Спосіб прогнозування гідратоутворення на ділянці магістрального газопроводу

Передбачуваний винахід відноситься до газової промисловості і може бути використаний для визначення моменту і точки початку можливого утворення гідратів на ділянці магістрального газопроводу. Відомий спосіб діагностики гідратоутворення в газопроводі (А.с. СРСР №1295137, кл. F17D5/00, 1987. БВ №9). принаймні у дві точки якого подають по каналах інгібітор гідратоутворення, що полягає у вимірюванні за допомогою імпульсних ліній перепаду тиску газу в газопроводі і порівнянні його зі значенням, що нормує, відповідним витраті газу в умовах безгідратного його транспорту, при цьому, як імпульсні лінії для контролю перепаду тиску використовують канали подачі інгібітору в інтервалах припинення подачі по них потоку інгібітору, і по перевищенню отриманого результату над значенням перепаду тиску, що нормує, судять про гідратоутворення між точками введення інгібітору, а по зменшенню - про гідратоутворення після другої точки введення інгібітору. Даний спосіб діагностики гідратоутворення в газопроводі також, як і спосіб прогнозування гідратоутворення на ділянці магістрального газопроводу, що заявляється, включає вимірювання витрати газу. Однак, відсутність періодичного виміру температури і витрати газ у на початку ділянки газопроводу і визначення у встановлені технологічним регламентом моменти часу відносної щільності газу, температури фунту, питомої теплоємності газу, коефіцієнта теплопередачі від газу до ґр унту і температури точки роси газу, і визначення відстані від початку ділянки до точки, у якій можливе утворення гідратів, по приведеній формулі, звужує область застосування відомого способу, тому що з його допомогою не можна прогнозувати утворення гідратів на ділянках магістрального газопроводу. Відомий спосіб діагностики відкладення чи гідратів парафинов у трубопроводі транспорту нафти чи газу (А.с. СРСР №1665176, кл. F17D5/00, 1991, БВ №27), заснований на вимірі витрати потоку, що транспортується, при зміні величини керуючого впливу на виконавчий механізм, установлений на трубопроводі, при цьому визначають значення відносини збільшення величини керуючого впливу на виконавчий механізм і відповідного збільшення значення витрати і по неузгодженості отриманого результату із значенням, що нормує, судять про наявність гідратних чи парафінових відкладень. Даний спосіб діагностики відкладення гідратів або парафинов у тр убопроводі транспорту нафти або газу також, як і спосіб прогнозування гідратоутворення на ділянці магістрального газопроводу, що заявляється, включає вимірювання витрати. Однак, відсутність визначення у встановлені технологічним регламентом моменти часу відносної щільності газу і температури ґрунту, питомої теплоємності газу, коефіцієнта теплопередачі від газу до ґрунту і температури точки роси газу, періодичного виміру температури і витрати газу на початку ділянки газопроводу і визначення відстані від початку ділянки до точки, у якій можливе утворення гідратів, по приведеній формулі, звужує область застосування відомого способу, тому що з його допомогою не можна прогнозувати утворення гідратів на ділянках магістрального газопроводу. Найбільш близьким за технічною сутністю є спосіб контролю утворення гідратів у газопроводі (Патент України №49762 кл. F17D3/00, 2002, Бюл.№9), який включає вимірювання витрати газу на установці пристроїв, що відключають, тиску і температури газу на усті свердловини, визначення щільності газу при нормальних умовах і відносній щільності газу за повітрям у встановлені технологічним регламентом моменти часу, за величиною якої вибирають рівноважну криву утворення гідратів для газу, що транспортується по газопроводу, і періодичне вимірювання тиску і температури газу на установці пристроїв, що відключають, вибір на газопроводі від устя свердловини до установки пристроїв, що відключають, "І" розрахункових точок, розподілених по довжині газопроводу, визначення і запам'ятовування довжини ділянок газопроводу від установки пристроїв, що