Давление газа в трубопроводе: Какое давление газа в газопроводе дома?

Киев сообщил о скачке давления в газопроводе Уренгой — Помары — Ужгород — РБК

adv.rbc.ru

adv.rbc.ru

Скрыть баннеры

Ваше местоположение ?

ДаВыбрать другое

Рубрики

Курс евро на 22 июля
EUR ЦБ: 100,66 (-1,18) Инвестиции, 21 июл, 18:57 Курс доллара на 22 июля
USD ЦБ: 90,38 (-0,47) Инвестиции, 21 июл, 18:57

Военная операция на Украине. Онлайн Политика, 07:20

Резников заявил об «11 друзьях Оушена», помогающих Украине с F-16 Политика, 07:10

Как решение ЦБ продавать юани отразится на курсе рубля: мнения аналитиков Pro, 07:00

adv. rbc.ru

adv.rbc.ru

Минобороны заявило о 13 попытках атак ВСУ на двух направлениях Политика, 06:35

В Измаиле раздались взрывы Политика, 06:20

Литва выступила против ослабления санкций ради зерновой сделки Политика, 06:02

Мишустин прилетел во Владивосток Политика, 05:53

Эффективный мозг

Прокачайте когнитивные способности: научитесь тренировать память и внимательность на интенсиве РБК Pro

Купить интенсив

В Москве после удара дрона перекрыли движение по проспекту Лихачева Политика, 05:21

Минобороны сообщило о пресечении атаки дронов на Москву Политика, 05:06

Почти половина удаленщиков предпочла увольнение возвращению в офис Общество, 05:00

Беспилотник атаковал здание бизнес-центра в Москве в районе ЗИЛ Политика, 04:56

Собянин сообщил об атаке беспилотников на Москву Политика, 04:53

В Москве после удара беспилотников перекрыли движение по двум улицам Политика, 04:41

«Райцентр» с Асмус — один из лучших сериалов 2023 года. И вот почему Life, 04:40

adv.rbc.ru

adv.rbc.ru

adv.rbc.ru

«Газпром» «без предупреждения» увеличил давление газа в трубопроводе, заявил «Оператор ГТС Украины». Подобные действия могут привести к нештатным ситуациям, предупредили там

Фото: Stefan Sauer / dpa / Global Look Press

«Газпром» «без предупреждения» повысил давление в газопроводе Уренгой — Помары — Ужгород, сообщается на сайте «Оператора ГТС Украины».

«25 июля диспетчеры «Оператора ГТС Украины» зафиксировали резкий рост давления на магистральном газопроводе Уренгой — Помары — Ужгород на участке госграница Россия — Украина. Изменение давления произошло без предупреждения со стороны «Газпрома», — говорится в сообщении.

Оператор украинской газотранспортной системы предупредил, что это может привести к нештатным ситуациям на газопроводе.

adv. rbc.ru

По словам генерального директора оператора Сергея Макогона, украинская сторона ждет от «Газпрома» разъяснения. Он отметил, что несвоевременное информирование «несет потенциальные риски для штатной работы украинской ГТС», особенно для потребителей в Европы, после того как «Газпром» снова сократил объем прокачки по «Северному потоку».

adv.rbc.ru

РБК направил запрос представителю «Газпрома».

25 июля «Газпром» объявил о сокращении с 27 июля прокачки газа по «Северному потоку» с 67 млн до 33 млн куб. м из-за остановки еще одного двигателя на компрессорной станции «Портовая».

В середине июня «Газпром» снизил объем сначала с 167 млн до 100 млн куб. м газа в сутки, а потом до 67 млн куб. м из-за задержки турбины. Двигатель, находящийся на ремонте в Канаде, застрял из-за санкций последней. Впоследствии канадская сторона согласилась отправить его в Россию через Германию. Немецкая компания Siemens Energy, обслуживающая двигатель для «Северного потока», готова его доставить, однако дело застопорилось из-за бумажных проволочек.

Президент России Владимир Путин 19 июля заявлял, что «Газпром» до сих пор не получил официальных юридических и технических документов. «Мы должны понимать, что «Газпром» берет, в каком состоянии машина пришла и каков ее юридический статус: она под санкциями, не под санкциями, что с ней делать, завтра, может, заберут ее назад», — говорил он. Это подтверждали и в российской компании.

Однако Siemens Energy и власти Германии настаивают, что направили все необходимые документы и готовы отправить турбину, однако ждут разрешения российской стороны.

