Размещено на http://allbest.ru

Разработка методики предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА

1.1 Газовые гидраты

1.2 Условия образования гидратов в системе обустройства газопромысла

1.3 Предупреждение возникновения процесса гидратообразования

1.4 Выводы по разделу. Задачи исследования

2. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Общая методика исследования

2.2 Построение структуры системы

2.3 Зависимость взаимодействия элементов изучаемой системы

2.3.1 Зависимость взаимодействия элементов изучаемой системы. Этап 1. Компонентный состав газа

2.3.2 Зависимость взаимодействия элементов изучаемой системы. Этап 2. Температура окружающего воздуха

2.3.3 Зависимость взаимодействия элементов изучаемой системы. Этап 2. Конструктивные параметры

2.4 Анализ применения метода предупреждения гидратообразования с использованием ингибитора

2.5 Выводы по главе 2

3. ПОСТРОЕНИЕ МЕТОДИКИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА ПРОМЫСЛОВОМ ГАЗОПРОВОДЕ ПРИ ПОМОЩИ МЕТАНОЛА

3.1 Определение исходных данных для расчётной методики

3.2 Определение равновесных параметров гидратообразования газовой смеси

3.3 Определение температуры гидратообразования и места образования гидратов в промысловом газопроводе

3.4 Расчёт необходимого количества метанола для предупреждения гидратообразования

3.5. Выводы по главе 3

4. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

При транспортировке природного газа по промысловым и магистральным газопроводам основными задачами нефтегазовых организаций является обеспечение надежной и безопасной транспортировки и поставки газа до технологических объектов и до потребителя. Таким образом, проблема образования гидратов на протяжении всей газотранспортной системы является наиболее приоритетной. Предупреждение условий гидратообразования и процессов возникновения гидратообразования является задачей надежной работы газотранспортной системы, где в особенности стоит подчеркнуть промысловую газотранспортную систему, ввиду того, что газ, поступающий из скважин, содержит в себе примеси и повышенное влагосодержание, что обусловлено повышенным риском возникновения гидратообразования в газопроводе.

В силу неоднородности и разрозненности месторождений проблема контроля качества газа является основным критерием надёжности, особенно по такому параметру как влагосодержание газа. Это связано с тем, что при течении влажного газа в трубопроводе происходит процесс гидратообразования, который вызывает повышенное гидравлическое сопротивление потоку газа, а также создает условия для снижения пропускной способности вплоть до полной остановки транспортировки газа, что способствует возникновению аварийных ситуаций и к нарушению режима работы газового промысла в целом.

Процесс гидратообразования может быть вызван в совокупности тремя основными условиями: влагосодержание в газе, низкая температура газа и высокое давление в промысловой газовой системе. В сравнении с магистральными газопроводами стоит подчеркнуть то, что на промысловых газопроводах газ имеет большее влагосодержание до установки комплексной подготовки газа, таким образом, до данной технологической точки промысловая газовая система находится почти на всём протяжении транспорта в благоприятных условиях для гидратообразования.

На предприятиях, в частности, расход ингибиторов гидратообразования сильно завышен, что может быть связано с отсутствием как такого мониторинга и контроля процесса гидратообразования.

Именно поэтому данная проблема является актуальной в соответствии с основными задачами транспортировки и поставки газа. Решением проблемы является разработка методики предупреждения процесса гидратообразования на промысловых газопроводах обеспечивающая точность расчёта на основе производственных данных.

Целью работы является разработка методики предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах.

В соответствии с поставленной в работе целью необходимо выявить оптимальные условия для предупреждения образования гидратов на промысловых газопроводах.

В качестве объекта исследования был определён процесс формирования гидратов в промысловых газопроводах.

Где предмет исследования был определён как предупреждение процесса образования гидратов в промысловых газопроводах.

Определены основные задачи исследования:

1. Установить основные методы определения температуры гидратообразования при различном составе газа.

2. Установить закономерность взаимодействия параметров газового потока с температурой гидратообразования.

3. Разработать методику предупреждения гидратообразования на промысловых газопроводах при помощи метода ввода метанола.



1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА

1.1 Газовые гидраты

Газовые гидраты - это твердые кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды (водного раствора, льда, водяных паров) и низкомолекулярных газов. По внешнему виду гидраты напоминают лед или снег. Область их термодинамической стабильности включает как отрицательные, так и положительные температуры. При умеренных давлениях (до 10-30 МПа), характерных для промысловых систем, гидраты природных газов существуют вплоть до температур плюс 20-25 ^оС, однако наиболее типичные температуры их образования ниже плюс 15-20 ^оС. Максимальная температура существования гидрата метана составляет 47,7 ^оС при давлении 500 МПа.

Таким образом, влагосодержание природного газа является важнейшим параметром, влияющим на определение технологии сбора, транспорта и подготовки газа на газовом промысле. Стоит отметить то, что добыча газа всегда сопровождается наличием в нём паров воды, что обусловлено содержанием связанной, подошвенной или краевой воды в газоносных породах. При снижении пластового давления влагосодержание в газовом потоке увеличивается, что может быть отмечено по мере разработки месторождения, таким образом, с каждым годом влагосодержание в газовом потоке увеличивается.

Основными факторами влагосодержания в газовом потоке являются: давление, температура, компонентный состав газовой смеси и количество солей растворенных в воде. Растворенные соли в воде снижают влагосодержание газового потока, что обусловлено снижением парциального давления паров воды. Влагосодержание определяется экспериментальным методом при разработке скважины.

