В приведенные выше формулы входит коэффициент теплопередачи в окружающую среду, зависящий от способа прокладки газопровода. Для подземной прокладки газопровода его можно определить по формуле

К=_гр/D_н*[0.8+(D_н/h_оэ)], (29)

где h_оэ= h_о+_гр/_вэ ; (30)

_гР-коэффициент теплопроводности грунта, кВт/(м К);

h_о- глубина заложения (до оси) трубы, м;

_вэ - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух (_вэ=0,005÷0,02 кВт/(м²К));

D_н - наружный диаметр трубы, м.

Для горизонтальных газопроводов формула (27) упрощается и имеет вид:

t = t₀ + (t_n - t₀) e^{- x} - D_i {(p₁ - p₂)(1 - e^{- x}) / l * }. (31)

Расчеты и наблюдения показывают, что температура газа по длине газопровода плавно приближается к температуре грунта.

5.3.2 Расчет изменения давления и температуры в шлейфе

Гидравлический расчет шлейфа выполняется для определения потерь при движении определенного количества газа по трубопроводу, распределения потерь давления по его длине.

Тепловой расчет шлейфа производится с целью оценки распределения температуры по его длине и определения места возможного образования гидратов.

Ход расчета.

Основная формула для определения пропускной способности при стационарном движении газа по газопроводу имеет вид,

, (32)

где Q - пропускной способности газопровода в стандартных условиях, тыс.м³/сут;

Р_н - давление газа в начале газопровода, МПа;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода;

Т-средняя температура в газопроводе, К;

- относительная плотность газа;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

L - длина участка, м;

E-поправочный коэффициент, учитывающий влияние жидкости на снижение пропускной способности, (при отсуствии жидкости E=1).

Размерный коэффициент К зависит от входящих параметров и размерностей единиц, входящих в формулу (32) величин.

В литературе можно встретить различные значения коэффициент К в формуле (32). Эти значения зависят от того, в каких единицах выражены входящие в формулу величины (таблице 14)

Таблица 14 - Значения коэффициент К

Единицы измерения, в которых выражены величины				Система единиц	величина К
Q	D	P	L
м³/с	м	Па	м	СИ	0,0385
тыс.м³/сут	см	МПа	м	Промысловая	33,264
тыс.м³/сут	м	МПа	м	Промысловая	33,264 105
м³/сут	см	кг/см2	км	Смешанная	103,156
млн.м³/сут	мм	кг/см2	км	Транспортная	0,326 106
млн.м³/сут	мм	МПа	км	Транспортная	3,326 106

При скорости газа менее 15 м/с и возможном скоплении жидкости в пониженных местах газопровода поправочный коэффициент Е рекомендуется определять из соотношения

E=, (33)

где  - содержание жидкости в потоке газа, см³/м³;

w – скорость газа в газопроводе, м/с.

w=, м/с ; (34)

где Q - расход газа тыс.м³/сут;

D - диаметр, м;

Pcp-среднее давление, МПа.

Коэффициент гидравлического сопротивления λ зависит от режима движения газа. В промысловых газопроводах режим движения всегда турбулентный. Для такого режима существует несколько формул, определяющих величину λ:

. (35)

Формула для разности квадратов давления имеет вид

(36)

5.3.3 Влагосодержание газов

Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ-вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозирования места образования и интенсивности накопления гидратов в различных частях технологической системы добычи и транспорта необходимо знать влагосодержание газа и изменение его в различных термодинамических условиях.

Для расчета влагосодержания газа применяется метод Бюкачева, позволяющий определить влагосодержание в пределах давлений от 0,1 до 70 МПа и температур от –40 до +230 ⁰С. Погрешность не превышает 4 %.

Ход расчета.

Для определения влагосодержания газа используется выражение

, (37)

где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа;

Р-давление газа, МПа;

В - коэффициент, зависящий от состава и температуры газа (таблица 5.8).

Для определения значений коэффициентов А и В подобраны полиномы, которые удобнее при расчетах на ЭВМ.

А=4,67exp[0,0735(T-273,15)-0.00027(T-273,15)²]; (38)

B=0,0418exp[0,054(T-273,15)-0.0002(T-273,15)²]; (39)

здесь 233 К < T < 323^o K, Р < 70 МПа.

