Информацирнно- аналитическая система геотехнического мониторинга и управления магистрального газопровода «ямал торжок» 05. 13. 01 Системный анализ, управление и обработка информации (химическая технол (стр. 3 из 5)
Моделирование сценария развития геокриологических условий выполнялось для трех наиболее сложных на исследуемой территории вариантов природной обстановки Ямальского берегового участка с температурой на стенке трубы +8,00С, т. к. на Уральском участке (температура газа +0,2-+0,40С) условия формирования ореолов оттаивания несравненно менее благоприятны. Результаты моделирования для участка суши в пределах морской террасы, сложенной на глубине заложения трубы незасоленными и слабозасоленными песками, приведены в диссертации. В результате моделирования получены весьма важные выводы. Во-первых, в рассматриваемых достаточно суровых природных условиях весьма быстро наступает стабилизация теплообмена в грунтах в окрестностях греющей трубы. Практически температурное поле пород уже на 3-й год работы объекта стало стабильным и практически не отличается от такового на момент 50 лет (конец счета). Во вторых, при заданных теплофизических параметрах теплоизоляции трубы (толщина изоляции 0,05 м, коэффициент теплопроводности 0,26 ккал/(м*час*град)), формирования многолетнего ореола оттаивания не происходит. Даже сезонное оттаивание под трубой практически отсутствует, имеет место лишь небольшое сезонное боковое оттаивание на уровне оси трубы, достигающее 0,4 м в конце декабря. В период с середины февраля по середину июня породы вокруг трубы находятся полностью в мерзлом состоянии.
В районах сплошного распространения многолетнемерзлых грунтов – на полуострове Ямал - принята концепция круглогодичной транспортировки газа с отрицательной температурой, главной целью которой является минимальное воздействие на окружающую среду, предотвращение неконтролируемых деформаций местности и самого газопровода в процессе его эксплуатации. Температура газа минус 2,00С зимой и не выше минус 5,00С летом не меняет мерзлотных условий основания (рис. 3). Без устройства над верхней образующей газопровода теплозащитного экрана глубина сезонного оттаивания над трубой составляет 0,2 м. Устройство теплозащитного экрана над верхней образующей газопровода способствует увеличению глубины сезонного оттаивания над газопроводом с 0,2м до 0,4м÷0,8м, что в свою очередь обеспечивает пропуск сезонно-талых вод и является мероприятием инженерной защиты территории от подтопления (рис. 4). Глубина сезонного оттаивания при транспортировке газа с температурой минус 2,00С зимой и минус 2,00С летом без теплозащитного экрана сопоставима с режимом минус 2,00С зимой и минус 5,00С ÷ минус 7,00С летом с устройством теплозащитного экрана.
Рис. 3. Температурное поле в основании газопровода без теплозащитного экрана на сливающихся ВМГ 1-го участка при транспортировке газа минус 2˚С-зимой, минус 7˚С-летом. 10 год эксплуатации
Однако, при температуре транспортируемого газа минус 2,0˚С зимой и минус 2,0˚С летом, температура грунтов основания газопровода повышается с минус 2,5 °С до минус 1,5°С. Учитывая, что грунты участка засолены и температура начала замерзания глинистых грунтов составляет минус 1,3 ÷ минус 2,5°С, такая температура транспортировки ведет к изменению мерзлотных условий грунтов основания – растеплению мерзлой толщи, и, как следствие, к возможному нарушению устойчивости газопровода.
Рис.4. Температурное поле в основании газопровода с теплозащитным экраном на сливающихся ВМГ 1-го участка при транспортировке газа минус 2˚С-зимой, минус 7˚С-летом. 10 год эксплуатации
В пониженных местах и водотоках предусматривается теплоизоляция верхней половины газопровода сегментами "Пеноплэкс", чем достигается ограничение приноса холода из газопровода в направлении дневной поверхности и, следовательно, не будет создаваться препятствие из обмерзшего грунта для дренирования грунтовых вод в слое сезонноталого грунта в теплое время года.
В третьей главе рассматривалась проблема оптимизации технологических параметров газа для его транспорта без образования гидратов. Требования к качеству подготовки газа (точки росы газа по воде и углеводородам) для его дальнейшей транспортировки по магистральному газопроводу в особо сложных геологических условиях, являются определяющими при выборе технологии промысловой подготовки газа на Бованенковском ГКМ.
Промысловая подготовка газа к транспорту по МГ должна обеспечить выполнение следующих требований:
1. Точка росы по воде – не выше минус 200С, а по углеводородам – не выше минус 100С (ОСТ 51.40-93).
