Разработка методов раннего обнаружения гидратообразования в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат наук Паранук, Арамбий Асланович

• Паранук, Арамбий Асланович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Паранук, Арамбий Асланович

СОДЕРЖАНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ И УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ОБНАРУЖЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДАХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

1.1 Условия образования гидратов в магистральных газопроводах

и технологических трубопроводах компрессорных станций

1.2 Определение участка газопровода подверженного облитерации стенок

1.3 Анализ методик расчёта образования гидратов в магистральных трубопроводах и технологических трубопроводов компрессорный станций в пусковой период после гидроиспытании

1.4 Определение границ участков образования гидрата

1.5 Анализ механизма образования гидратов в случае частичного уменьшения живого сечения трубопровода гидратами

1.6 Обзор методов предупреждения гидратообразования

1.7 Оценка способов борьбы с гидратообразование

Выводы к главе 1

ГЛАВА 2 СТРУКТУРА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕТОДА ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ

МОДЕЛИ И АЛГОРИТМА

2.1 Характеристики объекта исследования

2.1.1 Технологически параметры транспорта газа по газопроводу «Голубой поток»

2.1.2 Основные факторы, влияющие на процесс образования гидратов

2.2 Выбор метода исследования для построения модели и алгоритма

2.3 Контрольно - измерительные приборы магистральных газопроводов и

компрессорных станций

Выводы к главе 2

ГЛАВА 3 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЁТА МОДЕЛИ И АЛГОРИТМА ПРОГРАММЫ «РАСЧЕТ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В ГАЗОПРОВОДЕ»

3.1 Определения зоны конденсации влаги в магистральном газопроводе и

технологических трубопроводах компрессорной станции

3.2 Определение количества выделившейся жидкой фазы воды и удельного расхода метанола, необходимого для ликвидации гидратов

3.3 Организация передачи данных от контрольно-измерительных

приборов в программу

Выводы к главе 3

ГЛАВА 4 РЕАЛИЗАЦИЯ АЛГОРИТМА В ВИДЕ ПРОГРАММЫ, ТРЕБОВАНИЕ К СИСТЕМЕ И ОСНОВЫ ИНТЕРФЕЙСА

4.1 Практические результаты работ программы

4.2 Интерфейс программы и принцип работы

4.3 Требование к системе

4.4 Реализация алгоритма расчёта в виде программы

4.4 Данные о внедрении программы «Расчет гидратообразования

в газопроводе» в производство

Выводы к главе 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ И УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

В настоящей диссертационной работе применяются следующие термины и определения с соответствующими обозначениями и сокращения: Абсорбция - поглощение отдельных компонентов из газовых (паровых) смесей всем объемом жидкости или твердого тела (абсорбента) с образованием раствора.

Адсорбция - поглощение отдельных компонентов из газовых (паровых) или жидких смесей на поверхности твердого теле (или в объеме его микропор) или жидкости. В технике под адсорбцией обычно понимают поглощение на поверхности твердого тела (адсорбента).

Ингибитор гидратообразования - вещества, предотвращающие образование гидратов углеводородных газов при их добыче, транспорте и подземном хранении, а также в процессах первичной обработки Облитерация - процесс отложения газогидрата на стенки газопровода. АСУТП - автоматизированная система управления технологическими процессами.

АРМ - автоматизированное рабочее место

ДП- динамическое программирование

ГУ - граничное условие

МГ - магистральный газопровод

КИП - контрольно - измерительные приборы

КС - компрессорная станция

ИМ- исполнительный механизм

ТГ- технологический газопровод

ТП- технологический процесс

ПТС - программно - технические средства

ПМК - программно математический комплекс

ПТК - Программно-технический комплекс

НТС- низкотемпературная сепарация газа

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов раннего обнаружения гидратообразования в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы Стратегическая задача ОАО «Газпром» -обеспечение надёжной и безопасной транспортировки и поставки газа потребителям. В целях поставленной задачи обеспечение надёжной работы магистрального газопровода и компрессорных станции является приоритетным. Надёжная работа магистрального газопровода и компрессорных станций напрямую зависит от качества транспортируемого газа. В силу неоднородности и разрозненности месторождений проблема контроля качества газа является основным критерием надёжности, особенно по такому параметру как влаго-содержание газа. Это связано с тем, что при течении влажного газа в трубопроводе происходит образование газовых гидратов, которое приводит к значительному увеличению гидравлического сопротивления и снижению пропускной способности трубопроводов вплоть до их полного закупоривания, что, в свою очередь, способствует возникновению аварийных и опасных ситуаций, а также к нарушению работы оборудования.

Для образования газовых гидратов необходимо одновременное выполнение трёх условий: наличие влаги в газе, низкая температура и высокое давление газа. Все эти условия выполняются на магистральном газопроводе, и на технологических трубопроводах компрессорных станции. При определённых термобарических условиях влага, которая находиться в газе из газообразного состояния может переходить в состояние гидрата, минуя фазу конденсации в жидкость.

На практике, фактический расход метанола на предприятиях добычи и трубопроводного транспорта газа, как правило, завышен вследствие его нерационального использования при ликвидации гидратной пробки. Это связано с тем, что на предприятиях добычи и трубопроводного транспорта зачастую отсутствуют системы мониторинга и контроля над процессом гидрато-образования.

На сегодняшний день, потребность в метаноле только на предприятиях ОАО «Газпром» достигает около 300 тыс. тонн в год. Рост спроса на метанол

сопровождается и увеличением его стоимости. На данный момент метанол на российском рынке продаётся по цене от 12000 до 25000 руб/т. Обеспечение метанолом районов Крайнего Севера, увеличивает его стоимость как минимум в два раза, а для некоторых месторождений, таких как: Ямбург, Штокмаиовское, Сахалин -3, Бованенковское, проблемы с доставкой в зимние периоды приводят к увеличению стоимости метанола в три раза. Поэтому, актуальна проблема создания математической модели и разработка программы для ЭВМ, которая будет осуществлять мониторинг и диагностику состояния магистрального газопровода, для диагностирования и предупреждения образования гидрата на конкретном участке. Данная математическая модель и программа должны позволять производить технологические расчёты с достаточной точностью, выявить и устранить причины повышенного расхода ингибитора гидратообразования, определить участки конденсации влаги.

Цель работы Создание методики раннего диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования на магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций.

Для достижения цели исследования были поставлены следующие задачи:

1. Определить основные причины образования гидратов в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций в период пусконаладочных работ.

2. Создать математическую модель позволяющую использовать данные штатных систем контроля компрессорной станции и магистрального газопровода с целью диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги для предупреждения гидратообразования.

3. Создать вычислительный алгоритм и программу раннего диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги и предупреждения гид-

ратообразования на магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций.

4. Разработать комплексную методику расчёта гидратообразования в пусковой период после гидроиспытании на действующей компрессорной станции.

5. Разработать методику расчёта удельного расхода метанола для ликвидации гидратообразования.

Научная новизна

1. Проведён анализ гидратообразования в пусковой период на действующей компрессорной станции газопровода «Голубой поток»

2. Создана математическая модель, позволяющая диагностировать возникновение участков конденсации влаги с целью предупреждения гидратообразования.

3. Создан вычислительный алгоритм раннего диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования на магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций.

4. Разработана методика раннего диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования на магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций с учётом сорбционной плёнки на поверхности трубопровода после гидроиспытании.

5. Разработана программа мониторинга гидратообразования с помощью штатных систем контроля компрессорной станции и магистрального газопровода.

6. Разработана методика расчёта удельного расхода метанола посредством программы для ликвидации гидратообразования.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Результаты диссертационной работы в настоящее время используются для диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования на магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций «Голубой поток», ООО «Газпром трансгаз Краснодар».

Экономический эффект от внедрения программы мониторинга гидратообразования с помощью штатных систем контроля компрессорной станций и магистрального газопровода составляет 500 тыс.рублей в год.