Для определения условий, места и скорости образования гидратов в газопроводе необходимо знать влагосодержание газа и его изменение с изменением давления и температуры. На основании равновесных кривых образования гидратов природного газа в зависимости от температуры и давления, представленных на рисунке 1.1, следует, что газовый поток с большей плотностью при определенном давлении имеет более высокую температуру возникновения процесса гидратообразования.

Рисунок 1.1. Равновесные кривые образования гидратов природного газа в зависимости от температуры и давления



Стоит отметить то, что данное условие не всегда возможно. Условием более высокой температуры гидратообразования является наличие гидратообразующих компонентов, за счёт которых повышается плотность газового потока.

Иными словами если на увеличение плотности газовой смеси влияют негидратообразующие компоненты, то температура её гидратообразования понижается.

С другой стороны даже незначительное увеличение концентрации более тяжелых компонентов приводит к резкому снижению давления образования гидратов. Условия образования гидратов природных газов зависят от состава гидратообразующих компонентов, а также от наличия негидратообразующих газов (азот, водород).

С увеличением содержания негидратообразующих компонентов равновесное давление образования гидратов повышается, а при наличии их в смеси свыше 50% по объему возможность образования гидратов данной смеси газов сводится к нулю.

Процесс образования гидратов природных газов может возникнуть лишь при полном насыщении их парами воды. Следовательно, началу процесса образования гидратов соответствует упругость паров воды, находящихся в равновесии с жидкой водой. Кристаллогидраты природных газов разлагаются при снижении упругости паров воды в газовом потоке ниже упругости паров гидрата.

Стоит отметить то, что условия образования и разложения гидратов природных газов не идентичны. Давление начала разложения гидратов значительно ниже давления начала образования гидратов при одной и той же температуре.



1.2 Условия образования гидратов в системе обустройства газопромысла

Система обустройства газового промысла включает в себя сбор и первичную обработку газа, замер расхода, контроль и поддержание заданного режима эксплуатации скважин и месторождений в целом.

Основным недостатком обустройства газовых месторождений заключается в точности определения изменения параметров газа при его транспортировке в течение всего периода разработки месторождений.

В систему обустройства газопромысла входит комплекс газопроводов, оснащенных приборами и аппаратами, обеспечивающими бесперебойную подачу газа в магистральные газопроводы. В большинстве разрабатываемых и проектируемых газовых месторождениях за последние 10-20 лет основными звеньями системы обустройства промысла являются скважины, газосборная сеть и установка комплексной подготовки газа (УКПГ).

Система обустройства газопромысла определяется характеристикой месторождения, давлением, температурой и составом газа, дебитом скважин, конденсатным и водным факторами, а также изменением параметров газа за период разработки месторождения. Система обустройства газопромысла зависит от климатических условий в районе газового промысла.

Система обустройства газопромысла должна определяться в результате анализа всех факторов, основываться на данных комплексного проекта разработки и учитывать изменение всех факторов за полный период эксплуатации газопромысла. Существенными факторами, влияющими на систему обустройства, являются условия конденсации тяжелых углеводородов и паров воды, а также наличием процесса гидратообразования. Наличие фазовых превращений в системе обустройства газопромысла определяется составом газа, его начальным влагосодержанием, изменением давления и температуры газового потока по пути его движения.

В зависимости от конкретных условий процесс гидратообразования может возникать в пределах промысла или в магистральных газопроводах. По месту образования гидратов все эксплуатируемые промыслы можно разделить на три группы:

- гидраты образуются только в пределах промысловой технологической системы газосборных трубопроводов;

- гидраты образуются одновременно в пределах промысла и в магистральных газопроводах;

- гидраты образуются только в магистральных газопроводах и не образуются в промысловой технологической системе газосборных трубопроводов.

Стоит отметить то, что последние две группы в связи с техническим развитием могут быть практически исключены. Второй вариант может быть только лишь в случае недостаточной и малоэффективной подготовки газа на УКПГ к дальнейшему транспорту.

В рамках работы принято исключить рассмотрение возможности возникновения процесса гидратообразования в магистральном газопроводе.

Условия образования гидратов могут складываться лишь при наличии гидратообразователя, каковым является природный газ с влагосодержанием, и двумя основными параметрами транспортируемого потока давлением и температурой, которые изменяются по мере разработки месторождения.

Основным условием возникновения процесса гидратообразования является понижение температуры транспортируемого газового потока с влагосодержанием ниже равновесной температуры гидратообразования. В данных условиях пары воды конденсируются в газосборном коллекторе, в результате чего происходит образование гидратов.

На рисунке 1.2 представлена схема заполнения трубопровода гидратами.



Рисунок 1.2. Схема заполнения трубопровода гидратами

1 - газопровод; 2 - гидраты.

Условия обратные условию образования гидратов можно охарактеризовать как отсутствие процесса гидратообразования.

Процесс гидратообразования в газопроводе может быть двух видов, первый вид гидратообразования возможет при интенсивном поступлении воды в необходимом количестве для отложения газового гидрата и определяется из условия теплового баланса на поверхности гидратного слоя. Когда интенсивность второго вида гидратообразования, как полагают авторы [12, 40], при недостаточном поступлении воды к поверхности твердой фазы газового гидрата полностью лимитируется процессом поступления влаги на поверхность газогидратного слоя.

