Тепломассоперенос при течении газожидкостных углеводородных сред в трубопроводных системах тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

804618389 На правах рукописи

САРАНЧИН Николай Викторович

ТЕПЛОМАССОПЕРЕНОСПРИ ТЕЧЕНИИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СРЕД В ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ.

Специальность 01.04.14 Теплофизика и теоретическая теплотехника

1 3 ЯК3 25П

Автореферат диссертации па соискание учений степени кандидата фтико-матсматнческнх наук

Тюмень — 2010

004618889

Работа выполнена на кафедре Механики многофазных систем ГОУ ВПО «Тюменского государственного университета».

Научный руководитель:

доктор технических наук, с.н.с. Вакулин Александр Анатольевич

Официальные оппоненты: доктор физико-математических наук

доцент

Татосов Алексей Викторович

доктор физико-математических наук доцент

Михайлов Павел Ннконович

Ведущая организация:

ГОУ ВПО «Башкирский государственный университет»

Защита состоится 30 декабря 2010 г. в 15 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.274.10 в Тюменском государственном университете по адресу: 625003, г. Тюмень, ул. Перекопская 15 а, ауд. 217 _Физического факультета ТюмГУ.

С диссертацией можно ознакомится в научной библиотеке ГОУ ВПО «Тюменского государственного университета».

Автореферат разослан 29 ноября 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат физико-математических нау]

А.С. Матаев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Большой интерес к проблемам тепломассопереноса многофазных в системах, наблюдаемый в последние годы, объясняется значимостью этих вопросов для различных отраслей науки и техники. В нефтегазовой и химической промышленности, энергетике и др., технологические процессы часто сопровождаются образованием газожидкостных смесей или непосредственно связаны с их использованием. К такого рода процессам относится фильтрация многофазных сред в пористой среде, движение газожидкостных смесей в скважинах, трубопроводах сбора и транспортировки углеводородов, в теплообменных и перегонных аппаратах, в различного рода аппаратах с непосредственным контактом газов и жидкостей.

Существующие модели и методы расчета многофазных течений не в полной мере отражают особенности тепломассообмена при наличии нескольких компонент, имеющих различную температуру кипения, при различной структуре многофазного потока (расслоенный, расслоено - волновой, расслоено - волновой с перемычками, пробковый ( снарядный), кольцевой, дисперсно-кольцевой, пузырьковый, эмульсионно-пузырьковый).

Таким образом, исследование закономерностей изменения основных теп-лофизических параметров, характеризующих течение углеводородных газожидкостных смесей, является актуальной научной проблемой. Без знания этих закономерностей нельзя обоснованно проектировать сборные трубопроводные системы, проводить анализ режимов течения многофазного потока при изменении термобарических условий и компоненного состава сред и т.д.

Цель диссертационной работы.

Цель данной работы состоит в изучении теплофизических параметров углеводородных газожидкостных смесей в трубопроводных системах, создании физико-математических моделей, алгоритмов и программного комплекса для проведения расчетов параметров при различных структурах многофазного течения.

Конкретными задачами, решаемыми в диссертации, являются следующие:

1. Обобщить последние достижения в области тепломассопереноса углеводородных газожидкостных смесей;

2. Провести исследования режимов течения двухфазных потоков в трубопроводе на экспериментальном стенде;

3. Разработать расчетную модель и алгоритм для определения режимов течения, температур, давлений, объемных концентраций и скоростей фаз в квазиодномерном приближен ни;

4. Создать программный комплекс, позволяющий проводить расчеты теплофизических параметров углеводородных газожидкостных потоков переменного фазового состава при различных режимах течения (расслоен-

ный, расслоено - волновой, расслоено - волновом с перемычками, пробковый (снарядный), кольцевой, дисперсно-кольцевой, пузырьковый, эмуль-сионно-пузырьковый);

5. Провести расчетно-теоретическое исследование параметров двухфазных углеводородных потоков при различных, сменяющих друг друга структурах потока на основе разработанного программного комплекса.

Научная новизна результатов работы заключается в следующем:

1. Впервые получены обобщенные уравнения импульсов и полной внутренней энергии для квазиодномерного движения отдельной фазы многофазной смеси в трубопроводных системах с учетом всех существенных внешних воздействий;

2. Уточнены соотношения и разработана расчетную модель для определения температур, давления, скоростей и объемных долей фаз газожидкостных потоков при расслоенном, расслоенно - волновом, расслоенно -волновом с перемычками, кольцевом и дисперсно-кольцевом режимах течения;

3. Разработан алгоритм определения структуры течения газожидкостной смеси с использованием функций Рвачева.

4. Созданы и реализованы алгоритмы и компьютерная программа, позволяющая определять параметры углеводородных газожидкостных потоков в скважинах, межпромысловых и магистральных трубопроводах с автоматизированным выбором алгоритма расчета при смене режима течения потока.

На защиту выносятся:

• Физико-математическая модель квазиодномерного движения отдельных фаз многофазной углеводородной смеси в трубопроводных системах с учетом внешних воздействий;

• Методика расчета температур, давления, скоростей, равновесных молярных долей компонентов в газовой и жидкой фазах, объемных долей и те-плофизических свойств фаз углеводородных газожидкостных потоков при пузырьковом, снарядным ( пробковом), расслоенном, расслоенно-волновом, расслоенно-волновом с перемычками, кольцевом и дисперсно-кольцевом режимах течения;

• Расчетная модель для определения режима течения многокомпонентной газожидкостной смеси с использованием функций Рвачева.

• Алгоритмы и компьютерная программа, позволяющая определять тепло-физические параметры углеводородных газожидкостных потоков в скважинах, межпромысловых и магистральных трубопроводах с учетом изменения фазового состава углеводородной смеси при смене режима течения потока.

Достоверность результатов, изложенных в диссертации, обусловлена корректностью применения законов и уравнений теплофизики и механики многофазных сред, удовлетворительным совпадением результатов численных расчетов с известными расчетно-теоретическими и экспериментальными данными.

Практическая ценность работы заключается в возможности использования результатов исследований для анализа и прогнозирования тепломассопе-реноса при течении углеводородных смесей в трубопроводах при изменении состава, термобарнческих и гидродинамических условий. Полученные результаты позволяют определять теплофизические параметры углеводородных смесей в системе сбора и транспорта продукции скважин.

Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались на межотраслевых научных семинарах « Теплофизика, гидродинамика, теплотехника» под руководством заслуженного деятеля науки РФ, д.т.н, профессора А.Б.Шабарова (2002 г., 2004 г., 2006 г., 2008 г.), семинарах по математическому моделированию под руководством д.ф.-м.н., профессора В.Н.Кутрунова (2005 г., 2006 г.), на научных семинарах кафедры механики многофазных систем ТюмГУ (2002 -201 0 г.г.), на научных семинарах кафедры проектирования и эксплуатации нефтегазопроводов, баз и хранилищ ТГНГУ (2010 г.г.), обсуждались на научно-техническом семинаре физического факультета, посвященному итогам выполнения раздела приоритетного национального проекта «Образование» (ТюмГУ,2008 г.). Разработанный автором программный продукт выставлялся на международных выставках «Нефть и газ» (2003 г., 2004 г.).

Публикации. Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 6 работах, в том числе в 2 статьях, входящих в перечень ВАК. Их список приведен в конце автореферата.

Объём п структура работы.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, приложения, заключения и списка литературы. Полный объем работы стр., включаярис. и <?табл. Библиография содержит /•/■¿'наименования.

Благодарности.

Автор выражает искреннюю признательность заведующему кафедрой механики многофазных сред ТюмГУ, заслуженному деятелю науки РФ, д.т.н., профессору А.Б.Шабарову за помощь при выборе направления исследований и научное руководство при разработке теплофизических моделей тепломассопе-реноса при движении углеводородных смесей в трубопроводах.

Краткое содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, сформулирована ее цель, перечислены защищаемые положения, кратко изложена структура диссертации. В первом разделе обобщены литературные данные о достижениях в области тепломассопереноса углеводородных газожидкостных смесей, данные экспериментальных исследований и методы расчета теплофизических параметров углеводородных газожидкостных потоков в трубопроводных системах и на основании этого обзора сформулированы конкретные задачи, решаемые данной диссертационной работой.

