CC BY
12УДК 621.438:622.691.4.052.006
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАГНЕТАТЕЛЕЙ ПО ИХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ
PREDICTION OF RESIDUAL LIFE OF CENTRIFUGAL INJECTORS BASED ON THEIR ENERGY DATA
С. И Перевощиков
S. I. Perevoschikov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: центробежные нагнетатели, природный газ, техническое состояние, параметрическая диагностика. энергетические показатели Key words: centrifugal superchargers, natural gas, technical state, parametric diagnostics. energetic data
Центробежные нагнетатели природного газа (ЦБН) относятся к газодинамическим машинам проточного типа. Через каждый из них в условиях газопромысловых дожимных компрессорных станций (ДКС) и компрессорных станций магистральных газопроводов (КС) ежегодно проходят миллиарды кубических метров природного газа. Это не может не сказываться на техническом состоянии данных машин и технико-экономических показателях газопромысловых и газотранспортных организаций, что вызывает необходимость постоянного мониторинга технического состояния нагнетателей. Одним из наиболее эффективных способов отслеживания технического состояния данного вида компрессорных машин является параметрическая диагностика их на основе той или иной физической модели, происходящих в них процессов. Этот вид диагностики может проводиться различными способами. К числу наиболее известных из них относятся способы, основанные на значениях политропических КПД нагнетателей, изложенные в работах [1], [2] и [3].
На основе исследований, результаты которых представлены в [4], установлено, что указанным методикам свойственны некоторые недостатки. К ним, в первую очередь, относится базирование данных методик на сведениях о производительности нагнетателей, во вторую (по порядку, но не по степени важности) - формирование диагностических выводов без оценки степени их достоверности. Первый из отмеченных недостатков существенно сужает возможности применения отмеченных методик, так как ими невозможно воспользоваться на большинстве ДКС и КС, поскольку на значительном количестве станций отсутствуют индивидуальные средства учета газа для каждой машины в отдельности. Второй недостаток не позволяет в полной мере положиться на результаты диагностики, полученные (по отмеченным методикам) без оценки достоверности диагностических выводов.
Отмеченные недостатки отсутствуют у методики, приведенной в работе [4]. Основу ее составляет использование для определения политропического КПД теоретического классического выражения для расчета данного параметра, адаптированного к реальным условиям и к реальным особенностям конкретных компрессорных машин. Адаптация выполняется с помощью введения в отмеченное выражение коэффициента адаптации Ка , численное значение которого находится по этому же выражению, но записанному для оптимального режима работы нагнетателя:
n -1
_ n
n
е -1 п -1
Л пол ~ К а ' ^ .
Т2 1 к -1
к -1
После подстановки в данное выражение вместо комплекса —- его численного знак
чения, применяемого в соответствующих расчетах в газовой промышленности и равного
п
0,235, а также вместо общего вида комплекса - его значения, раскрытого через средний
п -1
показатель политропы, определяемый как отношение 1п£ к 1п$/ $ , представленное выражение приобретает окончательный вид
1Пб Б - 1
Лпол = 0,235 • z1 ■ Ka
n-1
lns Б n -
z2 • T2 1 T2
Z1 • T У T1
а
In
где Z1 и Z2 - коэффициент сжимаемости газа при условии на входе и выходе нагнетателя; Т1 и Т2 - температура газа на входе и выходе нагнетателя; S - степень сжатия нагнетателя.
В рассматриваемой методике вместо производительности нагнетателей используется
Ins
безразмерный комплексный параметр v = —7-^ и результаты расчета, представлен-
( т1 \
In
z2 • T2
z1 • T1 у
ные в виде функционального ряда г]пол = f (%) , обрабатываются с помощью программного продукта Microsoft Excel, чем достигается определение достоверности диагностического вывода [4]. Непосредственно оценка технического состояния нагнетателей выполняется посредством сравнения фактического политропического КПДмашин при их работе в оптимальном (расчетном) режиме т]пол о , рассчитанного по зависимости, аппроксимирующей
функциональный ряд т]пол = f (%) , с паспортным значением данного параметра.
