CC BY
4УДК 621.643.053
ОСОБЕННОСТИ РЕГАЗИФИКАЦИИ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ ПРИ ТЕРМОСИМУЛИРОВАНИИ
И Шлегель Н. Е., Стрижак П. А., Подгорная Е. Р., Нагибин П. А.
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия
E-mail: [email protected]
Газогидратные пробки вызывают технологические сложности при добыче нефти и природного газа. Известны различные подходы к борьбе с газогидратными образованиями, имеющие определенные преимущества и недостатки. В настоящей работе приведены результаты сравнительного анализа энергетических аспектов тепловых методов ликвидации гидратных пробок. Определены характеристики регазификации гидрата метана при термической стимуляции путем впрыска воды, пара, воздуха. Зарегистрированы скорости движения фронта регазификации гидрата в модельном трубопроводе, воспроизводящем условия формирования пробки в газо- и нефтедобывающей скважине. Получены математические выражения, позволяющие прогнозировать эффективные условия тепломассопереноса для повышенных значений скорости рега-зификации гидрата. Предложены концептуальные технологические решения для минимизации влияния гидратных пробок на движение нефти и газов по трубопроводам.
Ключевые слова: газогидрат, гидратная пробка, трубопровод, регазификация, термическая стимуляция, мультикритериальный анализ.
FEATURES OF REGASIFICATION OF GAS HYDRATES DURING
THERMAL SIMULATION
И Schlegel N. E., Strizhak P. A., Podgornaya E. R., Nagibin P. A.
National Research Polytechnic University, TPU, Tomsk, Russia
Gas hydrate plugs cause technological difficulties in oil and natural gas production. There are various approaches to combating gas hydrate formations, which have certain advantages and disadvantages. This paper presents the results of a comparative analysis of the energy aspects of thermal methods for eliminating hydrate plugs. The characteristics of regasification of methane hydrate during thermal stimulation by injection of water, steam, and air were determined. The velocities of movement of the hydrate regasification front in a model pipeline were recorded, reproducing the conditions for the formation of a plug in a gas and oil production well. Mathematical expressions have been obtained that make it possible to predict the effective conditions of heat and mass transfer for increased values of the hydrate regasification rate. Conceptual technological solutions have been proposed to minimize the impact of hydrate plugs on the movement of oil and gases through pipelines.
Key words: gas hydrate, hydrate plug, pipeline, regasification, thermal stimulation, multicriteria analysis.
Введение. Нефть и газ являются стратегическими энергетическими ресурсами [1]. Технологии использования возобновляемых источников энергии интенсивно развиваются, но нефть и газ продолжают занимать лидирующие позиции [5]. В 2023 г. мировое потребление нефти в день достигло рекордного количества в 102,3 млн баррелей. Одной из серьезных проблем
355
для предприятий нефтяной и газовой отраслей промышленности является формирование га-зогидратных пробок в трубопроводах [8]. Гидратные пробки способны привести к серьезным проблемам при добыче и транспортировке нефти и газа, таким как разрыв стволов скважин и трубопроводов, повреждение оборудования и снижение производительности [2]. Это приводит к остановке производства, простою оборудования, экономическим потерям и увеличению затрат на ремонт и обслуживание, потере значительного объема добытых нефти или газа, загрязнению окружающей среды и гибели людей [3].
Предотвращение образования и регазификация гидратных пробок являются важными задачами в нефтегазовой промышленности. Основными методами регазификации гидрата являются: разгерметизация [4], введение химических ингибиторов [7] и термическая стимуляция [6]. Термическая стимуляция признана эффективным методом, но у нее есть недостаток в виде потери тепла и роста энергозатрат [9]. Таким образом, существует необходимость в изучении тепловых характеристик процесса регазификации гидрата для повышения эффективности ликвидации гидратных пробок в трубопроводах. Необходимы безразмерные прогностические выражения, позволяющие оценивать рациональные условия для регазификации гидратных образований в трубопроводах.