В разделе 1.1 приведен анализ известных методов определения теплофизических параметров течения двухфазных углеводородных жидкостей в трубо-

проводах. Исследование этих течений является до настоящего времени весьма актуальной задачей. В частности, значительный вклад в становлении гидродинамики смесей как самостоятельного раздела механики жидкости и газа внесли следующие исследователи: В.Н. Антипьев, Арманд, Ю.Т. Борщевский, А.И. Брусиловский, А.К. Галямов, Ш.Г. Гатауллин, В.Л. Гольдберг, Б.А. Григорьев, А.И. Гужов, К.Г. Донец, Ю. Т. Дюнин, Я.М. Каган, П. JI. Капица, В.К. Каспе-рович, Г.Е. Коробков, С. И. Костерин, А.Н. Крайко, С.С. Кутателадзе, В.Х. Jla-тыпов, А.И.Леонтьев, В. А. Мамаев, Р Л.К. Маурин, В.Ф. Медведев, М.И. Мер-дух, A.M. Нечваль, Р.И. Нигматулин, Б.И.Нигматулин, Х.А. Рахматуллин, Н. И. Семенов, В.Ф. Сизов, Л.Е. Стернин, М.А. Стырикович, С. Г. Телетов, И.М. Тимерин, Ф. Франкль, В.И. Цветков, В.Л. Шкадов, H.A. Яковлев, N. Brauner, D. Barnea, Y. Teitel, A.K. Dukler, H. Furukawa, M. Ihara, К. Kohda G.F. Hewitt и др.

В разделе 1.2 приведены методы расчета характеристик многофазного потока в стволе скважины и их классификация. Рассмотрены методы следующих исследователей: В rill nMukherjee; Hagedorn и Brow n; Gra у; Duns и Ros; Orkiszewski; Hagedorn и Brown; Griffith и Wallis; Beggs и Brill; Mukherjee&Brill; Hasan и Kabir; Ansari и др.

В разделе 1.3 обсуждаются результаты экспериментальных исследований газожидкостных турбулентных течений в каналах. Приведены данные об особенностях различных режимов течений двухфазного потока в горизонтальных трубопроводах: пузырьковом, снарядном (пробковом), расслоенном, рас-слоенно-волновом, расслоенно-волновом с перемычками, кольцевом, дисперсно-кольцевом и вертикальных трубопроводах: пузырьковом, эмульсионно-пузырьковом, снарядном, пенисто-турбулентном, кольцевом, дисперсно-кольцевом.

В разделе 1.4 приведены основные уравнения механики сплошных гетерогенных сред. Эти уравнения базируются на феноменологической теории многоскоростного континуума Х.А. Рахматуллина.

Завершающий раздел 1.5 содержит выводы по анализу опубликованных работ, а также конкретные задачи, решаемые в данной работе.

Во втором разделе разработана и обоснована физико-математическая модель тепломассообмена и гидродинамики при различных структурах течения газожидкостных углеводородных сред в трубопроводах.

В разделе 2.1 представлена общая постановка задачи о расчете квазиодномерного течения газожидкостной среды в трубопроводе и система дифференциальных уравнений описывающих поведение такой среды в трубопроводе. С использованием метода« контрольного объёма»

показан вывод основных уравнений системы в алгебраической форме, когда внутренний объем трубопровода разбивается на конечное число достаточно малых участков - контрольных объемов V, ограниченных внутренней поверхностью трубопровода и поперечными сечениями S/ и 5?, расположенными на расстоянии Ах друг от друга. Применительно к контрольному объему используются балансовые уравнения: массы, количества движения, а также баланса полной энергии:

- законы сохранения массы газовой и жидкой фазы при квазиодномерном подходе:

гд,

p,„v,,5,, = р, Л . - р „V 5 , +Jhl'---/',

=P„VV/WS\ (1)

С!

где p:,v2lS:, -/V'1;Sb =tjl(P,1-s,)-

Это уравнение учитывает расход р v WS ( через боковую поверхность, что характерно при расчетах утечек, расходы при контролируемых подводах и отводах массы в разветвленных системах трубопроводов.

- обобщенное уравнение баланса механической энергии:

v; Р, у; Р.

а — + =а, — + + +/.,,-/ +/,+/ +/,

s 2 * - "2 р„ " '' s 1

«Л + ^ + Я-": = ^ + ^ + + L " L„, +/>/,+ V (2)

2 Р, 2 р,

где = / я — gz, + /„„ = fadx - удельная работа внешних сил, Дж/кг, за

вычетом работы по преодолению сил тяжести. 1щп = + jy - работа за-

трачиваемая при движении каждой из фаз на преодоление сил трения о соот-

r ,

ветствующие части стенки и местные сопротивления, /, =---лх - удельная pací

бота сил инерции, / = -v ^-^-(v -у) - работа сил, связанная с обменом им' P,S,

пульсом при подводе или отводе массы через боковую поверхность;

- vj^dx - удельная работа межфазных сил, которая при малых У,-,-сводится к работе касательных напряжений на границе фаз, р « . средняя

Рь + Ръ

на участке 1-2 плотность в схеме с общим давлением фаз P¡=P. Работа касательных напряжений на границе фаз Р/п. может быть представлена в виде: Рт =т , где тгр- касательное напряжение на границе жидкости и газа, -площадь межфазной поверхности выделенного объема.

- интеграл сохранения внутренней энергии для однотемпературной смеси (Т:=Т) записываем в виде:

<(!>.) <3)

= I с„ {c,Tt + U,„) + X g; (С,.Г + üK0) + ' V + Q„ + Nmp

где С, = -pV"'S — расход подводимый через боковую поверхность; Ог1< — внешняя тепловая мощность; N =1 G— мощность внутренних вязких сил;

Р Р

/..,- с,„)(Т+ —^— константа, находимая из условий норми-Pi А.

ровки при фазовых переходах /<->g. Нестационарность течения и продольный перенос тепла в дальнейшем не учитывались.

В разделе 2.2 приведены замыкающие соотношения для каждого из реализуемых режимов течения газожидкостного потока в горизонтальных, слабонаклонных и вертикальных трубопроводах.

Приведены алгоритмы расчета теплофизических свойств газожидкостной смеси по модели "черной нефти" (black oil) и с использованием единых уравнений состояния (ЕУС).

Математическое моделирование фазового состояния систем природных углеводородов обычно включает решение следующих основных задач: - определение составов и количественного соотношения равновесных паровой и жидкой фаз при заданных давлении, температуре и общем составе смеси; - расчет давления начала конденсации (точки росы) газовой фазы заданного состава при заданной температуре; - вычисление давления насыщения ( начала кипения) жидкой фазы заданного состава ( например, пластовой нефти) при заданной температуре.

В качестве уравнений состояния фаз в данной работе использовались единые кубические уравнения состояния Соава-Редлиха-Квонга (SRK), Пенга-Робинсона (PR) и Брусиловского. Данные уравнения состояния являются уравнениями состояния Ван-дер-Ваальсового типа и широко используются в задачах проектирования, разработки и эксплуатации месторождений природных углеводородов, а также при моделировании процессов химической технологии. Эти уравнения являются частными формами четырехкоэффициентного уравнения состояния следующего вида: RT а

Р=--\7-W

и-Ь [и + с)[о + а)

где Ь, с, d - коэффициенты, постоянные для данного вещества; коэффициент а зависит от температуры ( а = ас(р[Т), где а. - константа, ср - температурная функция, равная единице при критической температуре).

Структура коэффициентов уравнения состояния определяется следующим образом:

ac=aR2T;/pc, b= fiRTJре, с= crRTJр,, d= 8RTJ д., где а = П' .= ¡} Z'+Q -l=cr -Z" +П [о.5+ (П - CM75)1 S -Z' + О [o.5 - (П - 0.75)'

Здесь Zc, Qc - независимые параметры уравнения состояния. Их значения наряду с функцией <р(Т) полностью определяют уравнение состояния чистого вещества.

Использование уравнении состояния Ван-дер-Ваальсового типа для смесей основано на применении принципа соответственных состояний. При этом уравнения состояния смесей имеют тот же вид, что и для чистых веществ. Но если коэффициенты уравнения состояния чистого вещества определяются свойствами этого вещества, то коэффициенты уравнения состояния многокомпонентной системы определяются свойствами смеси, т.е. свойствами компонентов, образующих смесь, и долей каждого из них в смеси.

При использовании уравнений состояния для N - компонентной углеводородной смеси нами были приняты следующие правила для вычисления коэффициентов уравнения состояния:

•V .V

1ХЛ Д 'Ч

, I

а.....= У у Л-..Д-.«..-,= /?„„ Х-ТА'=С™. Цх.с.Мп,

, I = /1 = 1 I

где ац- перекрестные коэффициенты для смеси, которые рассчитываются

способом предложенным Зудкевичем и Иоффе ¿л =(] -с^ам^ .

Введение коэффициентов с,у существенно повышает точность расчета па-рожидкостного равновесия с применением уравнения состояния. Значения коэффициентов с,, для использованных нами уравнений состояния были внесены в созданную базу данных.

