Отложения газовых гидратов или льда в промысловых трубопроводах систем сбора газа сеноманской залежи ямбургского месторождения
УДК 622.691.4: 622.279 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2021-10506
ОТЛОЖЕНИЯ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ ИЛИ ЛЬДА В ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДАХ СИСТЕМ СБОРА ГАЗА СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
СЕРГЕЕВА Д.В., аспирант
Сколковский институт науки и технологий (Сколтех) (Россия, 121205, Москва, ул. Нобеля, д. 3). E-mail: daria.sergeeva@skolkovotech.ru КУДИЯРОВ Г.С., ведущий инженер
ООО «Газпром добыча Ямбург» (Россия, 629306, ЯНАО, Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, д. 9). E-mail: G.Kudiyarov@yamburg.gazprom.ru
В работе рассматриваются особенности эксплуатации теплоизолированных промысловых трубопроводов надземной прокладки сеноманской залежи Ямбургского месторождения при безгидратном режиме турбулентного газового потока, но при возможности отложения гидратов на холодной внутренней стенке газопровода. Аналогично рассматривается задача отложения льда на внутренней стенке трубопровода при температуре газового потока несколько выше 0 °С. Эти особенности обусловлены надземной прокладкой промысловых трубопроводов, они реализуются при низких температурах окружающей среды (воздуха) в зимнее время года. Показано, что такие режимы работы возможны при температурах окружающей среды ниже минус 20 °С, особенно в местах повреждения теплоизоляции (оголенные участки трубопровода). Приведены расчеты толщины стационарного слоя льда или гидрата внутри трубопровода в зависимости от температуры окружающей среды.
Ключевые слова: промысловые системы сбора газа, термобарический режим, газовые гидраты, лед.
Введение
На поздней стадии эксплуатации сеноманской залежи Ямбургского месторождения появился ряд негативных технологических факторов функционирования внутри-промысловой системы сбора газа, таких как перекрытие сечения трубопровода гидратами, льдом, механическими примесями, накоплением жидкости [1-3]. Основными техническими решениями, обеспечивающими оптимальные гидравлические и тепловые режимы внутрипромыслового транспорта газа являются выбор диаметра трубопровода (с учетом расхода газа в течение всего периода разработки месторождения) и его теплоизоляция. С целью предотвращения образования отложений гидратов (или льда) осуществляется подача метанола. Особенности применения метанола в системах внутрипромыслового сбора газа на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений отражены в недавних публикациях [4-5].
Теплоизолированные промысловые газопроводы (коллекторы и шлейфы) в системе «куст скважин – УКПГ» Ямбургского месторождения имеют надземную прокладку (фото 1). Впервые надземная прокладка северных вну-трипромысловых трубопроводов была реализована на Мессояхском промысле, затем на Ямбургском месторождении, а в настоящее время этот способ прокладки также реализован на Бованенковском месторождении п-ва Ямал. Надземная прокладка промысловых трубопроводов обусловлена сложными и особо сложными геокриологическими условиями территории. Активный теплообмен в случае подземной их прокладки привел бы к протаиванию пород и,
как следствие, нарушению пространственной ориентации газопроводов. На других месторождениях Западной Сибири с более благоприятными геокриологическими условиями принята подземная прокладка трубопроводов, но с воздушными переходами через неравномерности рельефа (ручьи и овраги), в частности на Уренгойском нефтегазоконден-сатном месторождении (УНГКМ) [6].
Таким образом, транспорт продукции сеноманской залежи от кустов скважин до УКПГ Ямбургского НГКМ осуществляется по шлейфам (коллекторам), причем трубопроводы проложены надземно на низких опорах. Они теплоизолированы полиуретановыми или полистироловыми скорлупами, заключенными снаружи в кожух из алюминиевых листов. Промысловые газопроводы Ямбургского НГКМ проложены трубами большого диаметра, для обеспечения добычи больших объемов газа в начальный период разработки сеноманской залежи.
Термобарические режимы работы сеноманских шлейфов Ямбургского месторождения в начальный период его разработки детально проанализированы в [7]. В частности, было отмечено, что в зимнее время года температура газа в трубопроводах снижается в среднем на 0,25-0,5 градус/км.
В последние годы в связи с уменьшением объемов добычи газа скорости газа в шлейфах снизились. Это привело к более существенному влиянию температуры воздуха на термобарические условия работы шлейфов (более сильное охлаждение газа по трассе трубопровода в зимнее время года), а также к увеличению содержания жидкости в трубопроводах (истинное содержание жидкости в сечении
трубопровода становится существенно больше расходного). На всем протяжении газопроводов имеются пониженные участки, соответствующие оврагам и переходам через водные преграды (фото 2). Из-за низких скоростей потока эти места наиболее критичны с точки зрения накопления в них жидкой фазы, причем безотносительно варианта прокладки трубопровода [8].
Таким образом, при надземной прокладке шлейфов уменьшение расходов газа по трубопроводам и, следовательно, скоростей газожидкостного потока, несовершенство теплоизоляции, снижение устьевых температур газа на скважинах в итоге приводят к значительному снижению температуры потока на входе в УКПГ (особенно при сильном ветре и низкой температуре окружающей среды, доходящей до -50 °С).
