Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ЭЛ № ФС 77 - 80772, 16+

DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2020.97.7.008

Скачать PDF ( ) Страницы: 62-66 Выпуск: № 7 (97) Часть 1 () Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Емец С. В. АЛГОРИТМ АВТОМАТИЧЕСКОГО ФОРМИРОВАНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ ГАЗОВОГО ШЛЕЙФА В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ ПРОМЫСЛОМ / С. В. Емец, В. Н. Кудаяров, М. Ю. Прахова // Международный научно-исследовательский журнал. — 2020. — № 7 (97) Часть 1. — С. 62—66. — URL: https://research-journal.org/technical/algoritm-avtomaticheskogo-formirovaniya-termobaricheskogo-profilya-gazovogo-shlejfa-v-sisteme-upravleniya-promyslom/ (дата обращения: 25.09.2021. ). doi: 10.23670/IRJ.2020.97.7.008
Емец С. В. АЛГОРИТМ АВТОМАТИЧЕСКОГО ФОРМИРОВАНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ ГАЗОВОГО ШЛЕЙФА В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ ПРОМЫСЛОМ / С. В. Емец, В. Н. Кудаяров, М. Ю. Прахова // Международный научно-исследовательский журнал. — 2020. — № 7 (97) Часть 1. — С. 62—66. doi: 10.23670/IRJ.2020.97.7.008

Импортировать


АЛГОРИТМ АВТОМАТИЧЕСКОГО ФОРМИРОВАНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ ГАЗОВОГО ШЛЕЙФА В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ ПРОМЫСЛОМ

АЛГОРИТМ АВТОМАТИЧЕСКОГО ФОРМИРОВАНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ ГАЗОВОГО ШЛЕЙФА В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ ПРОМЫСЛОМ

Научная статья

Емец С.В.1, Кудаяров В.Н.2, *, Прахова М.Ю.3

1, 2, 3 Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Россия

* Корреспондирующий автор (kudayarov.vadim[at]gmail.com)

Аннотация

Добыча природного газа в районах Крайнего Севера России и местностях, приравненных к ним, осложняется такими нежелательными явлениями, как выпадение в осадок капельной влаги, льда, гидратов и т.п. внутри трубопроводов-шлейфов. Вследствие уменьшения эффективного сечения трубопроводов снижается производительность шлейфов, вплоть до полной остановки добычи газа. Несмотря на достаточно большое количество работ в области ранней диагностики процессов гидратообразования, данная проблема до сих пор не нашла своего полноценного решения. Предлагаемые технические решения, связанные с определением распределения давлений и/или температур вдоль оси шлейфа, а также с использованием волновых явлений, не обладают комплексностью подходов и решают ограниченную часть проблемы. В данной статье предлагается объединить возможности алгоритмов волновых и параметрических методов диагностики, что позволяет оперативно отслеживать термобарический режим в шлейфах.

Ключевые слова: трубопровод-шлейф, гидратообразование, термобарический режим, параметрическая диагностика, волновая диагностика.

ALGORITHM FOR AUTOMATIC FORMING OF THERMOBARIC PROFILE OF GAS PLUME
IN INDUSTRY MANAGEMENT SYSTEM

Research article

Emets S.V.1, Kudayarov V.N. 2, *, Prakhova M.Yu.3

1, 2, 3 Ufa State Petroleum Technical University, Ufa, Russia

* Corresponding author (kudayarov.vadim[at]gmail.com)

Abstract

The production of natural gas in the regions of the Far North of Russia and in areas equated with them is complicated by such undesirable phenomena as a droplet moisture, ice, hydrates, and others inside pipelines. Due to a decrease in the effective cross-section of pipelines, loop productivity decreases, up to a complete stop of gas production. Despite a fairly large number of works in the field of early diagnosis of hydrate formation processes, this problem has not still got any solution. The proposed technical solutions related to determining the distribution of pressures and/or temperatures along the loop axis, as well as the use of wave phenomena, do not have a complex approach and solve a limited part of the problem. In this article the authors propose to combine the capabilities of wave and parametric diagnostic methods algorithms, which allows to monitor the thermobaric mode in loops in the shortest possible time.

Keywords: pipeline-loop, hydrate formation, thermobaric mode, parametric diagnostics, wave diagnostics.