Обоснованность и достоверность результатов, научных положений и выводов, содержащихся в диссертационной работе, подтверждается результатами внедрения программы и методик на действующих магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорной станции, и согласованностью полученных результатов с известными теоретическими и экспериментальными данными. Достоверность экспериментальных данных обеспечивается использованием современных средств измерений (гигрометров, анализаторов точки росы, датчиков давления и температуры, расходомеров), а также методов статистической обработки данных.

Личный вклад автора заключается в постановке цели и задач исследования, в разработке моделей и алгоритмов для определения участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования при соответствующих термобарических условиях в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций; разработке программы для диагностирования и мониторинга гидратообразования в магистральных газопроводах и расчёта нормированного удельного расхода метанола; внедрение программы в штатные системы контроля компрессорной станции и магистрального газопровода.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Анализ гидратообразования после гидроиспытании на компрессорных станциях в период пуска.

2. Математическая модель позволяющая диагностировать возникновение участков конденсации влаги с целью предупреждения гидратообразования.

3. Вычислительный алгоритм, диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования на магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций.

4. Методика раннего диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования на магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций с учётом сорбционной плёнки на поверхности трубопровода.

5. Программа мониторинга гидратообразования с помощью штатных систем контроля, компрессорной станции и магистрального газопровода.

Апробация работы Основные результаты исследований по теме диссертации докладывались на конференции молодых специалистов «Проектирование, строительство и эксплуатация объектов транспорта газа», г. Краснодар, ООО «Газпром трансгаз Краснодар» 14-15 ноября 2010г., 1-3 ноября конференции молодых специалистов «Проектирование, строительство и эксплуатация объектов транспорта газа», г. Анапа ООО «Газпром трансгаз Краснодар». X Международной научно-практической конференции «Актуальные научные разработки - 2014» 17.01 - 25.01.2014г. (Болгария г.София,). X Международной научно-практической конференции 27.01 - 05.02.2014г. (Чехия, г.Прага)

Публикации результатов работы По материалам диссертационной работы опубликовано 7 научных работ, в том числе 7 статей, 6 из которых в рецензируемых журналах, входящих в перечень ВАК при Минобрнауки России, 1 свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2014612543 «Расчёт гидратообразования в газопроводе».

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и рекомендаций. Список используемых источников содержит 120 наименований. Работа изложена на 137 страницах машинописного текста, содержит 27 таблиц, 23 рисунков и два приложения.

ГЛАВА 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ОБНАРУЖЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДАХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Экспериментальные и теоретические исследованиям термодинамики, кинетики и физико - химических свойств газовых гидратов проводимыми зарубежными и отечественными учёными, Е.Г. Хаммершмидтом, Б.В. Дегтярёвым, В.А. Истоминым, В.Г. Квоном, Ю.Ф.Макогоном, ВЛ. Лакеевым, В.Ш. Шагаповым, P.P. Уразовым, Ю. П. Каратаевым, Э.А.Бондаревым, В. М. Билюшовым Н.Г. Мусакаевым, B.C. Якушевым и другими, дали возможность с помощью инженерных расчётов определить время начало образования гидратов, место и скорость накопления их в газопроводе.

1.1 Условия образования гидратов в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций

Современный магистральный газопровод представляет собой весьма сложное, ответственное и дорогостоящее сооружение, предназначенное для многолетней безотказной эксплуатации. Гидратообразование характерно для всех магистральных газопроводов, за исключением тех газопроводов, по которым транспортируют осушенный газ с точкой росы паров воды ниже минимальной рабочей температуры. В условиях недостаточной осушки газа от паров воды, как правило, образуются гидраты. Поэтому проблема образования гидратов весьма актуальна для решения вопроса о безотказной работе магистральных газопроводов, так как гидраты могут закупорить частично или полностью проходное сечение трубопровода, что в ряде случаев приводит к серьёзным осложнениям при эксплуатации и даже к крупным авариям.

Однако, существующие методики определения участков начала конденсации влаги и образования гидратов в системах сбора, промысловой подготовки и транспорта газа, как правило, не учитывают совместного проявле-

ния таких процессов, как течение газа в газопроводе при наличии фазовых переходов, величину и скорость протекания процессов отложение твёрдой фазы на стенки трубопровода, а также теплообмен трубопровода с окружающей средой.

Поэтому, в целях минимизации себестоимости добычи и транспорта газа, актуальной задачей является, совершенствование существующих и разработка новых методик раннего обнаружения, участков начала конденсации влаги и гидратообразования, учитывающие по возможности комплексное влияние основных процессов протекающих при эксплуатации газопроводов.

Рассмотрим течение влажного газа в газопроводе, сопровождаемое процессом отложения газогидрата (облитерацией) на его внутренней поверхности. Этот процесс может происходить двумя способами, а именно в режиме теплового баланса и в режиме дефицита воды. Причём на начальном участке за сечением газопровода, где наступает условие образования газогидрата, процесс отложения идёт по первому режиму. Из-за гидратообразования происходит обеднение потока влагой, и вследствие этого, начиная с некоторого сечения, облитерация стенок газопровода происходит во втором режиме.

Как известно, условиями образования газогидрата являются, во-первых, наличие гидратообразователя, каковым является природный газ содержащий, влагу; во-вторых, низкая температура и высокое давление газа [2,3]. Поэтому для образования газогидрата на стенке трубопровода необходимо, чтобы ее температура Тст была ниже или равна точки росы для влаги, содержащейся в газе. При заданном составе газа равновесная температура Трав является функцией давления р (Тг- Тг(р)). Если температура Тст стенки газопровода, при контакте с потоком гидратообразователя (природным газом) удовлетворяет условию Тст <Тг, то на этой поверхности возможно отложение и нарастание со временем слоя газогидрата.

Проанализируем уравнения, предложенные в работах Р.Р.Уразова, В. Ш. Шагапова [6] для рассматриваемого процесса.

Упрощая задачу, предположим, что природный газ в газопроводе, состоит из двух компонентов, а именно из влаги, являющейся главной причиной гидратообразования, и из всей остальной части - в основном газообразных углеводородов. Потери природного газа на образование твёрдого газогидрата составляют обычно ничтожную долю расхода газа через трубопровод. Схема газопровода, на внутренних стенках которого образуется газогид-ратный слой представлена на рисунке 1.1.

А

(1В„- внутренний диаметр газопровода (мм); &ж- диаметр живого сечения (мм); г -направления оси газопровода; - точка начала образования гидрата (м); Ь- длина рассматриваемого участка(м) Рисунок 1.1 - Схема газопровода, на внутренних стенках которого образуется газогидратный слой

Поэтому массовый расход газа тг по всей длине газопровода логично считать постоянным тг=сот1, тогда из уравнения (1.1)

тг=рг-ч-л-(1ж, (1.1)

где у- скорость газа в трубопроводе (м/с), рг- плотность газа

(кг/м ),

с1ж - радиус живого сечения трубопровода (м), считая в первом приближении, что живое сечение газопровода имеет форму окружности , т - расход

о

газа (м /сут).

Поскольку транспорт газа может сопровождаться отложением газогидрата, следовательно, с1ж является функцией координаты х и времени t. Координату х будем отсчитывать от входного сечения в трубопровод. Для дальнейшего анализа введем параметр 8=д(х,0, определяющий толщину газогид-ратного слоя вблизи стенки трубопровода с радиусом йо, тогда йж-й(г <$• содержащаяся в потоке с массовой концентрацией кч, , может находиться в двух агрегатных состояниях: в виде воды с массовой концентрацией к1 и в виде пара в газовой фазе с массовой концентрацией к2 . Эти концентрации связаны между собой следующим образом (1.4):

где кн- массовая концентрация потока, Л:/ - массовое содержание воды в жидком виде, к2~ массовое содержание паров воды.

