CC BY
53
УДК 622.691.4
Н.А. Бузников, В.А. Истомин, Р.А. Митницкий
Влияние накопленной в промысловом трубопроводе жидкости на движение ингибитора гидратообразования
Ключевые слова:
промысловый трубопровод, природный газ, двухфазный поток, накопление жидкости, ингибитор гидратообразования.
Keywords:
in-field pipeline, natural gas, two-phase flow, liquid holdup, hydrate inhibitor.
Образование отложений льда и гидратов - одно из наиболее серьезных технологических осложнений, возникающих в промысловых трубопроводах при транспорте газожидкостных смесей. При образовании сплошных гидратных или ледяных пробок возникает риск полной остановки трубопровода, что может приводить к потерям добычи газа. Для предотвращения образования гидратов и льда в промысловых трубопроводах традиционно используются термодинамические ингибиторы, водные растворы которых сдвигают термобарические условия образования гидратов и льда в область более низких температур. На поздней стадии разработки месторождения при низких давлениях газа в промысловых трубопроводах подача ингибиторов, как правило, осуществляется периодически, только в холодное время года.
Уменьшение скорости движения газа в промысловых трубопроводах на заключительном этапе эксплуатации газовых месторождений сопровождается накоплением в трубопроводах значительных объемов поступающей из скважин жидкой фазы. При эксплуатации промыслового трубопровода в режиме накопления жидкости низкие скорости движения жидкой фазы приводят к тому, что распространение ингибитора гидратообразования по трубопроводу может занимать значительное время [1-3]. В связи с этим для повышения надежности ингибирования необходим детальный анализ движения ингибитора гидратообразования по промысловым трубопроводам.
В статье представлены результаты исследований влияния накопленной в промысловом трубопроводе жидкости на динамику движения ингибитора гидратообразова-ния по трубопроводу. Моделирование распространения ингибитора вдоль трубопровода проводилось с использованием программного комплекса OLGA для двух сценариев. В первом сценарии предполагалось, что для повышения эффективности инги-бирования из трубопровода при помощи продувки или прогона очистного устройства предварительно удалены скопления жидкой фазы. Во втором сценарии ингибитор подавался в трубопровод без предварительного удаления из него жидкости. На основе выполненных гидравлических расчетов получены оценки времени заполнения трубопровода ингибитором при различных расходах газа, и проанализировано влияние предварительного удаления накопленной в трубопроводе жидкости на процесс ингибирования.
Моделирование динамики движения ингибитора проводилось для шлейфа системы сбора газа протяженностью 2720 м. На начальном участке длиной 932 м внутренний диаметр шлейфа составляет 325 мм, по всей остальной длине - 530 мм. Трасса шлейфа имеет рельефный профиль с подъемными и нисходящими участками. При проведении гидравлических расчетов температура газа на входе в шлейф задавалась равной 6 °С, а давление в конце шлейфа - 1,24 МПа. Шероховатость труб принималась равной 100 мкм, как для трубопровода, находящегося длительное время в эксплуатации и подверженного коррозии внутренней поверхности.
В качестве транспортируемого продукта задавался характерный состав газа сеноманских залежей с мольной долей метана 98 %. Содержание воды в газожидкостной смеси составляло 12 г/м3. В качестве ингибитора гидратообразования был выбран 90%-ный водный раствор диэтиленгликоля (ДЭГ). Заданный удельный массовый расход водного раствора ДЭГ равнялся 2 г на кубический метр газа. Отметим, что принятый массовый расход ДЭГ не связан с расчетом его необходимого количества для предотвращения образования льда и гидратов и выбран только для иссле-
дования динамики движения ингибитора по длине шлейфа.
Гидравлические расчеты проводились с использованием программного комплекса OLGA (версия 6.1). Распределение компонент транспортируемого газа вдоль трассы шлейфа рассчитывалось при помощи опции Compositional Tracking. Для моделирования термодинамических и теплофизических свойств газа использовалась программа PVTSim (версия 18.0.0). В качестве уравнения состояния выбрано уравнение Соаве - Редлиха - Квонга с объемным сдвигом (SRK Peneloux) [4].
