Разработка методов раннего обнаружения гидратообразования в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций (стр. 1 )

На правах рукописи

Паранук Арамбий Асланович

Разработка методов раннего обнаружения

гидратообразования в магистральных

газопроводах и технологических

трубопроводах компрессорных станций

Специальность: 05.02.13 – машины, агрегаты и процессы

(в нефтегазовой отрасли)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Краснодар – 2013

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный

технологический университет» (КубГТУ)

Научный руководитель:	доктор технических наук, профессор
Официальные оппоненты:	доктор технических наук, профессор , ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»
	кандидат технических наук , ОАО «НИПИгазпереработка» (г. Краснодар)
Ведущая организация:	-производственная компания «ЭКСБУР-К0» (г. Краснодар)

Защита состоится «27» декабря 2013 года в 900 часов на заседании диссертационного совета ДМ 212.100.08 в ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет» г. Краснодар, ул. Московская, 2, ауд. Г-248.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет».

Автореферат разослан «27» ноября 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

кандидат химических наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. С развитием газодобывающей промышленности усилилась проблема газовых гидратов, которые осложняют технологию добычи транспорта, хранения и переработки газов, так как газы всех известных месторождений углеводородов в определенных термобарических условиях вступают в соединения с водой и образуют газогидраты, скапливаются в различных системах трубопроводов и оборудования. Особенно в пусковой период магистрального газопровода и технологических трубопроводов компрессорных станций.

Вследствие чего, проблема ликвидации гидратообразования остается не до конца решенной. Как показала практика, наиболее эффективным и экономически выгодным средством борьбы с гидратообразованием являются ингибиторы, среди которых, в соотношении цены и эффективности воздействия, самым доступным является метанол.

На практике фактический расход (Q) метанола на предприятиях добычи и транспорта часто завышен, вследствие его нерационального использования. С увеличением темпов добычи и транспорта газа, потребление метанола (CH3OH) будет только увеличиваться. На сегодняшний день, потребность в метаноле только на предприятиях достигает около 250 тыс. тонн в год. Рост расхода метанола сопровождается и увеличением его стоимости. На данный момент метанол на российском рынке продается по цене от 8000 до 20000 руб/т. Обеспечение метанолом районов Крайнего севера, увеличивает его стоимость как минимум в два раза, а для некоторых месторождений, таких как: Ямал, Восточная Сибирь, а проблемы с доставкой в зимние периоды приводят к увеличению стоимости метанола в три раза.

Поэтому, в настоящее время, весьма актуальна проблема разработки единого подхода к нормированию расхода метанола включающий все последние научно-технические разработки, с внедрением их в технологический процесс добычи и транспорта газа. Такая методика дает возможность проводить технологические расчеты с большей точностью, выявить и устранить причины повышенного расхода ингибитора гидратообразования, а также создавать новые технологические приемы, которые способствуют сокращению расхода ингибитора.

Цель работы. Разработка методики раннего диагностирования появления участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования на магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций, особенно в пусковой период.

Основные задачи исследования:

1. Определение основных причин образования гидратов в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций в период пусконаладочных работ.

2. Разработка теоретической основы анализа образования гидратов для оценки технического состояния магистральных газопроводов и технологических трубопроводов компрессорных станций.

3. Разработка методики регулирования технологического процесса перекачки газа в случае обнаружения гидратов по магистральным газопроводам и технологическим трубопроводам компрессорных станций.

4. Разработка алгоритмов и программ для расчета обнаружения участков возможного гидратообразования при соответствующих термобарических условиях в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций.

5. Практическая реализация результатов исследований и разработанных методик предупреждения образования гидратов и эффективного управления транспортом.

Практическая значимость и реализация результатов работы. Данная работа внедрена для расчета раннего обнаружения возможного гидратообразованию участков и нормирования расхода метанола оперативно - диспетчерского управления компрессорной станции «Береговая» трубопровода «Голубой поток», трансгаз Краснодар».