Поскольку массовое содержание влаги весьма невелико (после предварительной подготовки газа влагосодержание составляет обычно доли процента), то образование газогидрата на некотором участке газопровода приводит к обеднению потока влагой и тем самым, будет способствовать снижению темпов отложения гидратов на более дальних участках. Поэтому, согласно уравнению (1.5) сохранения массы обратно пропорционально интенсивности поглощения влаги в процессе образования гидрата [4,5,6].

где Зе - интенсивность поглощения влаги в процессе гидратообразования.

Интенсивность потребления влаги на образование газогидрата, отнесённые к единице длины трубопровода и единице площади внутренней его стенки определяется по уравнению (1.6)

К =кх+(\-кх)-к.

'2>

(1.4)

(1.5)

(1.6)

Пусть массовая интенсивность образования газогидрата на единицу площади равна у'/,. Тогда скорость увеличения толщины отложения газогидрата на внутренней стенке трубопровода можно определить (1.7)

(1.7)

Ы рг

где у'/,- массовая интенсивность образования газогидрата на единицу площади.

Известно, что гидрат природного газа является клатратным соединением с фиксированным компонентным составом гидратообразующей смеси газов и воды [6,7]. Поэтому, интенсивность образования газогидрата и потребление влаги на гидратообразование должны быть связаны «стехиометриче-ским» условием, приведенным в уравнении (1.8)

(1.8)

где - массовая концентрация газа в составе газогидрата.

В процессе образования гидратов важное, значение имеет характер изменения температуры. Уравнение изменения температуры вдоль трубопровода с учётом тепловых эффектов конденсации паров влаги можно записать в виде (1.9)

с1к

тг.Ср.^ = ^ + тг-1в--±-д, (1.9)

1 ах рг ах ах

где Ср - удельная теплоёмкость газа (Дж/К), 1в - скрытая теплота парообразования воды, тг -массовый расход газа (кг/час), Тгаз - температура газа (К).

Интенсивность отвода тепла определяется уравнением (1.10)

Q = (í.iO)

где Q - интенсивность отвода тепла, q - интенсивность отвода тепла отнесённые соответственно к единице длины трубопровода и единице площади его стенки.

Как уже было отмечено ранее, образование газогидрата может происходить двумя способами [4,5]. Первый будем называть режимом теплового баланса, реализуемым в случае, когда к поверхности гидрата гидратообразова-тели (газ и вод) поступают в достаточном количестве. Поэтому интенсивность образования твёрдого гидрата ограничивается лишь интенсивностью тепло отвода от поверхности фазовых переходов (поверхности гидрата) [6].

В этом случае полагается, что температура поверхности фазовых переходов Тст (которая является одновременно температурой внутренней стенки трубопровода на участке, где откладывается гидрат) равна равновесной температуре гидратообразования Тг являющейся функцией давления газа р в потоке р (Тг = Тг (р)). Следовательно, интенсивность отложения газогидрата в этом режиме будет определяться из условия теплового баланса на поверхности газогидратного слоя, что можно записать следующим уравнением

hJh=9i-<i> (1Л1)

где 4 - удельная теплота фазового перехода при образовании гидрата, q¡ - тепловой поток от внутренней поверхности слоя газогидрата в окружающий трубопровод грунт.

Предполагалось, что на всем протяжении трубопровода, где выполняются условия образования газогидрата, отложение происходит в соответствии с первым режимом [5,6]. Однако, как показывают результаты данной работы, такое предположение слишком завышает интенсивность облитерационных процессов.

Для второго режима, сопровождающегося дефицитом влаги, будем полагать, что интенсивность отложения газогидрата полностью лимитируется процессом поступления влаги на поверхность газогидратного слоя. При условии, что температура поверхности Тст и температуры точки росы газа Ттр должна удовлетворять условию Тст< Т„ч„ то тогда возможно существование газогидрата, соответствующего давлению р в потоке [6]. Для задания интенсивности насыщения влагой поверхности газогидрата дополнительно примем, что ее концентрация в газовой фазе вблизи поверхности гидрата равна нулю (/с,,, = 0).

В соответствии с этой гипотезой внутренняя поверхность гидрата будет являться адсорбирующей, где поступающая влага мгновенно переходит в состав гидрата.

1.2 Определение участка газопровода подверженного облитерации

стенок

Как уже отмечалось ранее, достаточными условиями образования гидратов на стенках трубопровода являются, во - первых, наличие капельной жидкости в газовом потоке вблизи стенки трубопровода, а во - вторых, температура стенки трубопровода не должна быть выше, чем равновесная температура образования гидратов.

Согласно первому условию, образование гидратов может происходить на тех участках, где температура газа вблизи стенки трубопровода ниже температуры точки росы для влаги, содержащейся в газе [4,5,6].

Пусть парциальное давление пара в потоке рх,. Если в потоке имеются капельки воды, тогда паро - капельная смесь находится в состоянии фазового равновесия, то парциальное давление пара ру будет равно равновесному давлению насыщения воды рш (ТСП1) для текущего значения температуры Тг [12]. Зависимость давления насыщения от температуры хорошо аппроксимируется выражением

рф-), (1.12)

где pw - эмпирические параметр имеющий размерность давления, эмпирические параметр имеющий размерность температуры.

С другой стороны, парциальное давление пара в потоке описывается уравнением Клапейрона - Менделеева

(1.13)

где рв - средняя плотность пара в потоке(кг/м3), Яв - приведенная газовая постоянная для водяного пара (Дж/кг*К), Тст - температура стенки газопровода (К).

Р,=РШ-*Ш-Т*. О"14)

где рк - плотность газа (кг/м ), Як - приведенная газовая постоянная для газа (Дж/кг*К).

Кроме того, для всего газового потока в целом, также можно записать уравнение Клапейрона - Менделеева. Тогда, учитывая, что рр, нетрудно получить

( т \

ехр

Т

1 и,*

кг'Р К

Я '

(1.15)

где кг = — ./>„

Р,

Пусть пар на входе в трубопровод является сухим, т.е. выполняется условие км < к%„ Тогда из уравнения (1.16)

К ~ ехр

Р'К

г

\ о У

(1-16)

где А^о и ку - соответственно фактическая концентрация пара на входе в трубопровод и равновесная концентрация, соответствующая температуре То и давлению р на входном сечении трубопровода, где Т0 - окружающей среды тогда точка росы вблизи стенки наступит в сечении, где будет удовлетворяться условие

/Vе*Р

т

1Г

—

V ст у

Я

(1.17)

Самое низкое значение температуры, которое может реализовываться на внутренней стенке трубопровода, равно температуре окружающего грунта.

Следовательно, если массовое содержание пара на входе соответствует условию,

К=-^-ехр

Р'К

Т

\ ст у

(1.18)

то, температура газа не достигает точки росы, и тем самым образование гидратов на всем протяжении газопровода не имеет места быть.

После наступления точки росы необходимо проследить за изменением температуры стенки трубопровода Тст . Для зависимости равновесной температуры гидратообразования Тг от давления р обычно используется аппроксимация

Т,(р) = Тк. 1п

/ л \PsOS

+ Т,

(1.19)

где Тк - эмпирический параметр, имеющий размерность температуры и зависящий от состава природного газа,^- равновесное давление гидратообразования (МПа).

Таким образом, при наступлении точки росы вблизи стенки трубопровода для образования газогидрата необходимо выполнение условия уравнения (1.20)

Топ < Та (1.20)

Недостатки представленной методики, заключаются в том, данный вид расчета требует большого количества данных, а также не позволяет определить с достаточной точностью количество необходимого ингибитора для предотвращения образования гидрата [12].

Автор считает, что для определения начала процесса гидратообразова-ния можно воспользоваться более упрощенными зависимостями. Стоит отметить, что соотношение Тст < Ттр можно использовать при создании математической модели и алгоритма как один из основных критериев автоматического запуска программы «Расчет гидратообразования в газопроводе».