Введение

Климатические особенности добычи природного газа в России [1] и потенциальная опасность возникновения осложнений в газосборной системе в виде выпадения в осадок капельной влаги, льда, гидратов и т.п. внутри трубопроводов-шлейфов [2], [3] требуют разработки эффективных способов диагностики и борьбы с этими явлениями. Изучению условий образования гидратов и борьбы с ними посвящён внушительный объём научных работ, например, [3],[6], [15]. Чаще всего для борьбы с гидратообразованием в поток добываемого газа добавляют ингибитор – метанол. Учитывая, что затраты на ингибитор достигают 20 % в общей себестоимости затрат на добычу газа [4, 5], крайне важным является формирование корректных критериев его дозирования. Ключевым при этом является наличие информации о текущем термобарическом режиме работы шлейфа, что обеспечивается методами диагностики. В статье предлагается объединить возможности волнового и параметрического методов диагностики для определения текущего термобарического состояния среды в шлейфе.

Обзор известных решений

Большинство методов диагностирования шлейфов основано на определении близости их рабочей точки к зоне гидратообразования. Нормальная работа шлейфа возможна при давлениях ниже и температурах выше условий гидратообразования. Наиболее сложная ситуация сложилась с контролем температуры в шлейфе. Существующие методы отличаются местом контроля температуры, алгоритмами обработки информации и интерпретацией полученных результатов, например, [7], [9]. Однако всем им присущи значительные недостатки: инерционность при низких линейных скоростях потока газа и невозможность локализации места образования затора (гидратной или ледяной пробок). К тому же полученные оценки, как правило, точечные и не дают распределение температуры вдоль шлейфа. Давление также является хорошим информативным параметром: его повышение до значений гидратообразования напрямую указывает на потенциальную угрозу, а понижение ниже рабочих значений и пульсации – на начало образования пробок в шлейфе [10]. При подключении газосборных шлейфов к коллектору и контроле давлений на устье скважин появляется возможность локализации проблемного шлейфа [11]. Кроме описанных выше параметрических методов, существуют методы, основанные на волновых явлениях, например, с использованием технологии акустического резонанса [12], инфракрасного излучения [10] или электромагнитных волн круговой или линейной поляризации на одной или группе частот [13]. Каждому из этих способов также присущи те или иные недостатки.

Методы и принципы исследования

Для контроля термобарического состояния газопровода-шлейфа измеряют давление и температуру на устье скважины и в здании переключающей арматуры (ЗПА). Для повышения информативности проводимой диагностики предлагается генерировать сканирующую волну давления (СВД) со стороны ЗПА и по её отражениям от местных сопротивлений внутри шлейфа судить о распределении температуры вдоль профиля трубопровода [14]. Отражения сканирующей волны предлагается регистрировать с помощью датчиков давления с малым временем опроса, формировать эхограмму и передавать её в информационно-измерительную систему.

Рассмотрим подробнее этапы анализа эхограммы для получения информации о распределении температуры, давления и построения термобарического профиля (рисунок 1).

Этап 1. Распознавание на рабочей эхограмме отражений волны давления и привязка временных меток этих событий к элементам конструкции шлейфа (т.е. сопоставление моментов времени пиков эхограммы с координатами элементов).

Перед тем как начинать систематическое наблюдение шлейфа на предмет отложений и их типа, необходимо идентифицировать объект исследования. Для этого необходим технический паспорт трубопровода. Согласно схеме исследуемого шлейфа получают расстояния от приемника волн давлений до характерных точек трубопровода: поворотов, колен и т.п. Данные точки разделяют шлейф на характерные участки. Участок шлейфа до первой характерной точки, дающей стабильный различимый отклик на эхограмме, принимается в качестве реперного.

 

06-08-2020 11-49-02

Рис. 1 – Этапы определения термобарического профиля

 

По реперному участку определяют скорость звука в газе данного компонентного состава для текущего измерения на реперном участке:

06-08-2020 11-51-10      (1)

где 06-08-2020 11-51-18 – длина характерного участка, выраженная через разность расстояний от датчика детектирования отраженных волн до характерных точек; 06-08-2020 11-51-29 – время прохождения СВД характерного участка, выраженное через разность промежутков времени с момента генерации СВД до детектирования отраженных сигналов от характерных точек.

