Процесс ингибирования при добыче природного газа
Паранук А.А., Кохужева Р.Б., Терещенко И.А., Приходько М.Г., Дрмеян Г.Л.
КубГТУ, МГТУ (Майкоп)
В работе анализируется механизм образования гидратов в промысловых система сбора, рассматривается методика расчета процесса ингибирования. При моделировании принимается известная модель, неизотермического течения газа в полости промыслового газопровода, которая позволяет определить давление и температуру природного газа. Также новый подход к расчету процесса ингибирования с использованием модифицированного уравнения распределения влаги в газе.
В процессах добычи природного газа специалисты, которые занимаются эксплуатацией промысловых систем сбора, сталкиваются с образованием гидратов в трубопроводах, установках подготовки газа. Образования гидратов крайне нежелательный процесс, который приводит к остановке оборудования, а также к его разрушению. Гидраты природного газа образуются в скважинах и газосборных трубопроводах и мешают нормальной эксплуатаций. В свою очередь гидраты — это клатратные соединения, по внешнему виду напоминают рыхлый снег, которые в определенных термодинамических условиях вступают в соединения с водой. Образование гидратов происходит по двум механизмам: быстрый рост гидрата в полости трубопровода или же медленное развитие кристалла с нарастанием внутри трубопровода, что в последующем приводит к разрушению промысловых систем сбора и простою оборудования. Механизм образования гидратов в промысловых системах приведен на рисунке 1.
Рис. 1. Механизм образования гидратов в промысловом трубопроводе: dвн — внутренний диаметр газопровода, мм;
dж — диаметр живого сечения, мм; z — направление оси газопровода; xi — участок образования гидрата, м;
δ - толщина слоя гидрата;
L — длина рассматриваемого участка, м
dж — диаметр живого сечения, мм; z — направление оси газопровода; xi — участок образования гидрата, м;
δ - толщина слоя гидрата;
L — длина рассматриваемого участка, м
Для предупреждения и ликвидации облитерации промысловых систем сбора природного газа необходима дозированная подача ингибитора. Ингибиторами образования гидратов очень часто в эксплуатационных условиях являются этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), пропиленгликоль (ПГ), метанол, а также их смеси [1].
Метанол имеет ряд преимуществ перед другими ингибиторами: он имеет разветвленную сеть поставок, достаточные объемы производства, а также его можно получать из природного газа (конверсия метана).
Определение количества ингибитора (метанола) является технически сложной задачей, которую необходимо решать комплексно с учетом различных факторов, которые влияют на расход ингибитора. Ключевыми подзадачами при расчете ингибитора является определение температуры и давления образования гидрата, объема влаги, которая содержится в природном газе, теплопередачи от стенки к окружающей среде, фазового перехода и т. д.
Авторами [2–4] разработана, на наш взгляд, достаточно точная модель, описывающая процесс течения и образования гидрата в промысловых системах. В основе модели лежит неизотермическое движение природного газа с рядом ограничений для промыслового газопровода, которое по итогу сводится к нахождению давления и температуры и имеет следующий вид:
Метанол имеет ряд преимуществ перед другими ингибиторами: он имеет разветвленную сеть поставок, достаточные объемы производства, а также его можно получать из природного газа (конверсия метана).
Определение количества ингибитора (метанола) является технически сложной задачей, которую необходимо решать комплексно с учетом различных факторов, которые влияют на расход ингибитора. Ключевыми подзадачами при расчете ингибитора является определение температуры и давления образования гидрата, объема влаги, которая содержится в природном газе, теплопередачи от стенки к окружающей среде, фазового перехода и т. д.
Авторами [2–4] разработана, на наш взгляд, достаточно точная модель, описывающая процесс течения и образования гидрата в промысловых системах. В основе модели лежит неизотермическое движение природного газа с рядом ограничений для промыслового газопровода, которое по итогу сводится к нахождению давления и температуры и имеет следующий вид:
где Q — массовый расход природного газа, кг/ч; Cp — молярная теплоемкость природного газа при постоянном давлении (P = const), Дж/(моль·К); D — диаметр трубопровода, м; ψ — коэффициент гидравлического сопротивления; v — удельный объем природного газа, м³/кг; S — площадь поперечного сечения газопровода без гидратного слоя, м2; g — ускорение свободного падения, м/с2; α — коэффициент конвективного теплообмена газа с внешней стенкой канала Вт/м2; φ — угол наклона газопровода к горизонтальной плоскости, град.; P — давление газа в трубопроводе, МПа; T — температура газа, K; Tн — температура на внешней поверхности стенки газопровода, K.