В начальном периоде разработки Ямбургского месторождения в условиях высоких давлений и температур на устьях скважин термодинамические параметры работы шлейфов скважин сеноманских залежей могли находиться только в режиме образования гидратов [9]. Однако в условиях падающей добычи термобарические параметры работы шлейфов в зимнее время года постепенно перемещаются в зону образования льда (см. фазовую диаграмму «метан-вода» на рис. 1). Это связано с тем, что давление газа в трубопроводе оказывается ниже давления гидра-тообразования, тогда как температура газа на конечном участке шлейфа может опуститься ниже 0 °С [10]. Анализ работы промысловых трубопроводов показывает, что на Ямбургском НГКМ в настоящее время ~75% от общего количества шлейфов работают в зимнее время года только в режиме возможного образования льда, ~10% могут находиться как в режиме образования льда, так и гидратов и только 15% – в режиме гидратообразования. Надо отметить, что образование льда в промысловых газосборных системах является относительно новым явлением, ранее детально не изученным и требующим поиска новых технических решений для его предупреждения [11-13].
Температура газа на устьях работающих скважин, дренирующих сеноманскую залежь Ямбургского НГКМ, в зависимости от их дебитов в настоящее время варьируется в диапазоне 5-15 °С. Тогда как температура газа в конце шлейфа имеет ярко выраженный сезонный характер и зависит не только от температуры газа на его начальном
|Рис. 1. Условия гидратообразования газа сеноманских залежей (содержание метана в природном газе составляет 98-99 мол. %)
) 1 8
/
/
Давление, МПа
участке, но и от длины шлейфа, состояния его теплоизоляции, времени года. Вследствие теплоотдачи с поверхности трубопровода во внешнюю среду в холодное время года наблюдается значительное снижение температуры потока (на 5-25 градусов) на входе в УКПГ. Температура газа в конце шлейфа колеблется в широких пределах – от -5 до 10 °С, а в холодные периоды может в отдельных случаях достигать от -15 °С до -25 °С. Таким образом, с учетом рабочего давления транспортировки газа в диапазоне 0,5-1,0 МПа в зимнее время многие шлейфы сеноманской залежи ЯНГКМ работают в безгидратном режиме (рис. 2), но в режиме возможного образования льда. В качестве ингибитора льдообразования также используется метанол.
При низких скоростях движения газа, наличии скопления жидкости в трубопроводе и подаче расчетного количества метанола не исключается образование ледяных отложений на холодной стенке трубопровода. Например,образование ледяных отложений на холодной внутренней стенке трубопровода имеет место при небольшой положительной температуре газа в ядре потока в отсутствие подачи метанола (см. обсуждение ниже). Наличие на пониженных участках трассы застойных зон водной фазы может приводить к замерзанию значительных объемов жидкости в случае отрицательной температуры окружающей среды. Процесс
льдообразования может быть идентифицирован по увеличению перепада давления по шлейфам между кустами газовых скважин и входом в УКПГ [14]. Однако этот критерий малочувствителен, как и изменение температуры газа в конце шлейфа.
В зимнее время года чередование периодов крайне низких температур окружающей среды с резким повышением температуры, иногда вплоть до положительных температур по Цельсию, является характерным для районов Крайнего Севера. При этом в районе Ямбургского месторождения резкое колебание отрицательной по Цельсию температуры (до 20 °С) может происходить даже в течение одних суток. Опыт функционирования газосборной сети Ямбургского НГКМ свидетельствует о снижении производительности газосборной сети в холодные периоды и о заметном сокращении объема выносимой из шлейфа жидкости. Следующие за этим периоды потепления характеризуются залповыми выбросами на вход в УКПГ больших объемов жидкости, способных вызвать серьезные осложнения в работе промысловых технологических систем [11, 14]. Следовательно, при надземной прокладке шлейфов Ямбургского НГКМ колебания температуры воздуха непосредственно влияют на образование и разложение гидрат-ных или ледяных отложений в промысловых трубопроводах, что может приводить и приводит к периодическим залповым выносам жидкости из трубопровода.
По опыту эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений при использовании заводской теплоизоляции, поставляемой вместе с трубами при строительстве шлейфов и коллекторов, плотно прилегающей к стенке трубы без зазоров, теплообмен между газожидкостным потоком в трубопроводе и окружающей средой существенно снижается. Теплообмен значительно интенсифицируется при деформации теплоизоляции, в местах стыков, а также при монтаже новой теплоизоляции взамен старой. Более низкая эффективность восстановленной теплоизоляции объясняется менее качественным монтажом по сравнению с заводским и использованием более намокающих материалов (минеральной ваты), по сравнению с полистиролом или полиуретаном.
Таким образом, в зимнее время года на внутренней стенке промыслового трубопровода надземной прокладки возможно отложение льда (или гидратов) при низких отрицательных температурах окружающей среды, даже если удельный расход подаваемого ингибитора (метанола) оказывается достаточным (согласно имеющимся методикам его расчета). Это связано с тем, что методики расчета ингибитора основаны на обеспечении безгидратного режима работы только ядра газового потока и в явной форме не учитывают возможность отложений льда или гидратов на холодной стенке трубопровода (особенно в местах нарушений теплоизоляции). Поэтому определение толщины гидрат-ного (ледяного) слоя на внутренней стенке трубопровода в зависимости от характеристик потока, температуры окружающей среды, типа и качества теплоизоляции является
|Рис. 2. Термобарические параметры работы одного из шлейфов сеноманской залежи ЯНГКМ на входе в УКПГ (в течение 2021 года)
важной задачей, определяющей температурные и гидравлические режимы работы трубопроводов.