Зная расстояние до характерных точек и скорость распространения СВД, определяют интервалы времени на эхограмме, в которых необходимо искать отражённые сигналы. Находят максимум сигнала на данном участке. По времени соответствующему локальному максимуму определяют новую скорость звука на произвольном участке n:

06-08-2020 11-51-36       (2)

Таким образом, устанавливаются соответствия между каждой характерной точкой шлейфа из паспорта трубопровода и откликом на эхограмме. Первая эхограмма после прочистки шлейфа или пуска в работу после длительного останова принимается образцовой (рисунок 2).

 

06-08-2020 11-54-35

Рис. 2 – Эхограмма исследуемого шлейфа

 

06-08-2020 11-54-47

Рис. 3 – Идентификация характерных точек шлейфа на эхограмме

 

Зная метки времени характерных точек на образцовой эхограмме, можно найти данные точки на новых эхограммах. В результате получится множество Pm, tm, Lm с выделенными пиками (Pm = {P1, P2,…,PM}, tm = {t1, t2,…,tM}, Lm = {L1, L2,…,LM}), их временными метками и значениями расстояний от приёмника сигнала (рисунок 3).

Этап 2. Вычисление скорости распространения волны давления на реперном участке шлейфа (участок шлейфа известной протяженности с четко идентифицируемыми на эхограмме границами) и на участках шлейфа между местными сопротивлениями (конструктивными элементами шлейфа).

Исходными данными для данного этапа служит множество Pm, tm, Lm, формируемое на выходе первого этапа. Массив скоростей звука на участках Vm (Vm = {V1, V2,…,VM}) вычисляется по формуле (2).

Этап 3. Расчет распределения температуры вдоль шлейфа.

Формируют множество расчётных температур по участкам Tm (Tm = {T1, T2,…,TM}) по формуле [16]:

06-08-2020 12-00-16      (3)

Этап 4. Расчет распределения давления вдоль шлейфа от скважины до ЗПА.

Исходными данными для данного этапа служат давления газа на кусте скважин 06-08-2020 12-00-26 и на ЗПА 06-08-2020 12-00-34, а также расстояния до характерных точек шлейфа. Расчёт выполняется согласно формуле [17]:

06-08-2020 12-00-46      (4)

Результатом будет множество Pl, Lm (Pl = {P1, P2,…,PM}).

Этап 5. Построение рабочего термобарического профиля шлейфа (совокупность рабочих точек в координатах температура – давление вдоль шлейфа).

Для этого используют множество значений Pl, Tm, Lm.

Результат визуализации представлен на рисунке 4.

Полученный  профиль отражает термобарические условия в шлейфе в реальном масштабе времени. Это позволяет оперативно управлять технологическим режимом добычи природного газа, определять зоны возможного гидратообразования, что, в свою очередь, позволяет рациональнее использовать метанол за счет его подачи в точки повышенного риска.

m_merged73

Рис. 4 – Рабочий термобарический профиль шлейфа

 

Заключение

В работе рассмотрен алгоритм определения текущего технологического состояния шлейфа с точки зрения близости к зоне гидратообразования с помощью волновых и параметрических методов. Комбинация данных методов позволяет получить информацию о состоянии шлейфа не только в определённых точках трубопровода, а в целом по всему шлейфу. Текущие значения температуры среды, полученные по результатам волновой диагностики, позволяют получить информацию по времени гораздо раньше, в сравнении с традиционными параметрическими методами, и, как следствие, оперативнее реагировать на возможные осложнения и аварии.

Конфликт интересов

Не указан.

Conflict of Interest

None declared.