Магазин исследований Аналитика по теме “Газ”

Дистанционный контроль и измерение избыточного давления и температуры газа в трубопроводе

• org/ListItem”> Главная
• Решения
• Дистанционный контроль и измерение избыточного давления и температуры газа в трубопроводе

Назначение

Решение предназначено для организации дистанционного контроля давления газа участка газопровода. Может быть дополнен параметром – измерение температуры газа. Решение по  контролю давления газа обеспечивает сбор и передачу информации на диспетчерский уровень (или пульт управления) по каналам беспроводной связи при помощи встроенного GSM/GPRS-модуля. Оборудование в составе шкафа имеет взрывозащищенное исполнение. Шкаф устанавливаются непосредственно на трубопровод.Питание контроллера и оборудования обеспечивается  модулем искробезопасного автономного питания (перезаряжаемая

LiPo аккумуляторная батарея), что позволяет работать в автономном режиме без перезарядки до 1-го года.

Брошюра “Технические решения”

Состав

• автономные комплексы телеметрии АКТЕЛ-2
• датчик избыточного давления
• датчик конечных положений типа ДКПГ
• модуль искробезопасного питания
• пульт управления системами телеметрии/телемеханики
  

Преимущества

• отечественный производитель – оборудование и программное обеспечение российского производства
• более 250 инсталляций на промышленных объектах газовой отрасли в регионах Российской Федерации
• сбор данных в единую систему с различного оборудования: узлы учета энергоресурсов, датчики, хроматографы, влагомеры, станции катодной защиты
• работа по доступным каналам и линиям связи: GSM/GPRS, телефонная линия, Ethernet и т. п.
• автоматическая запись “Паспорта газа” с привязкой по времени вступления его в действие

Функции

• осуществление оперативного мониторинга давления и температуры газа как дополнительной опции в наиболее проблемных точках газораспределительной сети (тупиковых участках, местах сбора конденсата, переходов диаметров и т.д.)
• способствует поддержанию оптимального режима газоснабжения
• предоставление оперативных данных в системы гидравлического расчета, системы обнаружения утечек и системы телеметрии объектов газоснабжения

Эксплуатация системы позволяет:

• снизить количество аварийных заявок от населения в часы максимального потребления газа
• повысить скорость реагирования бригад АДС
• корректировку режима газоснабжения до возникновения проблем у потребителей

Система контроля давления газа АКТЕЛ-2-ДИ

Цена по запросу р

Автономная система дистанционного контроля давления газа, автономная

Узнать подробнее

Модуль автономного питания КАМ200-00 Исп. 3

Литий-полимерная аккумуляторная батарея, взрывозащищенная, 40 Ач

Узнать подробнее

Модуль автономного питания КАМ200-00 Исп. 5

Литий-полимерная аккумуляторная батарея, взрывозащищенная, 64 Ач, с контролем заряда, интерфейс RS485

Узнать подробнее

Автономный модульный контроллер КАМ200 взрывозащищённый

Цена по запросу р

Контроллер телеметрический, взрывозащищенный, промышленный, модульный, с поддержкой режимов низкого энергопотребления.

Узнать подробнее

Модуль коммутации КАМ200-04

Источник ввода питания, взрывозащищенный, количество коммутируемых модулей автономного питания типа КАМ200-00: до 4 шт. 

Узнать подробнее

Источник автономного питания АКБ.ЛИ-6-24 Исп. 2

Литий-ионная полимерная аккумуляторная батарея, напряжение: 24 В, емкость: 8 Ач

Узнать подробнее

Источник автономного питания АКБ.ЛИ-8-24М

Литий-ионная полимерная аккумуляторная батарея, аппаратный контроль уровня заряда батареи, напряжение: 24 В, емкость: 8 Ач, RS485

Узнать подробнее

Распределение природного газа | Mass.

gov

Здесь вы можете узнать, как работает система распределения природного газа в штате Массачусетс.

Пропустить оглавление

Содержание

Вы пропустили раздел оглавления.

Откуда берется природный газ?

До 1950 года весь природный газ, используемый в Массачусетсе, производился из угля или нефти. Сегодня весь природный газ, используемый в Массачусетсе, добывается из скважин. Большинство из этих скважин расположены на юге США или в западной части Канады. В последнее время скважины в Атлантическом океане у побережья Новой Шотландии стали еще одним источником природного газа для Массачусетса и остальной части Новой Англии. Газ поступает из скважин по межгосударственным газопроводам в штат.