Ниже представлена простая расчетная модель толщины слоя гидрата (или льда) в зависимости от режима работы в промысловом трубопроводе, по которому транспортируется поток сырого газа (метана). В модели учитывается теплообмен между газом и внутренней стенкой промыслового трубопровода, теплоизоляция трубопровода и теплообмен с окружающей средой. После появления слоя гидрата (или льда) учитывается его теплоизолирующие свойства, а также теплообмен между потоком газа и гидратом (льдом). Отметим низкую теплопроводность гидрата по сравнению с теплопроводностью льда. Рассматривается только тепловая задача, то есть предполагается, что влаги в газожидкостном потоке по всей длине трубопровода содержится достаточно для образования гидратов или льда.
Приведем расчетные формулы, с помощью которых устанавливается связь между тепловым потоком и условиями теплообмена в каждом из перечисленных выше процессов, посредством которых осуществляется теплопередача через теплоизолированную стенку (в квазистационарном состоянии). Геометрия рассматриваемой модели представлена на рис. 3 (срез).
Тепловой поток q, Вт/м2, пропорционален разности температур теплоносителя (газа) и стенки:
q = кбы(Т0 – Т1
(1)
где Т0 – температура газа, °С; Т1 – температура стенки, °С; а – коэффициент пропорциональности, называемый коэффициентом теплоотдачи, Вт/(м2-°С), б – внутренний диаметр цилиндрической стенки, м. Уравнение (1) определяет теплоотдачу, приходящуюся на 1м трубы.
Коэффициент теплоотдачи а зависит от многих факторов: вида и режима движения жидкости, ее физических свойств, размеров и формы стенки, шероховатости стенки. Коэффициент теплоотдачи может быть рассчитан из критерия Нуссельта по формуле
а = (2)
где X – коэффициент теплопроводности теплоносителя, Вт/ (м-°С), Nu – число Нуссельта, определяемого из эмпирического соотношения [15]:
№ = 0,023Re0’8Pr0’43, (3)
где Re = wd|v – критерий Рейнольдса, Рг = (цСр)|Х – критерий Прандтля, ю – скорость движения теплоносителя, м/с; п – кинематический коэффициент вязкости, Па-с; ц – динамический коэффициент вязкости, Па-с; Ср – теплоемкость теплоносителя, Дж|(кг-К).
При вычислении коэффициента а необходимо учитывать изменение внутреннего диаметра трубопровода за счет нарастания на его внутренней стенке гидратного (ледяного) слоя толщиной х, м:
d(x) = d0 – 2-х (4)
и, как следствие, изменение при этом скорости потока
л2
w (d ) = w-
dn
d0 -2-x
Таким образом, перепишем (2) в виде:
,8 (
0,023- Х-w (d)0
d(X)
0.2
х^0,43 – V0,37
Ч100/43
р-Cp
(5)
(6)
Если газовая среда – метан, то коэффициент теплоотдачи
,Ч0 8 ( , л100/43
0,023- Хсн4 – w (d )°
d(x)
0,2
, 0,43 1
– VCH4
0,37
1
CH4
pCH4 – Cp
(7)
где рс^, ^сн4, уСН4, Срсн – плотность, теплопроводность, вязкость и теплоемкость метана соответственно (при заданных термобарических условиях).
Формула для определения стационарной температуры Г1 на внутренней поверхности трубы как многослойной цилиндрической стенки с учетом отложения гидратов запишется следующим образом:
TW4 T0 – Ti
(R – x)
1,6
■ 1
0,023-Xch – w,-d
037′
(d-2-x)18-a10,43 – v
CH4
R R-x
R 5 R
In
R 5 y R 5
Хг
Хс
Хт.
метанола надо рассматривать кривую гидратообразования при равновесии с водным раствором метанола определенной концентрации (в рассматриваемой точке по трассе трубопровода). Аналогично при образования льда толщина льда определяется из условия, что T1 = 0 °C (а если в шлейф подается метанол, то вместо условия T1 = 0 °C следует иметь в виду температуру замерзания водного раствора метанола получаемой концентрации в рассматриваемой точке трассы).
По формуле (7) были проведены расчеты оценки толщин гидратного слоя на внутренней стенке промыслового трубопровода при трех различных условиях течения, которые определялись давлением внутри движущегося в трубе метана. Рассматривались давления газа в трубопроводе 10 МПа, 5 МПа и 1,5 МПа. Температура образования гидрата зависит от давления и составляет 12 °C при давлении 10 МПа и 7 °C при 5 МПа. При давлении 1,5 МПа и температуре 0 °C образуется лед. Также в табл. 1 приведены свойства газа метана при разных давлениях и температурах, взятые из базы данных NIST [16].
Расчет проводился для трубопроводов двух внешних диаметров 0,273 м и 0,53 м, толщина стенок которых 0,008 м и 0,013 м соответственно. На вход в газопровод подавался природный газ (метан), скорость газового потока составляла 5 и 10 м/с. Коэффициенты теплопроводности материалов считались постоянными и составляли 35 Вт/м-°С для стали, 0,5 Вт/м-°С для гидрата и 2,22 Вт/м-°С для льда. Теплоизоляция трубопровода задавалась двумя значениями теплопроводности: 0,04 Вт/м-°С -«заводская» теплоизоляция, 0,1 Вт/м-°С – «намокшая» теплоизоляция. Также рассматривался случай, когда теплоизоляция по каким-либо причинам вообще отсутствует (теплоизоляция повреждена – «оголенный участок трубопровода»).