1.3 Анализ методик расчёта образования гидратов в магистральных трубопроводах и технологических трубопроводов компрессорный станций в пусковой период после гидроиспыташш

Известно, что наиболее нестабильные технологические режимы течения газа в трубопроводах возникает в период пусков и остановов газоперекачивающих агрегатов, а так же после гидроиспытании.

Рассмотрим методику, которая приводится в работах Ю.Ф. Макогоном [7]. При эксплуатации магистральных трубопроводов в пусковой период часто наблюдается образование гидратных пробок, появление, которых обычно связывают с недостаточным удалением воды из газа, поступающего в газопровод. Кроме того, одна из главных причин данного явления кроется в том, что на внутренней поверхности стенки трубы практически всегда имеются плёночные образования сорбированной воды, которая переходит в газопровод сухого газа и насыщает газ жидкостью до равновесных значений. С

течением времени t плёнка со стенок испаряется полностью, а протяжённость участка осушенной трубы Щ увеличивается.

На отметках х > Щ, где газ насыщен влагой до равновесных значений; возможно как испарение плёнки воды, так и её рост [8,9,10]. Обозначим 8й - первоначальную толщину плёнки воды на трубах диаметром Д влагона-сыщеность газа обозначим - ]¥0, изменение давления и температуры по трассе - р(х) и Т(х). Тогда из уравнения материального баланса получаем уравнение, описывающее изменение величины Щ от функции расхода [2].

где \¥(х) - равновесное влагосодержание газа в точке х (г/м ), рп - плотность водной плёнки на стенках труб перед пуском газопровода (кг/м').

На участках газопровода х > Щ в зависимости от значения равновесного влагосодержания 1¥(х) и термобарических условий происходит конденсация паров на стенках труб или испарение пленки воды [2].

Для аналитического описания динамики этого процесса рассмотрим характер изменения влагонасыщенности в сечениях х и х+с1х.

Изменение толщины плёнки 3(х,() выражается уравнением

д, [УУ(х)-\У{х+с1х)-] = рв^[о2-(И- 2д{х, 1))2сЬ], (1.22)

где ри - плотность воды в равновесной фазе в сечении х с газом (жидкость, лёд, гидрат). После преобразования находим

(1.23)

2 у тсре ах

Из уравнения (1.23) следует, что значение S(x,t) уменьшается (испарение плёнки воды), если производная в правой части больше нуля и наоборот.

Рассмотрим случаи конденсации на стенках труб влаги из потока газа, будем считать, что на некоторой отметке х трассы газопровода условия транспорта газа благоприятствуют образованию гидратов, то есть, конденсирующаяся влага переходит в гидратную фазу. Тогда пренебрегая величиной з0, по сравнению с D имеем зависимость (1.24)

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Паранук, Арамбий Асланович, 2014 год

Твшература К

8ь&ерите точку.

Рисунок 4.8 - Окно вывода графика равновесные условия начала образования гидратов для газов различных относительных плотностей.

Подтверждаем значение выбираемой точки путем нажатия кнопки «OK». Далее программа возвращает нас в первой окно (рисунок 4.9) где мы видим результаты расчёта. В программе «Расчет гидратообразования в газопроводе» предусмотрены два режима работа, то есть она может рассчитывать пусковой период для магистрального газопровода и нормальный режим газопровода.

Созданная автором программа полностью адаптирована под платформу Windows. На платформах типа Linux ее использовать невозможно.

Ф*и Сфавх*

1кр«д работой вейхсдюю прстохт флисоравьузанвоб программы, таа изложена 1геюд*ы расчет Необтедвмо we«» еифиждае

гашрэевда Q wtpu'cyr.X дааыетр шоарсма» {&nlt нтхшес зм кшч. шгвч&ое дад^ияефШа). «маяьиую геиеаераэду кшкрздуру «py*ajciqee

сргл» (К).шщ рхчеххттэднз 1м). мэффшиювг Джвуля-Тсисоа.<К1й1ч}. шшаоаь газ<и iy5.it), температуру tot*» росы Ъ). гшм&кгь raiCjjtft} в

ПМОСТЯШ

_________11______________________________________________.гч t'.-',4..;« А) Г Д) I «й .i&aQfflBKД*1Я

Наедите toy

¡ma ьу& М%ЕМ*

IS0C00D0

Пропзмстя patier

Введет« щш a mm y^acita Ша

JOQOQO

>»дат* температуру ооддайще*«^ j

№дни каиЦадде« Д^оуд-Тоысм;

BuaaijwiyaKTaioi расчета

Начало зоны кояяесаокп Х.н-433461 метров = 433.460lu Конец тош ».онцесацпя Х.кв45У1 умроа*45М"0ии Сиднее давлеяне газа ь шопроаоде Рср- 6. Г Mlla Температур* i иачате зоны мнцесащш градусе»

Т>иаерат\ра» ьопде зоны швакздн Т= -8,0 градусе» Среди« температура к тавром;* на рассматриваемом участи Т= -8-№ратусо» Влагосадержанне гам 0.04 "4 г мЗ Коллега® водой фаты, аыделимоебс* в-! газа 3248 исут ; Определяем разность между температурой гя^атообрачоминя и нтъной ; температурой ma (Ттадр-Тн! = 16 К ; Соаераиааие метанола Мж» 2SJ % Концентрация метанола а гак Кы-0.043? гыЗ I Количество метакададоыщакядегс жмдьосп <ЗмжЧ294ы7суг | Кодгкстм метаволадосъащяошего газ Ом. г* 29$ 5 и cyi I Количество метанола вьодпмого ь газояроюд Gm^4 2"9 tr cyi Удеяышя расход метанола фг*0,0624000 кгмЗ

Рисунок 4.9 - Результаты работы программы

Таким образом, единственное, что требуется от пользователя это внимательно ознакомиться с файлом справки и ввести правильно необходимые данные в соответствии с теми системными единицами, которые запрашивает программа. По вопросам связанным с работой программы и ошибкам, которым может возникать в процессе работы пользователь может обращаться к файлу справке.

4.3 Требование к системе

Рекомендуем требования к конфигурации оборудования, обеспечивающие выполнение задачи:

- Процессор: - Pentium III,

- ОЗУ -512 Mb,

- Жёсткий диск - 40 GB,

- Быстродействие -733 GHz,

- Операционная система - Microsoft Windows

Данная программа будет работать, на всех системах, которые имеют графическую оболочку Windows

4.4 Реализация алгоритма расчёта в виде программы

Данный алгоритм был реализован в виде программы на языке Delphi: Начало программы unit gidrates; interface uses

Windows, Messages, SysUtils, Variants, Classes, Graphics, Controls, Forms, Dialogs, Menus, StdCtrls, ComCtrls,Printers, jpeg, ExtCtrls,ShellApi, IdBaseComponent, IdComponent, IdTCPConnection, IdTCPClient, IdWhois, Grids, ValEdit; type

TForml = class(TForm) Editl: TEdit;

mmMain: TMainMenu; N1: TMenultem; N2: TMenultem;

N3: TMenultem; N4: TMenultem; N8: TMenultem;

N5: TMenultem; N6: TMenultem; N7: TMenultem; Edit2: TEdit;

Button2: TButton; Edit3: TEdit; ComboBoxl: TComboBox;

ButtonAdd: TButton; Edit4: TEdit; Clear: TMenultem;

ButtonDelete: TButton; Memol:TMemo; Panel 1: TPanel;

Edit5: TEdit; Label7: TLabel; Edit6: TEdit;

Edit8: TEdit; Edit9: TEdit; EditlO: TEdit;

Editl 1: TEdit; Edit7: TEdit; Imagel: Tlmage;

Label3: TLabel; Label2: TLabel; Labelö: TLabel;

Label8: TLabel; Label9: TLabel; LabellO: TLabel;