Как природный газ доставляется в Массачусетс?

В Массачусетсе проложено около 1000 миль линий электропередачи между штатами. Они принадлежат и управляются тремя компаниями: Algonquin Gas Transmission Company, Tennessee Gas Pipeline Company и Maritimes and Northeast Pipelines Company. Большинство из этих линий имеют диаметр от двенадцати до 24 дюймов. Обычно они работают при давлении от 400 до 750 фунтов на квадратный дюйм («psi»).

В дополнение к газу, доставляемому по линиям электропередач, Массачусетс также использует сжиженный природный газ («СПГ»), который доставляется на судах на терминал Distrigas в Эверетте. Большая часть СПГ поступает из Алжира и Тринидада. СПГ доставляется грузовиками на заводы СПГ в штате. Он хранится на этих заводах для использования в зимние месяцы, когда спрос высок.

Как природный газ доставляется в мой дом?

Каждая из семи местных распределительных компаний («НРС») и четырех муниципальных отделов газового хозяйства штата Массачусетс имеет распределительную систему, подключенную к трубопроводам передающих компаний на измерительных станциях по всему штату. Эти станции (также называемые приемными станциями или городскими воротами) служат для двух целей: измерение количества газа и контроль давления. Передающие компании измеряют количество газа, поступающего на каждую станцию. НРС снижают давление газа в линиях электропередачи, чтобы оно соответствовало давлению в их распределительных системах.

Давление газа контролируется регуляторами, клапанами особого типа. Регуляторы могут снизить давление газа. Если давление газа превышает установленные пределы, регуляторы также могут полностью перекрыть подачу газа.

Какие трубы доставляют газ в мой дом?

Распределительные системы состоят в основном из двух типов трубопроводов: магистральных и вспомогательных. Магистрали – это трубопроводы, по которым газ поступает от счетчиков по распределительным системам. Обычно они имеют диаметр от двух до 16 дюймов. Давление газа колеблется от 1/4 фунта на квадратный дюйм до 200 фунтов на квадратный дюйм. Они изготавливаются из стали, пластика или чугуна. В штате около 21 000 миль сети.

Услуги подводят газ от магистрали к вашему газовому счетчику. Обычно они имеют диаметр от 1/2 дюйма до 1 1/2 дюйма и изготовлены из стальной или пластиковой трубы. Давление в сервисе такое же, как давление в магистрали, к которой он подключен.

Помогите нам улучшить Mass.gov своими отзывами

Вы нашли то, что искали на этой веб-странице? Если у вас есть предложения по сайту, сообщите нам. Как мы можем улучшить страницу? *

Пожалуйста, не указывайте личную или контактную информацию.

Отзывы будут использованы только для улучшения сайта. Если вам нужна помощь, обратитесь в Департамент коммунального хозяйства. Пожалуйста, ограничьте ввод до 500 символов.

Пожалуйста, удалите любую контактную информацию или личные данные из вашего отзыва.

Если вам нужна помощь, обратитесь в Департамент коммунального хозяйства.

Пожалуйста, сообщите нам, как мы можем улучшить эту страницу.

Пожалуйста, удалите любую контактную информацию или личные данные из вашего отзыва.

Если вам нужна помощь, обратитесь в Департамент коммунального хозяйства.

Спасибо за отзыв о сайте! Мы будем использовать эту информацию для улучшения этой страницы.

Если вам нужна помощь, обратитесь в Департамент коммунального хозяйства.

Если вы хотите и дальше помогать нам улучшать Mass.gov, присоединяйтесь к нашей пользовательской панели, чтобы протестировать новые функции сайта.

