Содержание к диссертации
Введение
Раздел 1. Проблемы управления процессами образования и диссоциации газогидратов
1.1 Проблема гидратообразования в промысловых газопроводах
1.2 Термодинамика процессов гидратообразования 9
1.3 Методы расчета образования и диссоциации гидратов 15
Раздел 2. Физико-математическая модель тепломассообмена в условиях гидратообразования в промысловых газопроводах 46
2.1 Постановка задачи расчета параметров тепломассообмена 46
2 1.1 Исходная система уравнений квазиодномерного многокомпонентного потока в газопроводе
2 .2 Замыкающие условия при образовании и разложении газовых гидратов
2 .3 Особенности теплопередачи в различных вариантах конструкции газопроводов 60
2 .4 Общая система уравнений тепломассообмена в промысловых газопроводах
2 .5 Особенности граничных условий теплопередачи в различных конструкциях прокладки трубопроводов Методика расчета тепловых потоков в конструкции
2.6.1 предусматривающей прокладку трубопровода в защитном кожухе 64 (Тип конструкции 1)
2.6 2 Методика расчета тепловых потоков в конструкции степлоизоляцией и метанолпроводом
Раздел 3. Расчетно-теоретическое исследование процесса промыслового транспорта газа в различных вариантах конструкции промысловых газопроводов 75
Закономерности гидратообразования при различных конструктивных особенностях прокладки трубопровода
Моделирование гидратообразования в реальном газопроводе на примере Берегового газоконденсатного месторождения
Влияние начальных параметров продукции скважин и 3 температуры грунта на термобарические параметры и интенсивность образования гидратов в различных конструкциях 81
Раздел 4. Разработка рекомендаций по управлению транспортом газа при возможном гидратообразовании
1 Оптимизация расхода метанола 89
2 Определение параметров электрообогрева трубопровода 92
3 Обеспечение безгидратного сбора газа путем применения горячих трубопроводов
4 Обеспечению безгидратного сбора газа (на примере Берегового месторождения) 101
5 Выводы по разделу 4 103
Заключение
Приложения
Список литературы
- Термодинамика процессов гидратообразования
- Замыкающие условия при образовании и разложении газовых гидратов
- Особенности граничных условий теплопередачи в различных конструкциях прокладки трубопроводов Методика расчета тепловых потоков в конструкции
- Определение параметров электрообогрева трубопровода
Введение к работе
Актуальной проблемой на газовых месторождениях Западной Сибири является гидратообразование в сборных газопроводах," коллекторах, кустовых шлейфах. При поступлении газа из скважины и снижении температуры и давления газа нахтенках трубопроводов начинают осаждаться газовые гидраты, которые, являясь твердым веществом, образуют «гидратные пробки» и сужают проходное сечение трубопровода
Появление техногенных газовых гидратов в системах добычи, сбора, промысловой подготовки и транспортировки газа является достаточно типичным технологическим осложнением, особенно для условий северных газовых и газоконденсатных месторождений.
Газовые гидраты в системах сбора газа - нестехиометрические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды (льда, паров воды) и природных газов (а также летучих органических жидкостей, например фреонов). По внешнему виду напоминают лед или снег.
Структура гидратов природного газа наглядно может быть представлена как льдоподобный ажурный каркас из молекул воды, в котором имеются квазисферические полости полностью или частично заполненные молекулами углеводородов (молекулами-"гостями"). Степень заполнения полостей определяется особенностями межмолекулярного взаимодействия» и термобарическими условиями. Расчеты, проведенные методами решеточной динамики показывают, что, начиная с некоторой температуры, гидратные каркасы становятся динамически неустойчивыми [4, 7, 9, 10, 13, 15, 17, 29, 30, 52, 53, 82, 84, 97, 100, 106 -108. и др.]. Включение же молекул - "гостей" в ажурную решетку из молекул воды стабилизирует кристаллическую структуру и приводит к образованию клатратных гидратов. Известно семь льдоподобных каркасов из молекул воды, в которых имеются полости молекулярного размера. Различают техногенные и природные газовые гидраты [18, 21, 24, 31, 40, 43, 54, 55, 60, 101, 102, 105 и др.].