Обоснованность и достоверность результатов, научных положений и выводов, содержащихся в диссертационной работе, подтверждается согласованностью полученных результатов с известными теоретическими и экспериментальными данными. Достоверность экспериментальных данных обеспечивается использованием современных средств измерений и стандартных методик проведения исследований, а также методов статистической обработки данных.

Личный вклад автора заключается в постановке задачи исследования, в разработке методических основ алгоритмов для расчета участков возможного гидратообразования при соответствующих термобарических условиях в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций, разработана программы для расчета гидратообразования в магистральных газопроводах и расчета нормированию удельного расхода метанола.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Разработка теоретических основ анализа образования гидратов для оценки технического состояния магистральных газопроводов и технологических трубопроводов компрессорных станций.

2. Разработка алгоритмов и программ для расчета участков возможного гидратообразования при соответствующих термобарических условиях в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций пусковой период.

3. Программное обеспечение расчета образования гидратов в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций.

Апробация работы. Основные результаты исследований по теме диссертации докладывались на: конференции молодых специалистов «Проектирование, строительство и эксплуатация объектов транспорта газа», г. Краснодар, трансгаз Краснодар» 14–15 ноября 2010г., 1–3 ноября конференции молодых специалистов «Проектирование, строительство и эксплуатация объектов транспорта газа», г. Анапа трансгаз Краснодар».

Публикации результатов работы. Содержание работы опубликовано в 6 трудах, из которых 5 включены в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в РФ в соответствии с требованиями ВАК при Минобрнауки России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций. Список используемых источников содержит 120 наименований. Работа изложена на 115 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц, 20 рисунков, и два приложения.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность научных исследований, сформулированы цель и основные задачи работы, показана практическая значимость и научная новизна.

В первой главе рассмотрены условия образования гидратов и способы борьбы с образованиями гидратов в магистральных газопроводов и технологических трубопроводах компрессорных станций.

Гидраты образуются при наличии влаги в газе определенных давлениях и температурах. На диаграмме, представленной на рисунке 1 показано условие образование гидратов. Гидраты образуются в областях расположенных влево от кривых 2, 5. При пересечении кривых 1, 2, 5 образуются критическая точка расположения гидратов С. В точке В образованной при пересечений кривых 2 и 3 , существует система гидрат – лед – вода – газ. При нагреве падение давления ниже критической температуры это приводит к разложению на воду и газ.

Рисунок 1 – Диаграмма фазового состояния гидратов:

1 – упругость паров влаги; 2 – равновесные условия

образования гидратов; 3 – равновесная граница между гидратом и льдом; 4 – понижение температуры замерзания воды; 5 – зависимость

критической температуры разложения гидратов от давления

Исследованы и проанализированы существующие способы борьбы с гидратами, а именно: понижение давление в системе ниже равновесного; повышения температуры газа выше равновесного; осушка газа для предупреждения конденсаций паров воды, ввод ингибиторов метанола.

Предупреждение образование гидратов подогревом газа заключается в том, что при сохранения давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприемлем, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа целесообразнее охлаждать его с учетом затрат на более глубокую осушку газа, поскольку это позволяет заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим числом компрессорных станции. Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях, где при больших перепадах давления, вследствие дроссельного эффекта, температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, и диафрагмы др.

Предупреждение образование гидратов снижением давления заключается в том, что при сохранений температуры в газопроводе давление снижается ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применим и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидации гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время от нескольких минут до нескольких часов для разложения гидратов.

Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных температурах, иначе гидратная пробка перейдет в ледяную.

Метод снижения давления применяется в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе в сочетании с ингибиторами, так как в противном случае, после повышения давления гидраты появляются вновь. Таким образом более эффективным методом является подача ингибитора (метанола) газопровод .

Удельный расход ингибитора для предупреждения процесса гидратообразования рассчитывается по формуле(1):

, (1)

где и – влажность газа в точке соответственно ввода и вывода ингибитора; с1 и с2 – массовая концентрация соответственно вводимого и выводимого ингибитора; a – коэффициент, определяющий отношение массового ингибитора в водном растворе, контактирующем с газом.

