ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ С ЛУПИНГАМИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИСАДОК

Р. Г. Шагиев

Аннотация


Введение Разработка методов прогноза гидравлической эффективности противотурбулентных присадок (ПТП) в трубопроводных системах с лупингами, транспортирующих газожидкостные смеси, является актуальной задачей. Указанная задача имеет особенность, отличающую ее от случая трубопровода с однофазным течением, так как неизвестно содержание жидкости и газа в основном трубопроводе и лупинге. Цели и задачи Разработка математической модели расчета трубопроводов с лупингами, транспортирующих газожидкостные смеси, при использовании ПТП и определение на их основе пределов перепада давления во всем диапазоне распределения жидкости и газа между основным трубопроводом и лупингом. Методы Метод основан на решении уравнений движения газожидкостных течений с полимерными добавками в трубопроводных системах с лупингами. Результаты На основе модели расчета газожидкостных течений с полимерными добавками определены пределы перепада давления в зависимости от соотношения жидкости и газа в основном трубопроводе и лупинге. Заключение Разработана математическая модель расчета трубопровода, транспортирующего газожидкостную смесь при наличии лупинга с использованием ПТП. Численными расчетами определены пределы общего перепада давления.

Ключевые слова


противотурбулентные присадки;газожидкостное течение;трубопровод;лупинг;математическая модель;drag reducing agents;gas-oil flow;looping;mathematical model;

Полный текст:

PDF

Литература


Шагиев Р.Г., Гумеров А.Г. Оптимизация дозирования противотурбулентных присадок в нефтепроводах с лупингами // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. науч. тр. Уфа: «Монография», 2017. Вып. 7 (12). С. 272-277.

Ibrahim A. Maximizing Transportation Capacity of an Aged Crude Oil Pipeline. Saarbrucken: LAP Lambert Academic Publishing, 2016. 200 p.

Abdou H.A.M. Case Study in Deducing Pump Discharge Pressures with Applied Methods for Maximizing Throughput of a Strategic Crude Oil Pipeline // Journal of Petroleum Technology and Alternative Fuels. 2013. Vol. 4 (2). P. 12-23. DOI: 10.5897/JPTAF12.015.

Gregory G.A., Fogarasi M. Estimation of Pressure Drop in Two-Phase Oil-Gas Looped Pipeline Systems // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1982. Vol. 21. Issue 2. P. 75-81. DOI: 10.2118/82-02-03.

Taitel Y., Pustylnik L., Tshuva M., Barnea D. Flow Distribution of Gas and Liquid in Parallel Pipes // International Journal of Multiphase Flow. 2003. Vol. 29. Issue 7. P. 1193-1202. DOI: 10.1016/S0301-9322(03)00067-3.

Alvarez L., Mohan R.S., Shoham O., Avila C. Multiphase Flow Splitting in Parallel/Looped Pipelines // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Florence, Italy. 2010. Vol. 7. P. 5673-5682. DOI: 10.2118/135723-MS.

Dabirian R., Thompson L., Mohan R., Shoham O. Pressure-Minimization Method for Prediction of Two-Phase-Flow Splitting // Oil and Gas Facilities. 2016. Vol. 5. Issue 5. URL: https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-166197-PA (дата обращения: 03.07.2019). DOI: 10.2118/166197-PA.

Tshuva M., Barnea D., Taitel Y. Two-Phase Flow in Inclined Parallel Pipes // International Journal of Multiphase Flow. 1999. Vol. 25. P. 1491-1503. DOI: 10.1016/s0301-9322(99)00048-8.

Шагиев Р.Г., Гумеров А.Г. Математическая модель газожидкостного течения с учетом растворения суспензионной формы противотурбулентных присадок и деструкции растворившихся полимеров // Нефтегазовые технологии и новые материалы: сб. науч. тр. Уфа: «Монография». 2017. Вып. 6 (11). С. 268-272.




DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ntj-oil-2019-5-104-113

Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.


(c) Р. Г. Шагиев

Лицензия Creative Commons
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.