Появление техногенных газовых гидратов в системах добычи, сбора, промысловой подготовки и транспортировки газа является достаточно типичным технологическим осложнением, особенно для условий северных газовых и газоконденсатных месторождений [8, 23, 28, 32, 34, 61, 69, 73, 77, 81, 85 и др.]. В связи с этим при эксплуатации месторождений необходимо предусматривать мероприятия по борьбе с гидратами. Термин "управление гидратообразованием" используется в отечественной литературе достаточно часто и представляется наиболее общим, поскольку включает в себя как предупреждение процесса гидратообразования (или гидратоотложения), так и технологические операции по ликвидации (т.е. по разложению, удалению и пр.) газогидратов, образовавшихся в виде отложений, сплошных и не сплошных пробок в промысловых коммуникациях.
Рассмотрим проблему предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора углеводородного сырья. Вследствие охлаждения газожидкостного потока гидратообразование как технологическое осложнение оказывается значительно более распространенным в системах сбора, чем в стволах скважин, и наблюдается не только на северных, но и, на южных месторождениях, особенно в холодное время года. Внутри промысловый транспорт газа от скважин до установок осушки осуществляется как по индивидуальному, так и по общему для нескольких скважин шлейфу (коллектору). Шлейфы обычно эксплуатируются в режиме; когда падение давления в них составляет 3- 8 % от исходного, поэтому при термодинамическом анализе работы шлейфа с точки зрения возможности гидратообразования основное внимание уделяют температуре. Температура в конце шлейфа зависит не только от начальной температуры газа, но и от длины шлейфа, способа его прокладки и степени теплоизоляции, времени года и имеет во многих случаях ярко выраженный сезонный характер, Анализ температурных режимов шлейфов представлен в работах В.А. Истомина, А.Г. Бурмистрова, В.П. Лакеева, В.Г. Квона [36-38,41-43].
Температуры газа на устье работающих скважин сеноманских залежей северных месторождений Тюменской области составляют: 17-21 °С для Уренгойского, 20-22°С для Медвежьего, 8-16°С для Ямбургского месторождений. Они варьируются в зависимости от пластовой температуры (которая несколько понижается от Медвежьего к Ямбургскому месторождению) и технологических рабочих дебитов скважин. Температура газа, поступающего на УКПГ колеблется в широких пределах, например, для Уренгойского месторождения от 5 до 19°С при давлении 3,5 - 7 МПа (тогда как для сравнения температура гидратообразования газа сеноманской залежи при указанном давлении составляет 3 - 8°С). Вследствие этого в зимнее время большое число шлейфов УКПГ сеноманских залежей Уренгойского ГКМ работает в гидратном режиме, а безгидратный режим имеет место для части шлейфов и коллекторов в теплое время года (лето — осень) [19, 27, 37].
В начальный период их эксплуатации валанжинских залежей Уренгойского ГКМ только небольшая часть шлейфов работала в гидратном режиме (из-за значительно более высокой температуры газа на устье скважин). Однако в последние годы количество валанжинских "гидратных" шлейфов стало резко возрастать, что связано со специфическими особенностями функционирования единой системы пласт - кусты скважин - шлейфы - УКПГ, в частности, при запаздывании ввода дожимных компрессорных станций.
Таким образом, сеноманские и валанжинские системы сбора газа в процессе эксплуатации ведут себя по-разному в отношении гидратоопасных термобарических режимов.
