Дипломная работа: Разработка методики предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах

l_н = 19,1·l_c

Также температура нейтрального слоя может быть принята среднегодовой температуре земной поверхности в соответствующем районе.

Как показывает практика, большинство разрабатываемых газовых месторождений в России за последние годы (Харбейское, Русское, Новопортовское, Дороговское, Уренгойское и другие) расположены в районах Крайнего Севера, поэтому целесообразно рассмотреть условия характеристики возможного влияния вечной мерзлоты на температуру газа.

Структура мерзлоты в районах Крайнего Севера может быть разделена на несколько основных слоёв:

1. Первым слоем является поверхностный слой мерзлоты, который имеет свойство сезонности и чаще всего называется слой сезонного промерзания/оттаивания. Сезонность данного слоя зависит от наступления плюсовых температур летом, когда происходит оттаивание и от наступления низких температур, когда происходит промерзание грунта. За счёт промерзания и оттаивания грунта происходят сезонные пучения и осадки грунта, что говорит о его нестабильности. Мощность данного слоя может достигать пяти метров.

Стоит отметить то, что заложение подземных газопроводов на таких грунтах производят на глубину превышающую мощность слоев сезонного оттаивания.

2. Данный слой можно назвать переходным от слоя сезонного оттаивания и промерзания до толщи вечной мерзлоты. Мощность данного слоя может достигать до 30 метров. Основным отличием от слоя сезонного оттаивания и промерзания является его стабильное состояние в замороженном состоянии. Температура данного слоя может быть охарактеризована как сезонно изменчивая температура в верхних границах слоя от минусовых температур до 0 ^оС, когда нижняя граница слоя колеблется в диапазоне температур минимум минус 4-5 ^оС.

Характерной особенностью данного слоя является наибольшая льдистость.

3. Третий слой называется многолетнемерзлым или вечной мерзлотой. Данный слой наиболее устойчив и не имеет влияния от сезонных колебаний температур окружающего воздуха. Верхние слои имеют в среднем температуры в диапазоне минус 4-5 ^оС. Также существуют другие разновидности многолетнемерзлых пород, расположенных в более южных районах. Главным критерием в анализе влияния температуры окружающего воздуха на температуру газа является то, что температурный режим Крайнего Севера складывается таким образом, что промысловые газопроводы прокладываются в вечномерзлых грунтах, где средняя температура грунта находится в диапазоне температур от минус 2 ^оС до минус 5 ^оС.

Рассмотрим формулу, по которой возможно определение приблизительной температуры газа на заданном участке газопровода.

t = t₀ + (t_н + t₀)·e^-ax - ( I · (1 - e^-ax))/a,

где t - искомая температура газа на расстоянии X от точки замера начальной температуры газа t_н, ^оС;

t₀ - температура грунта на уровне газопровода (определяется экспериментальным методом, либо принимается на основании руководства климатологическими справочниками), ^оС;

I - средний коэффициент Джоуля-Томсона, отнесенный к единице длины.

При определении температуры газа, очевидно, может быть выделена зависимость между температурой газа и температурой грунта, когда как эта зависимость может быть скорректирована наличием теплоизоляционного слоя на промысловом газопроводе.

Не учитывая возможный теплоизоляционный слой на промысловом газопроводе, может быть описана зависимость «температура окружающего воздуха - температура грунта - температура газа в газопроводе». Данная зависимость может быть описана по формуле описанной выше.

Где зависимость может быть отражена через коэффициент a, который определяется по следующей формуле.

a = K·р·D/G·C_p,

где K - коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту, ккал/ч·м²·град;

D - внешний диаметр газопровода, м;

G - весовой расход газа, кг/ч;

C_p - теплоемкость газа, ккал/кг·град.

Где коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту определяется по основам теплопередачи, где основополагающей в данном случае служит следующая формула.

Где d₁ - внутренний диаметр трубопровода, м;

d₂ - наружный диаметр трубопровода с учетом теплоизоляции, м;

a₁ - коэффициент теплоотдачи от газа к стенке, ккал/ч·м²·град;

a₂ - коэффициент теплоотдачи от наружной стенки газопровода к грунту, ккал/ч·м²·град;

d_ср - средний диаметр стальной стенки газопровода, м;

д - толщина стенки газопровода, толщина теплоизоляции, м;

л - теплопроводность, ккал/ч·м·град.

Таким образом, влияние температуры окружающего воздуха отражается на температуре грунта, в котором находится промысловый газопровод. Влияние температуры грунта напрямую влияет на температуру стенки газопровода. В случае наличия теплоизоляционного покрытия у промыслового газопровода влияние температуры грунта ухудшается на коэффициент теплопроводности теплоизоляционного покрытия, но, не смотря на это, влияние в любом случае присутствует, так как теплоизоляционное покрытие не способно полностью изолировать влияние температуры грунта на температуру стенки газопровода, другими словами на температуру газа. Влияние температуры окружающего воздуха отражается на изменении температуры газа по экспоненте.

2.3.3 Зависимость взаимодействия элементов изучаемой системы. Этап 3. Конструктивные параметры

Конструктивные параметры технологических решений при обустройстве газового промысла, безусловно, имеют влияние на условия образование гидратов в промысловом газопроводе.

Система обустройства газового промысла может быть охарактеризована через основные параметры системы: давление газосборных трубопроводов, температура, компонентный состав газа, дебитом скважин. Влияние этих параметров определяет зависимости определяющие изменение параметров газа при его транспортировке на протяжении всей разработки месторождения. При обустройстве газового промысла их эксплуатация осложняется исключительно наличием условий гидратообразования [13,14].