відключають, до кожної з розрахункових точок, визначення температури ґрунту у встановлені технологічним регламентом моменти часу, розрахунок для газопроводу середнього значення коефіцієнта стискальності газу Zcp і розрахункового коефіцієнта - A и визначення тиску - Pн і температури - Т н газу в кожній з розрахункових точок від І-ої і до 1-ої за формулами Т н = Tгр + ( Tк - Tгр )е 0,62 ×k ×Dн ×li D ×Cp ×106 ×Q ; Pн = Q 2 × Zср × Tср × lі × А + Pк2 , Tгр де - температура ґрунту на рівні залягання труби газопроводу, К; k - коефіцієнт тепловіддачі; Dн- зовнішній діаметр труби, м; D - відносна щільність газу за повітрям; Ср - середня ізобарна теплоємність газу, кдж/(кг.К); li - довжина ділянки газопроводу, що відповідає і-й розрахунковій точці, км; Q - витрата газ у на установці пристроїв, що відключають, млн. м 3/сут; T + Тк Tср = н 2 - середня температура газу на ділянці газопроводу, К, запам'ятовування отриманих тиску і температури газу в кожній з розрахункових точок газопроводу, і визначення моменту початку утворення гідратів і розрахункових точок, у яких гідрати почали утворюватися, шля хом порівняння тиску в кожній розрахунковій точці з величиною граничного тиску, визначеної за обраною рівноважною кривою утворення гідратів для кожної розрахункової точки при температурі, яка дорівнює температурі в розрахунковій точці. Даний спосіб контролю утворення гідратів у газопроводі також, як і спосіб прогнозування гідратоутворення на ділянці магістрального газопроводу, що заявляється, включає періодичне вимірювання температури і витрати газу та визначення відносної щільності газу і температури фунту у встановлені технологічним регламентом моменти часу. Однак, відсутність попереднього визначення у встановлені технологічним регламентом моменти часу питомої теплоємності газу, коефіцієнта теплопередачі від газу до фунту і температури точки роси газу, виміру температури і витрати газу на початку ділянки газопроводу і визначення відстані від початку ділянки до точки, у якій можливе утворення гідратів, за приведеною формулою, звужує область застосування відомого способу, тому що з його допомогою не можна прогнозувати утворення гідратів на ділянках магістрального газопроводу, довжина яких у декілька (від 5 до 10) разів перевищує довжину газопроводів, для яких призначений відомий спосіб. В основу передбачуваного винаходу поставлена задача удосконалення способу прогнозування гідратоутворення на ділянці магістрального газопроводу шляхом розширення його області застосування за рахунок визначення моменту і точки початку можливого утворення гідратів на ділянці магістрального газопроводу, що дозволяє підвищити ефективність і надійність експлуатації магістрального газопроводу. Поставлена задача вирішується тим, що у відомий спосіб прогнозування гідратоутворення на ділянці магістрального газопроводу, який включає періодичне вимірювання температури і витрати газу та визначення відносної щільності газу і температури ґрунту у встановлені технологічним регламентом моменти часу, відповідно до винаходу введено попереднє визначення у встановлені технологічним регламентом моменти часу питомої теплоємності газу, коефіцієнта теплопередачі від газу до ґрунту і температури точки роси газу, а температуру і витрату газу вимірюють на початку ділянки газопроводу і після кожного їх вимірювання визначають відстань від початку ділянки до точки, у якій можливе утворення гідратів, за формулою Х= QD Cр 106 62,6Dkm ln t p - t гр t н - t гр , Q - витрата газу на вході ділянки магістрального газопроводу, млн.м 3/добу, де D - відносна щільність газу за повітрям; Ср - питома теплоємність газу, ккал/(кг.°С); D - зовнішній діаметр труби, мм; k m - коефіцієнт теплопередачі від газу до гр унту, ккал./(м 2 год.