Рассмотрим проблему гидратообразования на примере Берегового газоконденсатного месторождения [64], режимы эксплуатации и состав газа которого схожи с месторождениями, рассмотренными выше. В географическом отношении Береговое газоконденсатное месторождение расположено между 65°34и 66°01 Северной широты; 78°25 и 79°11 восточной долготы, в среднем течение р. Пур в его правобережной части. По центральной части месторождения протекает р.Большая Хадырь-Яха с юго-востока на Северо-запад, как бы рассекая его пополам. На месторождении протекают притоки р. Большая Хадырь-Яха, это р. Лангъ- Яха и Вентоко-Яха шириною русловой части до 30 м и поймой до 600 метров. Река Большая Хадырь-Яха является правым притоком р. Пур, русловая часть реки составляет в месте перехода - 75 метров и глубиною до 2,5 метров.
Все месторождение расположено в лесотундровой зоне с распространением вечной мерзлоты в Западно-Сибирской низменности. Размеры месторождения по контуру составляют 55 км в северном направлении и до 35 км в восточном направлении. Отметки по месторождению колеблются от 15.0 метров (урезы рек) и до 55 м на водоразделах. Территория до 70% покрыта лесом средней густоты. Густой лес встречается в пойменной части. Береговое месторождение расположено в Тюменской области Ямало-Ненецкого национального округа, в Пуровском районе, в зоне развития многолетней мерзлоты сливающего и, главным образом, несливающего типа, с замечанием кровли мерзлых грунтов глубже 12.5 метра. Температура мерзлых грунтов на глубине 10 метров равна от 0°С до минус 1.0°С. Криогенная текстура мерзлых грунтов слоистосетчатая (для торфов), слоистая для суглинков и массивное для супесей. Наибольшая льдистость, характерная для мощных торфяников и подстилающих их суглинков, до 0.35. Для массивных супесей льдистость меньше -0.1. Максимальная глубина сезонного оттаивания - промерзания равна 0.5-2.5 метра. Грунты слоя сезонного оттаивания - промерзания представлены торфом, суглинками и песками. По воздействию сил морозного пучения торф, суглинки, супеси и пылеватые пески относятся к сильнопучинистым.
Термодинамика процессов гидратообразования
Газовые гидраты относятся к нестехиометрическим соединениям (переменного состава) и описываются общей формулой М лН2 Э, где М -молекула газа - гидратообразователя, п - число, характеризующее состав и зависящее от термобарических условий получения гидратов (/? = 6-17). Помимо индивидуальных гидратов известны двойные и смешанные (в состав которых входит несколько компонент различных газов). В промысловой практике наиболее часто встречаются гидраты азота, сероводорода, углекислого газа и первых четырех углеводородов парафинового ряда (метан, этан, пропан и бутан). Природный газ представляет собой многокомпонентную систему, которая дает смешанные гидраты, более устойчивые, чем гидраты индивидуальных газов. В работах Макогона Ю.Ф. и Саркисьянца Г.А. [51 - 53] особое внимание уделено условиям образования гидратов и способам их предупреждения, указываются факторы образования гидратов такие как насыщение газа парами воды. Установлено, что скорость накопления гидратов зависит от влагосодержания, давления и температуры газа. В работе приведено несколько аналитических методов, позволяющих определить влагосодержание природных газов в заданных пределах давлений и температур. Как наиболее приемлемый с практической точки зрения выделен аналитический метод Бюкачека, в котором влагосодержание находится для давлений, лежащих в диапазоне от 1 до 700 кг/см2 и температур от -40 до +230С. В качестве основных факторов, определяющих условия образования гидратов указываются состав газа, температура, давление, насыщенность газа парами воды, а так же турбулентность и степень переохлаждения газового потока. Характерные зависимости абсолютной влажности природного газа от температуры его точки росы и абсолютного давления приведены в приложениях на рис. П.1 [34]. Представление об интенсивности гидратообразования можно получить исходя из изменения толщины слоя гидратов на внутренней поверхности трубопровода во времени 8(Т). Согласно [59], выражение, определяющее зависимость между температурой точки росы газа и толщиной слоя гидратов 6" имеет вид: В работах
