Определения влагосодержания в промысловых трубопроводах
Паранук А.А., Кохужева Р.Б., Терещенко И.А., Приходько М.Г., Дрмеян Г.Л.
КубГТУ, МГТУ (Майкоп)
В работе проведен анализ методов определения влаги на действующих месторождениях в промысловых трубопроводах. Представлена авторская математическая модель расчета давления и температуры и определения распределения влаги в природном газе в промысловых трубопроводах. Установлено, что классическое уравнение имеет определенные недостатки и приводит к перерасходу ингибитора при использовании его в технологических расчетах расхода ингибитора. Также представлены результаты прямых и теоретических расчетов по определению распределения влаги в промысловых газопроводах.
Промысловые системы сбора природного газа в большей степени подвержены образованию гидратов, особенно в зимний период эксплуатации. В этой связи необходимо в соответствии с п. 6.1.2 СТО Газпром 2-3.5-454-2010, при условии невыполнения требований — п. 4.1 таб. 1 СТО Газпром 089-2010 («температура точки росы газа по воде (ТТРв) при абсолютном давлении 3,92 МПа, не выше: в зимний период для умеренного климата –10 °С, а для холодного –20 °С») на основании паспорта качества газа, согласно ГОСТ 5542-2022, подавать ингибитор в трубопровод для предупреждения образования гидратов [1].
Исследования, посвященные проблеме определения расхода ингибитора, приводятся в работах [2–5]. Установлено, что расход ингибитора зависит от давления, температуры и в большей степени от влагосодержания добываемого природного газа. В работах [3–6] приводится эмпирическое уравнение определения распределения влагосодержания по длине газопровода.
Исследования, посвященные проблеме определения расхода ингибитора, приводятся в работах [2–5]. Установлено, что расход ингибитора зависит от давления, температуры и в большей степени от влагосодержания добываемого природного газа. В работах [3–6] приводится эмпирическое уравнение определения распределения влагосодержания по длине газопровода.
где W — влажность газа, г/м3; x — сечение трубопровода, м; P(x) — давление в сечении трубопровода, МПа; T(x) — температура в сечении трубопровода, °C.
Анализ уравнения (1) позволил установить, что данное уравнение не всегда позволяет определить правильное распределение влаги в промысловых системах, особенно когда возникает переход из гомогенной системы в гетерогенную (образования 2-, 3-фазных потоков) внутри промыслового трубопровода.
В этой связи предлагается воспользоваться авторским уравнением [1, 3]:
В этой связи предлагается воспользоваться авторским уравнением [1, 3]:
где Yw — молярная доля воды в газе, определяется по ГОСТ 34807-2021; Mg — молекулярная масса газа, г/моль; Mw — молекулярная масса воды, г/моль.
Для определения давление P(x) внутри газосборного коллектора (промысловый трубопровод) воспользуемся нелинейной разностной схемой и уравнением для гидравлических потерь с учетом изменения плотности и температуры [6, 7]:
Для определения давление P(x) внутри газосборного коллектора (промысловый трубопровод) воспользуемся нелинейной разностной схемой и уравнением для гидравлических потерь с учетом изменения плотности и температуры [6, 7]:
где Q — расход природного газа в трубопроводе, кг/с; D — диаметр трубопровода, м; R0 — газовая постоянная, Дж/(моль К); λ — коэффициент теплопроводности газа, Вт/(град м), L — длина трубопровода, м.
Шаг по координате вдоль трубопровода в направлении течения — ΔL=L/n; k = 1,….n — число шагов до текущего сечения шлейфа, при n > 50 почти не влияет на точность расчета [6, 7].
Шаг по координате вдоль трубопровода в направлении течения — ΔL=L/n; k = 1,….n — число шагов до текущего сечения шлейфа, при n > 50 почти не влияет на точность расчета [6, 7].
Выбор корня осуществляется из естественного уровня положительности давления [6,7]:
Для определения T(x) температуры газа в промысловом трубопроводе воспользуемся уравнением:
где α, β — безразмерные коэффициенты переноса тепла, они обратно пропорциональны числу Нуссельта, то есть αβ=8/πNu. T1, T2 — температуры природного газа на выходе из скважины и на входе в установку подготовки газа, °С; T+ — температура окружающей среды, °С [6, 7].
Для проверки предложенной методики расчета проводился сравнительный анализ результатов расчета и прямых измерений, полученных переносным прибором Hygrovision-mini, исследование проводилось в течение 1 месяца на трех объектах. Молярную долю воды в природном газе определяли непосредственно в начале исследуемого участка газопровода (с выхода из скважины) путем прямого измерения согласно ГОСТ 34807-2021. Корректировка значения давления проводилась с помощью дифференциального манометра, исследование проводилось в трех точках действующих газосборных коллекторов.
