Разработка методов раннего обнаружения гидратообразования в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций (стр. 2 )

Начало зоны конденсации xт. р. в газопроводе при Т = Тт. р. определяется по формуле

, (16)

где , (17)

где k – коэффициент теплопередачи в окружающую среду; D – наружный диаметр газопровода; – плотность газа; Q – объемный расход газа, Ср – удельная теплоемкость газа.

Для нормальной работы газопровода осушку газа

необходимо проводить ниже точки росы – температуры до которой следует охлаждать газ, чтобы он достиг состояния насыщения водяным паром при данном влагосодержании и неизменном давлении. При достижении точки росы в газе или на предметах, с которыми он соприкасается, начинается конденсация водяного пара.

Таблица 2 – Коэффициентов Джоуля-Томсона

Давление МПа	Температура газа, К
248	273	298	323	348	373
0,10	5,6	4,8	4,1	3,5	3	2,6
0,52	5,5	4,7	4	3,4	3	2,6
2,5	5	4,3	3,6	3,1	2,6	2,3
5,15	4,5	3,8	3,3	2,8	2,4	2,1
10,30	3,6	3,2	2,7	2,5	2,1	1,9

Осушку газа обычно осуществляют ниже точки росы 5-7К. Толщину образовавшегося в газопроводе гидрата можно определить по формулам:

– для точки росы от 273 до 243 К

; (17)

– для точки росы от 273 до 233К

. (18)

Переменные параметры p, T, D определяет через коэффициенты n и m (таблица 3). Данные формулы применяют, когда температура транспортируемого газа будет ниже точки росы.

Один из методов борьбы с гидратообразованием – является ввод в поток газа ингибиторов, в качестве которых применяются метиловый спирт (метанол).

Среднее давление газа в газопроводе

. (19)

Влагосодержание газа определяется по формуле

, (20)

где А1, В1 коэффициенты которые определяются по таблице 4 и зависят от Тн температуры газа.

Влагосодержание холодного газа определяется по формуле

. (21)

Изменение влагосодержания газа

, (22)

Количество жидкой фазы, выделившейся из газа

. (23

Температура образования гидрата Тгидр определяем на оснований среднего давления рср.

Необходимо снижение точки замерзания раствора определяться по формуле

. (24)

Содержание метанола в жидкости определяется на оснований .

Таблица 3 – Параметры коэффициентов для разных диаметров

Темпе-ратура, газа, К	D = 500 мм	D = 1000 мм	D = 1200 мм
m	n	m	n	m	n
273	0,0207	0,0433	0,0085	0,0816	0,0076	0,0166
263	0,0116	0,0246	0,0046	0,01025	0,0046	0,00965
253	0,0064	0,0133	0,0038	0,00400	0,0037	0,00722
243	0,0041	0,0087	0,0031	0,063	0,0016	0,0034
233	0,00072	0,00031	0,00036	0,000155	0,003	0,000125
223	0,00046	0,00025	0,00048	0,00025	0,00039	0,0002

Концентрация метанола в газе определяется по формуле

. (25)

Где Мж– содержание метанола в жидкости, Км – отношение количество паров метанола к его содержанию в жидкости.

Количество метанола, насыщающего жидкость

. (26)

Количество метанола, насыщенного газа

. (27)

Количество метанола, вводимого в газопровод

. (28)

Удельный расход газа

. (30)

Таблица 4 – Зависимости коэффициентов от температуры

T, К	А	В	T, К	А	В
233	0,1451	0,00347	297	22,80	0,1343
235	0,1780	0,00402	299	25,50	0,1453
237	0,2189	0,00465	301	28,70	0,1595
239	0,2670	0,00538	303	32,30	0,1740
241	0,3235	0,00623	305	36,10	0,1895
243	0,3930	0,00710	307	40,5	0,207
245	0,4715	0,00806	309	45,2	0,224
247	0,5660	0,00921	311	50,8	0,242
265	2,550	0,0271	329	126	0,487
267	2,990	0,3035	331	138	0,521
269	3,480	0,03380	333	152	0,562
271	4,030	0.03770	335	166,5	0,599
273	4,670	0,04180	337	183,3	0,645

В пятой главе приведена практическая реализация результатов исследования. Автором на оснований теоретических и экспериментальных исследовании разработан алгоритм и программа «Расчет гидратообразования в магистральных газопроводах ».

Для начала работы с программы необходимо ознакомиться с файлом справкой. Следующий этап это ввод данных. Данные вводиться в системных единицах, которые приведены в файле справке.