Методика. Для исследования процесса регазификации газогидрата разработан стенд, внешний вид и схема которого представлены на рис. 1. Он включал модельный трубопровод длиной L = 0,1 м и диаметром с1 = 40 мм. Для осуществления визуального контроля и регистрации процесса регазификации газогидрата трубопровод оснащался двумя противоположно установленными прозрачными огнеупорными стеклами. Для регистрации протекания экспериментального исследования применялась высокоскоростная видеокамера.
Рис. 1. Схема экспериментального стенда для регазификации газогидрата: 1 — модельный трубопровод; 2 — термопары; 3 — многоканальный регистратор; 4 — ПК; 5 — газоанализатор; 6 — высокоскоростная видеокамера; 7 — промышленный фен; 8 — парогенератор; 9 — водяной насос; 10 — нагревательный кабель
В процессе экспериментальных исследований реализовались четыре основные схемы воздействия на газовый гидрат с целью его регазификации:
1) воздушный поток нагнетался в трубопровод; температура воздуха варьировалась от 100 до 200 °С, расход варьировался от 0 до 105 л/мин;
2) водяной пар подавался в трубопровод; температура водяного пара составляла 98 °С, расход варьировался от 20 до 40 г/мин;
3) поток воды нагнетался в трубопровод; применялась вода с температурой 2, 30 и 60 °С, расход варьировался от 1,5 до 3 л/мин;
4) нагревательный кабель вводился в трубопровод; после этого осуществлялось перемещение газогидрата из реактора гидратообразования в трубопровод. Такой подход воспроизводил образование гидратной пробки в трубопроводе, в котором на этапе проектирования и монтажа предусматривалась установка нагревательного кабеля для ликвидации гидратных пробок.
Результаты. На рис. 2 представлены тренды изменения температуры в трубопроводе при регазификации гидрата метана путем воздействия на него потоком водяного пара.
Эксперименты с воздействием на гидратную пробку водяным паром при варьировании его расхода позволили выделить следующие закономерности. Во-первых, при подаче водяного пара в течение первых 40-50 с происходило намокание газогидрата по всему объему, что отчетливо наблюдалось на видеокадрах экспериментальных исследований. Это связано с тем, что гидрат — кристаллическая пористая структура. Кристаллы имели форму многогранников, расположенных в хаотичном порядке относительно друг друга. В связи с этим кристаллы
Рис. 2. Изменение значений температуры во времени при регазификации гидрата метана путем воздействия на
него потоком водяного пара
отражали большую часть света, попадающую на них. В процессе намокания гидрата пар конденсировался на его поверхности. Конденсат проникал в поры гидрата и вызывал плавление соседних кристаллов. Так как вода пропускала свет, падающий на нее, отражательная способность гидрата снижалась, и он воспринимался не белым, а прозрачным. Процесс таяния гидрата начинался после намокания примерно 50% объема гидрата.
Во-вторых, таяние гидрата происходило равномерно: фронт регазификации постепенно смещался в направлении движения потока пара. В процессе движения по трубопроводу определенный объем пара конденсировался, при этом преимущественно на верхней части трубопровода и на поверхности гидрата, передавая при этом ему тепло. Конденсация водяного пара происходила в связи с тем, что температуры поверхности трубопровода и гидрата меньше температуры насыщения пара, соответствующей давлению в помещении. Этот процесс приводил к небольшому увеличению скорости регазификации гидрата в верхней его части. Конденсировавшийся на стенках гидрата водяной пар, а также вода, образовывающаяся при таянии гидрата, стекали по стенкам установки и проникали в поры гидрата под действием силы тяжести. Это приводило к образованию буферного слоя вокруг гидратных кристаллов, что также способствовало интенсификации процесса плавления гидрата. Таким образом, воздействие водяного пара приводило к более равномерному и интенсивному процессу регазификации, обеспечивая эффективный выход газа из гидрата.
Анализ рис. 2 позволил оценить влияние расхода пара на параметры регазификации гидрата. Так, увеличение расхода водяного пара на 10 г/мин — с 20 до 30 г/мин и с 30 до 40 г/мин, при постоянстве его температуры, приводило к ускорению процесса регазификации примерно на 6,25 и 6,67% соответственно. Установлено, что использование водяного пара для регазификации гидратной пробки протяженностью 100 мм позволяло уменьшить время регазификации более чем в 10 раз, чем при использовании воздуха.