По данной методике выполнено определение технического состояния нескольких нагнетателей на основе использования эксплуатационных данных по этим машинам, позаимствованным из оперативных журналов эксплуатационного персонала. Полученные результаты показали, что достоверность диагностических выводов, сформулированных на основе данной методики, находится в пределах 0,987-0,996 [4], что близко к единице. Это наблюдается даже при ограниченном количестве исходной информации, используемой для диагностирования. Отмеченные обстоятельства позволяют, во-первых, использовать для диагностирования текущую информацию о режимах работы нагнетателей, фиксируемую в оперативных журналах эксплуатационного персонала; во-вторых, ввиду постоянной регистрации режимов работы машин в отмеченной документации с двухчасовым интервалом, сузить временной интервал, для которого производится оценка технического состояния машин.
В результате диагностический вывод оказывается соответствующим узкому временному отрезку, который намного меньше срока службы оборудования, что открывает возможности для неоднократной оценки технического состояния нагнетателей в течение всего срока их эксплуатации, оговоренного заводами-производителями машин, и, в итоге, по результатам предшествующих оценок прогнозировать состояние машин на ближайшую перспективу.
Диагностируемым параметром в рассматриваемой методике является комплексная, по физическому и по смысловому значению, величина - политропический КПД. Она характеризует нагнетатели с технической стороны и со стороны энергетической. Данное обстоятельство позволяет использовать результаты прогноза, выполненного на основе рассмотрения динамики изменения во времени значений политропического КПД машин т]пол , для определения остаточного ресурса нагнетателей по их энергоемкости. Для этого необходимо оценить допустимый нижний уровень, г/пол = 1]пол пр , начиная с которого эксплуатировать каждый отдельный нагнетатель в конкретных условиях его нахождения становится экономически не выгодно вследствие дополнительных, непроизводительных и все возрастающих затрат энергии на его привод. Значение т]пол пр является пороговым; момент времени, в который прогнозируемое значение политропического КПД достигает его, соответствует времени вывода машины из работы по экономическим соображениям.
Отрезок времени между последним, по времени, диагностированием и моментом времени Тпр является остаточным ресурсом рассматриваемой машины по ее энергоемкости. Для предотвращения излишних затрат энергии нагнетатель необходимо выводить из работы до достижения им порогового значения т]пол пр и подвергать ревизии, а затем, по результатам
ревизии, ремонту или замене.
Возможность определения остаточного ресурса нагнетателей природного газа по их
энергоемкости на основе методики [4] подтверждается расчетами. Они выполнены для нагнетателя RF2BB-30 и заключались в определении т]пол о для семи значений наработки Т. Результаты расчетов представлены (рисунки).
В качестве примера, представлены результаты расчета г]пол и определение 1пол о для наработки, равной 70,628 ч (рис.1).
Цпол. 0,8
0,78
0,76
0,74
0,72
0,7
3 3,1 3,2 3,3 3,4 Х°
Безразмерный параметр X
Рис. 1. Определение оптимального КПДцполо для наработки Т=70,628 час
На нем штриховой линией показано определение политропического КПД 1пол о , соответствующего значению параметра 20 , который характеризует оптимальный режим работы нагнетателя [4].
Аналогичным образом получены значения 1пол о и для других шести, принятых к рассмотрению наработок. В результате таких действий сформирован второй, после 71пол = f (T) , функциональный ряд вида. 1пол о = f (T) . Он, так же как и первый ряд г1пол = f (T) , подвергался обработке с помощью программного продукта Microsoft Excel. Обработке предшествовал выбор аппроксимирующей зависимости, описывающей функцию 1пол о = f (T) . Из представляемого Microsoft Excel ряда аппроксимирующих зависимостей
выбраны лишь те, аналитическая форма которых отвечает физической сущности рассматриваемого процесса, а именно: процессу изменения технического состояния оборудования в зависимости от времени пребывания его в работе. Применительно к рассматриваемому случаю, когда в качестве оборудования выступает центробежный нагнетатель, проточная часть которого подвергается непрерывному воздействию со стороны проходящих через него масс природного газа, отмеченному критерию отвечают функции полиномиального ряда. Из них наиболее подходящими для рассматриваемой ситуации являются полином второй и полином третьей степени. Сделать более конкретный однозначный выбор на данном этапе затруднительно ввиду того, что требуется не получение аналитического выражения, описывающего полученный функциональный ряд 1пол о = f (T) , а экстраполяция значений данного ряда за его пределы в сторону нарастающих значений аргумента в данном ряду - Т .