°С); tp - температура точки роси газу, °С; t гр - температура фунту на рівні залягання труби газопроводу, °С; t н - температура газу на початку ділянки магістрального газопроводу, °С, отриману величину відстані від початку ділянки до точки, у якій можливе утворення гідратів, порівнюють з довжиною ділянки газопроводу - L i, якщо вона більше довжини ділянки, то роблять висновок про неможливість утворення гідратів на даній ділянці газопроводу, а, якщо менше, то видають повідомлення оперативному персоналу про можливість утворення гідратів у точці ділянки на відстані Х від її початку. Уведення попереднього визначення у встановлені технологічним регламентом моменти часу питомої теплоємності газу, коефіцієнта теплопередачі від газу до ґрунту і температури точки роси газу, вимірювання температури і витрати газу на початку ділянки газопроводу і визначення відстані від початку ділянки до точки, у якій можливе утворення гідратів за приведеною формулою, порівняння отриманої величини відстані з довжиною ділянки газопроводу і видачі повідомлення оперативному персоналу про можливість утворення гідратів у точці ділянки на відстані Х від його початку, якщо ця відстань менше довжини ділянки газопроводу, дозволяє прогнозувати появу гідратів на ділянках магістрального газопроводу, наприклад, між компресорними станціями, і за рахунок цього вчасно вживати заходів із запобігання утворення гідратів та їхньої ліквідації, що в остаточному підсумку різко підвищує ефективність і надійність експлуатації магістрального газопроводу. На кресленні приведена схема реалізації способу. Cпосіб контролю утворення гідратів у газопроводі реалізують таким чином. Визначення відносної щільності газу, питомої теплоємності газу, коефіцієнта теплопередачі від газу до ґрунту і температури точки роси газу робить хімічна лабораторія у встановлені технологічним регламентом моменти часу. Температуру ґр унту на глибині залягання газопроводу визначають за відповідними довідковими матеріалами або обчислюють за попередньо обмірюваними значеннями температури газу на початку і наприкінці ділянки газопроводу, витрати газу на початку ділянки газопроводу і відносної щільності газу за повітрям також у моменти часу, установлені технологічним регламентом. Вимірювання температури і витрати газу виконуються датчиками, установленими на початку ділянки магістрального газопроводу, з періодом, заданим відповідно до технологічного регламенту, наприклад, один раз на хвилину (на схемі реалізації способу показано, що вимірювання виконуються за сигналом «Пуск», що подається із заданим періодом). При запуску системи, яка реалізує спосіб прогнозування гідратоутворення, попередньо визначають і вводять як вихідні дані відносну щільність газу, питому теплоємність газу, коефіцієнт теплопередачі від газу до ґрунту, температуру точки роси газу і температуру ґр унту на глибині залягання газопроводу, які далі визначають відповідно до встановленого технологічного регламенту. Отримані значення параметрів запам'ятовують і використовують у подальших розрахунках до наступного визначення, тобто відновлення значень зазначених параметрів роблять також з періодами, установленими технологічним регламентом. Величини температури і витрати газу на початку ділянки газопроводу вимірюють із установленим періодом контролю. Після кожного виміру цих параметрів розраховують відстань від початку ділянки до точки, у якій можливе утворення гідратів за формулою Х= QD Cр 106 62,6Dkm ln t p - t гр t н - t гр де Q - витрата газу на вході ділянки магістрального газопроводу, млн.м 3/добу, D - відносна щільність газу за повітрям; Ср - питома теплоємність газу, ккал/(кг.°С); D - зовнішній діаметр труби, мм; k m - коефіцієнт теплопередачі від газу до ґр унту, ккал./(м 2 год.°С); tp - температура точки роси газу, °С; t гр - температура фунту на рівні залягання труби газопроводу, °С; t н - температура газу на початку ділянки магістрального газопроводу, °С. Отриману величину відстані до точки, у якій можливе утворення гідратів, порівнюють з довжиною ділянки газопроводу - L і, якщо вона більше довжини ділянки, то роблять висновок про неможливість утворення гідратів на даній ділянці газопроводу, а, якщо менше, то видають повідомлення оперативному персоналу про можливість утворення гідратів у точці ділянки на відстані Х від її початку.