Обратная связь

Прогноз давления в глубоководном трубопроводе с учетом образования гидратов природного газа

Введение

Разработка и транспортировка нефти и газа играют важную роль в нефтяной промышленности (Xu et al., 2018, Xu et al., 2019; Mo et al., 2020; Xu et al., 2 020; Wang C. et al., 2021; Wang C. et al., 2022; Mo et al., 2022). Образование гидратов природного газа представляет большую угрозу для транспортировки природного газа по глубоководному трубопроводу (глубина воды >1000 м) (Li et al. , 2016; Ren, 2018). Транспорт природного газа по глубоководному газопроводу находится в сложных условиях: 1) сложная трубопроводная система, на которую влияет конструкция трубопровода, прокладка трубопровода, управление трубопроводом, обслуживание трубопровода и т. д.; 2) экстремальные условия, особенно низкая температура и высокое давление; 3) компоненты газовой смеси, т. е. жидкие или газообразные углеводороды, вода и т. д. Гидраты природного газа, вероятно, образуются при низкой температуре (ниже примерно 11°C) и высоком давлении (выше примерно 2,5 МПа) (Zhang et al., 2010), что соответствует условиям температуры и давления в глубоководной среде. В результате гидрат природного газа может легко образовываться и расти внутри подводного трубопровода во время транспортировки природного газа.

Образование гидратов природного газа вызывает серьезные проблемы. Гидрат природного газа налипает на внутреннюю поверхность трубопровода, что приводит к уменьшению радиуса трубопровода и потере давления в трубопроводе. А слой гидрата природного газа на поверхности трубопровода со временем может утолщаться. Если эффективные обработки не будут проведены своевременно, трубопровод может быть заблокирован. Закупорка, вызванная гидратом природного газа, с одной стороны, значительно снижает расход газа и сильно влияет на его транспортировку. С другой стороны, он повреждает трубопроводы, клапаны и другое транспортное оборудование (Gao, 2018). Поскольку образование гидрата природного газа вызывает различные проблемы при транспортировке природного газа по глубоководному трубопроводу, большое внимание уделяется давлению внутри трубопровода. Поскольку давление влияет как на образование гидратов природного газа, так и на эффективность транспортировки газа (Li et al., 2013). Большое значение имеет точный прогноз давления внутри глубоководного трубопровода.

Давление вдоль глубоководного трубопровода обычно можно получить двумя методами: экспериментом и численным моделированием. Ли и Донг (2019) исследовали 12 экспериментальных трубопроводов по всему миру и обнаружили, что расчетное давление внутри экспериментальных трубопроводов было ниже, чем давление в реальных глубоководных трубопроводных системах. Среди 12 трубопроводных систем трубопроводная система высокого давления Petreco A/S в Норвегии может достигать самого высокого давления около 25 МПа (Li and Dong, 2019). Однако трубопроводная система в лаборатории все же сильно отличается от реальной глубоководной среды. В результате давление, полученное в результате экспериментов, не может точно отражать давление в реальном трубопроводе. Численное моделирование является эффективным способом прогнозирования давления в подводном трубопроводе. В 2003 году модель CSMHyK была впервые построена Центром исследований гидратов Горного университета Колорадо (Boxall, 2009).; Дэвис, 2009 г.; Зерпа и др., 2012). Модель используется для описания образования гидратов природного газа и широко используется в коммерческом программном обеспечении, таком как OLGA, для расчета давления в реальных трубопроводных системах (Boxall et al., 2009; Davies et al., 2010; Zerpa et al., 2012). Модель CSMHyK и программное обеспечение OLGA являются одним из наиболее широко используемых методов расчета давления в трубопроводе в газовой промышленности (Ding et al. , 2019; Wang et al., 2022). Кроме того, Sonne and Pedersen (2009) использовали модель кинетики гидратов по составу для имитации скорости роста гидратов. Модель Сонна и Педерсена использовалась для разработки программного обеспечения Flowasta и прогнозирования давления в трубопроводе (Creek et al., 2011). Существуют и другие методы измерения давления в трубопроводной системе, например, нейронная сеть (Ke et al., 2021), модель внутренней и внешней оболочки роста гидратов природного газа (Shi et al., 2011) и т. д. Однако Ke et al. (2021) не может описать образование гидрата. Ши и др. (2011) модель нуждается в сложных расчетах, поскольку она требует расчета роста гидратов до получения значений давления. В целом, хотя существует множество способов расчета давления внутри глубоководного трубопровода, эксперименты отличаются от реальных глубоководных условий, а создание и калибровка численной модели требуют много времени. Необходим удобный метод с относительно высокой точностью для прогнозирования давления вдоль глубоководного трубопровода с учетом образования гидратов природного газа.

В этой работе была построена математическая модель для прогнозирования давления в глубоководном трубопроводе с учетом уменьшения радиуса трубопровода, вызванного образованием гидратов природного газа. Эта модель способна получать значения давления в глубоководном трубопроводе, транспортирующем газообразный природный газ, с высокой точностью и удобством.