Рассмотрим вначале случай, когда участок трубы не изолирован (теплоизоляция отсутствует).
На рис. 4 представлена зависимость толщины гидрат-ного слоя от температуры окружающей среды для двух
(8)
где ^ Кг Кепл – коэффициенты теплопроводности гидрата, стальной
трубы и теплоизоляции.
Следует отметить, что коэффициент теплопроводности гидрата примерно в пять раз ниже теплопроводности льда, то есть слой нарастающего на внутренней стенке трубопровода гидрата является достаточно хорошим теплоизолятором (в отличие от слоя льда).
Соотношение (7) дает возможность рассчитать толщину стационарного слоя гидрата из условия, что слой гидрата на внутренней стенке трубопровода растет до тех пор, пока температура на границе гидрат-газ Т1 не станет равной температуре образования гидратов при рассматриваемом давлении газа-гидратообразова-теля (метана). А при подаче в шлейф
Рис. 3. Сечение промыслового трубопровода. 5, у – толщина стенки трубы и толщина теплоизоляции, соответственно, х – толщина гидрата, 6 – диаметр трубы, № – средняя входная скорость, Т0 – температура потока, Т1 – температура образования гидрата при заданном давлении газа в трубопроводе, Т2 -температура на границе гидрат-стенка трубы, Т3 – температура на границе трубы и теплоизоляции, Т4 – температура окружающей среды; а – теплоизолированный трубопровод, б – поврежденный теплоизоляционный слой на трубопроводе
а
б
Таблица 1
Свойства метана при различных термобарических режимах
Гидрат Лед
Давление МПа 10 5 1,5
Температура °С 12 7 0
Температура потока °С 13 8 1
Теплоемкость метана Дж/кг°С 3166,6 2622,6 2291,6
Плотность метана кг/м3 82,57 38,532 10,945
Вязкость метана Пас 1,3777 10-5 1,1665 10-5 1,0602 10-5
Теплопроводность метана
Вт/м°С
0,04419
0,03628
0,0321
I
Рис. 4. Толщина гидратного слоя в зависимости от температуры окружающей среды для Р = 5 МПа, Тгид = 7 °С, Тпотжа = 8 °С. 1 – V = 5 м/с, d = 53 см; 2 – V = 5 м/с, d = 27,3 см; 3 – V=10 м/с, d = 53 см; 4 – V=10 м/с, d = 27,3 см
ю
9 8 7 6 5
■ 4
3 2 1 О
__
—-
1 —- гг^”””
2 ___
4
* у *
/ / — 3/
*
-5 -10 -15 -20 -25 -30 -35 Т окружающей среды, °С
-40
-45 -50
I
Рис. 5. Толщина гидратного слоя в зависимости от температуры окружающей среды для Р = 10 МПа, Т = 12 °С, Тпотш = 13 °С. 1 – V = 5 м/с, d = 53 см; 2 – V = 5 м/с, d = 27,3 см; 3 – /=10 м/с, d = 53 см; 4 – V=10 м/с, d = 27,3 см
1 .—■ __,
– 2 __-— __.—
4
з ^
*
< ___
-ю
-15 -20
-25
-30
-35
Т окружающей среды, °С
скоростей потока (5 и 10 м/с) и двух внешних диаметров труб (27,3 и 53 см) при давлении газа 5 МПа.
Температура потока отличается от температуры гидра-тообразования на 1 °С, то есть, для давления 10 МПа температура гидратообразования 12 °С (температура потока 13 °С), для 5 МПа температура гидратообразования 7 °С (температура потока 8 °С).
Из графика, представленного на рис. 4, видно, что толщина гидратного слоя имеет нелинейный характер и
с уменьшением температуры окружающей среды рост толщины гидратного слоя замедляется. Это обусловлено тем, что по мере роста гидрат-ного слоя на внутренней стенке трубопровода термическое сопротивление между потоком и стенкой трубы увеличивается, так как появляется дополнительная «гидратная» теплоизоляция. При температуре окружающей среды -40 °С для трубы большого диаметра (б = 53 см) толщина гидратного слоя находится в диапазоне 6-8,7 см для скоростей газа 5-10 м/с. В том случае, когда температура окружающей среды является положительной (>0 °С), толщина гидратного слоя составляет около 1 см при малых скоростях потока (5 м/с) и почти отсутствует при скорости потока 10 м/с (рис. 4).
Аналогичная зависимость толщины гидратного слоя на стенке трубопровода от температуры окружающей среды при давлении газа в трубопроводе, равным10 МПа, представлена на рис. 5.
Для оценки влияния давления на величину гидратного слоя на одном графике (рис. 6) помещены кривые для труб разного диаметра при постоянной скорости газа, равной 10 м/с.
При температуре окружающей среды -40 °С и малом диаметре трубы (27,3 см) в зависимости от давления в потоке 5 или 10 МПа толщина слоя из гидрата составляет 3,1 и 4,2 см в случае, когда скорости потока – 10 м/с. При аналогичных условиях на трубе большого диаметра эта толщина составляет 4,2 и 5,8 см.
Оценка толщины гидратного слоя позволяет вычислить эффективную площадь сечения трубы и влияет на характеристики потока: скорость, давление, температуру. Таким образом, в случае трубы маленького диаметра (рис. 6) свободная для потока площадь сечения составляет ((27,3 – 0,8-2) – 2-3,1)2/(27,3 – 0,8-2)2 -40 -45 -50 =0,58, или 58% от сечения трубы для давления 10 МПа и 45% для давления 5 МПа. Таким образом, понижение давления газа в два раза уменьшает свободную для потока площадь в =1,3 раза.