Для окончательного выбора вида аппроксимирующей зависимости имеющийся функциональный ряд 1пол о = f (T ) аппроксимирован как полиномом второй и третьей степени. Результаты аппроксимации представлены на рис. 2 и 3 соответственно.
Наработка нагнетателя с на'шла эксплуатации Т, час.
Рис. 2. Определение остаточного ресурса нагнетателя по его энергоемкости (п=2)
При пороговом значении политропического КПД 7]пол пр , равном 0,792 (принято условно), предельный момент времени Тпр2, при котором нагнетатель необходимо выводить из работы по экономическим соображениям, равен 84000 ч наработки машины с начала ее эксплуатации (см. рис. 2). Согласно (см. рис. 3), Тпрз = ж .
Аппроксимация полиномом 3-й степени
♦
♦
Чпол. гар.
/
ЦП эл.о. - 2 Е-09Г2-: 5,758
: я1 = о,8ьз .........1 ■ ■ ■ ■ ....
'1]пол.о. 0,81 0,8 0,79 0,78 0,77 0,76 0,75
60000 65000 70000 75000 80000 90000 95000
Наработка нагнетателя с на'-шлп эксплуатации Т, час.
Рис. 3. Определение остаточного ресурса нагнетателя по его энергоемкости (п=3)
Результаты прогноза существенно разнятся. Исходя из физических представлений, более достоверный результат дает аппроксимация полиномом второй степени, так как для любого оборудования срок его службы, как физический, так и экономически целесообразный, имеет естественные пределы. Однако и в случае полинома второй степени не все так однозначно. Эта неоднозначность вытекает из того, что, несмотря на достаточно высокую
2
достоверность прогноза в данном случае, равную Я =0,854 , положиться всецело на его результаты затруднительно, так как прогноз на основе той же самой исходной информации,
но выполненный с использованием полинома третьей степени дает совсем другой резуль-
2
тат. При этом достоверность его почти такая же (Я =0,863).
Наблюдаемое разночтение в результатах прогноза объясняется «разбросом» единичных значений 7]пол о в координатном поле г/пол о — Т , вызванным погрешностью определения параметра т]поло на основе, содержащей погрешность исходной эксплуатационной информации и расчетов по представленной выше зависимости, также сопряженных с погрешностью, вносимой математической структурой данной зависимости. Существующий «раз-
брос» тпол о объективно неустраним. Его можно лишь уменьшить, но только за счет повышения точности исходной информации. Это достигается применением более высокоточного приборного оснащения, сверх ныне существующих штатных приборов компрессорных машин, что в большинстве случаев экономически не оправдано. При таком положении дел наблюдаемый «разброс» т]поло (см.рис.2 и 3), не позволяет выполнять прогнозирование на
достаточно продолжительный период времени Т без внесения в результат прогноза высокой доли неопределенности.
Ситуация с неопределенностью долгосрочного прогноза усугубляется наличием еще одного обстоятельства, проистекающего из особенностей изменения политропического КПДцентробежных нагнетателей от времени их наработки. Эта особенность заключается в том, что центробежные нагнетатели являются открытой, для внешней среды, системой и величина их политропического КПД в значительной мере определяется внешними, относительно данных машин, факторами. Определяющим внешним фактором выступает компри-мируемый в машинах природный газ, который, несмотря на неоднократную очистку его на газопромысловых объектах и КС магистральных газопроводов, всегда содержит в своем составе то или иное количество посторонних включений в виде различных механических частиц и мелкодисперсных жидкостных образований. Эти включения при прохождении газовыми потоками проточной части нагнетателей оказывают на нее эрозионное воздействие, изменяя состояние поверхности конструктивных элементов проточной части и, со временем, геометрическую конфигурацию некоторых из этих элементов. Все это приводит к нарушению изначально благоприятных условий, при которых происходит сжатие газа в нагнетателях, и непосредственно сказывается на величине политропического КПД данных машин тпол При этом изначально благоприятные условия компримирования газа изменяются не только в сторону их ухудшения и уменьшения Тпол . Одновременно с этим происходит и снижение шероховатости поверхностей, обтекаемых газовым потоком, в результате их «шлифовки» механическими включениями, содержащимися в компримируемом газе. Из-за «шлифовки» снижаются газодинамические потери энергии в нагнетателях, и происходит повышение тпол данных машин. Таким образом, при увеличении наработки нагнетателей и, соответственно их износа, политропический КПДмашин претерпевает двоякое изменение - одновременно происходит его повышение и снижение. Итоговое значение тпол зависит от сочетания данных процессов и, в первую очередь, от относительной масштабности процессов эрозионного изменения геометрической конфигурации элементов проточной части машин и «шлифовки» поверхности этих элементов газовыми потоками.