Label 14: TLabel; Labell3: TLabel; Labell2: TLabel; Label 11: TLabel; Label5: TLabel; Label 1: TLabel; Label4: TLabel; SaveDialogl: TSaveDialog; CheckBoxl: TCheckBox; Button 1: TButton; Button3: TButton; procedure N5Click(Sender: TObject); procedure Button2Click(Sender: TObject); procedure ButtonAddClick(Sender: TObject); procedure ClearClick(Sender: TObject); procedure ButtonDeleteClick(Sender: TObject); procedure N8Click(Sender: TObject); procedure N2Click(Sender: TObject); procedure N4Click(Sender: TObject); procedure N3Click(Sender: TObject); procedure N7Click(Sender: TObject); procedure ButtonlClick(Sender: TObject); private

{ Private declarations } public

{ Public declarations } end;

Объявленные типов переменных: var

Forml: TForml;

k, d, q,ql, Cp, nu, T2, TO, L, pi, p2, pO, G, fl, f2, f3, G1,G2,G3,G4, delta, delta2, deltaT, log, logl, Ul, U2, dx, dy, da, db, df,dmg, qm,Km, dg, U, Tdelta,tu:Double; f,Tnl,Tn2,Tn3,Tn4,Tn5,W,Wl,T12:Double;

S,Tl:Variant; T_gidrl: Van ant; T_gidr: Real; Tn,Tnl2:Integer; FileWork: String; Implementation {$R *.dfm} Uses AboutUnit;

Procedure SaveAs; begin

If Form l.SaveDialogl.Execute then begin

Forml .Memol .Lines.SaveToFile(Forml .SaveDialogl .FileName);

FileWork:=Forml .SaveDialogl .FileName;

end;

end;

procedure TForml.N5Click(Sender: TObject); begin Close; end;

/////////////////////////////////////////////////////////////// procedure TForml .Button2Click(Sender: TObject); const

pi=3.141592654; var

chart_form: TAboutForm; begin

k:= StrToFloat(Editl.Text); //коэффициент теплопроводности d:= StrToFloat(Edit2.Text)/1000; //диаметр трубопровода s .-comboBox 1 .Text;

q:= StrToFloat(Edit3.Text); //Расход газа Cp:=StrToFloat(Edit4.Text);// теплоемкость газа T0~StrToFloat(Edit5.Text)+273; //точка росы природного газа T1 :=StrToFloat(Edit6.Text)+273; // Начальная температура газ T2:=StrToFloat(Edit7.Text)+273; // Температура окружающей среды pi :=StrToFloat(Edit8.Text); // Давление в начале участка газопровода p2:=StrToFloat(Edit9.Text); // Давление в конце участка газопровода L:=StrToFloat(EditlO.Text); // Длина участка газопровода

nu:=StrToFloat(Editl 1 .ТехО;//Джоуля-Томсона

lllllllllllllllllllllllllllllllillillllllllllllllllllllllllllllll ql:=q/86400;

f:=(k*pi*D)/(s*(ql/s)*Cp);// расчет коэффициента k log:=(nu*(pl-p2)+(Tl-T2)*L*f); logl :=(nu*(p 1 -p2)+(T0-T2) *L* f); tu:= (log/log 1); tu:=abs(tu);

ёеиа:=1/!*Ьп(й1);//Начало зоны конденсации Х.н lllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllillllillllllllllllll delta2:=nu*(p 1 -p2); deltaT:=(Tl-T2); f2:=L*f*(deltaT)/(delta2); f3:= l/f|sLn(f2+l); //Конец зоны конденсации Х.н ¡lillllllllllllllllllllllllllllllliillllllllllllllllllllllllllllll p0:=2/3*(pl+(p2*p2)/(pl+p2)); //расчет среднего давления Tnl := (l-Exp(-f*delta))/f;

Tn2:=(T2 + (deltaT*Exp(-f*delta)))-(delta2/L)*Tn 1; Tn3:=(l-Exp(-f*f3))/f;

Tn4 := (Т2 + (deltaT*Exp(-f*f3)))-(delta2/L)*Tn3; Tn5:=Tn2+ Тп4; Tn:= Round(Tn5/2); Т12:=Тп-273;

Wl:=(0.457/p0)* Ехр(0.0735*Т12-0.00027*(Т12*Т12))+ 0.0418*Ехр(0.054*Т12-0.0002*(Т12*Т12)); case CheckBoxl. State of cbChecked :W:=W1/1.42; cbUnchecked: W:=W1 end; If f3> L then begin

MessageDlg('Ha рассматриваемом участке не образуются гидраты, продолжить работу программы',mtWarning, [mbOk,mbCancel], 0); end;

//U1 :=(df/p0)+dg;// Определение влагосодержания газа // U2:=(da/p0)+db;// Определение влагосодержания холодного газа // U:=(U2-U1); G:=(q/S)/1000*W; Memol .Lines.Clear;

Memol .Lines.Add('IicxoflHbTe данные:');

Memol.Lines.AddOKoatJ^HinieHTтеплопроводности k = '+FloatToStr(k)+' Bt/m2*K');

Memol.Lines.Add('Диаметр трубопровода D = '+FloatToStr(d*1000)+' мм'); Memol.Lines.Add('Pacxofl газа Q = '+FloatToStr(q)+' нормальных метров кубических в сутки');

Memol.Lines. Add('TeraoeMKOCTb газа Cp = '+FloatToStr(Cp)+' Дж/К'); Memol.Lines.Add('To4Ka росы природного газа Тт.р. = '+FloatToStr(T0-273)+' градусов');

Memol.Lines.Add('Haчaльнaя температура газ Тнач. -+FloatToStr(Tl-273)+' градусов');

Memol.Lines.Add('TeMnepaTypa окружающей среды Токр. = '+FloatToStr(T2-273)+' градусов');

Memol .Lines.Add('Давление в начале участка газопровода Рнач. -+FloatToStr(p 1)+' МПа');

Memol.Lines.Add('Давление в конце участка газопровода Рконц. ='+FloatToStr(p2)+' МПа');

Memol.Lines.Add('Длина расчетного участка газопровода L = '+FloatToStr(L)+' метров');

Memol.Lines.Add(,Koэффициeнт Джоуля-Томсона nu = '+FloatToStr(nu)); Memol.Lines.Add(TLiOTHOCTb газа = '+FloatToStr(s));

Memo 1 .Lines. Add('-—

-•);

Memo 1 .Lines. Add('Pac4eTHbie данные:');

Memo 1.Lines.Add('Pac4eTHbiii коэффициент a = '+FloatToStrF(f, ffFixed, 8, 9));

Memo 1.Lines.Add(4H^^o зоны конденсации Х.н = '+ IntToStr(Round(delta))+'

метров ='+ FloatTostrF (delta/1000,ffFixed,5,3)+ 'км');

Memo 1.Lines.Add('KoHe4 зоны конденсации Х.к ='+ IntToStr(Round (f3)) +'

метров = '+ FloatTostrF (f3/l000,ffFixed,5,3)+ W);

Memo 1 .Lines.Add('CpeflHee давление газа в газопроводе Pep ='

+FloatTostrF(p0,ffFixed,3,2)+' МПа');

Memo 1.Lines.Add('TeMnepaTypa в начале зоны конденсации Т =' + FloatTostrF(Tn2-273,ffFixed,3,1) +* градусов ');

Memo 1.Lines.Add('TeMnepaTypa в конце зоны конденсации Т = ' + FloatTostrF (Tn4-273,ffFixed,3,1) +' градусов');

Memo 1.Lines .Add('CpeflHiui температура в газопроводе на рассматриваемом

участке Т = ' + FloatTostrF (Tn-273,ffFixed,3,l) +'градусов');

Memo 1.Lines.Add('f^arocoflep>KaHHe газа ' +FloatTostrf(W,ffGeneral,3,3)+'

г/мЗ');