Оценка влияния скорости потока на величину гидратного слоя при фиксированном диаметре трубы, равном 27,3 см, представлена на рис. 7. Для давления газа 5 МПа при температуре окружающей среды -40 °С толщина гидратного слоя составляет ~5,9 см и ~4,1 см для скоростей газа 5 и 10 м/с соответственно. Таким образом, уменьшение скорости потока влечет за собой увеличение толщины гидрат-ного слоя.
В предыдущих расчетах температура потока отличалась от температуры гидратообразования на 1 °С. Рассмотрим влияние температуры потока на величину гидратного слоя. При уменьшении разницы между температурой потока и температурой гидратообразования толщина гидратного слоя существенно возрастает. Это, в частности, свидетельствует о необходимости задания запаса по расходу ингибитора.
Ниже приведен график (рис. 8) зависимости толщины слоя гидрата х от температуры окружающей среды при температуре потока 12,2 °С и давлении газа 10 МПа, из которого видно, что толщина гидратного слоя равна ~8,1 см при скорости потока 10 м/с для малого диаметра трубы. В этом случае площадь сечения, свободного для движения потока, значительно уменьшается и составляет ~14% от площади сечения трубы. Толщина около 9,5 см для скорости потока на входе 5 м/с и отношение площадей сечений достигает 6,8%.
Проведен также анализ влияния параметров теплоизоляции на величину гидратного слоя. Для этого к предыдущим расчетам добавлена теплоизоляционная прослойка толщиной 6 см, теплопроводность которой равна 0,04 (заводская изоляция) и 0,1 Вт|м-°С (изоляция с ухудшенными теплофизи-ческими свойствами). На рис. 9 представлены расчеты для скорости газа 5 м/с на входе, на рис. 10 для скорости 10 м/с. Для сравнения с предыдущими примерами на графиках помещены кривые, полученные при отсутствии теплоизоляции.
Из графика видно, что при температуре воздуха -50 °С при теплоизоляции с ухудшенными свойствами (0,1 Вт/м-°С) гидратный слой составляет около 14,5 см и 10 см при теплоизоляции 0,04 Вт/м-°С, при этом свободная для потока площадь сечения увеличивается с 18 до 36% от общей площади сечения трубы.
Расчет для скорости газа 10 м/с представлен на следующем графике (см. рис. 10). Толщина гидратного слоя при теплоизоляции 0,04 Вт/м-°С составляет всего около 3 см при температуре воздуха -50 °С.
На рис. 11 представлена зависимость толщины гидратного слоя от температуры потока (температура гидратообразования 12 °С, давление 10 МПа,
Рис. 6. Толщина гидратного слоя в зависимости от температуры окружающей среды для Р = 5 и 10 МПа, при скорости потока на входе в газопровод V = 10 м/с, ТГиД (Р = 10 МПа) =12 Т и ТП0Т0Ка =13 % T (Р = 5 МПа) =7 Т и Ткя = 8 °С. 1 – Р = 5 МПа, d = 53 см; 2 – Р = 5 МПа, d = 27,3 см;
поюка
3 – Р = 10 МПа, d = 53 см; 4 – P = 10 МПа, d = 27,3 см
Рис. 7. Толщина гидратного слоя в зависимости от температуры окружающей
среды. Теплоизоляция повреждена. 6 = 0,0273 м, Т (Р = 10 МПа) = 12 °С, Т (Р = 5 МПа) = 7 °С. 1 – Р = 5 МПа, V = 5 м/с; 2 – Р = 10 МПа, V = 5 м/с; 3 – Р = 5 МПа, V = 10 м/с; 4 – Р = 10 МПа, V = 10 м/с
Рис. 8. Зависимость между толщиной гидратной корочки и температурой
окружающей среды для Р = 10 МПа. Тпотока =12,2 °С. 1 – V = 5 м/с, 6 = 53 см; 2 – V = 10 м/с, 6 = 53 см; 3! – V = 5 м/с, 6 = 27,3 см; 4 – V = 10 м/с, 6 = 27,3 см
Рис. 9. Зависимость между толщиной гидратного слоя и температурой окружающей среды для разных теплоизоляций при V = 5 м/с, 6 = 53 см
20 18 16 14 12 10 8 б 4 2 О
___ — – — — —
—’
— 1 – ~ “
/ у
у ✓ у *
/ у -оез теплоизоляции –0,1 Вт/м-К —0,04 Вт/м-К i i i i
/ / ✓ /
10
-10 -15 -20 -25 -30 -35 -40 Т окружающей среды, ‘С
-45 -50 -55 -60
I
Рис. 10. Зависимость между толщиной гидратного слоя и температурой окружающей среды для (V = 10 м/с, 6 = 53 см)
16 14 12 ю 8 6 4 2 о
-без теплоизоляции __П 1 Rt/X.U
– – -0 04 Вт /м-К
– – —
> /
/ /
/ / У у *
/ ✓ У У *
10
-5 -10 -15 -20 -25 -30 -35 -40 -45 Т окружающей среды, °С
Рис. 11. Зависимость между толщиной гидратного слоя и температурой потока для
разных температур окружающей среды (V = 5 м/с, Р = 10 МПа, 6 = 53 см) 1 – температура окружающей среды -10 °С; 2 – для -20 °С; 3 – для -30 °С; 4 – для -40 °С; 5 – для -50 °С
скорость газа 5 м/с, теплоизоляции нет) при различных температурах окружающей среды.