Величина с2 определяется по графику приведенному на рисунке 2.

Рисунок 2 – График снижения температуры гидратообразования

при вводе в газовый поток метанола

В зависимости от требуемого снижения температуры гидратообразования:

(2)

где Тр – равновесная температура гидратообразования газа; Тг – температура газа в газопроводе.

Для уменьшения расхода метанола его необходимо вводить в начале зоны гидратообразования в газопроводе (рисунок 3). Экономически метанол выгодно применять при больших расхода газа, когда из-за высоких капиталовложений не рационально использовать другие методы. Такой способ целесообразного применять также там, где гидраты образуются редко и в небольших количествах, когда метанол следует вводить в сочетании с другими средствами, например, с осушкой газа.

Рисунок 3 – График для определения содержания метанола в жидкости

На оснований анализа проблемы автором определены основные этапы исследования.

Во второй главе проводиться анализ работы магистральных газопроводов технологических трубопроводов компрессорных станций для определения места образования гидратов. Основной фактор, характеризующий нарушение режима работы магистрального газопровода, это увеличение перепада давления на определенном участке, при этом необходимо выяснить причины нарушения режима работы. Допустим, установлено, что нарушение связано с образованием гидратов, то необходимо приступить к мероприятиям по их ликвидации не допуская полной закупорки газопровода гидратами, так как полное перекрытие сечения – одна из наиболее трудно ликвидируемых аварий. Приведем график изменения параметров газа при образовании гидратной пробки в газопроводе (рисунок 4).

Рисунок 4 – Изменение параметров газа при образовании в гидратной пробки в газопроводе:

А-В – изменение давления в газопроводе до образования гидратной

пробки, abcd-давление при наличии гидратной пробки, MN – равновесное давление, GmnoD – влагоемкость газа в трубопроводе,

n’-l – влагосодержание газа над гидратом

В давление газопроводе при нормальной его работе изменяется по кривой АВ. Равновесная температура гидратообразования при этом изменяется по кривой MN, а влагоемкость газа по кривой cd. Газ поступает в газопровод с точкой росы m, превышающей равновесную температуру образования гидратов n. Следовательно, в точке пересечения кривой влагосодержания cd с равновесной кривой образования гидратов MN газ будет насыщен парами воды, то есть в точке n в газопроводе начнется образование гидратов

В результате этого упругость паров воды над гидратами снизиться и влагосодержание газа уменьшиться от точки n до n’. Изменение давления в газопроводе в случае неполной закупорки гидратами характеризуется кривой abcd (рисунок 5).

Рисунок 5 – Изменение параметров газа при образовании двух гидратных пробок в газопроводе:

A-В – изменение давления в газопроводе до образования гидратной

пробки, abcd f – изменение давления при наличии двух гидратных пробок газопроводе, MnN – равновесное давление, GmnrOQ – влагоемкость газа

в газопроводе, mnn’rr1S – влагосодержание газа при наличии

двух гидратных пробок в газопроводе

Допустим нам надо про анализировать образование гидрата между двумя участками и определить длину сплошной гидратной пробки. Тогда, объем свободного газа, приведенный к условиям газопровода, в участке от крана 1 до гидратной пробки можно рассчитать по уравнению

, (3)

где V – объем свободного газа, p0, T0 – соответственно значения стандартного давление и температуры; p – давление газа в газопроводе, T – температура газа в газопровод; z − коэффициент сверх сжимаемости газа зависит от температуры и давления. А расстояние от крана 1 до гидратной пробки определим уравнением

, (4)

где l 1– расстояние, dвн – внутренний диаметр газопровода.

Аналогично по участку от крана 2 до гидратной пробки приводим такое же уравнение

, (5)

где l2 – расстояние от крана 2 до гидратной пробки, Q2 – объем свободного газа в этом участке. Далее по уравнению (6) определим длину сплошной гидратной пробки

, (6)

где L-расстояние между кранами 1 и 2.

Объем гидрата рассчитаем по уравнению (7)

, (7)

Этим самым можно установить длину сплошной гидратной пробки.