Второй режим может быть объяснен тем, что при облитерации стенок трубы по первому виду гидратообразования дальнейший газовый поток обеднен влагосодержанием и, начиная с некоторого сечения, происходит облитерация стенок трубопровода по второму виду гидратообразования.

Для определения места образования гидратов необходимо иметь следующие данные:

- состав газа, его плотность;

- изменение температуры на отрезке «скважина - УКПГ»;

- изменение давления на отрезке «скважина - УКПГ»;

- влажность газа.

При наличии таковых данных возможно определение времени начала образования гидратов, место и скорость накопления их в газопроводе.

Понятие гидратной пробки может быть описано процессом нарастания гидратов на стенке трубопровода до тех пор, пока сечение трубопровода полностью не будет перекрыто. При создании благоприятных условий для гидратообразования гидратная пробка быстро нарастает на данном участке газопровода по мере поступления воды в гидратообразователя. При этом происходит выделение паров воды из газа, что снижает упругость паров воды на определенную величину и ускоряет процесс образования локальной гидратной пробки.

Изменение упругости паров воды в условиях гидратообразования и условиях их разложения представлено на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3. Упругость паров воды в равновесии с жидкой водой и гидратами

1 - первая гидратная пробка; 2 - вторая гидратная пробка

На рисунке 1.4 представлено изменение основных параметров газового потока при образовании гидратной пробки.



Рисунок 1.4. Параметры газового потока при образовании гидратной пробки

Процесс образования гидратной пробки может быть описан следующим образом. Кривая AB описывает изменение давления по мере транспортировки газа по трубопроводу.

При этом равновесная температура образования гидратом изменяется по кривой МN, а влажность газа по кривой GD. Газ поступает в газопровод с точкой росы m, превышающей равновесную температуру образования гидратов n.

Таким образом, при пересечении кривой GD с кривой MN в точке пересечения n начинается процесс гидратообразования. После начала образования гидратов происходит снижение упругости паров воды над гидратами и влагосодержание газа соответственно снизится от точки n до точки n'.

Упругость паров воды в газопроводе при температуре n (см. рисунок 1.4) соответствует упругости паров воды в точке g (см. рисунок 1.3). В результате образования гидратов в точке n упругость паров воды снизится от точки g до точки h (см. рисунок 1.3), что соответствует снижению точки росы от n до n' (см рисунок 1.4).

Таким образом, точка росы паров воды в точке n стала ниже минимальной температуры в газопроводе (точка О на кривой GD). Иначе говоря, при дальнейшем движении газового потока конденсации паров воды не будет происходить, что исключает возможность образования гидратов после точки n.

При возникновении гидратной пробки давление в трубопроводе может быть охарактеризовано кривой abcd (см. рисунок 1.4).

Существует вероятность образования нескольких гидратных пробок. В результате образования гидратов в газопроводе влагосодержание газового потока над гидратами снижается соответственно снижению упругости паров воды, находящихся в равновесии с жидкой фазой и твердым гидратом.

Если в результате образования первой гидратной пробки точка росы паров воды снижается ниже минимума кривой изменения температуры газа в газопроводе, то следующая гидратная пробка может и не образоваться. Но если в результате образования гидратной пробки за счёт разности упругости паров воды над жидкой водой и над гидратами точка росы не снижается ниже минимальной температуры в газопроводе, то образуется следующая гидратная пробка - в точке пересечения линии влагосодержания с кривой изменения температуры в газопроводе.

Рисунок 1.5 описывает изменение параметров газового потока при возникновении двух гидратных пробок на одном участке газопровода.



Рисунок 1.5. Параметры газового потока при образовании двух гидратных пробок

Процесс возникновения двух и более гидратных пробок может быть описан следующим образом. Кривая AB описывает изменение давления по мере транспортировки газа по трубопроводу.

Изменение влажности газа описывает кривая GQ. Газ поступает в газопровод с точкой росы, превышающей равновесную температуру образования гидратов. Поэтому в точке пересечения кривой GQ с равновесной кривой образования гидратов происходит процесс гидратообразования.

В результате образования гидратов в точке n упругость паров воды над гидратами, в соответствии с рисунком 1.3, снизится от точки g до точки h.

Соответственно точка росы паров воды в газопроводе снизится от точки n до точки n'.

Точка росы паров воды в результате образования гидратной пробки в точке n снизилась до минимальной температуры (точка O).

Дальнейшее снижение температуры в газопроводе приводит к тому, что в точке r газ насыщается парами воды, упругость которых соответствует точка i, в соответствии с рисунком 1.3.

Таким образом, в этой точке произойдет образование второй гидратной пробки с последующим снижением точки росы до точки r', соответствующим снижению упругости паров воды от точки i до точки j, в соответствии с рисунком 1.3.

Образование следующей гидратной пробки в данных условиях может быть исключено, так как точка росы паров воды r' находится ниже минимальной температуры газа в трубопроводе (точка О).

Таким образом, в газопроводе в определенных условиях могут образоваться несколько локальных и гидратных пробок.

При рассмотрении промысловых газосборных сетей можно выделить следующие места возникновения процесса гидратообразования.

1. Непосредственно после штуцирования на фонтанной скважине, так как происходит резкое понижение давления и температуры.

2. Возможны потоки, в которых могут содержаться переносимые ранее образованные гидраты, скапливающиеся на диафрагме замерного участка.