Из графика видно, что толщина гидратного слоя сильно зависит от температуры потока. При температуре потока 16 °С максимальная толщина гидратного слоя составляет 2 см при температуре окружающей среды -50 °С, а при температуре окружающей среды -10 °С гидратный слой отсутствует. При приближении температуры потока
к температуре гидратообразования величина гидратного слоя увеличивается экспоненциально независимо от внешней температуры. Толщина гидратного слоя стремится к радиусу трубы, то есть поток может быть полностью перекрыт гидратами.
На рис. 12 представлена оценка минимальной допустимой температуры потока при фиксированной температуре гидратообразования Тгид = 12 °С, при которой гидрат не образовывается (х = 0 см) или образует слой в 1 см; 2 см; 5 см; 10 см. Вдоль линий на рис. 12 толщина гидратного слоя (х) является постоянной величиной. С помощью этого графика, зафиксировав температуру окружающей среды, можно оценить, какую температуру в потоке необходимо поддерживать, чтобы толщина гидратного слоя не превышала заданного значения.
Перейдем к рассмотрению образования льда на внутренней стенке промыслового трубопровода. При давлении газа (метана) 1,5 МПа и температуре потока 1 °С на внутренней стенке трубы возможны отложения льда (гидраты в этих условиях не образуются). Как известно, лед образовывается при 0 °С, его теплопроводность равна 2,22 Вт/м-°С. Для оценки толщины ледяного слоя рассмотрим трубу диаметром 53 см.
Независимо от скорости потока толщина ледяного слоя очень большая (рис. 13). При внешней температуре равной -40 °С она составляет х = 16 или 19 см при 10 или 5 м/с соответственно. Даже при температуре -20 °С величина ледяной прослойки равна х = 12 и 15 см при соответствующих скоростях.
Наличие теплоизоляции существенно улучшает ситуацию: так, при температуре окружающей среды до -30 °С слой льда на внутренней стенке трубопровода отсутствует. Лед начинает появляться при температуре воздуха -35 °С, а уже при температуре -50 °С толщина льда составляет около 7 см (рис. 14).
На рис. 15 представлена оценка минимальной допустимой температуры потока, при которой лед: не образуется (х = 0 см); толщина ледяного слоя 1 см; 2 см; 5 см; 10 см. Вдоль линий на рис. 15 толщина гидратного слоя (х) является постоянной величиной. С помощью этого графика, зафиксировав температуру окружающей среды, легко оценить, какую температуру в потоке необходимо поддерживать, чтобы толщина гидратного слоя не превышала заданного значения.
-50 -55 -60
I
Таким образом, результаты проведенных теплофизических расчетов показывают, что толщина стационарного слоя гидрата или льда на внутренней стенке трубопровода зависит от скорости потока, его температуры, температуры окружающей среды, а также от диаметра трубопровода и качества теплоизоляции (и, разумеется, от удельного расхода ингибитора).
Проведенные теплофизические расчеты показывают важность соблюдения следующих факторов, обеспечивающих наименьшую теплоотдачу газожидкостного потока трубопроводов систем сбора и подготовки газа в окружающую среду:
– реализация технических и технологических решений, обеспечивающих вынос жидкости и высокую скорость газожидкостного потока;
– применение теплоизоляции с низкой промокаемостью (полиуретан, пено-полистирол) или проведение мероприятий, обеспечивающих снижение промокаемости;
– своевременное восстановление поврежденной теплоизоляции, устранение зазоров в местах стыков частей теплоизоляции, а также между самой теплоизоляцией и стенкой трубы.
Полученные расчетные данные по величинам слоя гидрата или льда на стенке трубопровода при различных давления, температурах и скоростях потока, а также диаметрах газопроводов могут использоваться для оценки работы реальных газопроводов-шлейфов, в том числе при принятии решения о необходимости повышенного удельного расхода ингибитора (метанола). В качестве критерия определения величины удельного расхода метанола здесь служит не безгидратный (или «безледяной») термобарический режим турбулентного ядра газового потока (как обычно принимается), а полное отсутствие отложения гидратов (или льда) в системе сбора газа.
Рис. 12. Зависимость температуры потока от температуры окружающей среды при фиксированной толщине гидратного слоя (V = 5 м/с, Р = 10 МПа, б = 53 см). 1 – толщина гидратного слоя 0 см; 2 – 1 см; 3 – 2 см; 4 – 5 см; 5 – 10 см
Рис. 13. Зависимость между толщиной ледяного слоя и температурой окружающей среды (Тльда =0 °С, Р = 1,5 МПа, б = 0,53 см)
Разумеется, в такую схему расчета входит и температура окружающей среды. При некоторых режимах работы газопроводов (пиковые температуры окружающей среды на уровне -45 °С и ниже) допустима подача ингибитора с удельным расходом, полностью не предотвращающим образование отложений гидратов или льда на внутренней стенке трубопровода (скажем, слоя отложений в несколько см), но без существенного изменения внутреннего диаметра трубопровода.
|Рис. 14. Зависимость между толщиной ледяной корочки и температурой окружающей среды при скорости потока V = 10 м/с
Рис. 15. Зависимость температуры потока от температуры окружающей среды при фиксированной толщине ледяного слоя (V = 10 м/с, Р = 1,5 МПа, б = 53 см). 1 – толщина ледяного слоя 0 см; 2 – 1 см; 3 – 2 см; 4 – 5 см; 5 – 10 с.м; 6 – 15 см
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Митницкий Р.А., Бузников Н.А., Истомин В.А. Промысловые гидродинамические исследования и моделирование систем сбора газа сеноманских залежей // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2021. № 3. С. 30-38.