В третьей главе приведен анализ механизма образования гидратов в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций в пусковой период. Автором выполнен расчет гидратообразования в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций в пусковой период

При эксплуатации магистральных трубопроводов в пусковой период часто наблюдается образование гидратных пробок, появление, которых обычно связывают с плохим удаление воды из трубопровода. Однако причина данного явления кроется в том, что на внутренней поверхности стенки трубы всегда имеется пленка сорбированной воды, которая переходит в подаваемый газопровод в сухой газ и насыщает его до равновесных значений. Со временем t пленка со стенок испаряется полностью, а протяженность участка осушенной трубы l(t) увеличивается. На отметках х > l(t) газ насыщен влагой до равновесных значений; здесь возможны как испарение пленки воды, и ее рост. Допустим обозначим – первоначальную толщину пленки воды на трубах диаметром D, влагонасыщенность газа обозначим – Wo, изменение давления и температуры по трасcе – р(х) и Т(х). Тогда из уравнения материального баланса получаем уравнение, описывающее изменение величины l(t) от функции расхода

, (8)

где W(х) – равновесное влагосодержание газа в точке х; – плотность воды в пленке на стенках труб перед пуском газопровода.

На участках газопровода х > l(t) в зависимости от значения равновесного влагосодержания W(x) и термобарических условий происходит конденсация паров на стенках труб или испарение пенки воды.

Для аналитического описания динамики этого процесса рассмотрим характер изменения влагонасыщенности в сечениях х и х+dx.

Изменение толщины пленки выражается уравнением

, (9)

здесь – плотность воды в равновесной фазе в сечении х с газом (жидкость, лед, гидрат). После преобразования находим

, (10)

Из уравнения (10) следует, что значение уменьшается (испарение пленки воды), если производная в правой части больше нуля и наоборот. Рассмотрим случаи конденсации на стенках труб влаги из потока газа, будем считать, что на некоторой отметке х трассы газопровода условия транспорта газа благоприятствуют гидратообразованию, то есть, конденсирующаяся влага переходит в гидратную фазу. Тогда пренебрегая величиной , по сравнению с D имеем формулу (11)

, (11)

где – плотность воды в гидратной фазе; Wг – влагонасыщенность газа, находящегося в равновесии с гидратом.

Очевидно, максимальная толщина слоя гидрата будет наблюдаться, когда граница «сухой» зоны трубы l(t) будет близка к рассматриваемой отметке х. Объединяя уравнения (8) и (11), находим

, (12)

Полученное соотношение показывает, что максимальная тол­щина гидратной пленки на стенках труб не зависит от расхода газа, а определяется условиями транспорта газа, длиной участка l и толщиной начальной пленки воды на стенках труб.

Анализ уравнение (7) показывает, что полное перекрытие сечений гидратной фазой () возможно смотреть формулу (12)

, (13)

Полное перекрытие сечения трубы на рассматриваемой отметке произойдет через время t, рассчитываемое по уравнению (9)

, (14)

В четвертой главе Автором разработаны теоретические основы расчета при гидратообразований в магистральном газопроводе. Для определения зоны конденсации влаги в магистральном газопроводе и количество метанола вводимого для осушки газа необходимы следующие данные:

– производительность газопровода Q;

– диаметр трубопровода D;

– начальное давление р1;

– конечное давление р2;

– начальная температура газа Тн;

– температура окружающей среды Т0;

– длина расчетного участка L;

– коэффициент Джоуля-Томсона ;

– плотность газа ;

– температура точки росы Тт. р.;

– удельная теплоемкость газа Ср;

– коэффициент теплопроводности k.

Точка начала конденсации паров воды из газа при температуре газа в газопроводе Т, равной точке росы Тт. р, определяют по формуле

, (15)

где Т, Т0 – температура соответственно газа в газопроводе и окружающей среды; Тн – начальная температура газа; а – расчетный коэффициент; x – расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; – коэффициент Джоуля-Томсона (таблица - 2), L – длина участка газопровода, р1 – начальное давление, р2 – конечное давление.