3. Гидраты могут образовываться в различных местах по мере протяженности промысловых газосборных сетей, некоторые из них: на обратных клапанах, в бобышках для датчиков, внутренних полостях кранов, на мелких ответвлениях трубопровода.

4. Непосредственно в основном газосборном коллекторе образование гидратов происходит в местах с резким изменением скорости потока.

Таким образом, одной из основных проблем при проектировании и эксплуатации газового промысла является наличие процесса гидратообразования.

Процесс гидратообразования без исключений присутствует на каждом газовом месторождении в северных районах страны. Существует множество методик предупреждения процесса гидратообразования, а также методов борьбы с ним.

1.3 Предупреждение возникновения процесса гидратообразования

Существует множество методов предупреждения образования гидратов, но, к сожалению, не многие из них возможно применять непосредственно на кустовых газовых скважинах.

В рассмотренных ранее возможных местах возникновения процесса гидратообразования можно сделать вывод о том, что, например, при образовании гидратов при штуцировании методы предупреждения образования сужаются до одного единственного - ввод ингибиторов. Вкратце рассмотрим основные методы предупреждения образования гидратов и почему их невозможно применить на участке «скважина - УКПГ» газового промысла.

1. Метод подогрева газа. Данный метод предупреждения образования гидратов заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов.

Не вдаваясь в подробности можно оценить данный метод эффективным, исключающим процесс гидратообразования на всей протяженности участка, при правильном подборе температуры подогрева на начальном отрезке газопровода.

С другой стороны для подогрева газа необходимы станции подогрева при помощи электрообогрева трубопровода либо теплоносителей в теплообменниках различных конструкций.

Большинство разрабатываемых газовых промыслов расположены в северных районах страны, что в большинстве случаев сопровождается многолетнемерзлыми грунтами, а значит, строительство в таких районах обходится весьма недешево.

Для станции подогрева в любом случае будет необходим энергетический источник, который в целом обойдется недорого. Взяв в расчёт то, что на кустовых площадках имеется электроэнергия можно допустить применение подогрева газа, которое будет необходимо для каждого шлейфа-газопровода.

Такой вариант предупреждения образования гидратов применять экономически нецелесообразно, не включая в расчёт то, что предупредить образование гидратов при штуцировании вовсе невозможно при помощи данного метода.

Данный метод в целом требует больших эксплуатационных и капитальных расходов, но его применение может быть применено на магистральных газопроводах небольшой протяженности.

2. Метод снижения давления. Метод основывается на зависимости температуры и давления.

Для исходной температуры газового потока существует определенное равновесное давление, ниже которого при данной температуре гидраты образоваться не могут.

Данный метод применяется в основном для ликвидации образовавшейся гидратной пробки путём резкого снижения давления, что приводит к разложению гидратов. Ликвидация гидратных пробок методом снижения давление может производиться следующим образом.

Перекрывается запорно-регулирующая арматура с одной стороны и газ, находящийся между запорно-регулирующей арматурой и гидратной пробкой стравливается через продувочные свечи.

После начала стравливания газа происходит резкое падение давления необходимое для разложения гидратов, которое может происходить неопределенный период времени в зависимости от характера образованной гидратной пробки.

Основным недостатком применения данного метода является непригодность его использования при отрицательных температурах грунта, так как при разложении гидратов вода переходит в лед и возникает ледяная пробка.

В этом случае возможно применение данного метода предупреждения образования гидратов в комбинации с вводом ингибиторов, которые переводят воду из гидрата в раствор с низкой температурой замерзания и тем самым позволяют ликвидировать гидратные пробки даже при отрицательных температурах.

Для предотвращения гидратообразования необходимо обеспечить снижение давления против равновесного на всём протяжении газопровода. В данном случае пропускная способность газового промысла будет мало, поэтому для повышения пропускной способности газопровода возможно сооружение компрессорных станций или за счёт прокладки дополнительных газопроводов. В связи с этим данный метод считается экономически нецелесообразным и практически не применяется.

Метод снижения давления на практике применим исключительно для аварийных ситуаций для разложения гидратов в газопроводе путём кратковременного снижения давления ниже давления разложения гидратов.

3. Ввод ингибиторов. Метод ввода ингибиторов применим как для предупреждения образования гидратов, так и для ликвидации образовавшихся гидратов.

В качестве вводимых ингибиторов могут применяться: метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ) и другие. На рисунке 1.6 представлены кривые зависимости понижения температуры гидратообразования от концентрации ингибитора.



Рисунок 1.6. Снижение температуры гидратообразования гидратов при вводе в газовый поток водных растворов ингибиторов

1 - хлористый кальций, 2 - метанол, 3 - ТЭГ, 4 - ДЭГ, 5 - ЭГ

Ввод ингибитора может производиться в любой необходимой точке газопровода, а также имеет широкое применение установкой подачи ингибитора непосредственно перед штуцированием на фонтанной арматуре.

Необходимое количество ингибитора зависит от количества циркулирующего раствора в единицу времени и потерь ингибиторов, которые необходимо постоянно восполнять.

Процесс взаимодействия ингибиторов с газовым потоком может быть описан следующим образом.

Введенные ингибиторы в насыщенный водяными парами газовый поток частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их при температурах более низких, чем температура гидратообразования в случае наличия чистой воды.