2. Способ транспортирования газа по МГ – в однофазном состоянии, исключающим выделение жидкой фазы в полости газопровода. При этом наихудшие термобарические условия транспортирования с точки зрения образования жидкой фазы составляют минус 170С и 5,2 МПа.
3. Температура газа на входе в МГ – от минус 20С зимой до минус 70С летом. В период максимально высоких температур атмосферного воздуха (выше 150С) допустимо повысить температуру на входе в МГ до минус 200С.
4. Давление газа на входе в МГ – 7,45 МПа и 11,8 МПа.
5. Объём добычи газа на одном условном ГП – 30 млрд.м3/год
(82 млн.м3/сут).
6. Номинальная производительность одной технологической линии принята равной 10 млн. м3/сут, что определяет количество рабочих линий равное 8. Производительность одной технологической линии в зимний период принята равной 10,17 млн. м3/сут, а летом – 9,5 млн. м3/сут.
7. Средневзвешенный КФ пластовых газов составит около 2,5 г/м3.
Рис. 5. Термобарические параметры НТС, обеспечивающие однофазный транспорт газа по МГ для различных давлений газа в МГ
 |
Технолого-математическое моделирование системы "установка НТС – МГ" позволило выявить поле термобарических параметров НТС, обеспечивающих однофазное транспортирование газа по МГ для рассматриваемых давлений транспортирования газа по МГ: от 7,45 МПА в начале газопровода до 5,2 МПа в конце и от 11,8 до 8,3 МПа.
Результаты исследований системы углеводороды–метанол–вода для уноса равного 5 мг/м3 приведены на рисунке 5.
Согласно рисунку, любое сочетание термобарических параметров, определяющее точку ниже граничной линии, гарантирует однофазное транспортирование газа по МГ.
Из графика, в частности, следует, что при давлении НТС выше 6,4 МПа обеспечить однофазное транспортирование газа по МГ под давлением 7,45–5,2 МПа невозможно даже при самых низких температурах НТС (ниже минус 30...350С).
На рисунке 6 приведена зависимость абсолютной точки росы газа низкотемпературной сепарации (Рнтс=6 МПа и Тнтс= -250С) от давления (в МГ) и уноса. Из рисунка видно, что при давлении ниже Рнтс точка росы резко возрастает, что объяснимо явлением ретроградной конденсации углеводородов. При давлении выше Рнтс наблюдается обратная картина: точка росы снижается, т.к. здесь доминирует водная фаза (ВМР), и, в первую очередь, метанол (его содержание в газе сепарации на два порядка выше, чем воды). С повышением давления растворимость метанола и воды в газе возрастает, и газ сепарации оказывается во всё более ненасыщенном состоянии.
 |
Рис. 6. Зависимость точки росы транспортируемого газа от давления и уноса из низкотемпературного сепаратора
Описанные закономерности позволяют сделать важный вывод: транспортирование газа по МГ под высоким (11,8 МПа) давлением исключает негативное явление ретроградной конденсации и снижает требования к температуре НТС и величине уноса из концевого низкотемпературного сепаратора.
На рисунке 6 выделены области термобарических параметров транспортирования газа для двух вариантов: Рмг=7,45–5,2 МПа и Рмг=11,8–8,3 МПа.
Для подготовки апт-сеноманского газа Бованенковского и Харасавэйского месторождений низкотемпературной сепарацией в 2002 году была разработана технология НТС переменного давления (НТС ПД) и две её модификации: с использованием ТДА и парокомпрессионной холодильной машины (ПКХМ), которые оказались технологически особенно эффективны в случае транспортирования газа по МГ под высоким начальным давлением (свыше 7,45 МПа).
Применение ТДА в технологиях НТС позволяет эффективно использовать располагаемый перепад давления на начальном этапе эксплуатации промысла без применения головной компрессорной станции при начальном давлении в МГ 7,45 МПа, либо с минимальной мощностью головной КС для варианта более высоконапорного транспорта по МГ (11,8 МПа), при этом в рамках единого технологического процесса достигаются требуемые значения температуры газа, как в низкотемпературном сепараторе, так и на входе в МГ без использования станций охлаждения газа (СОГ).
Применение ТДА в низкотемпературных технологиях подготовки "жирных" газов (неоком-юра Бованенковского и Харасавэйского ГКМ) решает основную задачу понижения температурного уровня газоразделения до минус 40…50 оС, что резко увеличивает извлечение конденсата и сокращает потребление метанола.
На рисунке 6 показана зависимость температуры точки росы от давления по трассе МГ при уносе жидкости 0…50 г/1000 м3 газа, из которой следует, что рекомендуемый режим сепарации газа при давлении ~ 6 МПа и температуре минус 25…30 0С гарантирует однофазный транспорт его при давлении в МГ 7,5 МПа и при давлении 12,0 МПа.