Журналов:     Статей:        

Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019; : 68-74

Моделирование условий генерирования жидкостных пробок профилем рельефного трубопровода

Пашали А. А.

Аннотация

При разработке нефтяных месторождений Западной Сибири на последней стадии эксплуатации, характеризующихся высокой обводненностью и, как следствие, высокой поверхностной температурой добываемых флюидов, на этапах предварительной подготовки нефти применяется режим горячей промысловой сепарации попутного газа. Газ после сепарации является тяжелым из‑за высокого содержания жидких углеводородов. При транспортировке такого газа по трубопроводам, проложенным по холмистой местности, в результате постепенного остывания транспортируемого продукта происходит образование жидкостных (конденсатных) пробок. Главным образом этот процесс происходит на V‑образных участках трубопровода, в которых гравитационные силы доминируют над силами взаимодействия на границе фаз, способствующими движению жидкостной пробки по восходящему участку трубы. При определенных расходах жидкости и газа застойные зоны жидкости на V‑образных участках трубопровода могут терять устойчивость и генерировать режимы течения в виде образования периодических жидкостных пробок. Следствием возникновения этих режимов при транспортировке газоконденсатной смеси могут быть вибрация, перемещение труб относительно эстакады и даже разрушение элементов трубопровода.

В работе проведен анализ известных полуэмпирических методик, позволяющих прогнозировать структуру течения газожидкостной смеси на V‑образных участках трубопровода. Представлена разработка механистических критериев для прогнозирования условий генерирования режима жидкостных пробок на рельефных участках трубопровода (hilly‑terrain), основанная на решении задачи устойчивости Кельвина – Гельмгольца для области тангенциального разрыва скоростей на границе двух контактирующих жидкостей. По результатам расчетов получен критерий устойчивости, определяющий условие перехода к пробковому режиму течения на восходящем участке рельефного трубопровода. Сопоставление расчетной и экспериментальной границ потери устойчивости волнового течения в узком сечении V‑образного участка трубы продемонстрировало наличие допустимой в инженерных расчетах погрешности, что позволяет рекомендовать авторскую методику к применению в целях обеспечения безаварийной эксплуатации рельефных трубопроводов.

Список литературы

1. Бортников Е.А., Кордик К.Е., Мороз В.Н. и др. О влиянии изменения температурного режима промысловой сепарации на величину газового фактора нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 9. С. 81–86.

2. Irikura M., Maekawa M., Hosokawa Sh., Tomiyama A. Onset of Slugging of Stagnant Liquid at a V-shaped Elbow in a Pipe-Line: Experiment and Numerical Simulation. Available from: http://www.cfd.com.au/cfd_conf12/PDFs/020IRI.pdf [Accessed 23th April 2019].

3. Wallis G.B. One Dimensional Two-Phase Flow. New York: McGraw-Hill Book Co., 1969.

4. Mishima K., Ishii M. Theoretical Prediction of Onset of Horizontal Slug Flow // Journal of Fluids Engineering. 1980. Vol. 102. P. 441–445.

Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2019; : 68-74

Simulation of Conditions for the Generation Slug Flow Configuration in the Hilly‑Terrain Pipelines

Pashali A. A.

Abstract

In developing West Siberian oil fields at the final production stage which are characterized by high water cut, and as a result, high surface temperature of extractive fluids, at the stages of oil pretreatment the hot field separation mode of associated gas is used. On separating gas is heavy due to a high content of liquid hydrocarbons. While hilly terrain pipelining such type of gas the formation of fluid (condensate) slugs occurs caused by gradual cooling of a cargo product. The process takes place mainly in V‑pipeline sections in which gravity forces dominate over interaction forces at the phase boundary contributing to the fluid slug movement along the upward pipe section. Given certain fluid and gas flows dead fluid zones in V‑pipeline sections can become unstable and generate a flow as repeatable formation of fluid slugs. When pipelining gas condensate mixtures these flows can lead to vibration, displacement of pipes relative to bridges, and moreover breaking of pipelines. The study analyses well‑known semi‑empirical techniques making it possible to predict a gas‑fluid flow structure in V‑pipeline sections. The study presents the mechanical criteria development to predict conditions for generation of fluid slugs in hilly‑terrain pipeline sections based on the Kelvin‑Helmholtz stability problem for tangential velocity discontinuity at the boundary of two interfacial fluids. The calculations have resulted in the stability criterion providing a change‑over condition to the slug flow in the upward section of a hilly‑terrain pipeline. The design and experimental instability boundary matching for the wave flow in the necked‑ down V‑pipe section has shown engineering miscalculations, thus allowing recommendations for the author's technique application to ensure no‑failure operation of hilly‑terrain pipelines.

References

1. Bortnikov E.A., Kordik K.E., Moroz V.N. i dr. O vliyanii izmeneniya temperaturnogo rezhima promyslovoi separatsii na velichinu gazovogo faktora nefti // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2015. № 9. S. 81–86.

2. Irikura M., Maekawa M., Hosokawa Sh., Tomiyama A. Onset of Slugging of Stagnant Liquid at a V-shaped Elbow in a Pipe-Line: Experiment and Numerical Simulation. Available from: http://www.cfd.com.au/cfd_conf12/PDFs/020IRI.pdf [Accessed 23th April 2019].

3. Wallis G.B. One Dimensional Two-Phase Flow. New York: McGraw-Hill Book Co., 1969.

4. Mishima K., Ishii M. Theoretical Prediction of Onset of Horizontal Slug Flow // Journal of Fluids Engineering. 1980. Vol. 102. P. 441–445.