Накопление значительных объемов жидкой фазы в трубопроводе, по которому транспортируется газожидкостная смесь, происходит при уменьшении расхода газа до определенного критического значения. При малых скоростях газового потока вынос жидкости из трубопровода уменьшается, в результате происходит накопление жидкой фазы в пониженных участках трассы трубопровода. Эксплуатация трубопровода в режиме накопления жидкости характеризуется неравномерным выносом жидкой фазы из трубопровода. Граница перехода к режиму накопления жидкости определяется рядом параметров, в частности профилем трассы трубопровода, уровнем давлений, расходом и составом газожидкостной смеси.
Для определения значения расхода газа, при котором происходит переход от режима накопления к режиму выноса жидкости, было проведено моделирование стационарного режима транспортировки газа по шлейфу перед началом подачи в него ДЭГ. Результаты расчетов показали, что режим накопления жидкости возникает при расходе газа менее 0,45 млн м3/сут. На рис. 1 представлены результаты моделирования распределения истинного содержания жидкости по длине шлейфа для различных расходов газа. Под истинным содержанием жидкости понимается доля сечения трубопровода, занимаемая жидкой фазой. Вода накапливается в локальных пониженных участках трассы, а объем жидкой фазы уменьшается с возрастанием расхода газа. Рассчитанные максимальные значения истинного содержания жидкости составляют 0,56, 0,40 и 0,32 для расходов газа, соответственно, 0,25, 0,50 и 0,75 млн м3/сут. Таким образом, при малых расходах газа жидкость может занимать значительную часть сечения шлейфа и тем самым препятствовать движению вдоль него ингибитора гидратообразования.
Рассмотрим сценарий подачи ДЭГ в начало шлейфа после удаления из него накопленной жидкости. Будем полагать, что перед началом подачи ДЭГ жидкая фаза полностью удалена из шлейфа путем продувки или прогона очистного устройства. На рис. 2 приведены результаты расчетов распределения концентрации ДЭГ по длине шлейфа в различные моменты времени
0,6 -,
г 48
- 46
- 44 Й
- 42
40 Й
L 38
0
500
1000 1500 2000 Дпинашлейфа, м
Расход газа, млн м3/сут:
- 0,25
0,50 - 0,75
2500
профиль трассы шлейфа
Рис. 1. Распределение истинного содержания жидкости по длине шлейфа при различных расходах газа
80 -, 70 -
Is
la 60-m" 50 § 40 -
л
t Й Я I о
30 -20 -
10 -
Г 48
- 46
- 44 42
40 Й
- 38
Время, сут: - 20
500 1000 1500 2000 Длинашлейфа, м
- 30
- 34,3
2500
профиль трассы шлейфа
Рис. 2. Шлейф с предварительно удаленной жидкостью. Распределение концентрации ДЭГ по длине шлейфа при расходе газа 0,25 млн м3/сут в различные моменты времени
0
0
при расходе газа 0,25 млн м3/сут. Отметим, что ДЭГ практически не переходит в газовую фазу и распространяется вдоль шлейфа только в водной фазе. При расходе газа 0,25 млн м3/сут ДЭГ достигает конца шлейфа примерно через 34,3 сут после начала его подачи в шлейф. При этом движение ДЭГ сопровождается его накоплением в пониженных участках трассы
[—1
m «
л !
о «
80 -, 70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 -0
0
Время, сут: - 20
г 48
- 46
- 44 Ö
н о
42 а
- 40
38
л
m
500 1000 1500 2000 Длинашлейфа, м
- 31,9
- 50
2500
профиль трассы шлейфа
Рис. 3. Шлейф с накопленной жидкостью. Распределение концентрации ДЭГ по длине шлейфа при расходе газа 0,25 млн м3/сут в различные моменты времени
0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
[—1
о «
0 5 10
Время, сут
Расход, с предварительно удаленной жидкостью млн м3/сут: - 0,65 - 0,70
с накопленной жидкостью ---0,65 ---0,70
Рис. 4. Концентрация ДЭГ в конце шлейфа в зависимости от времени при расходе газа
шлейфа. Медленное распространение ДЭГ по шлейфу и его накопление связаны с малой скоростью движения жидкой фазы при низких значениях расхода газа. Результаты моделирования показали, что при расходе газа 0,25 млн м3/сут скорость жидкости на отдельных подъемных участках трассы составляет только несколько миллиметров в секунду.