Наиболее широко применяемым и налаженным методом ввода ингибитора является применение метилового спирта СН₃ОН (метанол).

Экономически выгодно применение метанола при небольших расходах газа, что в основном можно отнести к магистральным трубопроводам и участкам газопромысловых коллекторов после головных сооружений (УКПГ), при условии нецелесообразного применения иных методов предупреждения образования гидратов, что должно быть обусловлено высокими капиталовложениями.

Широкое применение метанола на газовых месторождениях может быть обусловлено следующими основными причинами.

1. В совокупности эффективности и экономической составляющей стоимость метанола занимает лидирующую позицию. Широкая производственная база способствует поддержанию приемлемой стоимости метанола. Более того, при резкой необходимости в метаноле может быть организовано его производство из природного газа методом его неполного окисления кислородом воздуха, так и через синтез газа.

2. Актуальность применения данного химического реагента в условиях северных газовых месторождений, что обусловлено развитой технологией процесса ввода и распределения метанола в требуемые участки технологической цепочки.

3. Метанол обладает наибольшей антигидратной активностью, другими словами метанол наиболее эффективный ингибитор газового гидрата. Эффективность была определена на основании экспериментальных исследований, которые показали то, что применение различных ингибиторов газового гидрата в одинаковых массовых концентрациях дают различное снижение температуры гидратообразования, где метанол обеспечивает наиболее низкую температуру гидратообразования.

4. Наиболее низкая температура замерзания водного раствора метанола в совокупности с маленьким значением вязкости при температурах до минус 50 ^оС.

5. Смешиваемость со слабоминерализованной пластовой водой без выпадения твердого осадка, в то же время в довольно редких случаях высокоминерализованных пластовых водонапорных систем можно использовать не концентрированный метанол, а его водные раствора, подбирая концентрацию исходя из условия не выпадения твердой фазы, - здесь благоприятным фактором является то обстоятельство, что сильно минерализованная вода и сама по себе выступает как ингибитор гидратов.

6. В сравнении с растворами неэлектролитов в роли ингибитора газовых гидратов, метанол обладает свойством некоррозионности.

7. Наличие достаточно простых технологических схем регенерации отработанных растворов метанола.

8. В качестве экологического фактора можно выделить наибольшую технологическую проработанность способов утилизации и захоронения промстоков, содержащих метанол.

9. Помимо высокой эффективности метанола в роли ингибитора предупреждения гидратообразования он также может быть эффективно применен в роли ликвидатора не сплошных гидратных пробок в промысловых газопроводах

Необходимое количество расходуемого метанола можно разграничить следующим образом: на растворение в жидкой воде (рисунок 1.7) и на насыщение газа (рисунок 1.8).

В целом применение метода ввода ингибитора, в роли которого применяется метанол, весьма универсальный метод и его применение возможно в любых условиях, а эффективность может быть обусловлена лишь точностью расчётов.

Стоит учитывать то, что на УКПГ успешно практикуется отделение метанола от транспортируемого газового потока, тем можно предположить то, что фактический расход метанола может быть весьма мал.



Рисунок 1.7. График определения количества метанола, необходимого для растворения в воде

Рисунок 1.8 - Зависимость отношения содержания метанола в газе к весовому проценту его в воде от давления и температуры в точке образования гидратов



1.4 Выводы по разделу. Задачи исследования

На основании анализа состояния вопроса определены основные условия возникновения процесса гидратообразования, установлены и проанализированы основные методы по предупреждению и ликвидации гидратов в трубопроводных системах газового промысла.

Определены основные цели и задачи исследования:

1. Установить основные методы определения температуры гидратообразования при различных составах газа.

2. Установить закономерности взаимодействия параметров газового потока с температурой гидратообразования.

3. Разработать методику предупреждения гидратообразования на промысловых газопроводах при помощи метода ввода метанола.



2. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Общая методика исследования

Для определения решения проблемы необходимо руководствоваться методикой полученной на основании исследовательских заключений. Научные исследования предпочтительно полагаются на методику, построенную на основании системного подхода. В свою очередь системный подход это исследования, построенные на интерпретации обозначенной проблемы в виде системы, которая описывается совокупностью объектов, учитывающая свойства этих объектов и связь между объектами и свойствами. В соответствии с поставленной в работе целью необходимо выявить оптимальные условия для предупреждения образования гидратов на промысловых газопроводах. На основании этого предполагается разработка методики предупреждения гидратообразования промысловых газопроводов.

В качестве объекта исследования был определён процесс формирования гидратов в промысловых газопроводах.

Где предмет исследования был определён как предупреждение процесса образования гидратов в промысловых газопроводах.

На основании выбранной методологии научного исследования на первом этапе необходимо составление схемы изучаемой системы, основанной в соответствии с поставленной целью.

Следующим и основным этапом является определение структуры исследуемой системы, выявление факторов, влияющих на формирование гидратов в промысловых газопроводах.

Обобщающая схема методики исследования существующей проблемы представлена на рисунке 2.1.



Рисунок 2.1 - Обобщенная схема методики исследования

Для построения структуры желаемой системы необходимо основываться на выявленных связях между объектами и их свойствами, внешней средой.

Желаемая система устанавливает требования к существующей системе на основании цели и желаемого состояния, где требования к системе устанавливается при помощи условий, которые определяют объекты и свойства в соответствующих связях. Понятие существующей системы может быть определено как существующие математические модели для определения образования гидратов в трубопроводах. Промежуток между существующей системой и желаемой системой образует понятие называемое проблемой.