В результате проведенных исследований получено выражение для прогнозирования безразмерного времени полной регазификации гидратной пробки в процессе воздействия на нее водяным паром:
т = « • 07TJ + b
где Ts — температура водяного пара, подаваемого в трубопровод, °C; Tout — температура наружного воздуха, °C.
Коэффициенты а и b зависели от соотношения Vh/(GsTs):
« = 572,04-(Vh/(GT))2 - 181,24(Vh/(GsTs)) + 46,53,
b = 206,59 (Vh/(G T))2 + 57,31(Vh/(GsT)) + 19,27,
где Vh — объем гидратной пробки, м3; Gs — расход водяного пара, подаваемого в трубопровод, м3/с.
Таким образом, для расчета времени регазификации гидратной пробки при воздействии на нее потоком водяного пара необходимы сведения о температуре окружающего воздуха, расходе подаваемого потока воды, а также об объеме гидратной пробки. Сходимость полученных формул с экспериментальными точками составила около 97%.
Выводы. Предложенные в исследовании подходы термической стимуляции для ликвидации гидратных пробок обеспечивают скорости регазификации в 1,7-44 раза выше по сравнению с известными результатами [2, 3]. Подача водяного пара является наиболее эффективным методом, так как он обеспечивает минимальные затраты времени на ликвидацию пробок. Подача воды менее эффективна, но при этом требует минимальных энергетических затрат. Использование предлагаемых подходов безопаснее для оборудования, персонала и окружающей среды в целом, чем использование метода инъекции метанола или другого типичного ингибитора в трубопровод. При этом применение методов подачи водяного пара или воды для ликвидации гидратной пробки в трубопроводе также характеризуется меньшими временными затратами (примерно в 5-12 раз) в сравнении с подачей метанола. Результаты исследования подтверждают высокий потенциал предложенных подходов для практического применения в нефтегазовой отрасли для предотвращения и ликвидации гидратных пробок в трубопроводах.
Работа выполнена при поддержке программы Национального исследовательского Томского политехнического университета (Приоритет-2030-№?/ЕВ-006-375-2023).
Список литературы / References
1. Ali M. K., Zahoor M. K., Saeed A., Nosheen S., Thanakijsombat T. Institutional and country level determinants of vertical integration: New evidence from the oil and gas industry // Resources Policy. 2023. Vol. 84. P. 103777.
2. Boxall J. A., Ng S. H., Aman Z. M., Norris B. W. E., Hughes T. J., Ioannou K., May E. F. Hydrate Plug Dissociation via Active Heating: Uniform Heating and a Simple Predictive Model // Energy & Fuels. 2016. Vol. 30, N 11. P. 9275-9284.
3. Davies S. R., Selim M. S., Sloan E. D., Bollavaram P., Peters D. J. Hydrate plug dissociation // AIChE Journal. 2006. Vol. 52, N 12. P. 4016-4027.
4. Feng J. C., Wang Y, Li X. Sen. Dissociation characteristics of water-saturated methane hydrate induced by huff and puff method // Applied energy. 2018. Vol. 211. P. 1171-1178.
5. LiM. C., Liu X., Lv K., Sun J., Dai C., Liao B., Liu C., Mei C., Wu Q., Hubbe M. Cellulose nanomaterials in oil and gas industry: Current status and future perspectives // Progress in Materials Science. 2023. Vol. 139. P. 101187.
6. Mo D., Shi W. Analytical model on natural gas hydrate dissociation with different phase equilibrium curves // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2023. Vol. 214. P. 124334.
7. Mu L., Raml0v H., S0gaard T. M. M., J0rgensen T., de Jongh W. A., von Solms N. Inhibition of methane hydrate nucleation and growth by an antifreeze protein // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 183. P. 106388.
8. Ur Rehman A., Lal B., Zain D. 10-Removal of natural gas hydrate plugs // Advances in Natural Gas: Formation, Processing, and Applications. Vol.3: Natural Gas Hydrates. 2024. P. 211-232.
9. Wei N., Pei J., Li H., Sun W., Xue J. Application of in-situ heat generation plugging removal agents in removing gas hydrate: A numerical study // Fuel. 2022. Vol. 323. P. 124397.