Истомина В.А. и Якушева B.C. [39, 44] рассмотрена кинетика образования газовых гидратов. Указывается, что на данный момент времени не существует единой точки зрения на механизм формирования гидратнои пленки, являющейся поверхностью раздела «жидкая вода-газ». Механизм образования гидратнои пленки на поверхности контакта газ - вода можно до некоторой степени условно представить в следующем схематизированном виде: при повышении давления в системе газ - жидкая вода увеличивается количество растворенного в ней газа. При увеличении количества молекул газа, вокруг них начинают образовываться клатратоподобные ассоциаты молекул воды (кластеры). В каждый промежуток времени в системе образуется и распадается определенное количество ассоциатов, причем с повышением давления количество образующихся клатратоподобных структур все более преобладает над количеством распадающихся. Наиболее сильно этот процесс проявляется в приконтактном слое воды. При достижении определенного уровня давления в приповерхностном слое значительное число водородных связей оказывается искаженным вследствие образования большого количества клатратоподобных комплексов и с этого момента термодинамически более выгодной становится клатратная решетка, образование которой происходит довольно быстро. Если механизм гидратообразования еще не имеет общепризнанного объяснения, то результаты исследования скорости роста гидратных образований приведены в ряде работ [41 - 43, 60, 71, 74 и др.]. Если гидратообразователь нерастворим в воде, то основное влияние на скорость образования гидратов оказывает абсорбция гидратообразователя водой, т.е. процесс массопередачи.
Основные факторы, влияющие на кинетику гидратообразования: разность температур между средой в которой происходит гидратообразование и равновесной температурой гидратообразования AT (иногда называемой в литературе термодвижущей силой) [34, 65, 81 и др.]. С увеличением AT, при прочих равных условиях, скорость гидратообразования возрастает. Значительно влияет на скорость роста гидратов перемешивание среды, т.к. за счет перемешивания поддерживается большая площадь контакта гидратообразователь - вода и осуществляется интенсивный отвод теплоты от формирующихся гидратов. Характерные графики образования природных газов в зависимости от температуры и давления приведены на рис. П.2 [34]. Первая модель, рассмотренная в книге А. Вайснаускаса и П. Вишну, представляет собой полуэмпирическую модель кинетики гидратообразования метана и этана, полученную в результате экспериментов в реакторе с магнитной мешалкой. Было установлено, что скорость роста гидратов зависит от площади контакта между фазами, давления, температуры и степени переохлаждения системы на момент зародышеобразования. Скорость гидратообразования описана следующим выражением где г- скорость поступления газа в камеру при гидратообразовании, см3/мин;
А - предэкспотенциальная константа, см3/(см2 мин бар); as- площадь поверхности контакта газ-вода, см2; А - энергия активации образования гидратов, кДж/(моль К); р - давление в системе, бар; Г - температура в системе, К; у -общий порядок реакции по отношению к давлению в системе. Структуру выражения (1.2) удалось усовершенствовать Л.Ф. Смирнову, введя в него зависимость скорости гидратообразования от концентрации исходных веществ, а также от наличия электролитов в воде и от концентрации солей в исходном растворе. Однако практическое применение данной формулы ограничено некоторым диапазоном концентрации солей в растворе, т.к. в ней не предусмотрен предельный случай, когда соли и другие примеси в воде практически отсутствуют. . Как показывает анализ опубликованных работ [36 - 44, 51 - 53 и др.], кинетика гидратообразования неполярных газов определяется закономерностями процесса массопереноса. Основываясь на допущении о доминирующем влиянии диффузного массопереноса при гидратообразовании слаборастворимых газов, Уразов Р. [74] использует линейную зависимость скорости гидратообразования от разности концентраций: У где D - коэффициент диффузии гидратообразователя в воде; у - толщина диффузного пограничного слоя на поверхности первичного ядра кристаллизации; С - концентрация молекул гидратообразователя в объеме воды; Ся концентрация молекул гидратообразователя в непосредственной близости от поверхности ядра кристаллизации. Выражение по существу представляет собой закон Фика и в приведенной форме содержит эмпирически определяемую толщину диффузного слоя. Для определения условий образования гидратов необходимо иметь следующие эмпирические данные: состав газа, его плотность;
Замыкающие условия при образовании и разложении газовых гидратов