Список литературы / References

  1. Григорьев М. Прогноз развития минерально-сырьевых центров нефти и газа арктической зоны с морской схемой транспортировки // Neftegaz.ru. 2018. № 5. С. 50–57.
  2. John Carroll. Natural Gas Hydrates, A Guide for Engineers, 3rd Edition. Gulf Professional Publishin. 2014. – 340p.
  3. Hammerschmidt E. G. Formation of gas hydrates in natural gas transmission lines // Industrial and Engineering – 1934. – vol. 26. – № 8. – P. 851-855.
  4. Prakhova M.Y. Сognitive model application for automatic system of methanol supply to flowlines / Prakhova M.Y., Khoroshavina E.A., Krasnov A.N., Zakirnichnaya M.M. // IOP Conference Series: Earth and Environmental ScienceСер. “Innovations and Prospects of Development of Mining Machinery and Electrical Engineering – Mining and Exploration of Mineral Resources” 2017. С. 052023.
  5. Прахова М.Ю. Методы и средства предотвращения гидратообразования на объектах газодобычи / М.Ю. Прахова, А.Н. Краснов, Е.А. Хорошавина, Э.А. Шаловников // Нефтегазовое дело.№ 1. С. 101–118.
  6. Sloan E.D. Natural Gas Clathrate Hydrates. – New York: Marcel Dekker, 1998. – 754 p.
  7. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа / Истомин В.А., Квон В.Г. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.
  8. Буц В.В. Математическая модель гидратообразования при движении природного газа в трубопроводах в присутствии ингибитора // Территория Нефтегаз. № 6. С. 20-24.
  9. Патент RU 2 329 371, МПК E 21 B 43/00 F 17 D 3/00. Способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера / Андреев О.П., Салихов З.С., Ахметшин Б.С. и др.; опубл.07.2008, Бюл. №20.
  10. Bahubali Chandragupthan, Girish Babu Nounchi. Detecting and dealing with hydrate formation (https://www.digitalrefining.com/article_1000465.pdf).
  11. Патент RU 2 573 654, МПК E 21 B 43/00 F 17 D 3/00. Способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера / Арно О.Б., Арабский А.К., Ахметшин Б.С. и др.; опубл. 01.2016, Бюл. №3.
  12. Патент RU 2431828, МПК G 01 N 29/00. Акустический способ и устройство для обнаружения среды и определения ее характеристики / Якобсен Йостейн (NO), Берг Асхилд (NO), Вилминг Стале (NO); опубл.10.2011, Бюл. №29.
  13. WO 00/46545 Method and device for monitoring flow parameters in a pipeline in order to register hydrate formation. / BAKKE, Knut, I.
  14. Патент RU 2 683 336, МПК F 17D 5/00. Способ мониторинга процессов гидратообразования в промысловых шлейфах / Емец С.В., Кудаяров В.Н., Прахова М.Ю.; опубл. 03.2019, Бюл. №10.
  15. Emets S.V. The concept of complications diagnosing in gas plumes / Emets S.V., Kudayarov V.N., Prahova M.Yu. // Materials of the International Conference “Scientific research of the SCO countries: synergy and integration”. Part 4 – Reports in English (February 11-12, 2019. Beijing, PRC), p.224.
  16. Emets S. V.Method for the monitoring of hydrate formation process in intrafield flowlines / Emets SV, Kudayarov VN, Prakhova MYu // Arctic Environmental Research 18(3): 97–105. https://doi.org/10.3897/issn2541-8416.2018.18.3.97
  17. Бекиров Т.М. Технология обработки газа и конденсата / Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 596с.: ил., с.85.