Пример ввода данных:

Коэффициент теплопроводности k = 1740,

Диаметр трубопровода D = 1420,

Расход газа Q = 1

Теплоемкость газа Cp = 2512,

Точка росы природного газа Тт. р. = 245,

Начальная температура газ Тнач. =265,

Температура окружающей среды Токр. = 240,

Давление в начале участка газопровода Рнач. =5,8,

Давление в конце участка газопровода Рконц. =4,3,

Длина расчетного участка газопровода L = 1

Коэффициент Джоуля-Томсона nu = 3,4,

Плотность газа = 0,678,

Пример вывода данных:

Расчетный коэффициент a = 0,,

Начало зоны конденсации X. н = 19032 метров = 19,032 км,

Конец зоны конденсации X. к = 73763 метров = 73,763км,

Среднее давление газа в газопроводе Рср = 5,09 МПа,

Температура в начале зоны конденсации Т = 245,0 K,

Температура в конце зоны конденсации Т = 240,0 K,

Средняя температура в газопроводе на рассматриваемом

участке Т = 243,0 K,

Влагосодержание газа 0,0771 г/м3,

Влагосодержание холодного газа 0,528 г/м3,

Изменение влагосодержания газа 0,451 г/м3,

Количество жидкой фазы, выделившейся из газа 587 кг/сут,

Температура образования гидрата (Тгидр) определяем на основании среднего давления (Рср) и плотности газа Тгидр = 289 К,

Определяем разность между температурой гидратообразования и начальной температурой газа (Тгидр-Тн) = 24 К,

Содержание метанола в жидкости Мж определяется на

оснований (Тгидр-Тн)+273 К,

Содержание метанола Мж = 35,5 %,

Концентрация метанола в газе Км = 0,0709 г/м3,

Количество метанола, насыщающего жидкость

Gм. ж.=322,9 кг/сут,

количество метанола, насыщающего газ Gм. г.=92 кг/сут,

количество метанола вводимого в газопровод Gм=415 кг/сут,

Удельный расход метанола qм=0,0003190 кг/м3

Разработанные алгоритмы, и программа работают быстро и надежно, просты в применении, что позволяет, использовать их либо непосредственно для практических расчетов. Такая программа, расчета гидратообразования в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах была внедрена на КС «Береговая» для расчета и определения участков возможного гидратообразования и нормирования расхода метанола в зимний период.

Экономический эффект от использования разработанной программы для гидратообразования в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах по экспертным данным с учетом экономий метанола составляет 0,5млн. руб в год.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана методика снижения расхода ингибитора магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций.

2. Проведен анализ механизма образования гидратов магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций в пусковой период.

3. Разработан алгоритмов и программа для расчета участков возможного гидратообразования при соответствующих термобарических условиях в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ

В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

Рецензируемые журналы, входящие в перечень ВАК при Минобрнауки РФ:

1. Паранук эффективности современных методов технического диагностирования предупреждения гидратообразования // Научно-информационный сборник «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья» выпуск. – 2012. – № 3. – С. 28–31.

2. Паранук алгоритма расчета гидратообразования в газопроводе на языке программирования Турбо Паскаль 7.1 // Научно-информационный сборник «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья». – 2013. – № 2. – С. 14–18.

3. , Паранук гидратоопасного интервала скважины и способов предотвращения условий гидратообразования // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». – 2012. – № 1. – С. 33–43.

4. Паранук программы для расчета гидрато-образования в МГ на программе Борланд Дельфи 7.0 // Научно-техниче-ский журнал «Экспозиция нефть газ». – 2013. – № 5. – С. 63–68.

5. Паранук контроль газосборной сети // Научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2012. – Т. 10. – № 1. – С. 36–41.

Статьи в других журналах и тезисы в материалах, трудах международных и всероссийских конференций:

6. Паранук расхода метанола при проведении расчетов многофазных углеводородных систем // Научно-практический журнал «Современная наука» актуальные проблемы теорий и практики. Серия: Естественные и технические науки. – 2012. – № 3. – С. 20–27.

Подписано в печать 26.11.2013. Печать трафаретная.

Формат 60x84 1/16. Усл. печ. л. 1,35. Тираж 100 экз. Заказ № 000.

Дом-Юг»

г. Краснодар, , корп. «В», оф. В-120

e-mail: [e-mail] Сайт: http://id-yug.com