Таблица 15 - Значения коэффициентов А и В

Температура,0С	А	В	Температура, 0С	А	В
-40	0,1451	0,00347	+40	56,25	0,263
-30	0,3930	0,00710	+50	94,00	0,391
-20	0,9600	0,01340	+60	152,00	0,562
-10	2,1880	0,02290	+70	238,50	0,793
0	4,670	0,04180	+80	363,00	1,083
+10	9,390	0,06960	+90	537,50	1,327
+20	17,87	0,11200	+100	776,00	1,530
+30	32,300	0,17400	+110	1093,0	2,620

Таблица 16 - Результаты гидравлического и теплового расчета

Расстояние от устья скважины, Х, км	Давление в участке газопровода, Рх, МПа	Температура газа в участке газопровода, Тl, К	Температура гидратообразо-вания, Тg, К
1	2	3	4
Q = 430 тыс.м³ /сут., Тос = - 30 0С, Ру = 10,6 МПа, L = 9000м
0	10,6	307,15	294,83
2000	10,597	272,85	294,83
3000	10,593	264,21	294,82
4000	10,59	258,47	294,82
5000	10,588	254,64	294,82
6000	10,586	251,77	294,82
7000	10,584	250,81	294,82
8000	10,581	249,85	294,82
9000	10,57	246,99	294,81
Q = 430 тыс.м³ сут., Тос = 0 0С, Ру = 10,6 МПа, L = 9000 м
0	10,6	307,2	294,83
2000	10,595	297,4	294,82
3000	10,593	288,5	294,82
4000	10,59	282,6	294,82
5000	10,588	278,7	294,82
6000	10,586	275,7	294,82
7000	10,583	274,7	294,82
8000	10,581	273,7	294,81
9000	10,579	272,7	294,81
Q = 430 тыс.м³ /сут., Тос = + 20 0С, Ру = 10,6 МПа, L = 9000 м
0	10,6	307,2	294,83
2000	10,595	314,1	294,82
3000	10,592	305,2	294,82
4000	10,59	299,2	294,82
Продолжение таблицы 16
1	2	3	4
5000	10,588	295,2	294,82
6000	10,585	292,2	294,82
7000	10,583	291,2	294,82
8000	10,58	290,2	294,81
9000	10,578	289,2	294,81

Т1 = 20 ⁰С; Т2= 0 ⁰С; Т3 = - 35 ⁰С; Т4 – кривая гидратообразования

Рисунок 5 - Определение места образования гидратов в шлейфе

В таблице 16 представлены результаты теплового расчета по шлейфам Уренгойского месторождения на 2001 год для одной длины шлейфа и расхода газа по шлейфу, моделирующим соответственно работу 4-х (с сумарным дебитом 430 тыс.м³/сут.) скважин одного куста в шлейф. Здесь принята средняя проектная производительность скважин, что на практике не всегда реализуется. Весьма существенно отметить, что при заданном расходе газа в шлейфе имеет место дисперсно-кольцевой режим течения газожидкостного потока и обеспечивается непрерывный вынос жидкой фазы (воды, либо водного раствора метанола, конденсата) из шлейфа. Из рассмотрения видно, что при температуре окружающей среды до минус 20˚С и работе шести и более скважин в один шлейф темп падения температуры не превышает 0,5 - 0,6 ⁰С/1000 м. Однако при уменьшении производительности шлейфов и при низких температурах воздуха (минус 30˚С-минус 35˚С), температура газа в конце шлейфа может быть на 10 - 14 ˚С ниже температур газа на устьях скважин. Следовательно, гидратный режим работы шлейфов Уренгойского месторождения реализуется в настоящее время (при температурах газа на устьях 20 ˚С и давлении 10,6 МПа) главным образом для данных шлейфов и при температуре воздуха ниже минус 20 ˚С.

5.4 Расчет расхода метанола для предупреждения гидратообразования на НТС [8]

В таблице 17 приведены параметры работы УКПГ-8В

Таблица 17 - Параметры работы УКПГ - 8В

Точка технологи- ческой схемы	Давление Р, МПа	Темпе-ратура Т, оС	Влагосо- держание газа, W г/м³	Кол-во нестаб. конден- сата, g г/м³	Молеку- лярная масса конден- сата
Сепаратор (С-1)	10,5	23	0,333	30	75
Теплообменник (Т-1)	10,5	18	0,252	5	68
Теплообменник (Т-2)	10,4	-5; -12	0,052	40	60
Сепаратор (С-3)	6,0	-30	0,013	50	50

Ход расчета.

Проведем расчет для теплообменника (Т-1)

Тг=7,7 ln P + 276,65; (40)

Тг=7,7 ln(10,5)+276,65=294,76 K

где Р-давление, МПа;

Т-температура, К.

Температура гидратообразования поступающего газа при Р=10,5 МПа и Тг. = 294,8 К. Поскольку входная температура в сепаратор С -1 выше, то расход метанола определяется для теплообменника Т-1, температура в котором 291К.

Необходимое снижение температуры составит:

Т=Тг-Т; (41)

Т=294,76-291=3,756 K