Математическая модель

Математическая модель построена на основе следующих предположений.

(1) Глубоководный трубопровод проложен горизонтально (рисунок 1). Жидкость, протекающая по трубопроводу, представляет собой газообразную смесь, состоящую из метана и паров воды.

(2) Течение смеси метана и водяного пара соответствует ламинарному течению.

(3) Гидраты природного газа равномерно откладываются на внутренней поверхности трубопровода и вызывают уменьшение радиуса трубопровода. Гидраты растут со временем. Следовательно, радиус трубопровода является функцией времени.

РИСУНОК 1 . Иллюстрация геометрии трубопровода и гидратного слоя.

Для описания ламинарного течения газовой смеси в горизонтальном трубопроводе использован закон Пуазейля:

Q=πr(t)4(p0−pi)8µLi(1)

где Q – расход газовой смеси в трубопроводе, м ³ /с; r ( t ) – внутренний радиус трубопровода, м, который является функцией времени t ; р ₀ – давление на входе в трубопровод, Па; p _и – давление в точке i , Па; μ – вязкость газовой смеси, Па·с; L _i — расстояние между входом и местом и , г. Таким образом, p _i можно выразить как: 0 ) определяется как:

r(t)=r0−Δr(t)(3)

Где r ₀ – начальный внутренний радиус трубопровода, м; ∆ r ( t ) – мощность гидратного слоя, м, также являющаяся функцией времени.

Толщина гидратного слоя (также уменьшение внутреннего радиуса трубопровода) ∆ r ( t ) необходимо определить для точного прогнозирования давления в трубопроводе. На основе работы Cai (2018) модель образования гидратов природного газа имеет следующий вид: гидрата природного газа, м ³ ; F _k – коэффициент теплопередачи; C ₁ – кинетическая константа, exp( C ₁ ) = 37,8; C ₂ – температурный коэффициент активации гидрата природного газа, К; T – температура, К; M _г – молярная масса гидрата природного газа, кг/моль; ρ _g ^h – молярная плотность гидрата природного газа, моль/м ³ . T _eq – равновесная температура гидрата природного газа, К; A – площадь поверхности раздела гидрат-газовая смесь, м ³ . Используя модель Cai (2018), мощность слоя гидрата природного газа ∆ r в течение ∆ t можно записать как:

Отсюда внутренний радиус трубопровода с учетом образования гидрата природного газа определяется как:

r(t)=r0−Fk⁡exp(C1)exp(−C2T)1Mgρgh(Teq−T)t(6)

Давление вдоль глубоководного горизонтального трубопровода при наличии гидрата природного газа определяется как:

pi=p0−8µLiQπ[r0−Fk⁡exp(C1)exp(−C2T)1Mgρgh(Teq−T)t]4(7)

Ур. 7 представлена ​​модель для прогнозирования давления в глубоководном трубопроводе с учетом образования гидратов природного газа. Эта модель может быть использована для расчета давления вдоль горизонтального трубопровода при образовании гидрата природного газа на внутренней поверхности трубопровода при глубоководном транспорте природного газа.

Верификация модели

Модель была проверена с использованием экспериментальных данных, полученных Lorenzo et al. (2014) и расчет по модели Цая (2018).

Лоренцо и др. (2014) провели эксперименты по образованию гидратов природного газа в трубопроводе, транспортирующем газообразные флюиды, и измерили перепад давления внутри трубопровода. Информация об их экспериментах представлена ​​в таблице 1. Результаты экспериментов представлены на рисунке 2. Cai (2018) использовал Lorenzo et al. (2014) экспериментальные данные для проверки ее модели образования гидратов природного газа. Расчет модели Cai (2018) также показан на рисунке 2. В нашей работе мы сравнили нашу модель с экспериментальными данными Lorenzo et al. (2014) и расчеты Цая (2018) для проверки нашей модели (рис. 2). Сравнение показывает, что результаты нашей модели аппроксимируют экспериментальные данные намного лучше, чем модель Cai (2018) со средней ошибкой менее 8%. Модель Cai (2018) фокусируется на образовании и разрушении гидратов природного газа в трубопроводе. В ее модели уменьшение радиуса учитывается только после коллапса гидрата природного газа. Однако потеря радиуса трубопровода происходит в тот момент, когда гидрат начинает образовываться, а не разрушаться. В результате модель Cai (2018) завышает давление вдоль трубопровода. Поскольку расчет в нашей модели относительно прост, наша модель обеспечивает более удобный и надежный способ прогнозирования давления в глубоководном трубопроводе с учетом уменьшения радиуса трубопровода, вызванного гидратом природного газа.

