CC BY
76
МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕСТАЦИОНАРНОГО ДВИЖЕНИЯ МОНОЭТИЛЕНГЛИКОЛЯ (МЭГА) В СИСТЕМЕ СБОРА И ТРАНСПОРТА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
И.А. Гужов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Одной из причин, затрудняющих транспортировку влажного природного газа, является гидратообразование - негативное явление, проявляющееся в образовании слоя газогидратных отложений на внутренних стенках трубопровода. Вследствие этого происходит частичное или полное закупоривание проходного сечения трубопровода, что приводит к снижению производительности или даже аварийной ситуации. Природные газовые гидраты представляют собой метастабильный минерал, образование и разложение которого зависит от температуры, давления, химического состава газа, воды и др. [1].
Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Непрерывно увеличивающийся слой газо-гидратов на внутренних стенках сужает проходное сечение трубопровода. При адиабатическом прохождении газа через такое сужение происходит расширение газа. При этом уменьшение температуры газа за минимальным сечением газопровода вследствие эффекта Джоуля-Томсона является дополнительным гидратообразующим фактором.
Для борьбы с образованием гидратов на газовых промыслах используют ингибиторы (МЭГ, метанол и др.), а также поддерживают термобарические условия потока, при которых гидраты не образуются. В районах со сложными природными условиями (глубоководный шельф, полярные регионы) проблема техногенных га-зогидратов обостряется.
Задачей настоящего исследования является определение времени «заполнения» МЭГом трубопровода системы сбора, распределения концентрации по длине в любой момент времени и изменения указанных характеристик при значительном уменьшении производительности и переходе работы трубопровода в режим накопления жидкости. Под «заполнением» в данном случае понимается достижение в том или ином сечении трубопровода постоянной концентрации ингибитора.
Практический интерес представляет также задача «опорожнения» МЭГа, решение которой позволяет проследить динамику изменения защищенности участков трубопровода при прекращении подачи ингибитора.
В качестве объекта моделирования выбран характерный для одного проектируемого северного морского месторождения элемент системы сбора, состоящий из уложенного на дно трехкилометрового коллектора с внутренним диаметром 0,469 м и гибкого райзера длиной 820 м и внутренним диаметром 0,3556 м для подъема продукции скважин на технологическую платформу. В пластовых условиях газ месторождения является водонасыщенным. В подводных внутрипромысловых коммуникациях он быстро охлаждается, что создает условия для образования гидратов.
Моделирование движения MЭГа выполнялось с использованием модуля отслеживания композиционного состава программного комплекса OLGA компании Scandpower (версия 6.1), являющегося в настоящее время самым перспективным в области нестационарных расчетов двухфазного транспорта. В модуле композиционного состава уравнения массы решаются для каждого компонента отдельно в газовой фазе, капельках жидкости, потоке конденсата и воды. Таким образом, указанный программный модуль позволяет отслеживать изменения в составе во времени и пространстве.
Транспортируемая среда представляет собой продукцию скважин, характеризующуюся высоким (в среднем 0,0205 кг/м3) содержанием тяжелых компонентов. Вода присутствует в виде конденсационной влаги, содержание ее в пластовой продукции составляет 0,663 мольных процента. В целях предотвращения гидрато-образования предполагается постоянная подача MЭГа, обеспечивающая его концентрацию в исходной продукции 0,275 мольных процента.
Условия образования гидратов определялись с помощью специального расчетного модуля, входящего в состав программного комплекса PIPESIM компании Schlumberger, в котором для описания термодинамических свойств гидратов используется теория Ван-дер-Ваальса и Платтеу. Основные положения данной теории:
1. Решетка хозяина не деформируется в зависимости от степени заполнения молекулами-гостями либо от их вида.
2. В каждой молекулярной полости может находиться не более одной молекулы-гостя.
3. Взаимодействие молекул-гостей пренебрежимо мало.
Для расчетов использовано аналитическое выражение для химического потенциала [2]:
Ац = кТ X V, 1п(1 + X ),
где Дц - разность химических потенциалов «пустой» гидратной решетки и воды; с~ - константы Лэнгмюра; £■ - летучести молекул-гостей, определяемые из уравнений состояния Редлиха-Квонга; V i - мольное содержание элементов кристаллической решетки.
