Вдосконалення інженерної методики розрахунку неізотермічного транспортування газорідинної суміші

Автор(и)

  • Mykhailo Fyk Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут" вул. Кирпичова, 2, м. Харків, Україна, 61002, Україна https://orcid.org/0000-0001-5154-6001
  • Volodymyr Biletskyi Національний технічний університет «Харківський політехнічний інститут» вул. Кирпичова, 2, м. Харків, Україна, 61002, Україна https://orcid.org/0000-0003-2936-9680
  • Ilya Fyk Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут" вул. Кирпичова, 2, м. Харків, Україна, 61002, Україна https://orcid.org/0000-0002-7453-5636
  • Volodymyr Bondarenko Національний технічний університет «Дніпровська політехніка» пр. Яворницького, 19, м. Дніпро, Україна, 49005, Україна https://orcid.org/0000-0001-7552-0236
  • Mohammed Bassam Al-Sultan Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут" вул. Кирпичова, 2, м. Харків, Україна, 61002, Україна https://orcid.org/0000-0001-7754-0118

DOI:

https://doi.org/10.15587/1729-4061.2019.167198

Ключові слова:

неізотермічна течія, транспортування трубопроводом, газорідинна суміш вуглеводнів, гідравлічні втрати, коефіцієнт гідравлічного опору

Анотація

Проведеними дослідженнями процесу транспортування газоконденсатної суміші від вибою свердловини до сепараційної установки промислу встановлені особливості ізотермічної і неізотермічної течії флюїду. Доведено, що при неізотермічній течії на гідравлічні втрати в продуктопроводі істотно впливає дросель-ефект і ефект акомодації енергії. Проаналізовано вплив швидкості та об'ємної витрати газорідинної суміші на гідравлічний опір і перепад тиску на ділянці продуктопроводу з урахуванням неізотермічності течії. Встановлено, що оцінка гідравлічного опору і падіння тиску за запропонованими залежностями на 95 % збігається зі стандартизованими. Результат отримано на базі розробленої системи рівнянь математичної моделі неізотермічного нестаціонарного одновимірного руху газорідинної суміші вуглеводнів в трубопроводі. Запропонована система вигідно відрізняється від відомих урахуванням внутрішнього конвективного теплообміну, оціненого по інтегральному ефекту Джоуля-Томсона.

Відмінною особливістю вдосконаленої методики розрахунку стало введення температурної поправки і коефіцієнта акомодації в розрахунках гідравлічного опору трубопроводу як системи з розподіленими параметрами. Завдяки цьому стало можливим вдосконалення методики розрахунку неізотермічного транспортування гомогенної газоконденсатної суміші. На основі аналізу розрахункових кривих за відомими методиками (формули Колбрука, Лейбензона і ВНІІГАЗу) для ізотермічних і неізотермічних процесів і пропонованою методикою показані раціональні області їх застосування. Всі обчислення зроблені при швидкостях газорідинного потоку в діапазоні 0–50 м/с, шорсткості труб 0.01–0.05 мм і їх діаметрі 100–300 мм, використані дані реальних промислових трубопроводів Новотроїцького нафтогазоконденсатного родовища. Порівняння теоретичного і промислового експериментів показало достатню для інженерної практики точність розрахунку падіння тиску на ділянках нафтогазових шлейфів і дозволяє рекомендувати розроблені аналітичні залежності для впровадження в промисловий інженерії

Біографії авторів

Mykhailo Fyk, Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут" вул. Кирпичова, 2, м. Харків, Україна, 61002

Кандидат технічних наук, доцент

Кафедра видобування нафти, газу та конденсату

Volodymyr Biletskyi, Національний технічний університет «Харківський політехнічний інститут» вул. Кирпичова, 2, м. Харків, Україна, 61002

Доктор технічних наук, професор

Кафедра видобування нафти, газу та конденсату

Ilya Fyk, Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут" вул. Кирпичова, 2, м. Харків, Україна, 61002

Доктор технічних наук, професор

Кафедра видобування нафти, газу та конденсату

Volodymyr Bondarenko, Національний технічний університет «Дніпровська політехніка» пр. Яворницького, 19, м. Дніпро, Україна, 49005

Доктор технічних наук, професор, завідувач кафедри

Кафедра підземної розробки родовищ

Mohammed Bassam Al-Sultan, Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут" вул. Кирпичова, 2, м. Харків, Україна, 61002

