Сбор продукции газовых и газоконденсатных месторождений, страница 3

где  q – содержание жидкой фазы в потоке газа, см³/м³; W – скорость газа, м/с.

При скоростях газа в газопроводе более 15 м/с поправочный коэффициент определяется по графику на рисунке 10.1.5 в зависимости от параметра F=q^0,32/W.

Рисунок 10.1.5 – Коэффициент гидравлического сопротивления технических труб.

Скорость газа находят по формуле:

,  м/с                                                                    (10.1.28)

где Q – расход, м³/сек; Р_ср, Р₀ – соответственно среднее и атмосферное давление, МПа; F=πd²/4 – площадь сечения, м²; Т_ср, Т_ст – соответственно средняя и стандартная температура, К; Z – коэффициент сверхсжимаемости, соответствующий среднему давлению и температуре.

10.2. Температурные расчеты работы газопровода.

Расчеты температурного режима работы газопровода позволяют определить условия гидратообразования, найти гидравлические потери давления, рассчитать необходимую толщину теплоизоляции и др.

Тепловые расчеты основаны на стационарном законе распределения температуры по длине газопровода, который имеет следующий вид:

                                  (10.2.1)

где

                                                                                        (10.2.2)

где Т_х – температура в газопроводе на расстоянии Х, К; Т_н – температура в начале газопровода, К; Т₀ – температура окружающей среды, К; D – наружный диаметр газопровода, м; G – массовый расход газа, кг/с; С_р – массовая изобарная теплоемкость газа, кДж/кгК; D_i – коэффициент Джоуля-Томпсона, К/МПа; К – общий коэффициент теплоотдачи, кВт/м²К; Р_н, Р_х – давление в начале и в точке Х газопровода, МПа.

Коэффициент газоотдачи учитывает процесс передачи тепла от потока газа к внутренней стенке газопровода, через стенку трубы, слой антикоррозионной и тепловой изоляции, отложений различных примесей, а также от внешней поверхности трубы газопровода к окружающей среде.

Значение К приближенно записывается в виде:

                                                                           (10.2.3)

где λ₁ – внутренний коэффициент теплоотдачи от газа к внутренней стенке трубы, кВт/м²К; λ₂ – внешний коэффициент теплоотдачи от трубы в окружающую среду, кВт/м²К; λ_i – коэффициент теплопроводности металла труб, отложений, изоляции, кВт/м²К; δ_i – толщина труб, отложений, изоляции, м.

Коэффициент теплоотдачи от газа к внутренней стенке трубы на 1¸2 порядка выше, чем коэффициент теплоотдачи от стенки трубы в окружающую среду. По этой причине при расчете общего коэффициента теплоотдачи его находят по формуле:

                                                                                      (10.2.4)

где δ_из, λ_из – толщина и коэффициент теплопроводности слоя изоляции.

10.3. Условия эксплуатации промысловых газопроводов.

При разработке месторождений природных газов, расположенных в зонах с умеренным и суровым климатом и даже в южных районах страны, возникают термодинамические условия для образования гидратов.

Для предупреждения гидратоотбразования применяются следующие методы:

1.Поддержание температуры газа в газопроводах выше температуры гидратообразования. Для этого возможно как теплоизоляция газопроводов, так и подогрев его, и сочетание теплоизоляции и подогрева.

2.Поддержание давления в газопроводе ниже давления гидратообразования при заданной температуре. Практически применяется только для разрушения гидратных пробок.

3.Использование ингибиторов гидратообразования: спиртов и электролитов.

Расчеты потребного количества ингибиторов различного класса в зависимости от влагосодержания и степени снижения температуры гидратообразования даны в главе 8.

Технически ингибитор подается в промысловый газопровод