В качестве таких ингибиторов используют водные растворы электролитов и неэлектролитов. Однако существуют также вещества (например, серный эфир, ацетон, некоторые спирты), которые, с одной стороны, снижают активность воды в водном растворе, а с другой — сами участвуют в образовании смешанного газового гидрата. Для таких веществ обнаруживается предел (по концентрации) их ингибирующего действия. Предел ингибирующего действия для ряда водорастворимых веществ впервые обнаружил и исследовал Э.В. Маленко [54]. Собственно ингибиторы гидратообразования - это вещества, существенно изменяющие скорость роста гидратов. К ним можно отнести некоторые ПАВ. Разумеется, рассматриваемая классификация ингибиторов гидратообразования несколько условна. Например, большинство неэлектролитов - ингибиторов в термодинамическом смысле - являются эффективными катализаторами процесса гидратообразования, например метанол. Неучет этого обстоятельства приводит к многочисленным неточностям при экспериментальном определении равновесных условий гидратообразования в присутствии ингибиторов. Метанол - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху напоминающая этиловый (винный) спирт, легко воспламеняется. Метанол имеет при атмосферном давлении температуру кипения 64.7С, температуру вспышки 8С, самовоспламенения 464С. Метанол при испарении взрывоопасен, пределы взрываемости 5.5...35.5 %, плотность пара по воздуху 1.1. Метанол относится к III классу опасности по ГОСТ 12.1.007-78 [19].
Прежде всего стоит остановиться на методике расчета ингибиторов гидратообразования, основанной на соотношениях материального баланса и учитывающей основные особенности нормирования антигидратных реагентов. В последние годы методика расчета расхода ингибиторов гидратообразования была значительно усовершенствована [19, 34, 57, 103]: - использованы корректные соотношения материального баланса; постоянно уточняются данные по содержанию воды и летучих ингибиторов газовой фазе и нестабильном конденсате; учитываются особенности физико-химического поведения летучих ингибиторов и предусматривается возможность расчета их расхода в ситуациях, когда расход не может быть правильно определен по точке в технологической цепочке с наиболее низкой температурой; - разрабатываются программы расчета гибкой структуры, позволяющие оперативно скомпоновать требуемую расчетную схему для выбранной технологии распределения ингибитора в технологических процессах сбора и промысловой подготовки газа (включая и рециркуляционные технологии распределения летучих ингибиторов гидратообразования). Однако соответствующие уточнения и особенности применения инги биторов еще не нашли должного отражения в монографиях, учебных и методических пособиях и, как следствие, не всегда в полной мере учитываются при проектировании обустройства новых месторождений и реконструкциях действующих систем добычи газа. До сих пор продолжается использование не вполне корректных соотношений материального баланса, в том числе для случая индивидуального ингибитора. Иногда применяются даже качественно неверные зависимости по растворимости воды и метанола в сжатом газе, особенно содержащем неуглеводородные компоненты, неточно задаются термодинамические условия гидратообразования и влияния ингибиторов на эти условия и т.д. Поэтому представляется целесообразным кратко обсудить результаты и перспективы дальнейшего развития методической основы расчетов расхода ингибиторов и особенностей их нормирования на газопромысловом предприятии. Наиболее общие соотношения для смешанного ингибитора, включающего летучий и нелетучий компоненты, представлены ниже.
Выберем в технологической схеме сбора или промысловой подготовки газа две точки: первая (индекс - 1) - место ввода ингибитора, вторая (индекс - 2) -место, где требуется предотвратить образование гидратов, ("защищаемая" точка). Для вывода системы уравнений, описывающих расход смешанного ингибитора гидратообразования в точке 1 и обеспечивающих безгидратный режим в точке 2, используют три условия материального баланса по воде, летучему и нелетучему компонентам ингибитора, отнесенные к единице массы (или объема) газа. При этом учитываются возможность поступления на рассматриваемый технологический участок 1—2 вместе с природным газом и ингибитора гидратообразования с предыдущего участка (как в жидкой, так и в газовой фазе), а также растворимость ингибитора в газе и стабильном углеводородном конденсате, обычно предполагается неограниченная растворимость ингибитора в воде. Некоторые возможные обобщения и расширения методики также отмечены ниже.