Аспірант

Кафедра видобування нафти, газу та конденсату

Посилання

  1. Yakupov, R. R., Yarkeeva, N. R. (2018). Optimization of gas wells operation at the yamburg gas field. Petroleum Engineering, 16 (3), 41–49. doi: https://doi.org/10.17122/ngdelo-2018-3-41-49
  2. Xia, C., Liu, L., Zhang, L., Peng, X. (2016). Optimization techniques for the secondary development of old gas fields in the Sichuan Basin and their application. Natural Gas Industry B, 3 (6), 595–606. doi: https://doi.org/10.1016/j.ngib.2017.05.010
  3. Shen, Y., Luan, G., Ge, H., Yang, X., Liu, Q., Guo, X. (2017). Optimization of coiled-tubing drainage gas recovery technology in tight gas field. Advances in Mechanical Engineering, 9 (5), 168781401771133. doi: https://doi.org/10.1177/1687814017711333
  4. Lurie, M. V. (2008). Modeling of Oil Product and Gas Pipeline Transportation. Weinheim: WILEY-VCH VerlagGmbH&Co. KGaA, 214. doi: https://doi.org/10.1002/9783527626199
  5. Novickiy, N. N., Suharev, M. G., Tevyashev, A. D. et. al. (2010). Truboprovodnye sistemy energetiki: Matematicheskoe modelirovanie i optimizaciya. Novosibirsk: Nauka, 419.
  6. Kang, J. Y., Lee, B. S. (2017). Optimisation of pipeline route in the presence of obstacles based on a least cost path algorithm and laplacian smoothing. International Journal of Naval Architecture and Ocean Engineering, 9 (5), 492–498. doi: https://doi.org/10.1016/j.ijnaoe.2017.02.001
  7. Aalto, H. (2008). Optimal Control of Natural Gas Pipeline Networks: A Real-Time, Model-Based, Receding Horizon Optimisation Approach. VDM Verlag, 188.
  8. Arya, A. K., Honwad, S. (2018). Multiobjective optimization of a gas pipeline network: an ant colony approach. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 8 (4), 1389–1400. doi: https://doi.org/10.1007/s13202-017-0410-7
  9. Ehrhardt, K., Steinbach, M. C. (2005). Nonlinear Optimization in Gas Networks. Modeling, Simulation and Optimization of Complex Processes. Springer, 139–148. doi: https://doi.org/10.1007/3-540-27170-8_11
  10. Trapeznikov, S. Yu. (2011). Issledovanie koefficienta gidravlicheskogo soprotivleniya pri neizotermicheskom dvizhenii vysokovyazkoy nefti po truboprovodu. Elektronniy nauchniy zhurnal «Neftegazovoe delo», 2, 304–310.
  11. Mikolajková, M., Saxén, H., Pettersson, F. (2018). Mixed Integer Linear Programming Optimization of Gas Supply to a Local Market. Industrial & Engineering Chemistry Research, 57 (17), 5951–5965. doi: https://doi.org/10.1021/acs.iecr.7b04197
  12. Kryzhanivskyi, Ye. et. al. (2006). Enerhetychna bezpeka derzhavy: vysokoefektyvni tekhnolohiyi vydobuvannia, postachannia i vykorystannia pryrodnoho hazu. Kyiv: Interpres LTD, 281.
  13. Hiller, B., Koch, T., Schewe, L., Schwarz, R., Schweiger, J. (2018). A system to evaluate gas network capacities: Concepts and implementation. European Journal of Operational Research, 270 (3), 797–808. doi: https://doi.org/10.1016/j.ejor.2018.02.035
  14. Kondratev, A. S., Nha, T. L., Shvydko, P. P. (2017). The Colebrook-White general formula in pipe flow for arbitrary sand roughness of pipe wall. Fundamental research, 1, 74–78.
  15. Fyk, M., Fyk, I., Biletsky, V., Oliynyk, M., Kovalchuk, Y., Hnieushev V., Shapchenko Y. (2018). Theoretical and applied aspects of using a thermal pump effect in gas pipeline systems. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1 (8 (91)), 39–48. doi: https://doi.org/10.15587/1729-4061.2018.121667
  16. Boiko, V. S., Boiko, R. V. (2010). Vydobuvannia i transportuvannia hidratoutvoriuvalnykh pryrodnykh ta naftovykh haziv. Ivano-Frankivsk: «Nova zoria», 747.
  17. Savić, V., Karanović, V., Knežević, D., Lovrec, D., Jocanović, M. (2009). Determination of Pressure Losses in Hydraulic Pipeline Systems by Considering Temperature and Pressure. Strojniški vestnik, 55 (4), 237–243.
  18. Fyk, M. I. (2014). Utochnennia rozrakhunku efektyvnosti roboty DKS v umovakh faktychnykh termohradientiv ta suchasnykh pokryttiv NKT. Naftohazova haluz Ukrainy, 1, 25–28.
  19. Boiko, V. S. (2012). Tekhnolohiya vydobuvannia nafty. Ivano-Frankivsk: Nova Zoria, 827.
  20. Garris, N. A., Rusakov, A. I., Lebedeva, A. A. (2018). Balanced heat exchange of oil pipeline in permafrost calculation and thawing halo radius determination. Petroleum Engineering, 16 (5), 73–80. doi: https://doi.org/10.17122/ngdelo-2018-5-73-80
  21. Rzaev, A., Rasulov, S., Pashaev, F., Salii, M. (2017). Features of distribution of temperature along the length of oil pipeline. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 16 (2), 158–163. doi: https://doi.org/10.15593/2224-9923/2017.2.6
  22. Gricenko, A. I., Aliev, Z. S., Еrmilov, O. M., Remizov, V. V., Zotov, G. A. (1995). Rukovodstvo po issledovaniyu skvazhin. Moscow: Nauka, 523.
  23. Morozova, N. V., Korshak, A. A. (2007). Problema rascheta poter' napora po formule Leybenzona v zone smeshannogo treniya turbulentnogo rezhima. Zapiski Gornogo instituta, 170, 124–126.
  24. Bilyushov, V. M. (1984). Matematicheskaya model' obrazovaniya gidratov pri techenii vlazhnogo gaza v trubah. Inzhenerno-fizicheskiy zhurnal, 46 (1), 57–63.
  25. Haaland, S. E. (1983). Simple and Explicit Formulas for the Friction Factor in Turbulent Pipe Flow. Journal of Fluids Engineering, 105 (1), 89–90. doi: https://doi.org/10.1115/1.3240948
  26. Beletskij, V. S., Borejko, M. K., Sergeev, P. V. (1992). Study of changes in the electrokinetic properties of oxidized coal during its hydrotransport. Solid Fuel. Chemistry, 4, 108–111.