Memo 1.Lines.Add('Koличecтвo жидкой фазы, выделившейся из газа' + IntToStr(Round(G)) +' кг/сут'); chart_form := TAboutForm.Create(nil); try

chart_form.BuildChart; if chart_form.ShowModal = mrOk then begin end;

finally chart_form.Free; end;

Memo 1 .Lines.Add('Oпpeдeляeм разность между температурой гидратообразо-вания и начальной температурой газа (Тгидр-Тн) = '+ FloatTostrF(T_gidr-Tn2,ffFixed, 0,0)+' К'); T_gidrl := (T_gidr-Tn2)+273;

// Содержание метанола в жидкости Мж определяется на оснований (Тгидр-Тн)+273 К

Case T_gidrl of // Определение содержания Мж 273:dmg:=(0); 274:dmg:=(4); 275:dmg:=(6); 276:dmg:=(8); 277:dmg:=(10); 278:dmg:=(12);

279:dmg:=(14); 280:dmg:=(15); 281:dmg:=(16); 282:dmg:=(18); 283:dmg.-(20); 284:dmg:=(22); 285:dmg:=(25); 286:dmg:=(25.5); 287:dmg:=(26.5); 288:dmg:=(28); 289:dmg:=(28.5); 290:dmg:=(29); 291:dmg:=(30);292:dmg:=(31); 293 :dmg:=(32); 294:dmg:=(33); 295:dmg:=(34); 296:dmg:=(35); 297:dmg:=(35.5); 298:dmg:=(36); 299:dmg:=(38); 300:dmg:=(39); 301:dmg:=(40); 302:dmg:=(41); 303:dmg:=(42); 304:dmg:=(43); 305:dmg:=(44); end;

Memo 1.Lines.Add(,Coдepжaниe метанола Мж = '+ FloatTostr(dmg)+' %'); Km:=W/1.088;

Memo 1.Lines. Add('KoHueHTpaiu™ метанола в газе Км = '+FloatTostrF (Km,ffGeneral,3,3)+' г/мЗ'); G2:=(G*dmg)/( 100-dmg);

Memo 1.Lines.Add(,Koличecтвo метанола, насыщающего жидкость Gm-ж .=' +FloatTostr (Trunc(G2)) + 'кг/сут'); G3:=((Km)*(q/s)/1000);

Memo 1.Lines.Add('K^H4ecTBO метанола, насыщающего газ Gmt.- + IntToStr (Round (G3))+* кг/сут'); G4:=G2+G3;

Memo 1.Lines.Add('K0flH4ecTB0 метанола вводимого в газопровод GM='+IntToStr(Round (G4))+' кг/сут'); qm:=((G4)/(q/S/l ООО));

Memo 1.Lines .AddCYfleflbHbm расход метанола qM='+FloatTostrF(qm,ffFixed,3,7)+' кг/мЗ'); if(dmg<=0)then

ShowMessage ('Ошибка работы программы, вы не выбрали точку гидра-тообразования на графике!!!'); end;

procedure TForml.ButtonAddClick(Sender: TObject);

var w: String;

begin

w:= ComboBoxl.Text; ComboBox 1 .Items. Add(w); Memo 1.Lines.SaveToFile('memo.txt'); end;

procedure TForml.ClearClick(Sender: TObject); // очистка формы begin

Editl.Clear; Edit2.Clear; Edit3.Clear; Edit4.Clear; Edit5.Clear; Edit6.Clear; Ed-it7.Clear; Edit8.Clear; Edit9.Clear; EditlO.Clear; Editl 1 .Clear; Memo 1.Clear; end;

procedure TForml.ButtonDeleteClick(Sender: TObject); begin ComboBox 1 .Clear end;

procedure TForml .N8Click(Sender: TObject); //вывод на печать

var P:TextFile;

begin

AssignPrn (P);

if Application.MessageBox('Bbi действительно хотите отправить документ на печать?','Печать', MB_YESNOCANCEL + MB_ICONQUESTION)=IDYES then rewrite(P); Abort;

writeLn(P,Memo 1 .Text); CloseFile(P);

procedure TForml.N2Click(Sender: TObject); begin

application.Initialize; Form 1.Free;

application.CreateForm(TForml ,Forml); application.Run; end;

procedure TForml.N4Click(Sender: TObject);

begin

SaveAs;

end;

procedure TForml.N3Click(Sender: TObject); begin

If File Work-' then SaveAs else Memo 1.Lines. SaveToFile(FileWork); end;

procedure TForml.N7Click(Sender: TObject); begin

ShellExecute(0, nil, 'Методы борьбы с гидрообразованием^ос nil,

nil, SW_SHOWNORMAL);

end;

procedure TForml .ButtonlClick(Sender: TObject); begin

Editl .Text:='2'; Edit2.Text:='1400';

Edit3.Text:='48000000'; Edit4.Text:='2512'; Edit5.Text:='-12';

Edit6.Text:—23'; Edit7.Text:='-8';

Edit8.Text:-6,7';

Edit9.Text:='5,6';

Editl 0.Text:-300000';

Editll.Text:='3,2'; comboBoxl.Text:='0,7';

end; end.

в газопроводе» в производство

Разработанная автором программа «Расчет гидратообразования в газопроводе» была внедрена на МГ «Голубой поток» в 2013г. По результат внедрения получен положительный результат.

Экономический эффект, как указано в акте внедрения (приложение А), составил за год 500 тыс. рублей.

Сам расчет экономического эффекта, автором в работе не приводиться, так как производился по внутренним методикам предприятия и является коммерческой тайной предприятия ООО «Газпром трансгаз Краснодар», и храниться на КС «Береговой».

Выводы к главе 4

1. На основании разработанного автором алгоритма создана программа «Расчет гидратообразования в газопроводе», которая позволяет определить начало и конец зоны конденсации, определить фактическую температуру в газопроводе, при условий Т=Тт.р. среднее давление газа в газопроводе, влаго-содержание газа, изменение влагосодержания, количество метанола вводимого в газопровод, удельный расход метанола. Все эти данные записываются в текстовой файл для последующего анализа.

2. Программа «Расчет гидратообразования в газопроводе» создаёт массив для определения коэффициентов и сама считывает из него нужные данные, опираясь на введённую начальную (Т„) температуру и расчётную фактическую температуру газа в газопроводе, которую она рассчитывает сама.

3. Данная программа позволяет упростить расчёт до такой степени, что единственное, что требуется от пользователя это ввести необходимые данные для расчёта. Программа «Расчет гидратообразования в газопроводе» выводит на дисплей графики равновесной температуры гидратообразования необходимые для расчёта в отдельном окне.

4. Программа «Расчет гидратообразования в газопроводе» может работать как самостоятельное приложение и получать данные от контрольно -измерительных приборов. Эти качества отличают её от других типов приложений, и программ расчёта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На основании литературного обзора первой главы установлены

основные причины образования гидратов в магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций в период пуско - наладочных работ.

2. Создана модель и алгоритм, позволяющий использовать штатные системы контроля компрессорной станции и магистрального газопровода с целью диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги для предупреждения гидратообразования.

3. На основании модели и алгоритма разработана программа раннего диагностирования и мониторинга участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования на магистральных газопроводах и технологических трубопроводах компрессорных станций.

4. Разработали комплексную методику расчёта гидратообразования в пусковой период после проведённых гидроиспытании на действующей компрессорной станции с программой мониторинга участков конденсации влаги и предупреждения гидратообразования.

5. Разработана методика расчёта удельного расхода метанола посредством программы для ликвидации гидратообразования.

6. Осуществлена практическая реализация для программы «Расчет гидратообразования в газопроводе» на КС «Береговая» и КС «Краснодарская», которые входят в газопровод «Голубой поток». Экономический эффект составил за год 500 тыс. рублей, акт прилагается.