Расчет 2-фазного равновесия пар-жидкость смеси заданного состава осуществляется решением системы 2Ы+2 уравнений, которая имеет вид: \fu-fu- °< = / ЦУ = д',1+у/-2, 0, = г 1Л =

Л (5)

2>,-1=о

1 + К = 1

В системе (5) первые N уравнений описывают условия термодинамического равновесия - равенство летучестей компонентов в сосуществующих паровой и жидкой фазах. Следующие N уравнений описывают материальный баланс компонентов в фазах. Летучести компонентов в паровой и жидкой фазах рассчитываются на основе известных термодинамических соотношений с использованием единых уравнений состояния фаз в виде (4) с соответствующими коэффициентами для уравнений состояния Соава-Редлиха-Квонга, Пенга-Робинсона и Брусиловского по формуле:

1п^- = -1п(х-В )--

-А.

-с1

1п

г + С„, 2+ £>..,

2-В

С -Д.

С, г + С,

Д + Р

В разделе 2.3 исследуется расслоенное течение жидкости и газа в цилиндрической трубе. Для этого режима выведено соотношение для г.7,. Основными параметрами, определяющими состояние поверхности раздела, являются объемное расходное газосодержание р., =~- и число Фруда смеси = Поскольку в общем случае длины и амплитуды волн являются случайными величинами, структуру поверхности раздела можно характеризовать среднеквадратичным значением отклонений поверхности раздела от среднего или невозмущенного положения уровня жидкости.

Я-Я

(6)

где а — дисперсия волн; Я — мгновенное значение толщины жидкой пленки; Я — осредненная во времени толщина жидкой пленки.

Значение среднеквадратичного отклонения может служить мерой высоты волн от гребня до впадины, а также его можно рассматривать как эффективную шероховатость поверхности раздела в разделенном потоке и таким образом определить касательное напряжение трения г между газом и жидкостью.

На основании данных экспериментального исследования ряда авторов приводится зависимость дисперсии волн на поверхности раздела фаз от средней толщины жидкой пленки Я

££ = 0.0721

V?

которая может быть преобразована к виду: а = 0,072

(7)

где и. = —

ЧР*

ние для газа о стенки трубопровода.

I

динамическая скорость газа и та — касательное напряже-

-к-\- к (-)

Рис. 1. Геометрические характеристики «живого» сечения, при расслоенном течении.

Если выразить Н через центральный угол, стягивающий поверхность раздела фаз Я=^1-со5^ и касательное напряжение для газа о стенки трубопровода выразить через коэффициент гидравлического сопротивления А(1 в виде

/ , г [л

г„ = — р где Л„ =Л„(Яе,г) и может быть вычислен по зависимости и. = — ,/—.

1 8 ' " 24 2

Подставляя полученные зависимости в (7) и полагая, что амплитуду волн на поверхности раздела фаз можно принять равной дисперсии волн получим:

А = а 0.072

. (8)

4 Г

Касательное напряжение на межфазной поверхности представляется в

виде:

гдеЛ,„=Я„[яек,^].

Проведено сравнение касательных напряжений на межфазной поверхности найденных различными авторами. Так, например, Фишер В.А., Ваганов С.И., Сабитов С.З. приводят зависимость для вычисления коэффициента гидравлического сопротивления для газа в расслоенном газожидкостном потоке в виде:

Я; = а Яе,' Яе;. а^, (10)

где а = 0.0093, ¿ = -0.058, с = 0.156, </ = 0.783, Яе/, Яе„- число Рейнольдса для жидкости и газа, а - истинная объемная доля газовой фазы.

Ре1а1а5&А21г (1998) величину касательного напряжения на границе раздела фаз рекомендуют рассчитывать по формуле

г„ = (0.004 + 0.5 Ю'6 Яе,)Л;1 ,

(П)

где Яе, = - число Рейнольдса жидкости; - число Фруда

№ ^Н

жидкости; Д - безразмерный гидравлический диаметр жидкости, который в

принятых обозначениях можно выразить через центральный угол в в виде

£> =———= 2я ^ + _ Сравнивая (7) с видом зависимости для касательно-

8 В Р .( . в в]

8 51П — +л- —

I 2 2)

го напряжения на границе раздела фаз т.р = принятого нами можно сде-

лать вывод, что в (9) выражение

л.(, =8 (0.004 + 0.5 10 "Rc,)

Fi

D

(12)

определяет величину коэффициента гидравлического сопротивления на межфазной поверхности.

На рис. 2 приводится сравнение зависимости касательного напряжения на границе раздела фаз вычисленных с использованием формул (9), (10), (12) и экспериментальными данными при значении истинного объемного газосодержания ас = 0.8 от числа Фруда смеси.

Г«

Fr „

Рис. 2. Сравнение зависимости касательных напряжений на границе раздела фаз от

числа Фруда смеси.

Кривая 1— формула (9); 2—с использованием формулы (10); 3—формула (12); • — экспериментальные данные (Одишария Г.Э., Точигин A.A.).

Из сравнения видно, что предложенная нами методика определения межфазного касательного напряжения дает наилучшее совпадение с экспериментальными данными.

В разделе 2.4 исследуется кольцевой и дисперсно-кольцевой режимы течения газожидкостной смеси. Данные режимы тоже можно назвать разделенными режимами и для них записать определяющие уравнения для каждой фазы в отдельности.

Для дисперсно-пленочного газожидкостного потока уравнения баланса массы, импульса и энергии записаны в дифференциальной форме предложенной Р.И. Нигматулиным:

<// -' -

-= -Л, -.Л, +J,.

Л л|

(р;,а, -(ч+а^-^^ + и^+З^.-у,) (13)

т сг

р,а. — = + -^J,¡ +J,,)(v,l - г, ) + .Л.( г, - г.)

¿1 с:

Лг с/Т, <1ТХ ср „

р<,сс,а\ ~Г+р, <■',-г+Р/ -г = — + О» а! ш т сI

дТ

Рсаис«-г- = Ог-0,1 сI

Индекс 1 в (11) относится к газовому ядру, 2 — к каплям жидкости в ядре, 3 — к пленке жидкости текущей по внутренней поверхности трубы, — массовые расходы фаз. У,,— интенсивности массообмена между фазами. Зц, — массообмен за счет испарения жидкости с пленки и с капель. Рц — Сила трения жидкой пленки о стенки трубы и сила межфазного трения между газокапельным ядром и жидкой пленкой.

Интегрирование системы уравнений проводилось с помощью метода контрольного объема. При её математическом описании учтена возможность срыва потоком газа капель с поверхности жидкости и возвращение их в неё. В связи с этим вводится понятие третьей фазы (капель в газокапельном ядре). При такой постановке задачи кольцевой режим можно считать частным случаем дисперсно-кольцевого (доля капель в газовой фазе а, равна нулю, капельная фаза отсутствует).

В разделе 2.5 исследуется пузырьковый режим течения. Для пузырькового течения характерно присутствие отдельных пузырьков в непрерывной жидкой среде. Область объемных газосодержаний, соответствующих пузырьковому течению, простирается от одиночного изолированного пузырька в большом объеме жидкости до квазисплошного течения пены, когда на долю жидкости приходится менее 1% объема среды. Взаимодействиями между силами поверхностного натяжения, вязкости, инерции и подъемными силами обусловлен целый ряд эффектов, часто проявляющихся в различной форме пузырьков и траекторий их движения. Режим течения, при котором размеры пузырей столь велики, что они приобретают цилиндрическую форму и почти полностью заполняют объем канала, называется снарядным и будет рассмотрен в следующем разделе.

В этом режиме используется известная модель скорости дрейфа, представляющая собой по существу модель раздельного течения, в которой нас интересует не движение отдельных фаз, а их относительное движение. Применяется понятие скорости дрейфа и, определяемой как разность между скоростью

компонента и скоростью смеси.

В разделе 2.6 моделируется снарядный ( пробковый) режим течения в вертикальных, горизонтальных и слабонаклонных трубопроводах. Снарядное течение характеризуется последовательным прохождением по каналу одиноч-

ных больших пузырей, занимающих почти все его поперечное сечение. Разработанный алгоритм расчета параметров течения при таком режиме мы использовали и для расслоённо-волнового с перемычками режима течения газожидкостной углеводородной смеси при горизонтальном расположении трубопровода.

В разделе 2.7 исследованы критерии смены структуры течения в трубопроводах. Сформулированы особенности расчета газожидкостных потоков, когда при движении такой смеси изменяется режим течения вдоль оси трубопровода и разработана методика расчета параметров течения газожидкостных потоков при изменении структуры потока.