##submission.downloads##

Опубліковано

2019-05-15

Як цитувати

Fyk, M., Biletskyi, V., Fyk, I., Bondarenko, V., & Al-Sultan, M. B. (2019). Вдосконалення інженерної методики розрахунку неізотермічного транспортування газорідинної суміші. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 3(5 (99), 51–60. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2019.167198

Номер

Том 3 № 5 (99) (2019): Прикладна фізика

Розділ

Прикладна фізика

Ліцензія

Авторське право (c) 2019 Mykhailo Fyk, Volodymyr Biletskyi, Ilya Fyk, Volodymyr Bondarenko, Mohammed Bassam Al-Sultan

Creative Commons License

Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.

Ліцензійний договір – це документ, в якому автор гарантує, що володіє усіма авторськими правами на твір (рукопис, статтю, тощо).
Автори, підписуючи Ліцензійний договір з ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР», мають усі права на подальше використання свого твору за умови посилання на наше видання, в якому твір опублікований. Відповідно до умов Ліцензійного договору, Видавець ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР» не забирає ваші авторські права та отримує від авторів дозвіл на використання та розповсюдження публікації через світові наукові ресурси (власні електронні ресурси, наукометричні бази даних, репозитарії, бібліотеки тощо).
За відсутності підписаного Ліцензійного договору або за відсутністю вказаних в цьому договорі ідентифікаторів, що дають змогу ідентифікувати особу автора, редакція не має права працювати з рукописом.
Важливо пам’ятати, що існує і інший тип угоди між авторами та видавцями – коли авторські права передаються від авторів до видавця. В такому разі автори втрачають права власності на свій твір та не можуть його використовувати в будь-який спосіб.