Список литературы на английском языке / References in English

  1. Grigoryev М. Prognoz razvitiya mineral’no-syr’evyx centrov nefti i gaza arkticheskoj zony s morskoj sxemoj transportirovki [A development forecast for mineral oil and gas centers in the Arctic using the marine freight], Neftegaz.ru, No 5, 2018, pp. 50-57. [in Russian]
  2. John Carroll, “Natural Gas Hydrates: A Guide for Engineers”, 3rd Edition, Gulf Professional Publishing, 2014.
  3. Hammerschmidt E. G. , Formation of gas hydrates in natural gas transmission lines, Industrial and Engineering Chemistry, vol. 26, no. 8, 1934, pp. 851-855.
  4. Prakhova M.Y. “Cognitive model application for the automatic system of methanol supply to flow lines / M.Y. Prakhova, E.A. Khoroshavina, A.N. Krasnov, M.M. Zakirnichnaya // IOP Conference Series: Earth and Environmental ScienceSeries “Innovations and Prospects of Development of Mining Machinery and Electrical Engineering – Mining and Exploration of Mineral Resources”, 2017, p. 052023.
  5. Prakhova M. Yu. Metody i sredstva predotvrashhenija gidratoobrazovanija na ob#ektah gazodobychi [Methods and means of preventing hydrate development at gas production units ] / M. Yu. Prakhova, A. N. Krasnov, Ye. A. Khoroshavina, E. A. Shalovnikov , Neftegazovoye Delo, No 1, 2016, pp. 101– [in Russian]
  6. Sloan E. D. , Natural Gas Clathrate Hydrates, New York: Marcel Dekker, 1998.
  7. Istomin V. A. Preduprezhdenie i likvidaciya gazovyx gidratov v sistemax dobychi gaza [Gas hydrate prevention and elimination in gas production systems] / V. A. Istomin, V. G. Kwon,, Moscow: IRC Gazprom OJSC, 2004. [in Russian]
  8. Buts V. V. , Matematicheskaya model’ gidratoobrazovaniya pri dvizhenii prirodnogo gaza v truboprovodax v prisutstvii ingibitora // Territoriya Neftegaz [A mathematical model for hydrate development in natural gas flow in pipelines with inhibitor present, Neftegaz territory], No. 6, 2010, pp. 20-24. [in Russian]
  9. Patent RU 2 329 371, MPK E 21 B 43/00 F 17 D 3/00. Sposob upravleniya processom preduprezhdeniya gidratoobrazovaniya vo vnutripromyslovyx shlejfax gazovyx i gazokondensatnyx mestorozhdenij Krajnego Severa [A control method for hydrate development prevention in the pipelines of gas and condensate fields of the Far North], O.P. Andreyev, Z.S. Salikhov, B.S. Akhmetshin, A.K. Arabskij, G.E. Vit’ et al., publ. 20.07.2008, Bull. 20, 2008. [in Russian]
  10. Bahubali Chandragupthan, Girish Babu Nounchi, Detecting and dealing with hydrate formation (https://www.digitalrefining.com/article_1000465.pdf).
  11. Patent RU 2 573 654, MPK E 21 B 43/00 F 17 D 3/00. Sposob upravleniya processom preduprezhdeniya gidratoobrazovaniya v gazosbornyx shlejfax, podklyuchennyx k obshhemu kollektoru na gazovyx i gazokondensatnyx mestorozhdeniyax Krajnego Severa [A control method for hydrate development prevention in the gas collecting pipelines connected to the common header at the gas and gas condensate fields of the Far North], O.B. Arno, A.K. Arabskiy, B.S. Akhmetshin, G.E. Vit’, S.I. Gunkin et al.; publ. 27.01.2016, Bull. 3, 2016. [in Russian]
  12. Patent RU 2 431 828, MPK G 01 N 29/00. Akusticheskij sposob i ustrojstvo dlya obnaruzheniya sredy i opredeleniya ee xarakteristiki [The acoustic method and hardware for the detection of a medium and the determination of its properties], Jakobsen Jøstein (NO), Berg Aashild (NO), Viming Ståle (NO); publ. 10.06.2010, Bull. 29, 2011. [in Russian]
  13. Bakke Knut I., Patent WO 00/46545, Method and device for monitoring flow parameters in a pipeline in order to register hydrate formation, 2000.
  14. Patent RU 2 683 336, MPK F 17 D 5/00. Sposob monitoringa processov gidratoobrazovaniya v promyslovyx shlejfax [A method of hydrate development monitoring for field pipelines], S.V. Yemets, V.N. Kudayarov, M. Yu. Prakhova; publ. 28.03.2019, Bull. 10, 2019. [in Russian]
  15. Emets S.V.  “The concept of complications diagnosing in gas plumes” / S.V. Emets, V.N. Kudayarov, M.Yu. Prahova // Materials of the International Conference “Scientific research of the SCO countries: synergy and integration”, Part 4 – Reports in English (February 11-12, 2019, Beijing, PRC), p.224.
  16. Emets S.V. Method for the monitoring of the hydrate formation process in intrafield flow lines / S.V. Emets, V.N. Kudayarov, M.Yu. Prakhova // Arctic Environmental Research 18(3), 2018, pp. 97–
  17. Bekirov T.M. Texnologiya obrabotki gaza i kondensata [Gas and condensate treatment technologies] / T.M. Bekirov, G.A. Lanchakov, Moscow: Nedra Biznestsentr OJSC, 1999, p. 85. [in Russian]

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.