Согласно расчетам, для соответствующего проектной производительности О =106,15 кг/с диапазона изменения давления и температуры (13,8-13,0 МПа и 32-18 °С, соответственно) не существует опасности гидратообразования по всей длине трубопровода. Однако отсутствие промысловых данных не позволяет на этапе проектирования системы сбора с приемлемой точностью оценивать теплообмен трубопровода с окружающей средой. В связи со сложностью прогнозирования коэффициентов теплопередачи подводных трубопроводов фактическая температура транспортируемой продукции может быть значительно ниже расчетной и приближаться на концевых участках к температуре окружающей среды. Поэтому до получения фактических данных по перепаду температуры наиболее целесообразной представляется рекомендация проводить непрерывную подачу ингибитора на всех подводных добывающих комплексах (ПДК) в начальный период разработки, когда особенно велики тепловые потери в результате дросселирования. Что же касается периодов разработки с невысоким уровнем устьевых давлений на скважинах, то на ПДК с коллекторами протяженностью менее 3 км следует предусмотреть подачу ингибитора только в случае значительного уменьшения производительности или остановки трубопровода.
По причине остановок отдельных скважин, а также всего коллектора, в связи с ремонтными и профилактическими работами, становятся неизбежными отклонения от проектных режимов работы трубопроводов. Таким образом, в отдельных случаях трубопроводы могут работать в условиях, благоприятных для обра-
зования гидратов, а при значительном снижении скорости флюида - и в режимах накопления жидкости. Так как моноэтиленгли-коль растворяется только в воде и практически не растворяется в газовой фазе, скорость его распространения и достижение необходимых концентраций в опасных сечениях в значительной степени определяется скоростью продвижения по трубе жидкой фазы, а следовательно, резко снижается при работе трубопровода в режиме накопления жидкости, когда скорость жидкой фазы сильно уменьшается, а относительная скорость газа по отношению к жидкости возрастает.
Рассмотрим работу трубопровода с уровнем загрузки О = = 106,15 кг/с), соответствующим начальной стадии разработки месторождения.
На рис. 1 приведены распределения давления (Р), температуры (Т) и концентрации МЭГа в водной фазе (ХМЭГ) по длине трубопровода через 30 мин после начала закачки ингибитора. Расчеты показывают, что в проектном режиме работы со скоростями газа 6-10 м/с в коллекторе и гибких райзерах уже через 30 мин после начала закачки присутствие МЭГа наблюдается во всех сечениях трубопровода. Однако выход на постоянную концентрацию к этому моменту наблюдается для первой трети длины трубопровода.
------Профиль трассы трубопровода
------Давление
------Температура
Мольное содержание МЭГа в водной фазе
0 1000 2 000 3 000
Длина трубопровода, м
Рис. 1. Распределение давления, температуры и мольного содержания МЭГа в водной фазе по длине трубопровода через 30 мин после начала закачки ингибитора
На рис. 2 представлены кривые «заполнения» МЭГом для пяти сечений трубопровода, три из которых относятся к трехкилометровому коллектору и два - к гибкому райзеру.
■ 100м
■ 1100м 32301.
■ 2100 м ------------------- 37901
в= 106,15 кг/с
1
т-10'2, с
Рис. 2. Динамика изменения концентрации МЭГа в газосборном коллекторе
Из рис. 2 видно, что в течение одного часа все участки трубопровода выходят практически на один и тот же уровень постоянной концентрации ингибитора.
■ 100м
■ 1100м 3230 л
■ 2100 м ------------------- 3790 ц
Є= 106,15 кг/с
V
т-10‘2. с
Рис. 3. Динамика изменения концентрации МЭГа в газосборном коллекторе при прекращении подачи ингибитора
Аналогичные кривые (рис. 3) получены также для процесса «опорожнения» при прекращении подачи МЭГа.
Без ингибитора -----Ингибитор МЭГ
Є = 106,15 кг/с
О 1000 2000 3000
Длина трубопровода, м
Рис. 4. Сравнительная характеристика истинного содержания жидкости в трубопроводе без МЭГа и с МЭГом через 30 мин после начала подачи ингибитора
Без ингибитора -----Ингибитор МЭГ
ч>
Є = 106,15 кг/с
0,007
\ | \/Л—.
V і] Ту \
ХР Ї \
0,003 0,002 \
\ і
О 1000 2000 зооо
Длина трубопровода, м
Рис. 5. Сравнительная характеристика истинного содержания жидкости в трубопроводе без МЭГа и с МЭГом через 1 ч после начала подачи ингибитора
Расчеты показывают, что подача МЭГа оказывает влияние на гидродинамические характеристики двухфазного потока. Рис. 4, 5 иллюстрируют различия истинного содержания жидкости в трубопроводе без МЭГа и с МЭГом, соответственно, для моментов времени 30 мин и 1 ч после начала подачи ингибитора.