2. Ротов А.А., Истомин В.А. Адаптация гидродинамических моделей газожидкостных потоков в трубопроводах промысловых газосборных систем // Вести газовой науки: Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсат-ных и нефтегазоконденсатных месторождений, 2021, № 4 (15). С. 62-68.
3. Ротов А. А., Истомин В. А. Особенности гидродинамического моделирования промысловых систем сбора газа на поздних стадиях разработки месторождений // Газовая промышленность, 2021. № 6 (707). С. 37-40.
4. Бузников Н.А., Истомин В.А., Митницкий Р.А. Влияние накопленной в промысловом трубопроводе жидкости на движение ингибитора гидратообразования // Вести газовой науки: Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, 2021. № 2 (26). С. 112-116.
5. Бузников Н.А., Истомин В.А., Митницкий Р.А. Моделирование динамики движения ингибиторов гидратообразования в промысловых трубопроводах // Газовая промышленность, 2021. № 2 (734). С. 94-98.
6. Цветков Н.А., Ларюхин А.И., Митницкий Р.А. и др. Мониторинг термобарических параметров работы газосборной системы УКПГ сеноманской залежи в период падающей добычи // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений (приложение к журналу Наука и техника в газовой промышленности). М.: ИРЦ Газпром, 2006. № 3 С. 52-60.
7. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Дегтярев Б.В. и др. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья. М.: ВНИИЭГазпром, 1991. 37 с.
8. Ротов А.А., Истомин В.А., Митницкий Р.А., Колинченко И.В. Особенности тепловых режимов работы систем сбора газа на поздней стадии разработки сеноманских залежей Уренгойского месторождения // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2021. № 3. С. 46-52.
9. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа: моногр. -М.: ИРЦ Газпром, 2004, 556 с.
10. Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. Особенности предупреждения льдо-и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири // Транспорт и хранение нефтепродуктов углеводородного сырья. 2021. № 2. С. 25-30.
11. Ефимов В.В., Халиулин Д.В. Разработка мероприятий раннего обнаружения и предупреждения накопления в промысловой газосборной сети на завершающей стадии эксплуатации северных месторождений больших объемов жидкости в виде высокопористых льдистых отложений. «Пробковое введение» метанола в газожидкостной поток // Сбор и подготовка нефти и газа, 2021. № 5. С. 19-28.
12.Ротов А.А., Сулейманов В.А., Истомин В.А. и др. Основные технические решения по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях // Вести газовой науки. 2021. № 3 (23). С. 109-115.
13.Кудияров Г.С., Истомин В.А., Егорьичев А.В. и др. Особенности функционирования систем внутрипромыслового сбора газа на поздней стадии разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения: Ст. SPE (Российская нефтегазовая техническая конференция SPE). https://www.onepetro.org/conference-paper/ SPE-187736-RU.
14.Кудияров Г.С., Истомин В.А., Ротов А.А. Особенности работы систем сбора газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения на завершающей стадии разработки // Транспорт и хранение нефтепродуктов углеводородного сырья. 2021. № 5. С. 5-13.
15. Михеев М.А. Расчетные формулы конвективного теплообмена // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1966. № 5. С. 96-105.
16. Setzmann, U., Wagner, W., A New Equation of State and Tables of Thermodynamic Properties for Methane Covering the Range from the Melting Line to 625 K at Pressures up to 1000 MPa.In: NIST Chemistry WebBook, NIST Standard Reference Database Number 69. National Institute of Standards and Technology, Gaitherburg, MD 20899. (http:// webbook.nist.gov/chemistry/fluid/)
17.Дикамов Д.В., Ротов А.А., Изюмченко Д.В. и др. Влияние технических мероприятий по борьбе с накоплением жидкости в газосборных сетях на режимы эксплуатации скважин // Вести газовой науки. 2021. № 2 (26). С. 78-83.
GAS HYDRATE OR ICE DEPOSITIONS INGAS-GATHERING PIPELINES OF THE YAMBURG FIELD (CENOMANIAN HORIZON)
SERGEEVA D.V., Ph.D. Student
Skolkovo Institute of Science and Technology (Skoltech) (3, Nobel St., 121205, Moscow, Russia). E-mail: daria.sergeeva@skolkovotech.ru KUDIYAROV G.S., Lead Engineer
Gazprom Dobycha Yamburg LLC (9, Geologorazvedchikov St., 629306, Novy Urengoy, YaNAO, Russia). E-mail: G.Kudiyarov@yamburg.gazprom.ru
ABSTRACT
Operation of heat-insulated in-field pipelines of the Yamburg gas field (Cenomanian horizons) in the winter season is discussed. The cases are reveal when there is no ice or hydrate operation regime inside the gas stream, nevertheless, ice or hydrate depositingsare possible at the internal wall of the pipeline. This is due to the above-ground laying pipelines and the very gasOgatheringinternal wall is below than the temperature gas stream of the temperature of ice or hydrate formation. It is shown, that the effect under consideration is exist primary at ambient temperatures below -20 °C, especially in the places of the pipeline where the thermal insulation has broken (damaged).The calculations of the stationary thickness of ice or hydrate layers are presented.