Образование гидратов напрямую зависит от режима эксплуатации скважин, поэтому режим эксплуатации скважин является неким рычагом воздействия на условия гидратообразования на протяжении всей протяженности промысловых газопроводов, регулируя режимы эксплуатации скважин можно изменять параметры газового потока поступающего в шлейф промыслового газопровода. Конструктивные параметры системы обустройства газового промысла также способны в некоторых случаях обеспечить безгидратный режим эксплуатации промыслового газопровода, но в районах Крайнего Севера некоторые конструктивные решения способны лишь отодвинуть точку возникновения благоприятных условий для гидратообразования. Такие конструктивные решения называются методами предупреждения гидратообразования без использования антигидратных реагентов. Основными направлениями методов предупреждения гидратообразования без использования антигидратных реагентов являются:

- поддержание термобарических режимов эксплуатации для обеспечения безгидратных условий;

- использование методов, направленных на предупреждение отложения гидратов, с возможным их образованием.

Конструктивные решения, связанные с методами предупреждения гидратообразования без применения антигидратных реагентов, могут быть подразделены на пассивные и активные методы. Основным пассивным методом может быть выделено применение теплоизоляционного покрытия, когда к активным методам может быть отнесено применение подогрева газа.

Применение теплоизоляции промысловых газопроводов на примере Ямбургского месторождения оказалось эффективным техническим решением, даже с учетом того, что это не позволило обеспечить безгидратный режим эксплуатации промыслового газопровода, но удалось уменьшить расход метанола. В системах промыслового газосбора как уже ранее отмечалось происходит охлаждение газа на протяжении всей длины газового коллектора, что может быть обусловлено возникновением процесса гидратообразования не только на северных, но и на южных месторождениях.

В данном случае следует уделить внимание температуре газа. В данном случае температура газа может зависеть не только от влияния температуры окружающего воздуха, но и от общей длины общего коллектора или шлейфов, способа их прокладки и теплоизоляции.

Основными конструктивными решениями, выступающими в роли регуляторов термобарических режимов, как уже было ранее отмечено, являются теплоизоляция трубопровода и его подогрев. При применении теплоизоляции возможно достигнуть существенной экономии ингибитора.

При рассмотрении методов подогрева трубопровода можно выделить попутный электроподогрев, который является существенным преимуществом для поддержания заданного термобарического режима эксплуатации газового промысла. С точки зрения экономической части электроподогрев трубопроводов в Крайнем Севере почти не практикуется.

Рассмотрим теплоизоляцию, как конструктивный параметр воздействия на возникновение процесса гидратообразования. В первую очередь, необходимо понять какими свойствами обладает теплоизоляционное покрытие, какие оно имеет недостатки и преимущества.

Примером применения теплоизоляционного покрытия для труб может выступать одна из популярных компаний, производящих теплоизоляцию для трубопроводов из экструзионного пенополистирола, технические характеристики данного теплоизоляционного покрытия представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Технические характеристики теплоизоляционного покрытия на основе экструзионного пенополистирола

Основным интересующим параметром теплоизоляционного покрытия трубопровода является его теплопроводность, равная 0,028 Вт/(м?°С).

В сравнение можно сказать то, что теплопроводность стали приблизительно равна 47 Вт/(м?°С), что в ~1678 раз больше. Таким образом, по формуле определения теплопередачи возможно определение разницы влияния температуры грунта на температуру газа с теплоизоляцией и без неё.

При всех прочих равных условиях применение теплоизоляционного покрытия толщиной в 100 мм определяет коэффициент теплопередачи, имеющий значение в ~168 раз меньше при условии не применения теплоизоляционного покрытия на подземном промысловом газопроводе.

Также стоит отметить то, что в совокупности применение подземного способа прокладки и теплоизоляционного покрытия трубопровода обуславливают более стабильные термобарические параметры газа. На газовых скважинах в устьевой фонтанной арматуре частым явлением является применение штуцеров. Работу газовых скважин возможно регулировать противодавлением на забой скважины путём поддержания требуемого давления на устье скважины, что обусловлено применением штуцера. Штуцера подразделяются на две основные конструкции: регулируемые и нерегулируемые. Применение штуцеров на устьевой фонтанной арматуре также может быть обусловлено экономическим фактором, при снижении давления после штуцера на выкидной линии давление газового потока уменьшается в зависимости от настройки штуцера и позволяет проектировать газосборные сети на меньшее расчётное давление.

На рисунке 2.7 представлен регулируемый устьевой штуцер.

Рисунок 2.7. Устьевой регулируемый штуцер

1 - корпус насадки; 2 - шпиндель; 3 - втулка; 4 - сменная насадка

Данное конструктивное решение способно обеспечить контролируемый режим эксплуатации скважины и газосборных сетей.

Стоит отметить то, что наиболее часто гидраты выпадают в проходных сечениях штуцеров и выкидных линиях, расположенных за штуцерами, что вызвано резким понижением температуры в связи с редуцированием газа. Не смотря на это, существует метод борьбы с образованием гидратов многоступенчатым изменением давления при помощи штуцеров. Данный способ применим для высокодебитных скважин, эксплуатирующийся при высоких давлениях, где возникает процесс гидратообразования в связи с редуцированием газа в штуцерах.

В данных условиях при близком расположении штуцеров этот метод не имеет никакой эффективности, так как суммарное понижение температуры в этом случае незначительно отличается от понижения температуры при установке одного штуцера.