Примем следующие обозначения основных параметров: G - расход подаваемого в точку 1 ингибитора, кг/1000 м3; G(1) - количество поступающей с предыдущего технологического участка в точку 1 неуглеводородной жидкой фазы (водного раствора ингибитора), кг/1000 м3; G(2) - количество поступающей в точку 2 неуглеводородной (водной) фазы, кг/1000 м3; q(i) q(2) _ аналогичные величины для жидкой углеводородной фазы (конденсата), кг/1000м3; xi, х2 - концентрации летучего и нелетучего компонентов в водном растворе подаваемого в точку 1 смешанного ингибитора соответственно, мас.%; х-(1), х2(1), Р(1), Гг(1) - концентрации летучего (нижний индекс—1) и нелетучего (нижний индекс —2) компонентов, поступающих в точку 1 в водном растворе (х) и конденсате г соответственно, мас.%; xi(2), Х2(2), г-(2), Г2(2) - то же для точки 2; V\f 1) i \л/ 2) - влагосодержание газа в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3; Qr(1), Qr(2) - содержание летучего компонента ингибитора в газе (ингибиторосодержание) в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3. Из принятых обозначений видно, что верхние индексы у величин относятся к точкам технологической цепочки, тогда как нижние - к компонентам смешанного ингибитора. Не исключается случай, когда xi(1), Хг(1), п(1), Гг(1) - равны нулю. Тогда величина G(1) характеризует количество пластовой (или конденсационной) воды, поступающей в точку 1. Требуется выразить величины G и G(2) через все остальные. Это может быть достигнуто посредством использования соотношений материального баланса.
Особенности граничных условий теплопередачи в различных конструкциях прокладки трубопроводов Методика расчета тепловых потоков в конструкции
Проведенный аналитический обзор опубликованных данных по проблемам гидратообразования в промысловых газопроводах позволяет сделать следующие выводы: 1. Образование газовых гидратов в промысловых трубопроводах систем сбора газа является распространенным технологическим осложнением, в особенности характерным для зимних условий эксплуатации северных газовых и газоконденсатных месторождений. Предотвращение этих осложнений при сниженных эксплуатационных затратах является актуальной научно-технической и производственной проблемой; 2. Термобарические условия образования и диссоциации газогидратов достаточно подробно изучены в условиях статического термодинамического эксперимента.
Предложены различные модельные механизмы гидратообразования, изучены скорости роста гидратов при различных условиях, получены эмпирические зависимости для расчета газогидратного слоя на твердой поверхности, выявлены факторы, влияющие на скорость гидратообразования; 3. В качестве ингибитора гидратообразования наиболее часто используется раствор, содержащий 90% метанола. Разработана и применяется на практике методика расчета параметров гидратообразования при использовании ингибиторов сложного состава, интенсивно развиваются методы оптимизации состава таких ингибиторов. 4. Разработаны методы расчета изменения температуры и давления при движении газа, жидкости и газожидкостных смесей в трубопроводах, а также скорости роста гидратов. Основную трудность при моделировании реальных процессов гидратообразования представляет собой учет специфических граничных условий теплопередачи и массообмена при росте и разложении гидратов в многофазных средах: природный газ, конденсат, пары воды, влага, метанол с учетом фазовых переходов для различных конструкций прокладки трубопроводов и метанол проводов в одной конструкции, использование защитных кожухов, футляров и т.д. 5. Необходим учет влияния различных конструктивных особенностей газо -и метанолпроводов на тепломассообмен в пределах отдельных шлейфов, проходящих через дороги, русла рек, заболоченные участки месторождений с вечномерзлыми грунтами различной влажности и льдистости. 6. Необходима разработка и исследование методов предотвращения гидратообразования за счет различных, в частности тепловых, методов воздействия на поток скважинной продукции в промысловом трубопроводе. 1.