Для двухфазных потоков в трубопроводе структура потока является определяющим фактором при нахождении важнейших характеристик потока, таких как градиент давления, коэффициент теплопередачи и др. Моделирование процессов кипения и конденсации в неизотермических трубопроводах и вообще процессов массообмена между фазами также невозможно без знания структуры потока. Таким образом, прогноз режима течения, который реализуется на данном участке трубопровода, является важнейшим элементом расчета параметров двухфазного потока и определяет условия замыкания общей системы дифференциальных уравнений, описывающих течение двухфазного потока в трубопроводе.

В разделе 2.7.2 приведено обоснование выбора диаграммы Бейкера для идентификации структуры течения. Ниже приведена табл. 1, которая показывает процент корректных идентификаций для различных режимов течения, полученных с применением диаграмм Малышева (MAL), Baker (ВАК), Soliman и Azer(SAA), Бребера (В RE), Тандона ( TAN), Ван Дер Ягта ( VDJ), Mandhane (MAN), Тейтеля и Даклера, (TAD). Из приведенной таблицы видно, что достоверность идентификации режимов течения по диаграмме Бейкера одна из наилучших. Однако для волнового режима течения автором данной работы введено уточнение, приведенное в разделе 3.1.

Таблица 1. Результаты проверки достоверности идентификации режимов течения.

Пузырь- Снаряд- Волно- Расс- Волновой- Кольце- Дисперс-

ковыи ный вой лоены. кольцевой вой ный

MAL — 74 % 52 % 36% 39% 82 % —

ВАК 62 % 84 % 27 % 73% — 52 % —

SAA - 28% 96% — — 80% 37%

BRE - 76% 10% — 55% 99% —

TAN - - - 12% 80% 99% 32%

VDJ 58% 52% 26% 62% — 74% —

MAN 26 % 30% — 15% 70% 61 % —

TAD 43 % — 61 % 54% 66% 92%

В разделе 2.8. приведены основные выводы по разделу 2. В третьем разделе описан испытательный стенд для моделирования двух и трехфазных ( водонефтегазовых) потоков, проведены экспериментальные ис-

следования позволившие уточнить границы смены структур течения на диаграмме Бейкера.

В разделе 3.1. описан испытательный стенд для моделирования двух и трехфазных ( водонефтегазовых) потоков. При участии автора в лаборатории теплофизики физического факультета ТюмГУ была создана экспериментальная установка для изучения течения водогазонефтяиого потока. Для имитации нефти применялось трансформаторное масло, пластовой воды - водопроводная вода, газа - воздух из атмосферы. Для ускорения сепарации в смесь был добавлен деэмульгатор. На рисунке 3. представлена схема установки.

Рис. 3. Установка для имитации водогазонефтяиого потока.

Сепаратор Е1 служит для разделения смеси. После сепарации масло поступает в емкость Е2, вода - в емкость ЕЗ. Емкости установлены на весах В1 и В2, которые подключены к компьютеру (показания снимаются ежесекундно). Масло и вода через расходомеры (}2 и <33 поступает во всасывающий коллектор насоса Н2, где происходит смешение компонентов. Процентное соотношение компонентов регулируется кранами КЗ и К5. Кран К2 служит для регулирования расхода смеси. Воздух из атмосферы подаётся компрессором Н1 через счётчик (31. Регулирование содержание газа в смеси осуществляется при помощи крана К1. На установке предусмотрен прозрачный участок трубы 1.1 - вертикальный, что позволяет визуально наблюдать режим течения смеси. Максимальные объемы емкостей: Е1 - 100 л., Е2 и ЕЗ - 50л.

В разделе 3.2 проведено экспериментальное исследование по определению структуры течения газожидкостного потока. По результатам настоящего исследования, а также с учетом экспериментальных данных БЬоЬа ш (1982), БресМн^ & N guyen (1976), Кока1 & ап1э1ау (19 87) выполнена модификация известной диаграммы Бейкера. Уточнена граница перехода от расслоено-волнового к дисперсно-кольцевому режиму течения и обоснована примени-

мость модифицированной диаграммы Бейкера для идентификации структуры течения при автоматизации выбора алгоритма расчета параметров течения газожидкостной смеси со сменой структуры потока.

1° 1° ~ "■•Лка'йр я х х^ «г, х X Х X Х^Хяк > X у^ |Ч| 1 §с§ I § §> §=8ер° о 1 = < х XX СК^О1 о с^а ° аз пезо >-, ф 0 * « ^Х^ Й^0^^00^ В Е <3= о ! X 1 п о □ в а с! □ оЮ I '"х^х^Н = рОПЬа ЧЬ В а$> ™> ^ й>0 О к >* >* « Ч<н1Ь йгмв ВЯ в С&П С0О о _ 1 _

X X х XXх X X X X х X X < Л><4 ^Ч*5 в ай "о^в» О К X о^Ьэв'о'Ъ ° о Л □ ¡од« о „ |о \о Я о В ¿В" а ^Т^ X Й Хо Во ^ ¿> х х| о о с^ а □ □ чЬ оа ^ О О 2 X X а^э оеРОЬ ^ <« л

1 X и О о^ „ „ о <ЗЬ О О 1 о а □ Хр ° я о ^ ХХХХХХХХ со а^а <Ь □ о О X XX ХХХХХап X ¿0400

"'■-■■' 1»(С,сц1/Г)

Рис.4. Модифицированная диаграмма Бейкера (граница перехода от расслоено- волнового к кольцевому режиму течения 1 - исходная, 2

- модифицированная).

На Рис.4, приведена модифицированная диаграмма Бейкера с аппроксимированными в среде МаЛСас! границами смены режима течения. Достоверность определения дисперсно-кольцевого режима течения после модификации повышена с 77.2% до 93.9%.

В разделе 3.3 описан алгоритм определения режима течения с использованием модифицированной диаграммы Бейкера, построенный на использовании аппарата Булевой алгебры (Л - функции Рвачева), с помощью которой определяется область существования того или иного режима течения по аппроксимированным границам перехода одного режима течения в другой на модифицированной диаграмме.

В разделе 4 разработана методика, и алгоритм расчета равновесных параметров газожидкостной смеси углеводородов в трубопроводах с помощью единых уравнений состояния, приведены блок-схемы алгоритмов определения структуры и расчета параметров течения для каждой из структур потока существующих при данных теплогидравлических условиях в сечениях трубопровода. Все алгоритмы построены на решении системы уравнений квазиодномерного движения каждой фазы в пределах контрольных объемов. Дано описание интерфейса работы компьютерного комплекса, позволяющего рассчитывать параметры газожидкостного потока, необходимых для принятия решений при проектировании трубопроводов или оптимизации режимов работы трубопроводных систем находящихся в эксплуатации. Приводятся результаты расчетно-параметрического исследования параметров течения газожидкостной среды при различных термобарических условиях и различных компонентных составах углеводородной смеси.

В разделе 4.1 разработана методика, и алгоритм расчета равновесных параметров газожидкостной смеси углеводородов в трубопроводах с помощью трех различных уравнений состояния (С'оава-Редлиха-Квонга. Пеига-Робинсона и Брусиловского). Достоверность и адекватность методики и алгоритма расчета равновесных параметров газожидкостной смеси углеводородов выполнена на тестовом примере. Определены расходы компонент в жидкой и паровой фазах и рассчитаны параметры равновесной трехкомпонентном смеси с объемной концентрацией компонентов во входном сечении: 0,26 — н-Гептана, 0.28 — н-Октана и 0,46 — н-Декана, в трубопроводе диаметром d=0.108 м со скоростью смеси v=10 м/с.

Таблица 2. Состав и параметры исходной смеси и результаты расчета по методике В.Н. Лу-

канина и др. и с использованием предложенной методики.

Компонент Объемная доля компонента i Нормальная температура кипения U. °С Количество кило-молей в смеем М,„ Молярная доля компонента Х,/( Молярная масса j.i. кг, кмоль К, В.Н. Лука-ка-нин К, по предложенной методике п, вн. Луканнн п, по предложенной методике >4 В.Н. Лука-нин X, по предложенной методике

н- Гептан 0,26 98 1,53 0,30 100 2,520 2,463 0,464 0,437 0,184 0,177

н- Октак 0,28 126 1,50 0,29 114 1,300 1,341 0,346 0,335 0,267 0,250

н- Лекан 0,46 176 2,09 0,41 142 0,360 0,398 0,197 0,228 0.547 0,573

Смесь 1,0 - 5,12 1,00 -121,3 - - 1,007 1,000 0,998 1,000

В таблице 3. приводится сопоставление расчетов констант равновесия К/ и молярных долей компонента в газовой п; и жидкой Х| фазе приведенных В.Н. Луканиным и найденных по предложенной методике, которое показывает идентичность результатов.

На рис. 5 и рис. 6 представлено изменение молярных долей и констант равновесия компонент в газовой и жидкой фазе при модельном изменении термобарических условий по длине трубопровода для смеси трех углеводородов из таблицы 3.