ТАБЛИЦА 1 . Данные параметров для проверки модели.

РИСУНОК 2 . Результаты нашей модели, модели Цая и экспериментальных данных.

Приложение модели

Модель использовалась для прогнозирования давления вдоль реального глубоководного трубопровода Китая при наличии гидрата природного газа. Данные о параметрах модели взяты из реальных трубопроводных систем (Liang et al., 2009; Cai, 2018; Ding et al., 2019), которые представлены в таблице 2.

ТАБЛИЦА 2 . Данные параметров для применения модели.

Влияние гидрата природного газа на давление в трубопроводе

Давление в трубопроводе за 5 лет транспортировки природного газа рассчитано с использованием нашей модели. Результаты показаны на рисунке 3.

РИСУНОК 3 . Давление по трубопроводу за 5 лет транспортировки природного газа.

На рис. 3 показано, что давление уменьшается почти линейно вдоль трубопровода. Падение давления в основном вызвано двумя аспектами: сопротивлением ламинарному потоку в вязком потоке и уменьшением радиуса трубопровода из-за образования гидрата природного газа. Чтобы сравнить влияние этих двух аспектов, мы рассчитали давление вдоль трубопроводов с переменным радиусом и постоянным радиусом на пятом году транспортировки природного газа на рисунке 4. В трубопроводе с переменным радиусом поток жидкости сталкивается с сопротивлениями, вызванными как сопротивлением ламинарному потоку, так и уменьшением радиуса трубопровода. В то время как в трубопроводе с постоянным радиусом поток жидкости сталкивается только с сопротивлением ламинарному потоку. Результаты показывают, что уменьшение радиуса трубопровода играет доминирующую роль в перепаде давления внутри трубопровода, так как перепад давления в трубопроводе с переменным радиусом (1,97 МПа) значительно больше, чем трубопровод с постоянным радиусом (0,02 МПа). Это также означает, что учет образования гидратов природного газа важен для прогнозирования давления в трубопроводе, по которому природный газ транспортируется в глубоком море.

РИСУНОК 4 . Давление по трубопроводам переменного радиуса и постоянного радиуса на пятом году транспортировки природного газа.

Характеристики падения давления в трубопроводе

Падение давления в течение первых 3 лет намного медленнее, чем в течение пятого года на основании рисунка 3. Чтобы исследовать падение давления во времени, мы наносим на график давление на 200, 400, 600, 800 и 1000 м трубопровода в течение 5 лет транспортировки природного газа на рисунке 5. В первом 3 года, максимальное падение давления составляет всего 0,19МПа, что составляет 3,8% потери давления, которая возникает на 1000 м трубопровода. Однако на пятом году давление резко падает примерно до 3 МПа на высоте 1000 м при перепаде давления 1,97 МПа. Почти на 40% снижается давление.

РИСУНОК 5 . Давление на 200, 400, 600, 800 и 1000 м трубопровода в зависимости от времени.

Резкое падение давления вызвано уменьшением радиуса трубопровода из-за образования гидратов природного газа. Среднее уменьшение радиуса трубопровода за 5 лет показано на рисунке 6. После 5 лет транспортировки природного газа 66,63% радиуса трубопровода занимают гидраты природного газа. Это означает, что образование и отложение гидратов природного газа существенно влияет на транспортировку природного газа, блокируя трубопровод. Со временем рост гидратов природного газа ускоряется. И закупорка трубопровода имеет тенденцию быть более серьезной, если транспортировка продолжается без каких-либо обработок. В результате гидрат природного газа внутри трубопровода должен быть своевременно очищен для поддержания хорошей эффективности транспортировки.

РИСУНОК 6 . Среднее уменьшение радиуса газопровода за 5 лет транспортировки природного газа.

Заключение

1. Модель учитывает изменение радиуса трубопровода, вызванное образованием гидратов природного газа. Поэтому он обеспечивает удобный и надежный способ прогнозирования давления в трубопроводе, что подтверждается экспериментальными данными.

2. Снижение давления внутри трубопровода в основном связано с уменьшением радиуса трубопровода, вызванного гидратом природного газа, по сравнению с сопротивлением потоку, вызванным вязким потоком.