1. Муронов Е.А. Исследование процесс конденсации в природном газе при течении через расширительные устройства с большими скоростями. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. - Краснодарский политехнический институт, 1972. - С. 52

2. Макогон Ю.Ф. , Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа. М.: Недра, 1966. - С. 186

3. Гужов А.И., Титов В.Г., Медведев В.Ф., Васильев В.А. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов М.: Недра 1978. - С.401

4. Бондарев Э.А., Габышев J1.H., Каниболотский М.А. Моделирование образования гидратов при движении газа в трубах // Изв. АН СССР. МЖГ.1982. №.5 - С. 105

5. Механика образования гидратов в газовых потоках / Под ред. Бондарева Э.А. Новосибирск: Наука, 1976. - С. 158

6. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред Т.1.М .: Наука,

1987. - С.464

7. Шагапов В.Ш., Уразов P.P. Характеристика газопровода при наличии гидратоотложения// Теплофизика высоких температур, 2004, т.42 №3 - С.461-468

8. Макогон Ю. Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образование и использования. - М., Недра 1985. - С. 232

9. М.Г Сухарев, A.M. Красевич Технологический расчет и обеспечение надежности газа и нефтепроводов М. ГУП Изд. «Нефть и газ» РГУ НГ им. И.М. Губкина 2000 г.

10. Бекиров Т.М., А.Т. Шаталов Сбор и подготовка к транспорту природных газов М."Недра" 1986.

11. Жидкова Переходные процессы в магистральных газопроводах. Киев, Наукова думка, 1979,- С.253

12. Карапетьянц Б. X. Химическая термодинамика. М., Химия 1975.

13. Хайруллин М.Х., Шамиев М.Н., Тулупов JI.A. Моделирование гидра-тообразования в газопроводах// Нефтегазовое дело 2005.

http:// www.ogbus.ru/ authors/Haimllin/ Hairullin_l .pdf

14. Макогон Ю. Ф. Особенности эксплуатации месторождений природных газов в зоне вечной мерзлоты. ЦНТИ, 1966.

15. Математические методы тепломассопереноса. Сб.науч. тр. Днепропетровского университета. Днепропетровск, 1983. - С. 196

16. Влияние избыточного давления на стабильность гидрата метана-Газовая промышленность, 1983, № 4,

17. Эксплуатация магистральных газопроводов. Изд. 2-е, перераб. и до-полн. ИЛ.Котляр, В. М. Пиляк. Л., Недра, 1971. - С.248

18. Эксплуатация магистральных газопроводов. Изд. 2- е пераб. дополн. И.Я. Котляр, В.М. Пиляк-Л.; «Недра», 1971.

19. Борисов В.В. Управление магистральными трубопроводами. - М.: Недра, 1975.-С.215

20. Автоматизация и средства контроля производственных процессов в нефтяной и химической промышленности Справочник, т. 4. - М.: Энергия, 1973.-С.353

21. Балыбердина И. Т. Физические методы переработки и использования газа: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1988. — С.248

22. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов /А. X. Мирзаджаюаде, А. К. Галямов, В. И. Марон и др. — М.: Недра, 1984.-87с.

23. Булатов А.И., Демихов В.И. Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин - Краснодар: Сев. - Кав.отделение инж.акад.

РФ, 1993. - С.428

24. Булатов А.И., Проселков Ю.М. Морские нефтегазовые сооружения. Краснодар: Просвещение - ЮГ, 2006 - С.412

25. Булатов А.И., Хлебников С.Р. Пути решения проблем бурения нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Просвещение-Юг. Том 4. -2005.- С.361

26. Временное методическое руководство по предупреждению и ликвидации гидратных пробок в нефтяных скважинах. - Тюмень: СибНИИНП, 1984.

27. ГОСТ 21.404-85. Автоматизация технологических процессов. Обозначения условных приборов и средств автоматизации в схемах.

28. ГОСТ 8.009084. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений.

29. Государственная система промышленных приборов и средств автоматизации. - М.: ЦНИИТЭП приборостроения, 1981.

30. Датчики давления. Тематический каталог «Метран», вып.2. 2005 -С.З И

31. Исакович Р. Я. Технологические измерения и приборы. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1979. - 344с.

32. Исакович Р. Я., Кучин Б.Л., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1976. - 344 с.

33. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности Учебник для вузов. М.. Недра, 1983.- С.424

34. Молчанов Л. С. Подземный ремонт скважин. М.: Недра, 1986.

35. Будников В. Ф., Макаренко П. П., Юрьев В. А. Диагностика и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1997.

36. Освоение скважин. //Авт. Булатов А. И., Качмарь Ю. Д., Макаренко П. П., Яремийчук Р. С.// Под редакцией д.т.н. проф. Р. С. Яремийчука. М.: Недра, 1999.

37. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. //Авт.: Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М., Шандры-гин А. Н., Подюк В. Г. // М: Недра, 1997.

38. Амиров А. Д.. Овнатанов С. Т., Яшин А. Б. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1975.

39. Грайфер В. И., Шумилов В. А., Каменев В. Н. Организация и технология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1979.

40. Кривошеий Б. Л., Новаковский В. Н., Абдуллаев М. Н. Нестационарное движение газа в кольцевом газопроводе. // Изв. вузов. Нефть и газ.. 1970. № 1 - 183 - С.88

41. Кривошеий В. Л., Радченко В. Л., Бобровский С. А. и др. Некоторые математические модели нестационарного течения газа в магистральных трубопроводах.//Изв.АН СССР. Энергетика и трансп. 1974, №6.- С.112-120

42. Ликолов Г. К., Зверева Т. В., Яковлев Е. Л. Оценка точности математических моделей трубопроводного транспорта газа // Изв. вузов. Нефть и газ. 1980. № 1 - С.61 - 68

43. Темпель Ф.Г. Механика газовых потоков в трубах. Л.: Недра,! 972.213с.

44. Трубопроводный транспорт нефти и газа /В. Д. Белоусов, Э.М. Блейхер, А. Г. Немудров, В. А. Юфин, Е. И. Яковлев. -М.: Недра, 1978. - С.408

45. Панкратов В. С, Берман Р. Я. Разработка и эксплуатация АСУ газотранспортными системами. - Л.: Недра, 1982.- С.255

46. Бобровский С. А., Щербаков С. Г., Яковлев Е. И. и др. Трубопроводный транспорт газа. - М.: Наука, 1976. - С. 495

47. Бордюгов Г.А., Апостолов A.A., Бордюгов А.Г. Фигутивные потери природного газа//Газовая промышленность. 1997. №10.

48. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, 1989.

49. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Термодинамические характеристики природных газов: Учебное пособие. ГПНГим.И.М.Губкина. М.: 1995.

50. Белослудов В.П., Дядин Ю.А., Лаврентьев М.Ю. Теоретические модели клатратообразования. Новосибирск: Наука, 1991. - С. 128

51. Поршаков Б.П., Романов Б.А. Основы термодинамики и теплотехники, М.: Недра, 1988.

52. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального газопровода ИРЦ. Газпром.: 1993.

53. Справочник по очистке природных и сточных вод Л Л Пааль Я.Я.Кару, Х.А.Мельдер, Б.Н.Репин. М.: Высшая школа, 1994.'

54. Сборник нормативно - методических документов по обращению с отходами производства и потребления. ННП «ЛОГУС». М.: 1996.

55. Ужов В. Н., Мягков Б. И. Очистка промышленных газов фильтрами. М., Химия, 1970.-С.319

56. Коротаее Ю. П. и др. Подготовка газа к транспорту. М., Недра, 1973.-С. 239

57. Справочник по пыле - и золоулавливанию/ Под общ. ред. А. А. Русанова. М., Энергия, 1975. - С.296

58. Шмыгля П. Г., Брагин В. А., Динков В. А. Проектирование разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. М., Гостоптехиздат, 1963.-С.234

59. Берлин М. А., Гореченков В. Г., Волков Н. П. Переработка нефтяных и природных газов. М., Химия, 1981.