Уравнения (1)–(2) позволяют определить температуру и давление в промысловом газопроводе. Далее подставляем эти данные в выражение [5] для определения влагосодержания и получаем следующий вид уравнения:
Уравнения (1)–(2) позволяют определить температуру и давление в промысловом газопроводе. Далее подставляем эти данные в выражение [5] для определения влагосодержания и получаем следующий вид уравнения:
где Yw — молярная доля воды в газе, определяется по ГОСТ 34807-2021 с помощью переносного гигрометра Hygrovision-mini; Mg — молекулярная масса газа, г/моль; Mw — молекулярная масса воды, г/моль.
Далее необходимо определить температуру образования гидрата по известной математической модели [6] путем преобразования уравнения теплопроводности [7]:
где Tф — температура фазового перехода Tф= Tф(P,T), K; TГ — температура гидрата, K; Tн — температура на внешней поверхности стенки газопровода, K; R0 — радиус чистой трубы (r = R0– δ), м.
Далее для нахождения температуры фазового перехода воспользуемся методикой [8]:
Далее для нахождения температуры фазового перехода воспользуемся методикой [8]:
где TФ0(Р) — величина температуры фазового перехода газ–гидрат при отсутствии ингибитора, который определяется индивидуально непосредственно для конкретного месторождения природного газа (экспериментально):
где K — константа, зависящая от конкретного ингибитора (метанол М = 32,04 г/моль);
C — концентрация метанола %; ΔТф(С) — сдвиг равновесной температуры образования гидратов в присутствии ингибитора K.
C — концентрация метанола %; ΔТф(С) — сдвиг равновесной температуры образования гидратов в присутствии ингибитора K.
Для определения концентрации ингибитора, который приводит к сдвигу температуры образования гидратов на величину ΔТф(С) определяется
При эксплуатации промысловых газопроводов в метанол подается с концентрацией 90–95 % [9].
Для расчета расхода метанола в промысловых системах воспользуемся уравнением:
Для расчета расхода метанола в промысловых системах воспользуемся уравнением:
где W — количество содержащейся в природном газе воды, г/м3; qg1 — количество метанола, содержащегося в поступающем природном газе, кг/1 00 м3; qg2 — количество метанола в газовой фазе при его концентрации в водном растворе СТ, кг/1000 м3; qk1 — количество метанола, содержащегося в поступающем с газом углеводородном конденсате, кг/1000 м3; qk2 — количество метанола, растворяющегося в углеводородном конденсате при концентрации водного раствора метанола СТ, кг/1 000 м3 [10].
В работе приводится усовершенствованная методика расчета расхода ингибитора метанола, с дополнительными изменениями и усовершенствованной математической моделью нахождения влажности природного газа. Рассмотрен механизм образования гидратов в промысловых системах сбора природного газа, а также установлена температура фазового перехода для расчета температур образования гидрата.
В работе приводится математическая модель расчета процесса ингибирования природного газа. Математическая модель определения термобарических параметров (P, T) природного газа построена на неизотермическом течении природного газа. Методика, предложенная в работе, имеет определенные отличия за счет модифицированной модели определения распределения влаги в промысловом трубопроводе, которая позволит сократить расход ингибитора.
1. Запорожец Е.П., Шостак Н.А. Гидраты. Краснодар: Издательский Дом – Юг,
2014. 460 с.
2. Васильев О.Ф., Бондарев Э.А., Каниболотский М.А. Неизотермическое течение газа в трубах. Новосибирск: Наука, 1978. 127 с.
3. Васильев О.Ф., Бондарев Э.А., Каниболотский М.А., Метляева Э.А. Обратные задачи стационарного неизотермического течения газа в трубах // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1977. № 1. С. 143–145.