В таблицу 1 были внесены усредненные значения полученных данных после статистической обработки в пакете Microsoft Excel 2020.
Для проверки предложенной методики расчета проводился сравнительный анализ результатов расчета и прямых измерений, полученных переносным прибором Hygrovision-mini, исследование проводилось в течение 1 месяца на трех объектах. Молярную долю воды в природном газе определяли непосредственно в начале исследуемого участка газопровода (с выхода из скважины) путем прямого измерения согласно ГОСТ 34807-2021. Корректировка значения давления проводилась с помощью дифференциального манометра, исследование проводилось в трех точках действующих газосборных коллекторов.
В таблицу 1 были внесены усредненные значения полученных данных после статистической обработки в пакете Microsoft Excel 2020.
Табл. 1. Сравнительный анализ влагосодержания природного газа
В работе проанализированы разные методы определения влаги в промысловых коллекторах эксплуатируемых месторождений. Установлено, что эмпирическое уравнение (1), которое приводится в различных источниках, имеет отклонения по сравнению с прямыми измерениями, которые проводились гигрометром Hygrovision-mini, и оно также менее точное, чем авторское уравнение.
В работе приводится несколько авторских математических моделей для определения распределения влаги в газосборных коллекторах, установлено, что классическое уравнение имеет большую погрешность и использование его в расчетах ингибитора образования гидратов приведет к перерасходу химического реагента. Также оно не может быть откорректировано, так как не имеет поправочных коэффициентов, которые можно было бы внести после прямых измерений влаги в трубопроводе переносными гигрометрами.
1. 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. Т. 10. № 3. С. 60–72.
2. Мустафин Ф.М., Коновалов Н.И., Гильметдинов Р.Ф. и др. Машины и оборудование газонефтепроводов. Уфа: Уфимский нефтяной институт, 2002. 383 с.
3. Паранук А.А., Никулин А.В. Разработка программы для расчета влагоемкости газа в программе Борланд Делфи 7.0 // Экспозиция Нефть Газ. 2014. № 1. С. 49–50.
4. Паранук А.А. Программа для расчета влагосодержания природного газа: свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ 2024617096 РФ. Правообладатель Кубанский государственный технологический университет.
№ 2024615215; заявл. 15.03.2024; опубл. 28.03.2024.
5. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных условиях. М.: Недра, 1976. 197 с.
6. Bykov I.Y., Paranuk A.A., Bunyakin A.V. Mathematical simulation of temperature conditions of hydrate formation in the field gas collectors of the western Pestsovaya area of the Urengoi oil and gas condensate field. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 2022, Vol. 95, issue 1, P. 223–229. (In Eng).
7. Паранук А.А. Совершенствование математической модели расчета образования гидратов в шлейфах газосборной сети // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. № 2. С. 133–141.
2. Мустафин Ф.М., Коновалов Н.И., Гильметдинов Р.Ф. и др. Машины и оборудование газонефтепроводов. Уфа: Уфимский нефтяной институт, 2002. 383 с.
3. Паранук А.А., Никулин А.В. Разработка программы для расчета влагоемкости газа в программе Борланд Делфи 7.0 // Экспозиция Нефть Газ. 2014. № 1. С. 49–50.
4. Паранук А.А. Программа для расчета влагосодержания природного газа: свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ 2024617096 РФ. Правообладатель Кубанский государственный технологический университет.
№ 2024615215; заявл. 15.03.2024; опубл. 28.03.2024.
5. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных условиях. М.: Недра, 1976. 197 с.
6. Bykov I.Y., Paranuk A.A., Bunyakin A.V. Mathematical simulation of temperature conditions of hydrate formation in the field gas collectors of the western Pestsovaya area of the Urengoi oil and gas condensate field. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 2022, Vol. 95, issue 1, P. 223–229. (In Eng).
7. Паранук А.А. Совершенствование математической модели расчета образования гидратов в шлейфах газосборной сети // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. № 2. С. 133–141.
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: переносной гигрометр Hygrovision-mini, дифференциальный манометр.
Методы: математическое моделирование, теоретико-эмпирическая модель, ГОСТ 34807-2021, ГОСТ 5542-2022.
Методы: математическое моделирование, теоретико-эмпирическая модель, ГОСТ 34807-2021, ГОСТ 5542-2022.
промысловые трубопроводы, гомогенная и гетерогенная системы, гидраты природного газа, температура точки росы по воде, температура точки росы газа по воде, влага, ингибитор
Паранук А.А., Кохужева Р.Б., Терещенко И.А., Приходько М.Г., Дрмеян Г.Л. Совершенствование методики определения влагосодержания в промысловых трубопроводах // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 6. С. 114–116. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-114-116
21.09.2024
УДК 622.279
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-114-116
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-114-116
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88