.'(линя 1рубопронола. м

Рис. 5. Изменение молярных долей и температуры компонент в газовой и жидкой фазе по длине трубопровода. 17

Длина трубопровода, м Рис.6. Изменение констант равновесия и давления по длине трубопровода.

В разделе 4.2. приведены алгоритмы расчета основных режимов многофазного течения в трубопроводе и методика расчета при смене структуры газожидкостного потока в исследуемом трубопроводе.

Показано (рис. 7), что при изменении термобарических условий и фазового состава происходит смена режима течения в трубопроводе, что отображается движением точки, указывающей режим течения на диаграмме Бейкера из области соответствующей расслоенному режиму течения в расслоено-волновой и затем в снарядный (пробковый).

В разделе 4.3. дано описание программы позволяющей определять теп-лофизические параметры углеводородных газожидкостных потоков в скважинах, межпромысловых и магистральных трубопроводах.

ГНИ! И'М.ЭД!'» ЦЧ»" ^МЖЦШД".',.'.«, ЛИЧШ». ......

\

\

1 ^ \ \

\ \

\

т-ИЛ Ц-мауЦЩ» . '■

Рис. 7. Индикация режима течения в созданном программном комплексе. 1 - 2 - Траектория движения точки-индикатора режима течения на режимной диаграмме.

В разделе 4.4. приводятся результаты расчетно-параметрического исследования параметров течения газожидкостной среды по моделям «Black Oil» и по методике с расчетом равновесных параметров многокомпонентной смеси углеводородов при различных термобарических условиях.

В качестве примера рассмотрен поток жидких и газообразных углеводородов в трубе длиной 7 км, с толщиной стенки 7 мм и внутренним диаметром 0,516 м при угле наклона в 1°. Абсолютная шероховатость поверхности трубопровода и теплопроводность материала составляли 0,03 мм и 46 Вт/(м*К) соответственно. На входе поток подавался при постоянном давлении в 12 атм, при этом температуры газа и жидкости были равными 10 °С. Температура внешней среды составляла-12 "С. Расположение трубопровода- надземное. Расчеты производились для фаз со следующими свойствами: газ имел плотность 0, 8 кг/куб.м и теплопроводность 0,024 Вт/(м*К); жидкая фаза имела плотность 973 кг/куб.м, теплопроводность 0,12 Вт/(м*К), динамическую вязкость 4 Па*с и коэффициент поверхностного натяжения 0,04 Н/м._

Рис. 8. Изменение (а - давления, б - истинных объемных долей, в - скоростей газа и жидкости) при течении двухфазной углеводородной смеси в трубопроводе.

Результаты расчетно-параметрического исследования представлены на рис. 8. Исследование изменения основных теплогндравлических параметров по длине трубы проводилось с различными массовыми расходами газовой фазы при постоянном массовом расходе жидкой фазы в 0,4 кг/с. Массовый расход газа варьировался от 1,5 кг/с до 2,8 кг/с, при этом определялся режим течения, точки смены режима, а так же объемное содержание, скорости, давление и температуры газа и жидкости по длине трубы в том числе при смене режима течения.

Качественный вид пространственной структуры газожидкостного потока определен с использованием известного программного комплекса FLOW - 3D. На основе разработанного алгоритма и программы определены осредненные по сечению параметры фаз и смеси в целом. Установлено существенное изменение градиента давления и скоростей газовой и жидкой фаз при переходе от рас-слоено-волновой структуры течения к снарядной (пробковой) структуре течения. Скорость газовой фазы при этом резко снижается, а скорость жидкой фазы - возрастает, т.к. при такой смене режима течения жидкая фаза полностью перекрывает поперечное сечение трубопровода (возникает жидкая «пробка») и в дальнейшем газ и жидкость движутся с приблизительно одинаковыми скоростями.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Разработана теплофизическая модель, основанная на уравнениях баланса массы, импульсов, внутренней энергии и единых для газа и жидкости уравнений состояния, для нестационарного квазиодномерного течения отдельных фаз многофазной многокомпонентной углеводородной смеси в трубопроводных системах;

2. Уточнены соотношения для определения температур, давления, скоростей и объемных долей фаз газожидкостных потоков при расслоенном, расслоенно - волновом, расслоенно - волновом с перемычками, кольцевом и дисперсно-кольцевом режимах течения;

3. Разработан алгоритм определения структуры течения газожидкостной смеси с использованием функций Рвачева, позволяющий автоматизировать процесс сквозного расчета многофазного потока в трубопроводе.

4. Экспериментально подтверждена достоверность определения структуры течения газожидкостного потока в соответствии с разработанным в работе алгоритмом. Уточнена граница перехода от расслоено-волнового к дисперсно-кольцевому режиму.

5. Созданы и реализованы алгоритмы и компьютерная программа, позволяющая определять теплофизические параметры углеводородных газожидкостных потоков в скважинах, межпромысловых и магистральных трубопроводах.

6. Проведено расчетно-иараметрическое исследование теплофизических параметров и фазового состава при течении многокомпонентной смеси углеводородов в конденсатопроводе.

Публикации по теме диссертационного исследования:

1. Саранчин Н.В., Кутрунов В.Н. «Метод автоматизации расчета параметров течения нефтегазовой смеси в трубопроводах». Нефть и газ. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006

2. Шабаров А.Б., Саранчин Н.В. «Методика расчета равновесных параметров газожидкостной смеси углеводородов в трубопроводах», 2009. Тюмень: Издательство ТюмГУ, Вестник Тюменского государственного университета, № 6. — С. 112-119.

3. Шабаров А.Б., Вакулин A.A. Саранчин Н.В. «Исследование газожидкостных потоков в трубопроводах». Сборник научных трудов «Теплофизика, гидродинамика, теплотехника». Вып. 3, Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2007

4. Шабаров А.Б., Саранчин Н.В., Новиков A.B. «Моделирование расслоенного газожидкостного потока в трубопроводах». Сборник научных трудов «Образование через науку и инновации». Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2005,с. 110-115.

5. Шабаров А.Б., Саранчин Н.В., Кутрунов В.Н. «Автоматизированный расчет течения нефтегазовой смеси в трубопроводах». Сборник научных трудов «Образование через науку и инновации». Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2005, с. 126-129.

6. Саранчин Н.В. «Методы и алгоритмы расчета газожидкостных систем в трубопроводах» Сборник научных трудов «Теплофизика, гидродинамика, теплотехника». Вып. 3, Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2007

Отпечатано в типографии «Инвест-Д» Тел.: 8-919-947-41-06 Заказ№01002-от25.11.2010 г. Формат 60x84 1/16. Усл. Печ. Л. 1. Бумага 80г. Печать цифорвой офсет. Тираж 100

ВВЕДЕНИЕ

1. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И РАСЧЕТА ДВИЖЕНИЯ 7 УГЛЕВОДОРОДНЫХ МНОГОФАЗНЫХ СРЕД В ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ

1.1 Методы исследования течения двухфазных жидкостей

1.2 Методы расчета и их классификация

1.2.1 Эмпирические корреляции

1.2.2 Механистические модели

1.3 Основные цели и задачи экспериментального исследования

1.4 Уравнения механики сплошных гетерогенных сред

1.4.1 Феноменологическая теория многоскоростного континуума

1.4.2 Особенности математического описания гетерогенных смесей

1.4.3 Межфазный обмен импульсом и энергией

1.4.4 Термодинамические уравнения состояния фаз

1.4.5 Схема Х.А. Рахматулина силового взаимодействия и 36 совместного деформирования фаз

1.4.6 Работа внутренних сил

1.4.7 Система уравнений движения М-фазной смеси вязких сжимаемых фаз с общим давлением

1.5 Выводы по разделу

2. РАЗРАБОТКА ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ГИДРОДИНАМИКИ И ТЕПЛОМАССООБМЕНА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СТРУКТУРАХ ТЕЧЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СРЕД В ТРУБОПРОВОДАХ

2.1 Постановка задачи о расчете квазиодномерного течения газожидкостной среды в трубопроводе

2.1.1 Физико-техническая постановка задачи

2.1.2 Квазиодномерное течение многофазных сред при наличии внешних воздействий

2.2.1 2.2.1.1 2.2.1.

2.2.1.

2.2.1.

2.6 2.6.1 2.6.

2.8 3.

3.2 3.2.