Масштабность различных направлений эрозионного изменения проточной части нагнетателей определяется условиями, в которых эксплуатируются машины. Последние же могут существенно отличаться в зависимости от места расположения компрессорных станций, на которых находятся нагнетатели, так как станции даже одного и того же газопровода часто эксплуатируются в различных условиях. Оборудование станций, расположенных после головных сооружений магистралей, где производится достаточно тщательная очистка газа от всевозможных включений, а также после КС с двухступенчатой очисткой газа, менее подвержено эрозионному износу, чем оборудование, находящееся на других КС того же газопровода. И наоборот, нагнетатели станций, размещенных после участков магистрали, регулярно подвергающихся ремонту, испытывают более интенсивный износ от эрозионного воздействия газового потока. По отмеченным причинам характер изменения проточной части конкретных единиц нагнетателей под воздействием эксплуатационных факторов и, соответственно ТгюЛ машин, от времени наработки оборудования может быть прогнозируемым только в качественном отношении. Относительно временной школы, представляемой временем наработки нагнетателей, прогноз отмеченных изменений достаточно приблизителен. На возможность только приблизительного долгосрочного прогноза остаточного ресурса ЦБН по их энергетическим показателям указывает и следующее обстоятельство. Качество очистки газа на промысловых газоочистных установках и на КС магистральных газопроводов, а также сроки, продолжительность и периодичность ремонтов линейной части газопроводов, непредсказуемы, а значит и неопределенна масштабность предстоящих эрозионных воздействий на проточную часть нагнетателей и соответственно величина и направление дальнейших изменений их тпол
Таким образом, долгосрочный прогноз остаточного ресурса нагнетателей по их энергетическим показателям сопряжен с некоторой степенью неопределенности.
Неопределенность возрастает по мере увеличения прогнозного периода. При достаточно
долговременном прогнозе достоверность его Я2 (см. рис. 2, 3) и представляющая достаточно ощутимую величину, равную 0,854-0,863, убывает и при существенном сроке прогнозирования может стать трудноопределимой. Поэтому прогноз остаточного ресурса нагнетателей по их энергетическим показателям предпочтительно выполнять на сравнительно непродолжительный период времени и периодически корректировать его по итогом очередных диагностических определений политропического КПД данных машин.
Рассмотрена реальная ситуация, имеющая место для одного из находящегося в эксплуатации нагнетателя (см. рис. 2, 3). В соответствии с ней по мере удаления от последнего, по времени определения т]пол о , соответствующего наработке Т = 80400 ч, результаты прогноза на основе полиномов второй и третьей степени начинают все более отличаться друг от друга и при даже небольшом удалении от этого момента, отвечающего т]гюл пр = 0,798,
имеем Опр2 = 82200 ч (см. рис. 2) и Ор = 84000 ч (см. рис. 3). Расхождение составляет
1800 ч, что соответствует непрерывной работе нагнетателя в течение почти трех месяцев. Очевидно, что результаты подобного прогноза неприемлемы. Применимые результаты можно получить при прогнозировании на менее продолжительный период времени. Например, до наработки Т = 81000 ч. Этому значению Т по полиному второй степени соответствует ^]rюло = 0,803, а по полиному третьей степени - 0,804. Расхождение между наблюдаемыми значениями т]пол о удовлетворяет эксплуатационной практике, так как отличие между ними не велико и составляет не многим более 0,1%. Поэтому можно заключить, что с вероятностью не менее 0,854 (меньшей из двух ранее отмеченных 0,854 и 0,863) при наработке Т = 81000 ч политропический КПДнагнетателя будет иметь значение, находящееся в интервале 0,803-0,804.