3. Рост содержания гидратов природного газа со временем ускоряется, и закупорка трубопровода становится все более серьезной. Это приводит к падению давления вдоль трубопровода с потерей давления почти на 40% на пятый год.

Заявление о наличии данных

Первоначальные материалы, представленные в исследовании, включены в статью/дополнительный материал, дальнейшие запросы можно направлять соответствующим авторам.

Авторские вклады

FM: Создание модели; Верификация модели; Методология; Анализ данных; Первоначальная черновая подготовка; Получатель финансирования. ZQ: приложение модели; Просмотр и редактирование; Получатель финансирования. XH: просмотр и редактирование; Получатель финансирования. WY: проверка модели; Обзор и редактирование. SW: Обзор и редактирование. QL: анализ данных; Подготовка исправленной рукописи.

Финансирование

Работа выполнена при финансовой поддержке Научно-технического исследовательского проекта Муниципальной комиссии по образованию Чунцина (грант № KJQN202001512), Чунцинской исследовательской программы фундаментальных исследований и передовых технологий (грант № cstc2019jcyj-zdxmX0032 и cstc2018jcyjAX0700) и Исследовательского фонда Чунцинского университета науки и технологий (грант № ckrc2019023).

Конфликт интересов

Автор QL работал в компании China National Offshore Oil Corporation Research Institute Co., Ltd.

Остальные авторы заявляют, что исследование проводилось в отсутствие каких-либо коммерческих или финансовых отношений, которые могли бы быть истолкованы как потенциальный конфликт интересов.

Примечание издателя

Все претензии, изложенные в этой статье, принадлежат исключительно авторам и не обязательно представляют претензии их дочерних организаций или издателя, редакторов и рецензентов. Любой продукт, который может быть оценен в этой статье, или претензии, которые могут быть сделаны его производителем, не гарантируются и не поддерживаются издателем.

Ссылки

Boxall, J., Davies, S., Koh, C., and Sloan, E.D. (2009). Прогнозирование момента и места образования гидратных пробок в выкидных трубопроводах с преобладанием нефти. SPE Проект. Фасил. Констр. 4 (3), 80–86. doi:10.2118/129538-pa

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Боксалл, Дж. (2009). Образование гидратных пробок из эмульсий вода-в-масле с содержанием воды <50% (Голден, Колорадо, США: Колорадская горная школа). Диссертация на докторскую степень.

Цай, Т. (2018). Модель для прогнозирования отложений и обрушения гидратов природного газа в трубопроводе. Дрель. Произв. Технол. 41 (6), 46–50. doi:10.3969/JISSN1006-768X.2018.06.14

Полнотекстовая перекрестная ссылка | Google Scholar

Крик Дж., Субраманиан С. и Эстанга Д. (2011). «Управление гидратами при проектировании путем применения инструментов моделирования многофазных потоков с образованием и переносом гидратов», Материалы 7-й Международной конференции по газовым гидратам, Эдинбург, Великобритания, 17–21 июля 2011 г.

Google Scholar

Дэвис, С. , Koh, C.A., Sloan, E.D., et al. (2010). Прогнозирование образования гидратных пробок в выкидных трубопроводах с преобладанием нефти. Дж. Пет. науч. англ. 72, 302–309. doi:10.1016/j.petrol.2010.03. 031

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Дэвис, С. Р. (2009). Роль транспортных сопротивлений в формировании и устранении гидратных пробок (Golden: Колорадская горная школа). Диссертация на докторскую степень.

Дин, Дж., Лю, Дж., и Лян, Д. (2019). OLGA базируется на моделировании закономерностей образования гидратов в трубопроводах. Хранение нефти и газа Transp. 38 (2), 235–240. doi:10.6047/j.issn.1000-8241.2019.02.018

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Гао, Дж. (2018). Прогнозирование и предотвращение образования гидратов в подводном трубопроводе LW (Чэнду, Китай: Юго-Западный нефтяной университет). Диссертация на степень магистра.