4. Воеводин А.Ф. Газотермодинамический расчет потоков в простых и сложных трубопроводах // Известия СО АН СССР. Сер. Техн. науки. 1969. Вып. 2. № 8.
С. 45–55.
5. Паранук А.А., Дунаев В.И., Приходько М.Г. Об одной методике определения влагосодержания природного газа в трубопроводных системах // Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2024. Том 10. № 3. С. 60–72.
6. Буц В.В. Модель образования гидратов в трубопроводах в присутствии ингибитора // Территория Нефтегаз. 2010. № 6. С. 20–25.
7. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967. 600 с.
8. Краснов А.Н., Прахова Е.А., Хорошавина М.Ю. Математическая модель процесса гидратообразования в газопроводе // Восточно-Европейский научный журнал. 2018. № 7–2. С. 30–33.
9. Паранук А.А. Оптимизация расхода метанола при проведении расчетов многофазных углеводородных систем // Современная наука: актуальные проблемы теории и практики. Серия: Естественные и технические науки. 2012. № 3. С. 20–26.
10. Буц В.В. Математическое моделирование процесса ингибирования образования гидратов в газопроводах с оптимизацией расхода ингибитора: специальность 05.13.18. Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Саратов: 2012. 153 с.
2014. 460 с.
2. Васильев О.Ф., Бондарев Э.А., Каниболотский М.А. Неизотермическое течение газа в трубах. Новосибирск: Наука, 1978. 127 с.
3. Васильев О.Ф., Бондарев Э.А., Каниболотский М.А., Метляева Э.А. Обратные задачи стационарного неизотермического течения газа в трубах // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1977. № 1. С. 143–145.
4. Воеводин А.Ф. Газотермодинамический расчет потоков в простых и сложных трубопроводах // Известия СО АН СССР. Сер. Техн. науки. 1969. Вып. 2. № 8.
С. 45–55.
5. Паранук А.А., Дунаев В.И., Приходько М.Г. Об одной методике определения влагосодержания природного газа в трубопроводных системах // Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2024. Том 10. № 3. С. 60–72.
6. Буц В.В. Модель образования гидратов в трубопроводах в присутствии ингибитора // Территория Нефтегаз. 2010. № 6. С. 20–25.
7. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967. 600 с.
8. Краснов А.Н., Прахова Е.А., Хорошавина М.Ю. Математическая модель процесса гидратообразования в газопроводе // Восточно-Европейский научный журнал. 2018. № 7–2. С. 30–33.
9. Паранук А.А. Оптимизация расхода метанола при проведении расчетов многофазных углеводородных систем // Современная наука: актуальные проблемы теории и практики. Серия: Естественные и технические науки. 2012. № 3. С. 20–26.
10. Буц В.В. Математическое моделирование процесса ингибирования образования гидратов в газопроводах с оптимизацией расхода ингибитора: специальность 05.13.18. Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Саратов: 2012. 153 с.
Паранук А.А., Кохужева Р.Б., Терещенко И.А., Приходько М.Г., Дрмеян Г.Л.
Кубанский государственный технологический университет, Краснодар, Россия;
Майкопский государственный технологический университет, Майкоп, Россия
rambi.paranuk@gmail.com
Кубанский государственный технологический университет, Краснодар, Россия;
Майкопский государственный технологический университет, Майкоп, Россия
rambi.paranuk@gmail.com
Материалы: промысловый газопровод, переносной гигрометр Hygrovision-mini.
Методы: Теоретико-эмпирические модели, математическое моделирования, анализ данных, ГОСТ 34807-2021
Методы: Теоретико-эмпирические модели, математическое моделирования, анализ данных, ГОСТ 34807-2021
механизм образования гидратов, промысловые газопровод, клатратные соединения, гигрометр, диаметр живого сечения газопровода, облитерации промысловых систем сбора
Паранук А.А. Кохужева Р.Б., Терещенко И.А., Приходько М.Г., Дрмеян Г.Л. Совершенствование методики процесса ингибирования при добыче природного газа // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 6. С. 118–120. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-118-120
23.09.2024
УДК 622.279
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-118-120
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-118-120
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88