Таким образом, в рассматриваемом примере для получения приемлемых результатов прогноза диагностические операции по определению т]поло необходимо выполнять не реже одного раза в месяц (наработка в месяц составляет 720-744 ч), а результаты прогноза распространять на период предстоящей наработки также не превышающий месячную наработку машины. По истечении некоторого времени ситуация может измениться. Тогда периодичность диагностики и продолжительность периода прогнозирования могут быть изменены. Критерием, по которому следует изменять данные параметры, является степень расхождения между значениями т]поло , полученными по различным аппроксимирующим зависимостям для прогнозируемого периода. Эта степень должна быть небольшой и отвечающей конкретно рассматриваемой ситуации.
Например, для интервала наработки, в котором текущие значения т]поло далеки от
1пол пр , допустимая степень расхождения может быть увеличена по сравнению с интервалами наработки, в которых текущие о приближаются к 7]пол пр .
Диагностические определения т]поло предпочтительно выполнять по методике, изложенной в [4], а прогноз изменения функции т]поло = /(Т) от времени наработки Т осуществлять на основе полинома второй и третьей степени одновременно.
Предпочтительность указанной методики, по сравнению с существующими, которые отмечены выше, показана в работе [4].
Это также иллюстрирует рис. 4, где представлены значения т]поло , полученные на основе т]пол , рассчитанных по методике, приведенной в [1] и обработанных в соответствии с методиками, предложенными в [4] и в настоящей работе.
Сопоставление результатов расчета т]поло (см. рис. 4), с данными (см. рис.2 и 3), а также с паспортным значением 7]пол о для нагнетателей М7ВВ-30, равным 0,812, показывает, что методика [1] дает завышенные значения т)гошо и соответственно , на основе которых они рассчитаны.
Аппроксимация полиномом 2-й степени
Ппол.о. 0,845 0,84 0,835 0,83 0,825 0,82 0,815 0,81
▲ Ппол.о. = -2E-10T 2 + 3E-057 -0,225
R2 = 0,575
л'" ** У А
/
t \
! 4 / / À.
1 1
60000 65000 70000 75000 80000 85000 90000 95000
Наработка нагнетателя с начала эксплуатации Т, час.
Рис. 4. Определение остаточного ресурса на основе методики [1]
При этом достоверность прогноза, выполняемого по данным (см. рис. 4), и представленная в виде R2 = 0,575, намного ниже достоверности прогноза, выполняемого на основе (см. рис. 2 и 3), которая составляет 0,854 и 0,863 соответственно. Кроме того, значения Т]поло на указанных рисунках, в отличие от значений этого параметра (см. рис. 4), не превосходят паспортную величину Т]гюло = 0,812 даже в своем максимуме, что соответствует физической сути рассматриваемого явления.
Это дополнительно указывает на большую приемлемость методики [4] для практического прогнозирования остаточного ресурса нагнетателей по их энергетическим показателям.
Необходимость прогноза остаточного ресурса центробежных нагнетателей по их энергетическим показателям не требует доказательств. Он широко применяется, и не только для машин данного типа, так как позволяет снижать энергопотребление различных производств. Для центробежных нагнетателей, применяемых в газовой промышленности, такой прогноз их остаточного ресурса наиболее эффективен. В данной ситуации для повышения политропического КПДмашин, снизившегося в результате их износа, не обязательно подвергать ремонту нагнетатели в целом. В большинстве случаев достаточно заменить или подвергнуть восстановлению рабочие колеса нагнетателей, так как 70% т]пол снижения происходит в результате износа рабочих колес этих машин [3]. Эффект достигается за счет того, что стоимость рабочего колеса нагнетателей, тем более затраты на его восстановление, во много раз ниже стоимости энергии, дополнительно (непроизводительно) потребленной компрессорными машинами в результате использования изношенного рабочего колеса.
Выводы
1. С целью повышения эффективности использования промышленного оборудования целесообразно, помимо прочего, отслеживать его остаточный ресурс по энергетическим показателям. Это дает возможность своевременно выводить оборудование в ремонт не по техническим, а по энергетическим показателям и, тем самым, снижать энергозатраты на осуществление тех видов производств, на которых оно используется. Для компрессорных машин, в частности для нагнетателей природного газа, в качестве подобного энергетического показателя может рассматриваться их политропический КПД
2. На основе исследований, выполненных в рамках настоящей работы, установлено, что политропический КПД нагнетателей природного газа предпочтительней определять по методике, изложенной в [4]. Предпочтительность отмеченной методики состоит в том, что она позволяет определять отмеченный КПД на основе текущей эксплуатационной информации о режимах работы данных машин, без сведений о производительности нагнетателей и без потери, при этом, точности расчета КПД.