Замыкающие соотношения для расчета газожидкостных течений 49 в трубопроводах

Теплофизические свойства фаз

Расчет фазового состояния УВС

Расчет истинного объемного газосодержания

Вязкость газоконденсатной смеси

Изобарная теплоемкость газоконденсатной смеси

Расслоенный режим течения

Кольцевой и дисперсно-кольцевой режим

Пузырьковый режим

Снарядный (пробковый) режим

Вертикальное снарядное течение

Горизонтальное снарядное течение

Критерии смены структуры течения в трубопроводах. Методика расчета при изменении структуры потока

Существующие фазовые диаграммы

Обоснование выбора диаграммы Бейкера для идентификации режима

Выводы по разделу 2 '

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И 100 СОПОСТОВИТЕЛЬНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ДАННЫХ О РЕЖИМАХ ПРОТЕКАНИЯ МНОГОФАЗНЫХ СРЕД В ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ

Испытательный стенд для моделирования двух и трехфазных 100 (водонефтегазовых) потоков

Наши предложения по модификации диаграммы Бейкера

Определение основных режимов течения

Метод автоматизации расчета параметров течения нефтегазовой смеси

Предсказание истинных объёмных долей

Выводы по разделу

4 МЕТОДИКИ И АЛГОРИТМЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ 113 УГЛЕВОДОРОДНОЙ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ТРУБОПРОВОДАХ. ОПИСАНИЕ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА И РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТНО

ПАРАМЕТРИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ.

4.1 Методики численных расчётов

4.1.1 Методика расчета равновесных параметров газожидкостной 113 смеси

4.2 Алгоритмы расчета основных режимов многофазного течения в 122 трубопроводе

4.2.1 Алгоритм расчёта расслоённого режима

4.2.2 Алгоритм расчёта для кольцевого режима течения

4.2.3 Алгоритм расчёта пузырькового режима течения

4.2.4 Алгоритм расчёта пробкового режима течения

4.3 Описание программы

4.4 Расчетно-параметрическое исследование течения 132 газожидкостной углеводородной смеси в трубопроводе

Большой интерес к проблемам гидродинамики многофазных систем, наблюдаемый в последние годы, объясняется значимостью этих вопросов для различных отраслей техники.

В химической и нефтегазовой промышленности, энергетике и ракетной технике многочисленные технологические процессы сопровождаются образованием газо-жидкостных смесей или непосредственно связаны с их использованием.

К такого рода процессам относится движение паро-жидкостных смесей в элементах паровых котлов и атомных реакторов, в теплообменных и перегонных аппаратах нефтехимических заводов и холодильных установках, в различного рода аппаратах с непосредственным контактом газов и жидкостей (сепараторы, барботеры, смесители и др.).

Процессы, связанные с перемещением газо-жидкостных смесей, в нефтегазодобывающей промышленности распространены исключительно широко, начиная с фильтрации газо-жидкостной смеси в пористой среде и кончая сепарацией ее в промысловых аппаратах.

В последние годы значительное распространение получил весьма эффективный метод совместного сбора и транспортировки нефти и газа в пределах промысла, а в отдельных случаях и на значительные расстояния за счет пластовой энергии. Однотрубная система сбора газо-жидкостной продукции скважин была применена в СССР еще в 1948 г. на промыслах Азербайджана.

Исследование закономерностей изменения основных гидродинамических параметров, характеризующих течение газо-жидкостных смесей, приобретает в связи со сказанным особое значение, так как без знания этих закономерностей нельзя обоснованно проектировать сборные трубопроводные системы и аппараты различных технологических процессов.

Целью данной работы является создание расчётной модели, алгоритма и программного комплекса, позволяющего производить гидравлические и тепловые расчеты параметров газожидкостных смесей в горизонтальных и слабонаклонных трубопроводах при различных режимах.

Конкретные задачи, решаемые в данной работе.

1. Создание физико-математических моделей, описывающих различные структуры течения газожидкостной смеси в трубопроводе.

2. Создание алгоритма, позволяющего, зная структуру течения, расходы и физические свойства компонентов, предсказать их скорости и долю сечения трубы, занимаемую каждым из них.

3. Разработка метода расчета гидродинамики и тепломассообмена углеводородных и иных многофазных сред в трубопроводах с учетом изменения структуры потока и соотношения фаз.

4. Создание универсального алгоритма сквозного расчета теплофизических параметров многофазного потока в трубопроводах с автоматизированным выбором моделей трения и теплообмена при различных режимах течения

5. Разработка экспериментальной установки и экспериментальное изучение условий перехода расслоено-волнового режима течения газожидкостной среды в кольцевой (дисперсно-кольцевой) режим.

6. Установление закономерностей изменения параметров течения многофазных сред в трубопроводах при изменении режимов течения.

7. Анализ результатов расчёта и их адекватности.

4.5. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Разработана теплофизическая модель, основанная на уравнениях баланса массы, импульсов, внутренней энергии и единых для газа и жидкости уравнений состояния, для нестационарного квазиодномерного течения отдельных фаз многофазной многокомпонентной углеводородной смеси в трубопроводных системах;

2. Уточнены соотношения для определения температур, давления, скоростей и объемных долей фаз газожидкостных потоков при расслоенном, расслоенно - волновом, расслоенно - волновом с перемычками, кольцевом и дисперсно-кольцевом режимах течения;

3. Разработан алгоритм определения структуры течения газожидкостной смеси с использованием функций Рвачева, позволяющий автоматизировать процесс сквозного расчета многофазного потока в трубопроводе.

4. Экспериментально подтверждена достоверность определения структуры течения газожидкостиого потока в соответствии с разработанным в работе алгоритмом. Уточнена граница перехода от расслоено-волнового к дисперсно-кольцевому режиму.

5. Созданы и реализованы алгоритмы и компьютерная программа, позволяющая определять теплофизические параметры углеводородных газожидкостных потоков в скважинах, межпромысловых и магистральных трубопроводах.

6. Проведено расчетно-параметрическое исследование теплофизических параметров и фазового состава при течении многокомпонентной смеси углеводородов в конденсатопроводе.

1. Martinelly Р. С., Boelter L. М. К. Trans. ASME. V. 66. P. 189. 1944.

2. Арманд А. А, Сопротивление при движении двухфазной системы по горизонтальным трубам // Изв. ВТИ. — 1946. — №1.

3. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах / В. А. Мамаев, Г. Э. Одишария, Н. И. Семенов, А. А. Точигин — М.: Недра, 1969. — 108 с.

4. Дюнин А, К., Борщевский Ю. Т., Яковлев Н. А Основы механики многокомпонентных потоков. — Новосибирск — Изд-во АН СССР, Сибирское отделение, 1965.

5. Мамаев В. А., Одишария Г. Э. Экспериментальные исследования истинного газосодержания и гидравлического сопротивления газожидкостных течений в горизонтальных и наклонных трубах // Тр. ВНИИГАЗа. — 1967.

6. Нигматулин Р. И. Динамика многофазных сред. — М.: Наука, 1987. 4.1,2.— 464с.

7. Семенов Н. И., Точигин А. А. Истинное паросодержание пароводяных течений в вертикальных необогреваемых трубах // Инж.-физ. журн. — 1961. — Т. 4. —№7. —С. 30—34.

8. Семенов Я. И., Точигин А. А. Аналитическое исследование ламинарного разделенного течения двухфазной смеси в наклонных трубах // Инж.-физ. журн. — 1961. —Т. 4. —№ 11. —С. 29—36.

9. Телетов С. Г. Об обработке опытных данных по паро- и газожидкостным смесям и о методике эксперимента // Гидродинамика и теплообмен при кипении в котлах высокого давления. — М., 1955.

10. Телетов С. Г. О максимальном размере парового пузыря // Изв. ЭНИН АН СССР. — 1940. T. XI.

11. Телетов С. Г. Уравнения гидродинамики двухфазных жидкостей // ДАН СССР.— 1945. —Т. 50.

12. Телетов С. Г. О коэффициентах сопротивления двухфазных смесей // ДАН СССР.-1946. — Т. 51. — № 8. — С. 579—582.

13. Телетов С. Г, О разделенном течении газожидкостных смесей при малых скоростях // ДАН СССР. — 1946. — Т. 51. — № 3.

14. Телетов С. Г. Вопросы гидродинамики двухфазных смесей // Вест. МГУ. Сер. Математика-механика. — 1958. — № 2.

15. Франкль Ф. И, К теории движения взвешенных наносов // ДАН СССР, — 1953. —Т. 92.—№2.

16. Франкль Ф. Н. Уравнения энергии для движения жидкостей с взвешенными наносами // ДАН СССР. — 1955. — Т. 102. — № 6.

17. Капица П. JI. Волновое течение тонких слоев вязкой жидкости // ЖЭТФ, 1948. —Вып. 1. —Т. 19. —С. 3—35.

18. Маурин JI. Н., Точигин А А Солитоны на стекающей жидкой'пленке // Журн. прикл. механики и техн. физики. — 1979. — № 4. — С. 47—54.