Разработка физико-математической модели течения и тепломассообмена многокомпонентной среды при наличии защитных кожухов, теплоизоляции и метанолпровода, проложенного в одной траншее с газопроводом. 2. Исследование процессов образования и диссоциации газогидратов с учетом влияния теплообмена с окружающей средой и метанолпроводом с использованием компьютерной программы выполненной на основе разработанной модели. 3. Разработка рекомендаций по применению метода управления тепловыми процессами для исследования процессов гидратообразования и изучение закономерностей безгидратного сбора газа на примере условий Берегового газоконденсатного месторождения. Для обеспечения высокого технического уровня эксплуатации промысловых трубопроводов необходимо создать современные физико-математические модели течения многофазных смесей, учитывающие особенности гидратообразования. Актуальной задачей является создание расчетного метода, позволяющего рассматривать реальные конструктивные особенности газопроводов, включая особенности подземной и наземной прокладки, прокладки в кожухе и прочее. В настоящее время используются различные методики борьбы с гидрато-образованием, которые учитывают всевозможные факторы, в той или иной мере влияющие на тепловой режим работы газопровода, а следовательно, и на расход метанола. Одним из таких неучтенных факторов на газоконденсатных месторождениях является наличие защитного кожуха, в котором без теплоизоляции прокладывается метанол провод совместно с газопроводом (рис. 2.1) [64].
Определение параметров электрообогрева трубопровода
С помощью физико-математической модели, реализованной в виде компьютерной программы «Газогидрат» можно с достаточной точностью определить необходимое на предотвращение гидратообразования количество метанола, которое требуется подать в газосборную сеть на тот или иной шлейф. Таким образом, с помощью программы были проведены расчеты образования гидратов на внутренних стенках трубопровода с введением в газовый поток метанола. При расчетах все параметры трубопровода, газа, гидратов и значения коэффициентов брались такими же, как и в разделе 3.2. На рис.4.1 приведены результаты расчета образования гидратного слоя по длине трубопровода с учетом одновременной подачи метанола для наиболее холодного зимнего периода эксплуатации (7G=261K). Числа на сплошных линиях соответствуют условиям: 1 - нет подачи метанола; 2 - подается метанол с массовым расходом Gmo=100 кг/сут; 3 - подается метанол с массовым расходом Gmo=300 кг/сут. Данные соответствуют периоду от момента начала гидратообразования в 10 суток. Из графиков видно, что при разложении газогидратного слоя прослеживаются две характерные особенности. Первая заключается в том, что на переднем участке происходит разрушение газогидратного слоя и вследствие этого смещение левой кромки «склеротической бляшки» к правой границе трубопровода.
Это разрушение обусловлено снижением равновесной температуры гидратообразования Тт (а следовательно и температуры поверхности фазовых переходов Та) из-за наличия метанола в капельках жидкости, находящихся в газовом потоке. Видно, что в сечении, соответствующем левой границе гидратного слоя 2, подача метанола привела к снижению равновесной температуры гидратообразования на 6С (рис. 4.2). Другая особенность заключается в том, что на участках расположенных ниже по трубопроводу со временем происходит уменьшение толщины газогидратной пробки (рис. 4.1). Такое поведение кривых на рис.4.1 вызвано, очевидно, тем, что взятое в расчетах значение массового расхода метанола Gmo не обеспечивает необходимой концентрации метанола в капельках кт\. Поэтому необходимо взять большее значение Gmo, при котором газогидрат разлагался бы на всем ротяжении трубопровода и, таким образом, не происходило бы повторное образование газогидратов на нижних участках трубопровода. Проведенное исследование при критических зимних и летних температурах грунта показало, что при эксплуатации в зимний период необходимое количество метанола, при котором выполняется условие отсутствия гидратообразования, составит - Gmo=371 кг/сут. В летний период при протаивании многолетнемерзлого грунта до глубины залегания газопровода (TG«280K) - Gmo=73 кг/сут. Исследование доказывает, что при нормировке расходов метанола по среднемесячным температурам г.Новый Уренгой, рядом с которым и находится Береговое ГКМ, необходимый среднегодовой расход составит приблизительно 240 кг/сут. В настоящее время получили широкое распространение диагностические датчики гидратообразования, устанавливаемые внутри трубопровода в гидратоопасных местах и идентифицирующие начало образования гидратов в месте их установки и определяющие места экстренной подачи ингибитора. Сложность ремонта, замены, а также перемещения этих датчиков по трубе предъявляет повышенные требования к определению мест их расстановки.