Указанная методика, в отличие от ныне существующих, позволяет определять достоверность полученных расчетом значений политропических КПД нагнетателей.
3. Рассмотрение динамики изменения политропических КПД нагнетателей от их наработки позволяет прогнозировать остаточный ресурс нагнетателей по их энергетическим показателям.
Осуществление прогноза на базе программного продукта Microsoft Excel дает возможность выполнять прогноз на вероятностной основе с получением достоверности прогноза.
4. Неоднозначный характер изменения политропического КПД нагнетателей от их наработки приводит к необходимости осуществлять прогнозирование остаточного ресурса данных машин по их энергетическим показателям на основе, как минимум, двух аппроксимирующих зависимостей, и на непродолжительный период времени. При этом, с целью коррекции результатов прогноза, следует постоянно осуществлять мониторинг изменения КПД во времени. Для нагнетателей природного газа, используемых в газовой промышленности, для коррекции результатов предшествующих прогнозов необходимо проводить диагностические определения политропических КПД машин не реже, чем через один месяц их непрерывной работы.
. Список литературы
1.Эксплуатация газопроводов Западной Сибири / Г. В. Крылов. А. В. Матвеев, О. А. Степанов, Е. И. Яковлев.- Л.: Недра, 1985.-288с.
2.Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций / Б. П. Поршаков, А. С. Лопатин, А. Н. Назарьина, А. С. Рябченко.- М.: Недра, 1992.
3.Казаченко А. Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов.- М.: Нефть и газ, 1999.463 с.
4.Перевощиков С. И. Параметрическая диагностика технического состояния центробежных нагнетателей природного газа. // Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3 .С.97-104.
Сведения об авторе
Перееощикое Сергей Иванович, д.т.н., профессор, кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 46-74-80
Perevoschikov S. I., Doctor of Technical Sciences, professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)46-74-80
УДК 538.9:548.51:537.635
РОСТ И ДИССОЦИАЦИЯ ГАЗОГИДРАТА В ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ GROWTH AND DISSOCIATION OF GAS HYDRATE IN THE WATER-OIL EMULSION
А. В. Ширшова, М. Ю. Данько
A. V. Shirshova, M. Yu. Dan'ko
Тюменский государственный университет, г.Тюмень
Ключевые слова: газогидрат пропана, еодонефтяная эмульсия, диссоциация гидратов Key words: gas hydrate of propane, water-oil emulsion, hydrates dissociation
В последнее время значительно возрос интерес к исследованию свойств газогидратов, что обусловлено рядом причин [1, 2]. Природные газовые гидраты, являются перспективным источником углеводородного сырья. Ряд уникальных свойств газовых гидратов позволяет рассматривать их также в качестве среды для временного хранения и транспорта газа в форме гидратов.
Как известно [3], газовые гидраты — кристаллические соединения, образующиеся посредством включения молекул газа в полости льдоподобных каркасов, построенных молекулами воды. Таким образом, в любой многофазной и многокомпонентной системе, содержащей газ и воду (лед), при определенных условиях, может образовываться газогидрат. Большинство имеющихся теоретических и экспериментальных исследований таких сложных систем направлены на разработку методик получения и изучения гидратосодержащих образцов различных твердых дисперсных пород, что связано в первую очередь с открытием геологами присутствия в поровом пространстве мерзлых пород рассеянных газогидратов [4, 5]. Однако в отечественной научной литературе почти отсутствуют работы, посвященные газогидратам, полученным в сложных жидких системах при положительных температурах, например, в водонефтяных эмульсиях. Несколько работ американских ученых последних лет по этой тематике (Center for Hydrate Research CO USA) носят или концептуальный характер [6] или направлены на исследование процессов агломерации газогидратных дисперсных частиц в эмульсии, что важно для предотвращения газогидратных пробок в потоке сырой нефти [7].
С другой стороны, примерно 80% всей нефти в РФ добывается в обводненном состоя-