Для разработки математической модели предупреждения процесса гидратообразования в промысловых газопроводах применяется эмпирический подход.

На основании принятого подхода выдвигается предположение о виде искомой модели для дальнейших экспериментальных исследований, которые способствуют определению адекватности выдвинутой математической модели.

На основании полученной математической модели решения проблемы выдвигается методика предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах.

2.2 Построение структуры системы

Для построения схемы структуры желаемой системы необходимо установить составные объекты системы и установить между ними связь.

В соответствии с поставленной целью необходимо разработать систему удовлетворяющую требованиям, складывающимся из желаемого состояния системы, где обязательным условием является работа промысловых газопроводов без образования гидратов.

Для разработки структуры желаемой системы необходимо отобрать наиболее существенные факторы, влияющие на предупреждение процесса образование гидратов на промысловых газопроводах. Отбор факторов производится на основании анализа литературных источников и научных исследований.

Искомые факторы, влияющие на образование гидратов в промысловом газопроводе, предложено разбить на две основные группы: эксплуатационные и независимые факторы.

Эксплуатационные факторы:

- начальная температура газа на рассчитываемом участке промыслового газопровода;

- равновесная температура образования гидратов;

- давление в начале рассчитываемого участка промыслового газопровода;

- давление в конце рассчитываемого участка промыслового газопровода;

- массовый расход газа по промысловому газопроводу;

Независимые факторы:

- температура грунта или окружающего воздуха в месте расположения начальной точки рассчитываемого промыслового газопровода;

- полный коэффициент теплопередачи;

- диаметр газопровода;

- компонентный состав газового потока;

- плотность газового потока.

Для построения структуры желаемой системы, необходимо предложенные группы факторов включить состав разрабатываемой системы, на основании этого необходимым условием функционирования желаемой системы является взаимосвязь независимых и эксплуатационных факторов.

Входом в систему являются факторы, влияющие на формирование процесса гидратообразования, связывающего между собой элементы системы, где выходом является целевая функция описывающая процесс предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах.

Для дальнейшего изучения представленной желаемой системы необходимо определить зависимости взаимодействия её элементов.



2.3 Зависимость взаимодействия элементов изучаемой системы

Для разработки методики предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах необходимо знание зависимостей взаимодействия элементов изучаемой системы. На основе аналитических исследований определяются зависимости взаимодействия элементов системы и выдвигаются математические модели, участвующие в формировании исследуемого процесса.

В соответствии с построенной структурой желаемой системы принято некое разделение системы на 3 этапа. Дальнейшее рассмотрение зависимостей взаимодействия элементов изучаемой системы будет поэтапно.

2.3.1 Зависимость взаимодействия элементов изучаемой системы. Этап 1. Компонентный состав газа

Наиболее важным фактором, влияющим на формирование гидратов в промысловых газопроводах, является компонентный состав газового потока. В качестве примера принято недавно введенное в эксплуатацию месторождение, расположенное на Крайнем севере. Компонентный состав газа транспортируемого по приведенному месторождению представлен таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Компонентный состав газа на газовом промысле

Состав пластового газа, % мольный
1	2
He	0,008
H2	0,00041
N2	0,346
CO2	0,124
C1	99,399
C2	0,105
C3	0,007
i-C4	0,001
n-C4	0,001
C6+B	0,008
Свойства пластового газа
Рпл., МПа	15,0
1	2
Тпл., оС	29,6
Относительная плотность по воздуху	0,558
Коэффициент сверхсжимаемости газа, д.ед.	0,83

Как видно из таблицы до 99,39% массового содержания транспортируемого газа составляет метан, когда на остальные компоненты приходиться 0,61%. На основании этого необходимо учитывать все компоненты газового потока влияющие на формирование гидратов в промысловом газопроводе. При пренебрежении фактором «компонентный состав газового потока» могут возникнуть слишком большие отклонения расчётных данных от фактических данных, чем пренебрегать нельзя.

Таким образом, принято учитывать в расчётах и зависимостях физико-химические параметры основных компонентов, участвующих в зависимостях связанных с формированием гидратов газа. Компоненты не участвующие в цепочке формирования гидратов могут быть исключены из расчётов, а общее массовое содержание заполнено в необходимых долях.

В газовой промышленности наибольший интерес в предупреждении процесса гидратообразования представляют только лишь две кубических структуры гидратов - КС-I и КС-II, основным различием которых является размер элементарных ячеек, типами и размерами полостей. Данные структуры способны образовываться только лишь в газовых и газоконденсатных системах трубопроводного транспорта.

Рассмотрим каждый тип структуры газовых гидратов для газов-гидратообразователей, являющихся компонентами природных углеводородных систем. Если в компонентном составе газа содержатся такие индивидуальные газы, как: CH₄, CO₂, H₂S, Xe, CF₄, C₂H₆, C₂H₄, то способны образовываться гидраты структуры КС-I.

Для образования гидратов структуры КС-II вспомогательными компонентами, являющимися гидратообразователем, выступают газы Ar, Kr, O₂, N₂, C₃H₈, i-C₄H₁₀. С другой стороны гидраты природных углеводородных газов образуют главным образом гидраты структуры II.

