах расстояние между газопроводом и другими коммуникациями в свету должно быть 0,4-0,5м.Глубина прокладки такого газопровода зависит напрямую от состава газа. Если газ влажный, трубы прокладывают ниже глубины почвы, которая промерзает. Для стока конденсата делают наклон 1,5% и используют специальные приемники влаги. Жидкость из них откачивают с помощью насосов или под давлением газа.Для строительства подземных газопроводов как раз применяют полимерные трубы и соединения к ним в соответствии с ГОСТами и коэффициентом запаса прочности не менее 2. В тех местах, где газопровод пересекается с другими коммуникациями и газовыми колодцами используют футляры. Если речь идет о пересечении тепловой магистрали используют футляры из стали, а на его концах устанавливают контрольные трубки.Как и в случае с наружными газопроводами, тут используют запорную арматуру для выключения отдельных участков подачи газа. Как правило, она располагается в колодце и служит для отключения от газа микрорайонов или группы зданий. Их ставят на пересечение водных преград, ж/д путей, автомагистралей. Чтобы проверить утечку газа используют контрольные трубки.Ремонт и техническое обслуживание подземных газопроводов осуществляютэксплуатационные службы.

Надземный и надводный газопровод

Надземный газопровод проложен над или по поверхности земли без обвалования. Конечно, газопроводы, проложенные по стенам зданий, не должны нарушать их архитектуру.Такую прокладку газопроводов осуществляют исключительно по наружным несгораемым фасадам или колоннам. За исключением транзитной прокладки, допустима прокладка газопровода по стенам жилых зданий, однако давление в них не должно превышать 0,3 МПа. Газопроводы с низким и средним давлением можно проложить вдоль переплетов, они могут пролегать через глухие окна цехов. Газопроводы с давлением до 0,6 МПа можно прокладывать над верхними окнами зданий или по глухим стенам. Также такие газопровод допускается прокладывать по пешеходным и автомобильным мостам, которые построены из негорючих материалов. Они должны быть выполнены из бесшовных и электросварных труб. Для мостов из горючих материалов прокладка газопроводов запрещена.Вы­сота прокладки надземного и надводного газопровода не должна препятствовать осмотру, техническому обслуживанию и ремонту. Если газопровод проложен по опоре, расстояние до ближайших сооружений регулируются пунктами СНиП 2.04.08—87 (1-40 метров в зависимости от типа здания и давления газа).При пересечении с линиями электропередач следует обратиться к нормам ПУЭ. Газопроводы должны быть ниже электропроводов и защищены ограждениями. Расстояния между газопроводами и другими видами трубопроводов должны быть примерно 100-300 мм в зависимости от диаметра труб.

Назначение газопроводов и их классификация

Для рядовых жителей газ – это возможность приготовить еду и нагреть помещение. Без этого не обходится практически ни один населенный пункт. Однако в общей системе газоснабжения газопроводы играют разную роль. В зависимости от их назначения они классифицируются по следующим категориям:

• распределительные наружные газопроводы: именно они обеспечивают подачу газа от магистральных газопроводов к газопроводам-вводам. К ним также относятся газопроводы с высоким и средним давлением газа. Они служат для подачи газа каждому отдельному объекту;
• газопроводы-вводы: таковыми принято считать участки газопроводов от места его присоединения к распределительной системе до устройства, которое отключает газ на вводе;
• вводный газопровод: это участок газовых труб от вышеупомянутого устройства ввода в здание непосредственно до внутреннего газопровода;
• межпоселковый газопровод: такие газопроводы характерны для местности вне территории населенных пунктов. Такие газопроводы также являются распределительными.

Классификация газопроводов по принципу построения

Распределительные системы газопроводов также имеют свою классификацию. По принципу построения они делятся на три типа:

а) тупиковые;

б) кольцевые;

в) смешанные.

В них есть существенные различия. Например, в тупиковых газовых сетях горючий материал поступает непосредственно потребителю в одном направлении. Про такое построение говорят, что «потребители имеют одностороннее питание». Кольцевые сети состоят из замкнутых контуров. Это их характерное отличие от односторонней подачи газа. С помощью кольцевых газопроводов газ поступает к конечным потребителям по двум или нескольким линиям. Надежность таких систем намного превышает использование тупикового газопровода. В случае необходимости провести ремонтные работы на газопроводе, специальные службы прекращают подачу газа только некоторой части потребителей, которые подсоединены к данному участку. Название смешанного газопровода говорит само за себя.

Какой материал используют для строительства газопроводов?

Для строительства газопроводов используют либо металлические, либо полимерные (полиэтиленовые) трубы. Металлические трубы представлены в виде стальных или медных изделий. Выбор того или иного материала непосредственно зависит от вида газопровода и места, где он будет проложен.

Сложная система газоснабжения представлена сразу всеми элементами этой цепи. Это газопроводы разного давления, газораспределительные станции, пункты и установки. Все элементы должны правильно и слаженно функционировать, обеспечивая надежную и безопасную подачу газа конечным потребителям.

По всем интересующим вас вопросам можете обращаться по телефону компании «Тепломеханика» (384-2) 67-02-88.

Имея опыт в проектировании, монтаже, пуско-наладочных работах и сервисном обслуживании систем газоснабжения, мы создаём качественный, надёжный и сбалансированный по цене комплекс оборудования, который будет служить Вам многие десятки лет.

БУДЕМ РАДЫ ВИДЕТЬ ВАС В ЧИСЛЕ НАШИХ КЛИЕНТОВ!