На рис. 3 показано распределение концентрации ДЭГ по длине шлейфа в различные моменты времени, рассчитанное для сценария подачи ингибитора в шлейф с накопленной жидкостью при расходе газа 0,25 млн м3/сут. В шлейфе с накопленной жидкостью распространение ингибитора происходит быстрее, чем в шлейфе, предварительно очищенном от жидкой фазы. Для расхода газа 0,25 млн м3/сут ДЭГ достигает конца шлейфа примерно через 14 ч после начала его подачи. Однако концентрация ингибитора в пониженных участках трассы в конце шлейфа в течение длительного времени значительно ниже установившегося значения. Проведенные расчеты показали, что выход на установившиеся значения концентрации ДЭГ при расходе газа 0,25 млн м3/сут происходит примерно через 53 сут после начала подачи ингибитора.
Как отмечалось ранее, при малых расходах газа вынос жидкой фазы из шлейфа происходит неравномерно. Эта неравномерность сопровождается резким возрастанием значений концентрации ДЭГ в конце шлейфа в моменты времени, когда происходит вынос из шлейфа жидкости, скопившейся в пониженных участках трассы. Изменение концентрации ДЭГ во времени носит периодический характер, а длительность периода уменьшается при увеличении расхода газа в шлейфе [3].
При переходе от режима накопления к режиму выноса жидкости скорость движения ДЭГ по шлейфу возрастает. Рассчитанная зависимость концентрации ДЭГ в конце шлейфа от времени приведена на рис. 4 для двух значений расхода газа: 0,65 млн м3/сут и 0,70 млн м3/сут. Согласно рис. 4 и в случае достаточно больших скоростей газа в шлейфе с накопленной жидкостью ингибитор гидратообразования появляется на выходе шлейфа значительно раньше. Однако выход концентрации ДЭГ на стационарное значение 0,52 кг/м3 в конце шлейфа занимает существенно большее время.
Отличия в динамике движения ДЭГ, полученные в результате моделирования, связаны
с влиянием накопленной в полости шлейфа жидкости. При движении ДЭГ по шлейфу, из которого предварительно удалена жидкость, ингибитор последовательно накапливается на всех пониженных участках трассы. Время заполнения шлейфа ингибитором определяется минимальной скоростью движения жидкости на подъемных участках шлейфа и может быть оценено как отношение равновесного объема жидкости в шлейфе при соответствующем расходе газа к объемной скорости поступления в шлейф жидкой фазы.
При подаче ДЭГ в шлейф с накопленной водой происходит вытеснение ингибитором скопившейся вдоль трассы жидкости. Время достижения конца шлейфа ингибитором определяется средней скоростью движения жидкой фазы по шлейфу, а не минимальной скоростью движения жидкости, и в результате ДЭГ быстрее достигает конца шлейфа. Однако в этом случае требуется дополнительное время на насыщение ингибитором скопившейся в шлейфе воды, так как накопленная жидкость выступает в роли буферной емкости для ДЭГ, переносимого потоком газа. При этом чем больше накопленный объем не связанной ингибитором гидратообразования свободной воды, тем большее время будет затрачено на ее вынос из шлейфа и на достижение стационарной концентрации ДЭГ по всей длине шлейфа.
На рис. 5 представлены рассчитанные зависимости времени заполнения шлейфа ингибитором от расхода газа для шлейфов с удаленной и накопленной жидкостью. При эксплуатации шлейфа в режиме накопления жидкости ДЭГ достигает конца шлейфа за время порядка нескольких недель после начала его подачи. В этом диапазоне расходов время достижения квазистационарной концентрации ДЭГ по всей длине шлейфа с предварительно удаленной жидкостью оказывается примерно на 20 сут меньше, чем в случае, когда ингибитор подается в шлейф с накопленной жидкой фазой. С увеличением расхода газа время заполнения шлейфа ингибитором существенно снижается. Для предварительно очищенного от жидкости шлейфа время заполнения составляет около 1 ч при расходе 1,5 млн м3/сут. Для шлейфа с накопленной жидкостью время заполнения составляет несколько суток при расходе газа более 1,0 млн м3/сут.