Ке, В., Чжан, Дж., Дэн, Л., Сюй, З., Чжао, Д. и Цзян, X. (2021). Применение нейронной сети с прямой связью для прогнозирования давления в подводном трубопроводе при пробковом течении. Пет. англ. Констр. 47 (6), 7–10. doi:10.3969/j.issn.1001-2206.2021.06.002

Полнотекстовая перекрестная ссылка | Google Scholar

Ли, К. , Хуан, Т., и Цзя, В. (2016). Обзор гидратов природного газа и технологий его трубопроводного транспорта на больших глубинах. Подбородок. науч. Бык. 61 (22), 2449–2462. doi:10.1360/n972015-01344

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Ли, В., и Донг, Дж. (2019). Экспериментальное устройство и технология испытаний гидрата в многофазном потоке в крупномасштабном подводном трубопроводе. Хим. англ. Оборудовать 10, 123–125. Дои: 10.19566/j.cnki.cn35-1285/tq.2019.10.046

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Li, W., Gong, J., Lu, X., Zhao, J., Feng, Y., and Yu, D. (2013). Исследование образования гидратных пробок в подводном газопроводе с использованием нового контура потока высокого давления. Пет. науч. 10, 97–105. doi:10.1007/s12182-013-0255-8

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Лян Ф., Цао X., Вэй Дж. и Чен Дж. (2009). Применение метода прогнозирования накопленного объема жидкости в подводном газопроводе. Нац. Газ. инд. 29 (1), 103–105. doi:10.3787/j.issn.1000.0976.2009.01.029

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Лоренцо, М. Д., Аман, З. М., Сото, Г. С., Джонс, М., и Мэй, Э. Ф. (2014). Гидратообразование в системах с преобладанием газа с использованием однопроходной проточной петли. Энергетическое топливо . 28 (5), 3043–3052. doi:10.1021/ef500361r

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Mo, F., Qi, Z., Huang, X., Yan, W., Wang, S., Yuan, Y., et al. (2022). Диффузия Кнудсена в водоносных сланцах в масштабе пор: моделирование и тематическое исследование. Дж. Пет. науч. англ. 214, 110457. doi:10.1016/j.petrol.2022.110457

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Мо, Ф., Ци, З., Ян, В., Хуанг, X., и Ли, Дж. (2020). Влияние воды на перенос газа в нанопорах сланца: исследование моделирования в масштабе пор. Энергетическое топливо. 34 (7), 8239–8249. doi:10.1021/acs.energyfuels.0c01278

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Рен, Дж. (2018). Численное моделирование утечки природного газа в глубоководном трубопроводе на основе изменения градиента давления и механизмов образования, растворения и разложения гидратов (Тяньцзинь, Китай: Тяньцзиньский университет). Диссертация на степень магистра.

Ши, Б.Х., Цзин, Г., Сунь, С.Ю., Чжао, Дж.К., Дин, Ю., и Чен, Г.Дж. (2011). Модель внутренней и внешней оболочки роста гидратов природного газа с учетом внутренней кинетики, переноса массы и тепла. Хим. англ. J. 171 (3), 1308–1316. doi:10.1016/j.cej.2011.05.029

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Зонне, Дж., и Педерсен, К. (2009). «Моделирование роста гидратов в стационарных выкидных линиях», Материалы 14-й Международной конференции BHR по технологии многофазной добычи, Канны, Франция, 17–19 июня., 2009, 2009, 17–19.

Google Scholar

Wang C., Peng X., Liu J., Jiang R., Li X. P., Liu Y. S., et al. (2022). Представление новой формулировки константы равновесия для реакции конверсии водяного газа. Междунар. J. Hydrogen Energy , 2022. doi:10.1016/j.ijhydene.2022.06.105

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Ван К., Ван Дж., Лю Ю., Ли Дж., Пэн С. Л., Цзя К. С. и др. (2021). Прогноз термодинамических свойств идеального газа для воды. Дж. Мол. жидкость 321 (2021), 114912. doi:10.1016/j.molliq.2020.114912

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Ван Х., Лиан З. и Ван С. (2021). Образование гидратов и влияющие на них факторы в подводных трубопроводах с использованием OLGA. Океан Дев. Управление 2, 87–92. 1005-9857(2021)02-0087-06

Google Scholar

Сюй Дж., Чен З. и Ли Р. (2020). Влияние распределения пор по размерам на закачку газа во внутрипластовые водные зоны коллекторов из нефтеносных песков. Нефть Газ. науч. Технол. –. Преподобный ИФП. Энергия Ноув. 75, 75. doi:10.2516/ogst/2020047

CrossRef Full Text | Google Scholar

Xu, J., Wu, K., Li, R., Li, Z., Li, J., Xu, Q., et al. (2018).