60. Берлин М. А., Коробко В. Д. Основное технологическое оборудование зарубежных газоперерабатывающих заводов. М., Химия, 1977.

61. Гриценко А. И., Александров И. А., Галанин И. А. Физические методы переработки и использования газа. М., Недра, 1981.

62. Гриценко А. И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов P.C. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России.-М.:ОАО "Издательство" Недра". 1999.-473с.

63. Гухман Л. М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. Л., Недра, 1980.

64. Жданова H. В., Халиф A. JL Осушка углеводородных газов. М., Химия, 1984.

65. Кемпбел Д. М. Очистка и переработка природных газов. М., Недра, 1977.

66. Кузнецов А. А., Судаков Е. Н. Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов. М., Химия, 1983.

67. Очистка технологических газов/Под ред. Т. А. Семеновой, И. Д. Лей-теса. - М., Химия, 1977.

68. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. Вып. 3, М., 1982.

69. Питере Т., Уотермен Р. В поисках эффективного управления. М., Прогресс, 1986.

70. Совершенствование технологии стабилизации конденсата/Б. Г. Берго, А. В. Фролов, Л. Л. Фишман и др. — Газовая промышленность. Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. Вып. 2, М., 1984.

71. Щедровицкий Г. П. Автоматизация проектирования и задачи развития проектировочной деятельности. Разработка и внедрение автоматизированных систем в проектировании (теория и методология). М., Стройиз-дат, 1975.

72. Обрядчиков С. Н. Технология нефти, ч. II. Гостоптехиздат, 1952.

73. Пархоменко В. Е. Технология переработки нефти и газа. Гостоптехиздат, 1953 (первое издание) и 1959 (второе издание).

74. Рабинович Г. Г. и Адельс он С. В. Процессы и аппараты в нефтеперерабатывающей промышленности. Гостоптехиздат, 1949.

75. ГОСТ 53763- 2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде

76. Sloan E.D., jr. Clathrate Hydrates of Natural Gases. N.Y.; Basel: Marcel Dekker, Inc. 1990. P. 1-C.641

77. Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987.

78. Видецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1985.

79. Индустриализации строительства объектов нефтяной и газовой промышленности. Под редакцией Ю.П. Баталина. -М.: Недра, 1986.

80. Цоротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984.

81. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978.

82. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. -М.: Недра, 1985.

83. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела. -М.: Недра, 1980.

84. Сидоров H.A. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1982.

85. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1985.

86. Пригожий И., Дефей Р. Химическая термодинамика. Пер. с англ./Под ред. В. А. Михайлова. Новосибирск, Наука, Сиб. отд., 1966. - С.509

87. Говертон М. Т. Термодинамика для инженеров. Пер. с англ./Под ред. К. В. Астахова. М., Металлургия, 1966. - С.328

88. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Изд. 3-е. Пер. с англ./ Под ред. Е. И. Соколова. JI., Химия, 1982. - С.591

89. Арис Р. Анализ процессов в химических реакторах. Пер. с англ./Под ред. И. И. Иоффе, М., Химия, 1967. - С.220

90. Математические проблемы химической термодинамики. Новосибирск, Наука, Сиб. отд., 1980. 146 с; Зельдович Я. Б. - ЖФХ, 1938, т. 11, №5, -С.635 - 637

91. Истомин В.А., Якушев B.C. Газовые гидраты в природных условиях. М.: Недра, 1992.-С. 236

92. Дядин Ю.А., Удачин К.А., Бондарюк И.В. Соединения включения. Новосибирск: НГУ, 1988. 1-101 с.

93. Васильев В.Г., Макогон Ю.Ф., Требин Ф.А. и др. Свойство природных газов находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи // Открытия в СССР, 1968-1969 г.: Сборник. М.: ЦНИИПИ, 1970.

94. Великовский A.C., Арутюнов А.И., Юшкин В.В. Выделение конденсата из газа при низких температурах. Сб. Изучение газоконденсатных месторождений, выпуск 17 (25). - М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно -топливной аппаратуры, 1962.- С.99-107

95. Сафеев Т.А. Лобков A.M. О влиянии поверхностно-активных веществ на образование и отложение гидратов / Газовое дело, 1965. - №4 . -С.9-13

96. Истомин В.А., В.Г. Квон. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.

97. Антипьев В.Н., Каган Я.М., Киршенбаум Я.П. Предотвращение гидра-тообразования в выкидных линиях Федоровского месторождения // Нефтяное хозяйство, 1976. - № 3. - С.42- 43

98. Коротаев Ю.П., Кулиев A.M., Мусаев P.M. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. М., «Недра», 1973 - С. 136

99. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М.: Энергия, 1970. -С.287

100. Солдатов A.M., Тимофеев А.И., Сокорев Н.В. Расчет высоконапорного жидкостно-газового эжектора для приготовления двух - фазных смесей. Межвузовский сборник научных трудов. Вып.2, Куйбышев, 1975. -С.43-149.

101. Сивиркин В.Ф. Влияние сжимаемости на закономерности распределения турбулентных струй.-Изв.вузов. Авиационная техника,1980, № 3,—С.23—28.

102. Салтанов Т.А. Сверхзвуковые двухфазные течения. Минск: Высшая школа, 1972. - С.480

103. Рыбинский А. Г. Современное аппаратурное оформление процессов очистки и охлаждения отбросных газов. - Обзор, серия ХМ-14.Промышенная и санитарная очистка газов. М.:ЦНТИхимнефтемаш, 1985.- С.34

104. Рошак И. И. Разработка насосно-эжекторных агрегатов для утилизации низкопотенциальных газов.- Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. М.: ВНИИгаз, 1983. - С.20

105. Рамм В.М. Абсорбция газов. М.:Химия, 1976. - С.655

106. Таунсенд A.A. Структура турбулентных струй и следов. М.: Машиностроение, 1969. -С.400

107. Термодинамические свойства легких углеводородов парафинового ряда. Киев: АН УССР, 1969. - С. 95

108. Дейч М.Е. Техническая газодинамика. Изд. 2- е, переработ. M.-JT. Госэнергоиздат, 1961.

109. Kvenvolden К.А. // Ann. N.Y. Acad. Sei. 1994. Vol. 715. P. C.232-246

110. Бузинов C.H. Парфенов В.И, Подземное хранение газа в Росси: современное состояние, проблемы и перспективы развития // Сб. научн. тр. 50 лет ВНИИГАЗУ-40 лет ПХГ.-М.: РАО «Газпром», 1998

111. Теория и практика закачивания скважин: В 5т.-М.: Недра, 1998-1999.

112. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконден-сатных, пластов и скважин. Под ред. Г. А. Зотова. М., Недра 1980.

113. Лутошкин Г.С. Сбор подготовка нефти, газа и воды. М. «Недра», 1977.- С.192

114. Сивиркин В.Ф. Влияние сжимаемости на закономерности распределения турбулентных струй. - Изв.вузов. Авиационная техника, 1980, № 3 - 23 - С.28

115. Создать и внедрить нефте конденсатоотделители для защиты КС и ГПЗ от залповых выбросов жидкости. Отчет ВНИПИгазпереработки, Краснодар, 1985.- С.21

116. Соколов Е.Я., Зингер Н.М.Струйные аппараты. М.:Энергия,1970. -С.287

117. Солдатов A.M., Тимофеев А.И., Сокорев Н.В. Расчет высоконапорного жидкостно-газового эжектора для приготовления двух-фазных смесей. Межвузовский сборник научных трудов. Вып.2,Куйбышев, 1975.-С.43 -149

118. Справочник по пыле - и золоулавливанию. М,.'Энергия, 1975.- С.624

119. Судаков E.H. Расчет основных процессов и аппаратов нефтепереработки. М.:Химия, 1979. - С.566

120. Квалифицированная первичная переработка нефтяных и природных газов /М.А. Берлин, В.Г. Гореченков. В.П.Капралов. - Краснодар: Советская Кубань, 2012. - С.512