Таким образом, из смеси метана и пропана уже при содержании в общем компонентном составе газа малой части пропана образуются гидраты структуры КС-II, не смотря на то, что чистый метан способен образовать гидраты структуры КС-I. [истомин,квон]

В рамках работы необходимо рассматривать гидраты способные образовываться исключительно в многокомпонентных углеводородных смесях, так как на промысловых участках трубопроводного транспорта газа отсутствует очистка и подготовка газа до установки комплексной подготовки газа (УКПГ), когда такие участки могут иметь протяженности в несколько десятков километров. Таким образом, при рассмотрении гидратов образующихся в многокомпонентных углеводородных смесях могут образовываться гидраты обеих структур, например, при содержании пропана и изобутана в диапазоне 0,3-0,6%, а также газовые потоки, содержащие значительное количество неуглеводородных компонентов, способных образовывать гидраты структуры КС-I, в роли таких компонентов могут выступать сероводород и азот. Знание компонентного состава газа основывается на правильности определения равновесных условий гидратообразования. Рассмотрим некоторые из расчётных методов определения равновесных условий гидратообразования.

Стоит отметить то, что большинство расчётных методик предупреждения гидратообразования основаны и полагаются на ориентировочную оценку равновесных параметров по графику, представленному на рисунке 2.4.



Рисунок 2.4. Равновесные кривые образования гидратов природного газа в зависимости от температуры и давления

Руководствуясь литературными источниками [24,35] можно сказать то, что данные условия приближенно скоррелированы с их относительной плотностью по воздуху, а данная корреляция получена в далёкие 40-е гг. для газовых месторождений США. Также сказано то, что в данной корреляции представлены природные газы, не содержащие кислых компонентов (H₂S, CO₂).

Определять условия гидратообразования по данной методике не приведет к достоверным результатам, что может быть обусловлено тем, что плотность газа не определяет состава газа, что особенно существенно для оценки параметров гидратообразования содержание сильно гидратообразующих компонентов газа - пропана и изобутана.

Таким образом, подобная корреляция имеет лишь оценочное значение и не имеет практического применения. Перед рассмотрением методик определения условий гидратообразования стоит отметить то, что условия гидратообразования рассматриваются по трехфазным равновесиям «газ-вода-гидрат» и «газ-лед-гидрат», обозначаемые в литературных источниках, как VLH и VIH соответственно. Например, на представленном рисунке 2.4 также отражены трехфазные равновесия, так для условий при температуре до 273К рассматривается трехфазное равновесие VLH, когда для температуры от 273К трехфазное равновесие VIH.

На рисунке 2.5 представлены трехфазные равновесия для чистых газов.

Рисунок 2.5. Кривые трехфазных равновесий VIH (ниже 273 К) и VLH (выше 273 К) для индивидуальных газов-гидратообразователей



Существует множество аппроксимаций описывающих график представленный на рисунке 2.4, такими авторами как А.С. Схаляхо, Ю.Ф. Макогоном, Г.В. Пономаревым.

Также существует множество эмпирических методов определения равновесной температуры гидратообразования, где основным недостатком всегда является отсутствие зависимости эмпирического метода от состава газа.

Например, в монографии В.А. Истомина и В.Г. Квона сказано, что в учебных пособиях и инструкциях по добыче газа до сих пор рассматриваются методы Пономарева, Каца по плотности, когда результаты, полученные по данным методам, могут быть различны в два-три раза между собой.

Рассмотрим метод Керзона-Каца, который применим для газов с многокомпонентным составом. Данный метод разработан более 70 лет назад и получил широкое распространение в отечественной литературе. Метод основывается на следующем тождестве:

/ K_i = 1,

где x_i - молярная доля i-го компонента природного газа в гидрате;

y_i - молярная доля i-го компонента в газовой фазе;

K_i - константа равновесия i-го компонента (y=K_ix_i).

Значения констант равновесия приведены в графической и табличной форме для определенных индивидуальных газов в исследованиях Керзона. [Carson]

Расчётная модель данного метода основывается на подборе давления при фиксированной температуре, где необходимо выполнение приведенного тождества.

Таким образом, задаются два давления p₁ и p₂ в искомом диапазоне, по отношению к искомому равновесному давлению p. После этого рассчитываются следующие величины:

/ K₁ = A₁ < 1 для p₁;

/ K₂ = A₂ < 1 для p₂.

Проводится линейная интерполяция функции p=p(A) и находят искомое давление гидратообразования при заданной температуре.

Недостатком данного метода может являться то, что он применим лишь для газовых смесей с незначительным содержанием в них сероводорода.

Также метод в основном применим для температур T > 273,15 K, но существуют и другие корреляции на основе данного метода, где возможно применение для условий с более низкими температурами. [34]

Стоит отметить то, что данная модель далеко не близка к реальному положению условий гидратообразования, прежде всего это связано с тем, что структура газовых гидратов была выяснена после опубликованных работ Каца.

Рассмотрим метод А.Г. Бурмистрова [24], который был специально разработан для определения равновесных параметров гидратообразования с учетом сложного многокомпонентного состава газа.

В первую очередь в данном методе отмечено то, что кривые условий гидратообразования для смесей CH₄-H₂S-CO₂ и чистого метана практически эквидистантны.

На основании этого представлена формула для определения температуры гидратообразования для смеси CH₄-H₂S-CO₂.