Таким образом, для данных условий двухфазного транспорта присутствие в транспортируемой продукции ингибитора более чем вдвое увеличивает истинное содержание жидкости в трубопроводе. Однако это не приводит к существенному увеличению потерь давления ввиду невысоких значений указанного параметра для рассматриваемого режима течения.
---Скорость газа --- Скорость жидкости
и, м/с
в =10,615 кг/с
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Длина трубопровода, м
Рис. 6. Распределение скоростей газа и жидкости по длине трубопроводов
Проанализируем режимы работы рассматриваемого элемента системы сбора в случае значительного снижения производительности (в 10 раз по сравнению с проектом). Многократное превышение скорости газа над скоростью жидкости (рис. 6), характерное для пробковой структуры течения, указывает на работу трубопровода в условиях, благоприятных для накопления жидкости.
Профиль трассы трубопровода
Давление
Температура
Мольное содержание МЭГа в водной фазе
Длина трубопровода, м
Рис. 7. Распределение давления, температуры и мольного содержания МЭГа в водной фазе по длине трубопровода на пятые сутки после начала закачки
ингибитора
Профиль трассы трубопровода
Давление
Температура
Мольное содержание МЭГа в водной фазе
Длина трубопровода, м
Рис. 8. Распределение давления, температуры и мольного содержания МЭГа в водной фазе по длине трубопровода на десятые сутки после начала закачки
ингибитора
т-10"4, с
Рис. 9. Динамика изменения концентрации МЭГа в газосборном коллекторе
Изучение динамики процесса во времени показывает нестационарное поведение скоростей в данном режиме. На отдельных участках трубопровода в рассматриваемый момент времени появляются отрицательные значения скорости. Так, на участке с длиною и подъемом 1200 и 4 м соответственно, а также в райзе-ре мольное содержание МЭГа в водной фазе ингибитора растет крайне медленно (рис. 7-9), и за рассматриваемый период времени (10 сут) требуемая концентрация не достигается.
Без ингибитора -----Ингибитор МЭГ
ч> 6.5Е-1
5.0Е-1 в = 10,615 кг/с
4.0Е-1
2.5Е-1
1.0Е-1 5,0Е-2 ,4Е-17
О 1000 2 000 3 000
Длина трубопровода, м
Рис. 10. Сравнительная характеристика истинного содержания жидкости в трубопроводе без МЭГа и с МЭГом на десятые сутки после начала подачи
ингибитора
С целью определения влияния МЭГа на накопление жидкости получены кривые изменения истинного содержания жидкой фазы в трубопроводе (рис. 10).
Как видно из рис. 6 и 10, высокая относительная скорость газа и жидкости является основным фактором, влияющим на величину истинного содержания жидкости в трубопроводе, а влияние МЭГа на этот параметр незначительно.
В работе рассмотрен элемент системы сбора, на котором, согласно расчетам термобарических параметров и условий гидра-тообразования, не требуется применение ингибиторов при работе с проектной производительностью. Однако при возникновении нештатных ситуаций (снижение производительности, остановка) создаются условия, благоприятные как для образования гидратов, так и для накопления жидкости.
Как показывают расчеты, накопление жидкости в газосборных сетях значительно снижает скорость движения МЭГа, и его перемещение до требующего ингибиторной защиты участка трубопровода может занимать продолжительное время. Наиболее незащищенными в этом случае являются концевые участки подводных трубопроводов.
Поэтому с целью предотвращения гидратообразования в случае значительного уменьшения производительности или остановки трубопровода следует осуществлять в течение определенного времени предварительную подачу ингибитора. Продолжительность предварительного ингибирования зависит от параметров течения газожидкостного потока и, как было показано выше, определяется расчетным путем.
Список литературы
1. Истомин В.А. Газовые гидраты в природных условиях / В.А. Истомин, B.C. Якушев. - М.: Недра, 1992. - C. 236.
2. Parrish W.R. Dissociation Pressures of Gas Hydrates Formed by Gas mixtures / W.R. Parrish, M.J. Prausnitz // Ind. Eng. Chem. Process Dess. Develop. - 1972. - Vol. 11. - P. 26-35.