Следует отметить, что в системах сбора газа сеноманских залежей в настоящее время
л
т
55 -,
45 -
35 -
25 -
15 -
5 -
0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 Расход газа, млн м3/сут
Шлейф:
—■— с предварительно удаленной жидкостью —■— с накопленной жидкостью
Рис. 5. Время заполнения шлейфа ДЭГ в зависимости от расхода газа
в качестве ингибитора гидратообразования используется метанол. ДЭГ может быть рассмотрен как альтернативный ингибитор гидратоо-бразования, поскольку он имеется на объектах добычи газа и используется как абсорбент при осушке сеноманского газа. Результаты моделирования для трубопровода с удаленной жидкостью показали, что динамика движения ДЭГ и динамика движения метанола в водной фазе имеют аналогичный характер [3], несмотря на то что часть подаваемого в трубопровод метанола уносится газовым потоком. При этом для малых расходов газа время заполнения трубопровода ДЭГ оказывается меньшим, чем время распространения метанола в водной фазе по трубопроводу.
Таким образом, в работе проведено исследование влияния накоплений жидкости на динамику движения ДЭГ по промысловому трубопроводу. Показано, что если ингибитор гидратообразования подается в трубопровод, в котором присутствует жидкость, ДЭГ достигает конца трубопровода раньше, чем в случае подачи ингибитора в трубопровод, предварительно очищенный от скоплений воды. Это обстоятельство объясняется тем, что время достижения ингибитором конца трубопровода с накопленной жидкостью определяется средней скоростью движения жидкой фазы, а не минимальной скоростью движения
жидкости на подъемных участках трассы, как в случае подачи ДЭГ в трубопровод без накоплений жидкости. Однако время достижения стационарной концентрации ДЭГ по всей длине трубопровода с накопленной жидкостью оказывается существенно большим, так как требуется дополнительное время на насыщение ингибитором скопившейся в трубопроводе воды.
Хотя предварительное удаление накопленной в трубопроводе жидкой фазы и снижает время заполнения трубопровода ингибитором, при малых расходах газа оно может оказаться очень большим. Это обстоятельство связано с тем, что при работе трубопровода в режиме накопления жидкости скорость распространения ДЭГ по промысловому трубопроводу резко снижается. Даже для достаточно короткого промыслового трубопровода время его заполнения ДЭГ может достигать нескольких
десятков суток, что увеличивает вероятность образования гидратных и ледяных пробок, если подача ингибитора в трубопровод начинается с запозданием. В связи с этим для повышения надежности ингибирования промысловых трубопроводов на заключительном этапе разработки газовых месторождений целесообразно рассмотреть изменение традиционной схемы подачи ингибитора в начало трубопровода на многоточечную схему подачи с одновременным ингибированием по всей длине трубопровода. При использовании такой схемы повышается оперативность подачи ингибитора в требуемый момент времени, например при резком понижении температуры воздуха. Кроме того, появляется возможность равномерной подачи ингибитора по всей длине трубопровода либо дозированной подачи в защищаемые точки при использовании управляемых устройств.
Список литературы
1. Ротов А. А. Анализ движения метанола в трубопроводах газосборных сетей /
A.А. Ротов, А.В. Трифонов, В.А. Истомин и др. // Автоматизация, телемеханизация
и связь в нефтяной промышленности. - 2011. -№ 6. - С. 26-29.
2. Бузников Н.А. Динамика накопления
и выноса водного раствора ингибитора гидратообразования при начальном заполнении морского трубопровода / Н.А. Бузников,
B.А. Сулейманов // Газовая промышленность. -2014. - № 8 (710). - С. 34-37.
3. Бузников Н.А. Моделирование динамики движения ингибиторов гидратообразования
в промысловых трубопроводах / Н.А. Бузников,
B.А. Истомин, Р.А. Митницкий // Газовая промышленность. - 2016. - № 2 (734). -
C. 94-98.
4. Péneloux A. A consistent correlation for Redlich-Kwong-Soave volumes / A. Péneloux, E. Rauzy, R. Fréze // Fluid Phase Equilibria. - 1982. - V. 8. -№ 1. - P. 7-23.