19. Маурин JI, Н., Одишария Г. Э., Точигин А. А. Развитые квазигармонические' движения жидкой пленки, обтекаемой газом // Журн. прикл. механики и техн. физики. — 1976. — № 1'. — С. 66—73.

20. Шкадов В. Я. Волновые режимы течения тонких* слоев вязкой жидкости под действием силы тяжести // Изв. АН СССР. МЖР. — 1967. — JS6 1. — С. 48— 61.

21. Одишария Г. Э. Исследование закономерностей течения1 газожидкостных систем в трубах: Дис. . канд. техн. наук. — М., 1966. — 166 с.

22. Baker О. Oil and Gas J., Nov. 11, 1957.

23. Baker O. Oil and Gas J., May, 1955.

24. BakerO.Gas Age, v. 121, 12/VI, 1958.

25. Martine 1 ly R.C, Boelter L. M. K., Taylor-T. N.M., Morrin E. H. Trans. ASME, v. 66, p. 139, 1944.

26. Martine 1 ly R.C, Putman J.A. and Lockhart R.W. Trans Am. Inst. Chem. Eng., v. 42, p. 681, 1946.

27. Martine 1 ly R.C Nelson-D. B. Trans ASME, v. 70, p. 695, 1948.

28. Huntington R.L., Brigham W.E., Holstein E. D. Oil and Gas J., Nov. 11, 1957.

29. Flanigan О. Oil and Gas J., 10—111, 1958.

30. Wicks M., Dulder A. Entrainment and pressure drop in Concurrent GS-liquid Flow; Air-Water in horizontal flow. A. J. Ch. E. Journal, IX, v. 6, N 3, pp. 463—468, 1960.

31. Van Wingen N. World Oil, v. 122, N 7.

32. Аргунов П. П. Исследование работы эрлифта и его расчет. Сб. «Строительное водопонижение, гидромеханика и физика грунтовых вод». Тр. Ин-та оснований и фундаментов. Госстройиздат, 1953.

33. Багдасаров В.Г. Теория расчета и практика эрлифта. Гостоптехиздат, 1947.

34. Бахметьев Б.А. О равномерном движении жидкости в каналах и трубах. -Л.,1931.

35. Г.Э.Одишария, А. А. Точигин. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М. Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий. Ивановский государственный энергетический университет. 1998. 400 с.

36. Куликов В.Д., Шибнев A.B., Яковлев А.Е., Антипьев В.Н. Промысловые трубопроводы. — М.:Недра, 1994. 298 с.

37. Кутателадзе С. С, Стырикович М. А. Гидравлика газожидкостных систем. М—Л.-ГЭИ, 1958. 232 с.

38. Гужов А.И., Медведев В.Ф. Исследование истечения газожидкостной смеси через цилиндрические насадки при критических параметрах, Теплоэнергетика, 1966, №8, с. 81.

39. Касперович В.К. Экспериментальное исследование условий удаления воды и воздуха из нефтепродуктопроводов. (канд.дисс.) — М.:МИНХ и ГП, 1965.

40. Донец К.Г. Исследование работы нефтепродуктопроводов в период разрыва сплошности потока у перевала, (канд.дисс.) — М.:МИНХ и ГП, 1965.

41. Гольдберг В.Л. Исследование вопросов совместного движения жидкости и газа в горизонтальных и наклонных трубах, (канд.дисс.) — М.:МИНХ и ГП, 1968.

42. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. — М.:Недра, 1973. — 280 с.

43. Коробков Г.Е. Движение нефтей и нефтепродуктов в трубопроводах незаполненным сечением, (дисс.канд.техн.наук) — Уфа, 1971.—167 с.

44. Галлямов А.К. Исследования по повышению эффективности эксплуатации газонефтепроводов, (дисс.д-ра техн.наук) — Уфа, 1973.—388 с.

45. Мердух М.И. Исследование режимов работы магистральных нефтепроводов по резко пересеченной местности, (дисс.канд.техн.наук) — Уфа, 1976.—190 с.

46. Нечваль A.M. Динамика образования газовых скоплений в трубопроводах и их удаление потоком перекачиваемой жидкости, (дисс.канд.техн.наук) — Уфа, 1991.—206 с.

47. Barnea D.A. Unified Model for Predicting Flow Pattern Transitions for the Whole Range of Pipe Inclinations.//Int.J. Multiphase Flow.-vol. 13,1987,-pp.1-12.

48. Teitel Y., Dukler A.E., Barnea D. Modelling Flow Pattern Transitions for Steady Upward Gas-Liquid Flow in Vertical Tubes. //AIChE J., Vol. 26,1980. pp.345-354.

49. Бикбулатов C.M., Пашали A.A. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины. //Нефтегазовое дело. 2005г. №6

50. J.P. Brill, H.Mukherjee "Multiphase Flow in Wells" SPE 1999.

51. Hagedorn, A.R. and Brown, K.E: "Experimental Study of Pressure Gradients Occuring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits", JPT (april 1965)475.

52. Duns, H.Jr. and Ros, N.C.J.: "Vertical Flow of Gas and Liquid Mixtures in Wells," Proc., Sixth World Pet. Cong., Tokyo (1963) 451.

53. Orkiszewski, J.: "Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical Pipes," JPT (June 1967) 829.

54. Beggs, H.D. and Brill, J.P.: "A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes", ОЗЕ (1973) 607; Trans., AIME, 255.

55. Mukherjee, H. and Brill, J.P.: "Pressure Drop Correlation for Inclined Two-Phase Flow," J.Energy Res. Tech. 1985 107, 549

56. Hasan, A.R. and Kabir, C.S.: "A Study of Multiphase Flow Behavior in Vertical Wells," SPEPE (1998) 263; Trans., AIME, 285

57. Ansari, A.M. et al.: "A Comprehensive Mechanistic Model for Two-Phase Flow in Wellbores," SPEPF (1994) 143; Trans., A1ME, 297

58. Рахматуллин X.A. Основы газовой динамики взаимопроникающих движений сплошных сред //ППМ. — 1956. — Т.20, №2.

59. Нигматулин Р И Динамика многофазных сред. Ч I, II — М.: Наука. Гл. ред. физ-мат лит., 1987 — 824 с.63. 3 у б е р Н , Труды амер общ-ва инж-мех , серия С, Теплопередача, № 4, стр 29(1965)

60. Седов Л.И. Механика сплошной среды. Том 1. — М.: Наука, 1984. — 492с.

61. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.:Мир. 1972. 438с.

62. Гужов, А. И., Титов В. Г., Медведев В. Ф., Васильев В. А. «Сбор, транспорт и хранение природных углеводородов». 1978. - 223 с.

63. Coy С. «Гидродинамика многофазных систем». М:Мир. — 1971. — 536 с.

64. Бекнев АС, Леонтьев А.И., Шабаров А.Б. и др. «Газовая динамика. Механика жидкости и газа»: Учебник для вузов М.: Издательство МГТУ им. Баумана, 1997.-671 с.

65. В a k е г О., Oil Gas ., 53, № 12, 185—190, 192, 195 (July 1954).

66. J. M. Mandhane, G. A. Gregory, and K. Aziz. «А flow pattern map for gas-liquid flow in horizontal pipes». Int. J. Multiphase Flow, pages 537-553, 1974.

67. Shoham, O. «Flow Pattern Transitions and Characterization in Gas-Liquid Two Phase Flow in Inclined Pipes». Ph. D. thesis, Tel-Aviv University, Ramat-Aviv, Israel, 1982.

68. Kokal, S. L. and Stanislav, J. F. «An Experimental Study of Two-Phase Flow in Slightly Inclined Pipes — I. Flow Patterns». Chemical Engineering Science, 44(3): 665-679, 1987.

69. Лабунцов Д.А, Ягов В.В. Механика двухфазных систем: Учебное пособие для вузов — М.: Издательство МЭИ, 2000. — 374 с: ил.

70. Peng D.Y., Robinson D.B. «А new two-constant equation of state» //Ind. Eng. Chem. Fundam. 1976. - v. 15. - pp. 59-64.

71. Григорьев Б.А., Герасимов А. А., Ланчаков Г.А. «Теплофизические свойства и фазовые равновесия газовых конденсатов и их фракций». — М: Издательский дом МЭИ, 2007. — 344 с. :ил.

72. Брусиловский А.И. «Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа». — М.: «Грааль», 2002, 575 с.

73. Кутателадзе С.С., Леонтьев А.И. «Тепломассообмен и трение в турбулентном пограничном слое». М.: Энергоатомиздат, 1985.

74. Луканин В.Н. и др. «Теплотехника»./Учеб. для вузов. — М.: Высш.шк., 2000. —671с.

75. Чизхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках — М. Недра, 1986. —204 с.

76. G. Hetsroni, D. Mewes, С. Enke, М. Gurevich, A. Mosyak, R. Rozenblit. Heat transfer to two-phase flow in inclined tubes. International Journal of Multiphase Flow29 (2003) 173-194

77. Вакулин А.А., Шабаров А.Б. Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях. — Новосибирск: Наука, 1998. — 249 с.

78. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. М:Гостехиздат,1957.

79. Антипьев В. Н., Земенков Ю. Д., Шабаров- А. Б. и др. Техническая и параметрическая диагностика в трубопроводных системах. Тюмень: Вектор Бук, 2002, с.432.

80. Миркин А.З., Усиныш В.В. Трубопроводные системы: Справочное издание. М.: Химия, 1971, с.273.

81. Шабаров А.Б., Саранчин Н.В. «Методика расчета равновесных параметров газожидкостной смеси углеводородов в трубопроводах», 2009. Тюмень: Издательство ТюмГУ, Вестник Тюменского государственного университета, № 6. —С. 112-119.

82. Wilson, G.: «А Modified Redlich-Kwong EOS'Application to General Physical Data Calculations», paper 15C presented at the 1968 AIChE Annual Meeting, Cleveland, Ohio, 4-7 May.

83. Рид P., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие/ Пер. с англ. под ред. Б. И. Соколова. — 3-е изд., перераб. и доп. — Л.: Химия, 1982. —592 с.

84. Телетов С. Г., О коэффициентах сопротивления двухфазных смесей // ДАН СССР. 1946. - Т. 51. — № 8. — С. 579—582.

85. Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. /Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. ТюмГНГУ, 2002. - 525 с.

86. Физические величины. Справочник. Под ред. И. С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. М., Энергоатомиздат. - 1991. - 1232 с.

87. Одишария Г.Э., Точигин A.A. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М. Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий. Ивановский государственный энергетический университет. 1998. 400 с.

88. Н.Е. Кочин, И.А. Кибель, Н.В. Розе. Теоретическая гидромеханика, часть 1. — М: Физматгиз, 1963, 584 стр.

89. Вакулин A.A., Шабаров А.Б. «Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях» Новосибирск:Наука. Сиб издательская фирма РАН, 1998.-249 с.

90. Фишер В.А., Ваганов С.И., Сабитов С.З. Исследование вопросов движения расслоенного газожидкостного потока в системах сбора и подготовки нефти и газа.- "Проблемы нефти и газа Тюмени", 1979, вып.42, с.49-62,

91. Pétalas, N. and Aziz, К. "A Mechanistic Model for Multiphase Flow in Pipes". CIM 98-39, Proceedings, 49th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society of the CIM, Calgary, Alberta, Canada, June 8-10, 1998.

92. Dittus. F.W. and Boelter, L.M X. Heat Transfer in Automobile Radiators of the Tubular Type," U. California (Berkeley) Pub. Eng. (1930)2,443.

93. Антонова E.O., Бахмат Г.В., Иванов И.А., Степанов O.B. «Теплообмен при трубопроводном транспорте нефти и газа». Спб.: Недра, 1999. — 228 с.

94. Нигматулин Р.И. Управление многофазными и экономическими системами.

95. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.:Мир. 1972. 438с.

96. Zuber N , АБС Rept U 4439, 1959.

97. Bretherton F.P, /. Fluid Mech., 10, 166 (1961).

98. Hattori S-, Rept. Aeronaut. Res. Inst. Tokyo Imp. Univ, № 115, 1935.

99. Hartmathy T.Z.,-A. I. Ch. E. J., 6, 281 (1960).

100. Гриффите П., Уоллис Г., Труды амер. общ-ва инж.-мех., серия С, Теплопередача, № 3, стр. 99 (1961).

101. Nicklin D.J., Wilkes J.O., Davidson J.F., Trans. Jnst. Chem. Engrs, 40, 61—68 (1962).

102. Taylor G.I, J. Fluid Mech, 10, 161—165 (1961).

103. Мойссис P., Гриффите П., Труды амер. общ-ва инж.-мех., серия С, Теплопередача, № 1, стр. 38 (1962).

104. Griffith Р , ASME paper № 63-НТ-20, Nat. Heat Transfer Conf., Boston, Mass, 1963.

105. Suo M„ Griffith P., ASME, paper № 63-WA-96, 1963.

106. Goldsmith H.L., Mason S.G., J. Colloid, ScL, 18, 237—261 (1963).

107. Cox B.G., J. Fluid Mech , 20, part 2, 193—200 (1964).

108. J. M. Mandhane, G. A. Gregory, and K. Aziz. A flow pattern map for gas-liquid flow in horizontal pipes. Int. J. Multiphase Flow, pages 537-553, 1974.

109. Taitel. Y. and Dukler. A.E. (1976). A model for predicting flow regime transitions in horizontal and near horizontal gas-liquid flow. AlChEJ., Vol. 22, pp. 47-55.

110. Shoham, O. "Flow Pattern Transitions and Characterization in Gas-Liquid Two Phase

111. Flow in Inclined Pipes". Ph. D. thesis, Tel-Aviv University, Ramat-Aviv, Israel, 1982.

112. Weisman J. et al.// Int. J. Multiphase Flow. 1979. V. 5. N 6. P. 437-462.

113. Умеров Альберт Наильевич. Автореферат Моделирование процесса идентификации режимов течения двухфазных парожидкостных потоков в горизонтальных трубах теплообменных аппаратов.

114. Кремлевский П.П. Измерение расхода многофазных потоков. JL: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1982. — 214 е., ил.

115. Бобровников Г.Н., Новожилов Б.М., Сарафанов В.Г. Бесконтактные расходомеры. Москва «Машиностроение» 1985. - 128 с. ИЛ. - (Б-ка приборостроителя)

116. Shoham, О. "Flow Pattern Transitions and Characterization in Gas-Liquid Two Phase

117. Flow in Inclined Pipes". Ph. D. thesis, Tel-Aviv University, Ramat-Aviv, Israel, 1982.

118. Spedding, P. L. and Nguyen, V. T. "Data on Holdup, Pressure Loss and Flow Patternfor Two-Phase Air-Water Flow in an Inclined Pipe". Report 122, University of Auckland, Auckland, New Zealand, 1976.

119. Kokal, S. L. and Stanislav, J. F. "An Experimental Study of Two-Phase Flow in Slightly Inclined Pipes — I. Flow Patterns". Chemical Engineering Science,44(3): 665-679, 1987.

120. Шабаров А.Б., Саранчин H.B. Компьютерный комплекс для расчета параметров течения газожидкостной смеси в трубопроводах.

121. РТМ 108. 031. 05-84. Оборудование теплообменное АЭС. Расчет тепловой и гидравлический. Л.: НПО ЦКТИ, 1986, с. 179;

122. Справочник по теплообменникам. T. I. М.: Энергоатомиздат, 1987, с.560;

123. Рвачев В.Л. Методы алгебры логики в математической физике. Киев: Наукова думка, 1974, с.259;

124. Саранчин H.B., Кутрунов В.H. Метод автоматизации расчета параметров j течения нефтегазовой смеси в трубопроводах. Нефть и газ. Тюмень: Изд-во1. ТюмГНГУ, 2006.

125. Бучинский C.B., Шабаров А.Б., Бурбасов А.Н. Моделирование гидратообразования при сборе природного газа. Вестник ТюмГУ, вып. 6, 2008. — С. 28-33.

126. Antoine С. "Tensions des vapeurs; nouvelle relation entre les tensions et les températures", Comptes Rendus des Séances de 1 Académie des Sciences, 107, 681684, 778-780, 836-837; 1888.;

127. Земенков Ю.Д., и др. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности. /Учебное пособие. — М.:«Инфра-Инженерия», 2008. — 1216 с.1. Р--'

128. Луканин В.Н. и др. Теплотехника /Учеб. для вузов. — М.: Высш.шк., 2000.671с.

129. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2-х Ч. Пер. с англ. — М.:Мир, 1989. — 608 с.

130. Брилл Дж. П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. — 384 стр.138. www.themiogas.kiev.ua

131. Ганиев Р.Ф., Украинский Л.Е., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Проблемы и перспективы волновой технологии многофазных систем в нефтяной и газовой промышленности-СПб: Недра, 2008.

132. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов М.-Ижевск: ИКИ, 2002.140 с.

133. Крылов А. П., Глоговский М.М., Мирчинк М. Ф., Николаевский Н. М., Чарный И. А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. — 416 с.

134. Азиз X., Сеттари Э., Математическое моделирование пластовых систем. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004.— 416 с.

135. Лапук Б. Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002.— 296 с.

136. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. — 368 с.