T = T_CH4 + ?T,

где T_CH4 - температура гидратообразования метана;

?T - температурная поправка, учитывающая изменение температуры гидратообразования из-за наличия в газовой среде кислых компонентов.

Температура гидратообразования метана определяется по аппроксимации С.Ш. Быка:

где p - давление.

Для температурной поправки А.Г. Бурмистров разработал следующую корреляцию:

где У - суммарное содержание в смеси H₂S и CO₂;

a и b - эмпирические коэффициенты (определенные на основании состава газа).

Как отмечает автор метода достоверность может быть определена с погрешностью в 1-1,5 К, что может быть весьма точным и применимым для практических целей.

Рассмотрим метод применимый для газов с сероводородными компонентами, который был разработан В.А. Хорошилов [24]. Определение условий гидратообразования основывается на следующей формуле:

T = A lg p + B,



Стоит отметить то, что данное соотношение применимо только для T > 273 K. Коэффициенты А и В находятся по следующим формулам:

A = C [lg (T_кр·y_H2S) ]^E;

B = y_H2S[1 - k/(T_кр·y_H2S)^M].

где T_кр - критическая температура гидратообразующей части компонентов газовой смеси;

y_H2S - объемная концентрация сероводорода в газе;

C,E,K,M - параметры, значения которых в зависимости от характеристики гидратообразующей части компонентов сероводородсодержащего газа основываются на табличных данных.

Схема расчёта условий гидратообразования по методу В.А. Хорошилова основывается на следующей последовательности:

- по концентрации гидратообразующих компонентов в составе газе рассчитываются значения T_кр, p_кр, T_кр/p_кр, lg(f_H2S·T_кр);

- по табличным данным определяются значения параметров C,E,K,M.

- рассчитываются коэффициенты А и В.

- по формуле T = A lg(9,86p) + B рассчитывается равновесная температура гидратообразования.

Погрешность данного метода автор оценивает в ±1 ^оС.

Стоит отметить то, что данный метод исключает своё применение в случае малых концентраций сероводорода. Наряду с эмпирическими методами определения равновесных условий гидратообразования существует хорошо зарекомендовавший себя графический метод Бейли-Вишерта.

Метод имеет широкий диапазон применений для газа, содержащего до 50% H₂S в области давлений 0,7-30 МПа. Номограмма Бейли-Вишерта представлена на рисунке 2.5.



Рисунок 2.5. Номограмма Бейли и Вишерта для определения термобарических параметров гидратообразования многокомпонентных газовых смесей (равновесие «газ - вода - гидрат»)

Порядок определения равновесных условий гидратообразования рассматриваться не будет, стоит лишь отметить то, что недостатком данного метода является отсутствие компонентов CO₂ и изобутана. Точность метода оценивается автором в пределах 1,5 ^оС.

Анализ методов определения условий гидратообразования показывает их разделение на два варианта: определяют температуру гидратообразования при заданном давлении, либо давление гидратообразования при заданной температуре.

Авторами В.А. Истомин и В.Г. Квон была предложена собственная методика инженерного расчёта равновесных параметров гидратообразования, которая описывает корреляцию термобарических условий трехфазных равновесий VLH и VIH. Данная методика исключает в себе все основные минусы известных методик определения равновесных условий гидратообразования.

Разработанная аналитическая модель определения равновесных условий гидратообразования применима для многокомпонентного газа, способного образовать гидраты структуры I и II.

На первом этапе определяется равновесное давление гидратообразования p_см при двух реперных температурах, которое в зависимости от компонентного состава газа может находиться по одной из двух формул.

Для определения условий равновесного давления гидратообразования для газа с компонентами способными образовать гидраты структуры I применяется следующая формула.

А для определения равновесий газовых гидратов структуры II применяется формула представленная ниже.

где p_см - равновесное давление образования гидратов, МПа;

y_i - молярное содержание i-го компонента в газовой фазе (заданное на «безводной» основе);

a_i - параметры, зависящие от температуры и определяемые по табличным данным;

p_j - параметры, имеющие смысл равновесного давления гидратообразования индивидуального компонента и определяемый по табличным данным.

После определения равновесных давлений гидратообразования используются следующие зависимости.

ln(p) = - A/T + B или ln(p)z = - A₁/T + B₁,

где A, B, A₁, B₁ - расчётные параметры, являющиеся вспомогательным элементом для описания кривой равновесных условий гидратообразования;

p - полученное равновесное давление гидратообразования;

z - коэффициент сжимаемости газовой смеси.

На основании полученной зависимости возможно рассчитать равновесное давление гидратообразования при необходимой температуре газового потока.

Стоит также отметить то, что наиболее характерные гидраты для газовых месторождений являются гидраты структуры I, когда гидраты структуры II образуются в основном на газоконденсатных месторождениях и в попутном нефтяном газе. При многокомпонентном составе газа допускается применение расчётных моделей для обеих структур гидратов, где по результатам расчётов применяется та газогидратная структура, давление гидратообразования которой ниже.

2.3.2 Зависимость взаимодействия элементов изучаемой системы. Этап 2. Температура окружающего воздуха

Температура газа является, можно сказать, основным фактором, характеризующим равновесные условия гидратообразования. При эксплуатации промысловых газопроводов могут создаваться условия гидратообразования при снижении температуры газа ниже равновесной температуры гидратообразования. Температура газа при транспортировке по промысловой газосборной системе постоянно изменяется и может быть описана кривой, представленной на рисунке 2.6.