С помощью разработанной нами модели гидратообразования можно рекомендовать рациональные места установки датчиков с учетом конструктивных особенностей промысловой газосборной сети. На рисунке 4.1 показаны три кривые толщины гидратного слоя при закачке метанола, либо без такового. Из рисунка видно, что при осуществлении транспорта газа без подачи метанола гидрат начинает образовываться при х=30м, при подаче метанола с расходом 300 кг/сут в точке х=450 м. Справедливо полагать, что при изменении расхода метанола от 0 до 300 кг/сут, датчик «загидрачивания» необходимо расположить между этими двумя точками. В случае работы газопровода без метанола - для оповещения о начале гидратообразования необходима установка датчика в трубе в 30-50 метрах от куста скважин. Рассмотренный пример характеризует необходимую подачу метанола в трубопровод конструкции 3 типа. Разработанная модель позволяет учесть все необходимые факторы для наиболее рационального расположения датчиков. Достоинствами управления гидратообразованием с помощью электрообогрева можно назвать следующее: достаточная простота осуществления; возможность регулирования обогревом с поверхности при помощи специальной электроаппаратуры, экологическая чистота технологии. В качестве источников тепла могут быть применены греющие кабели.
Одним из вариантов реализации обогрева является технология, заключающаяся в монтаже греющего кабеля с внешней стороны трубопровода. Преимущества этого метода заключаются в возможности проведения всех видов монтажных и гидродинамических исследовательских работ, использование менее опасных низковольтовых источников электропитания. Недостатками являются непроизводительные потери мощности. В настоящем исследовании источником обогрева служил также метанолпровод, проведенный параллельно с основным в общем слое теплоизоляции (для конструкции типа 1 и 3 изоляция отсутствует). При численных расчетах здесь использованы данные, приведенные в разделе 3.2, время гидратообразования 10 суток. На рис. 4.3,4.4 представлены линии, характеризующие распределение толщины гидратного слоя, а также температуры трубопровода при различных мощностях внешнего источника тепла. Линия 1 соответствует случаю, когда источник тепла отсутствует. Линии 2 и 3 описывают изменение температуры внутренней поверхности трубопровода при мощности источника обогрева равной 50Вт и 100Вт соответственно. Проведенное исследование доказывает, что для поддержания температуры внутренней стенки трубопровода Та на уровне не ниже, чем температура гидратообразования Т$(р) достаточно источника тепла, мощность которого Qv=163 Вт/м. В этом случае, выполняется условие Та Ts(p). трубопроводов. При проведении расчетно-теоретического исследования нами было обнаружено, что в некоторых случаях можно отказаться от закачки метанола в газовый поток. Если куст скважин находится на небольшом удалении от УКПГ, а также имеется техническая возможность (отсутствие резких перегибов шлейфов, наличие крановых врезок и пр.), то предлагается осуществлять безгидратный режим работы шлейфа путем протягивания внутри трубы плети горячих водоводов, как схематично показано на рис.4.5. В этом случае тепловой поток от горячих трубопроводов передается непосредственно в поток газа. При этом трубная плеть закольцована, то есть по одной трубе горячая вода направляется в сторону куста до точки перегиба водовода, находящейся в районе крановой врезки, либо гидратоопасного участка трубы, а по соседней возвращается на установку подогрева. Преимуществом этого способа является простота использования, подготовки