Keywords: gas gathering pipelines of gas fields, thermobaric regime, gas hydrates, ice.
REFERENCES
Mitnitskiy R.A., Buznikov N.A., Istomin V.A. Field hydrodynamic studies and modeling of gas collection systems of cenomanian fields. Transportikhraneniyenefteproduktoviuglevodorodnogosyr’ya, 2021, no. 3, pp. 30-38 (In Russian). Rotov A.A., Istomin V.A. Adaptation of hydrodynamic models of gas-liquid flows in pipelines of field gas-collecting systems. Vesti gazovoy nauki, 2021, no. 4 (15), pp. 62-68 (In Russian).
Rotov A. A., Istomin V. A. Features of hydrodynamic modeling of field gas gathering systems at the later stages of field development. Gazovaya promyshlennost’, 2021, no. 6 (707), pp. 37-40 (In Russian).
Buznikov N.A., Istomin V.A., Mitnitskiy R.A. Influence of liquid accumulated in the field pipeline on the movement of hydrate formation inhibitor. Vesti gazovoy nauki, 2021, no. 2 (26), pp. 112-116 (In Russian).
Buznikov N.A., Istomin V.A., Mitnitskiy R.A. Simulation of the dynamics of the movement of hydrate inhibitors in field pipelines. Gazovaya promyshlennost’, 2021, no. 2 (734), pp. 94-98 (In Russian).
Tsvetkov N.A., Laryukhin A.I., Mitnitskiy R.A., Ismagilov R.N., Istomin V.A. Monitoring of thermobaric parameters of the gas gathering system of the gas treatment unit of the Cenomanian deposit in the period of falling production. Geologiya, bureniye, razrabotka i ekspluatatsiya gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy, 2006, no. 3, pp. 52-60 (In Russian).
Istomin V.A., Burmistrov A.G., Degtyarev B.V., Lakeyev V.P., Tikhonov V.T., Kvon V.G. Preduprezhdeniye gidratoobrazovaniya v sistemakh sbora i vnutripromyslovogo transporta uglevodorodnogo syr’ya [Prevention of hydrate formation in the gathering facilities and intra-field transport of hydrocarbons], Moscow, VNIIEGazprom Publ., 1991, 37 p.
Rotov A.A., Istomin V.A., Mitnitskiy R.A., Kolinchenko I.V. Features of thermal modes of gas gathering facilities at a late stage of development of the Cenomanian deposits of the Urengoy field. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr’ya, 2021, no. 3, pp. 46-52 (In Russian).
Istomin V.A., Kvon V.G. Preduprezhdeniye i likvidatsiya gazovykh gidratov v sistemakh dobychigaza [Prevention and elimination of gas hydrates in gas production systems]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 2004. 556 p.
10. Istomin V.A., Kvon V.G., Troynikova A.A., Nefedov P.A. Features of the prevention of ice and hydrate formation in gas gathering facilities at the late stage of operation of the Cenomanian deposits of Western Siberia. Transport i khraneniye nefteproduktov i khraneniye uglevodorodnogo syr’ya, 2021, no. 2, pp. 25-30 (In Russian).
11.Yefimov V.V., Khaliulin D.V. Development of measures for early detection and prevention of accumulation in the field gas gathering network at the final stage of operation of northern deposits of large volumes of liquid in the form of highly porous ice sediments. “Cork injection” of methanol into the gas-liquid flow. Sbor ipodgotovka neftiigaza, 2021, no. 5, pp. 19-28 (In Russian).
12. Rotov A.A., Suleymanov V.A., Istomin V.A., Chel’tsova T.V., Mitnitskiy R.A. Basic technical solutions to prevent the accumulation of fluid in gas gathering networks. Vesti gazovoy nauki, 2021, no. 3 (23), pp. 109-115 (In Russian).
13. Kudiyarov G.S., Istomin V.A., Yegor’ichev A.V., Stonozhenko I.V., Rotov A.A., Sergeyeva D.V. Osobennosti funktsionirovaniya sistem vnutripromyslovogo sbora gaza na pozdney stadii razrabotki senomanskoy zalezhi Yamburgskogo mestorozhdeniya (Features of the operation of the field gas gathering systems at a late stage of development of the Cenomanian deposit of the Yamburgskoye field) Available at: https://www.onepetro.org/ conference-paper/SPE-187736-RU.
14. Kudiyarov G.S., Istomin V.A., RotovA.A. Features of the gas gathering facilities of the Cenomanian deposit of the Yamburgskoye field at the final stage of development. Transport i khraneniye nefteproduktov i khraneniye uglevodorodnogo syr’ya, 2021, no. 5, pp. 5-13 (In Russian).
15. Mikheyev M.A. Calculated formulas of convective heat transfer. Izv. AN SSSR. Energetika i transport, 1966, no. 5, pp. 96-105 (In Russian).
16. Setzmann, U., Wagner, W. A New Equation of State and Tables of Thermodynamic Properties for Methane Covering the Range from the Melting Line to 625 K at Pressures up to 1000 MPa. Available at: http://webbook.nist.gov/chemistry/ fluid/.
17. Dikamov D.V., Rotov A.A., Izyumchenko D.V., Istomin V.A., Yelistratov A.V., Chel’tsova T.V. Influence of technical measures to combat the accumulation of fluid in gas gathering networks on the operation modes of wells. Vesti gazovoy nauki, 2021, no. 2 (26), pp. 78-83 (In Russian).
