Разработка модели расчета предельно допустимой температуры гидратообразования

Целью данной статьи является разработка методов определения момента начала гидратообразования и предложение по ее устранению.

Проблема гидратообразования всегда была и остается актуальной, в основном для месторождений Крайнего Севера. Создание безгидратного режима  является основной задачей, так как, возникновение гидратов возможно на всех стадиях разработки.

В статье рассматривается передвижной комплекс для исследования и освоения газовых и газоконденсатных скважин (ПКИОС). Он предназначен для автоматизированного измерения дебита газодобывающих скважин при различных давлениях, работающих, как в газосборную систему месторождения, так и в собственную автономную систему сбора газа и газового конденсата и утилизации газа на свечу рассеивания. Главным элементом ПКИОС является технологический блок тестового сепаратора.

Для обнаружения зоны возможного гидратообразования необходимо знать влагосодержание и плотность транспортируемого газа, а также его температуру и давление.

Температура, при которой газовые гидраты находятся в термодинамическом равновесии (равновесная температура гидратообразования), рассчитывается из условий:

, при P ≥ P_гр,

, при P˂P_гр,

где

 – давление в газовой линии, Мпа;

_гр – величина граничного давления, соответствующая критической температуре существования гидратов;

F₀ и F₁ – функции приведенной плотности газа.

Величина граничного давления определяется по формуле:

Р_гр = 19,317 + 12,171 (Δ – 0,548) ^{– 0,616}.

Функции приведенной плотности газа могут быть рассчитаны из соотношений:

F₀ = 9,207 · ( – 0,546) ^{– 0,225}

F₁ = 0,258 + 27,795 · ( – 0,544) ^{– 0,246}

Приведенная плотность газа вычисляется по формуле: 

 ,

где

k – число гидратообразующих компонентов в газовой смеси;

 – объемная доля в исходном газе;

_i – относительная плотность i – го гидратообразующего компонента.

Температура газа, соответствующая точке росы (ТТР), может быть найдена по формуле:

Исходными данными для расчета являются компонентный состав газа и известные соотношения.

Для расчета температуры гидратообразования были использованы следующие данные: температура и давление в газовой линии и компонентный состав газа.

Для того, чтобы найти приведенную относительную плотность гидратообразующих компонентов газа , необходимо рассчитать относительную плотность для каждого гидратообразующего компонета (таблица 1) по формуле:

Δ_i = 

Подставляя рассчитанные значения в формулу, получаем номинальную приведенную относительную плотность:

Вследствие того, что сделать адекватный расчет с помощью формулы и графика сложно, линеаризуем формулу.

 ;

;

Аналогично линеаризуем формулу для остальных компонентов.

Коэффициенты могут быть уточнены путем наблюдений за реальным процессом гидратообразования. Их легко можно подстраивать на основе статистического материала по данным образования гидратов.

Примем для рассматриваемого примера, что начальное влагосодержание соответствует точке росы Т_р=275 К, при Р= 11,72 Мпа (значение давления получили путем расчета дисперсии).

По формулам рассчитываем и 

В нашем случае Т_гидр рассчитываем по первой формуле, т.к, P ≥ P_гр  (P_гр=1,49).

Когда все данные известны, рассчитываем температуру гидратообразования и получаем:

Рассчитываем дополнительную нижнюю границу температуры, исходя из состава газа (таблица 2).

После этого получаем итоговую нижнюю температуру гидратообразования

Производим аналогичные расчеты температуры гидратообразования на входе в передвижной комплекс для исследования и освоения газовых и газоконденсатных скважин (ПКИОС).

Для расчета температуры гидратообразования были использованы следующие данные: температура и давление на входе в ПКИОС и компонентный состав газа.

Давление Р = 11,92 Мпа ( получили путем расчета дисперсии выборки).

Рассчитываем дополнительную нижнюю границу температуры, исходя из состава газа и тогда итоговая температура гидратообразования:

Делаем вывод что, зная нужные параметры и в зависимости от места в агрегате можно предотвратить любое появление гидратообразования.

Диагностирование начала процесса гидратообразования по двум факторам (уменьшению температуры газа и повышению давления на входе ПКИОС в установившемся режиме эксплуатации) позволяет повысить достоверность диагностирования и более рационально использовать метанол.

Чтобы повысить эффективность, и получить более достоверную информацию, необходимо исследовать спектральные характеристики шума в трубопроводе и воспользоваться преобразованием Фурье.