Статті

Числове дослідження мікрохвильового впливу на газогідратні пробки у трубопроводі

• 
• 

Рейтинг користувача:  / 0

ГіршийКращий 

Деталі

Категорія: Зміст №4 2022

Останнє оновлення: 01 вересня 2022

Опубліковано: 30 листопада -0001

Перегляди: 2595

Authors:

А.Ю.Дреус, orcid.org/0000-0003-0598-9287, Дніпровський національний університет імені Олеся Гончара, м. Дніпро, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

О.І.Губін, orcid.org/0000-0001-5165-2226, Дніпровський національний університет імені Олеся Гончара, м. Дніпро, Україна

В.І.Бондаренко, orcid.org/0000-0001-7552-0236, Національний технічний університет «Дніпровська політехніка», м. Дніпро, Україна, e‑mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

Баочанг Лю, orcid.org/0000-0002-0185-3684, Будівельний коледж Цзілінського університету, м. Чанчунь, Китайська Народна Республіка, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

В.І.Батюта, orcid.org/0000-0001-8351-1751, Дніпровський національний університет імені Олеся Гончара, м. Дніпро, Україна

повний текст / full article

Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu. 2022, (4): 028 - 033

https://doi.org/10.33271/nvngu/2022-4/028

Abstract:

Мета. Розробка методики чисельного дослідження процесів розкладання газогідратних пробок у глибоководних трубопроводах шляхом мікрохвильового впливу з використанням коаксіального джерела випромінювання. Теоретична оцінка ефективності використання такої дії задля ліквідації блокування трубопроводів.

Методика. Математичне моделювання та обчислювальний експеримент.

Результати. Запропонована оригінальна математична модель для опису теплообмінних процесів під час розкладання газових гідратів у трубопроводі під дією розподілених за обсягом джерел тепла. Нестаціонарна задача теплообміну розглядалася в одновимірній постановці. Запропоновано алгоритм чисельного розрахунку. Отримано математичний вираз для розподілених джерел тепла, що утворюються за рахунок мікрохвильового випромінювання від коаксіально розташованої НВЧ-антени. Виконані параметричні чисельні дослідження температурних полів і динаміки розкладання газогідратної пробки за заданих параметрів труби й потужності НВЧ-випромінювача. Визначені межі області розкладання й динаміка зміни цієї області. Визначено час розкладання пробки газового гідрату діаметром 0,3 м за потужності джерела випромінювання 300 Вт. Час повного розкладання становить близько 40 годин.

Наукова новизна. Уперше розглянута задача теплового розкладання циліндричної газогідратної пробки у трубопроводі за рахунок НВЧ-нагрівання при використанні коаксіального джерела мікрохвильової енергії. Процес розглядається як послідовність кількох етапів: нагріву, нагріву й розкладання, повного прогрівання шару газового гідрату. Для моделювання об’ємної дисоціації газового гідрату було запропоновано використовувати спеціальні функції, що характеризують кількість розкладеного газового гідрату. Уведення таких функцій дає змогу побудувати ефективний алгоритм розрахунку з урахуванням дії об’ємних джерел у зоні розкладання. Відомі моделі розглядають, головним чином, тільки поверхневий тепловий вплив або мікрохвильовий вплив на газові гідрати у пористому середовищі. Представлена модель дозволяє адекватно описувати процес розкладання при об’єм­ному нагріванні суцільного гідрату.

Практична значимість. При транспортуванні газу глибоководними трубопроводами або трубопроводами, що знаходяться в умовах холодного навколишнього середовища, можливе виникнення блокуючих пробок за рахунок гідратоутворення. Ліквідація таких ускладнень представляє складне технічне завдання. Зокрема, для усунення блокування трубопроводів можна використовувати спеціальне джерело мікрохвильового випромінювання, яке було запропоновано авторами в попередніх роботах. Пристрій, що реалізує випромінювання, підводиться до пробки по осі труби. Результати даної роботи дозволяють виконати оцінку ефективності НВЧ-методу ліквідації газогідратної пробки. Математична модель і методика розрахунку можуть бути використані при розробці відповідних технологій усунення блокування трубопроводів із використанням коаксіального джерела НВЧ-нагрівання.

Ключові слова: газові гідрати, блокування трубопроводів, мікрохвильова дія, математичне моделювання, теплообмін

References.

1. Ubeyd, I. M., & Merey, S. (2021). Gas Production from Methane Hydrate Reservoirs in Different Well Configurations: A Case Study in the Conditions of the Black Sea. Energy & Fuels, 35(2), 1281-1296. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c03522.

2. Bazaluk, O., Sai, K., Lozynskyi, V., Petlovanyi, M., & Saik, P. (2021). Research into dissociation zones of gas hydrate deposits with a heterogeneous structure in the Black Sea. Energies, 14(5). https://doi.org/10.3390/en14051345.

3. Ma, X., Sun, Y., Liu, B., Guo, W., Jia, R., Li, B., & Li, S. (2020). Numerical study of depressurization and hot water injection for gas hydrate production in China’s first offshore test site. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 83. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103530.

4. Bulat, A., Bliuss, B., Dreus, A., Liu, B., & Dziuba, S. (2019). Modeling of deep wells thermal modes. Mining of Mineral Deposits, 13(1), 58-65. https://doi.org/10.33271/mining13.01.058.

5. Al-Sharify, Z. T., Lahieb Faisal, M., Hamad, L. B., & Jabbar, H. A. (2020). A review of hydrate formation in oil and gas transition pipes. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 870(1). https://doi.org/10.1088/1757-899X/870/1/012039.

6. Zhang, J., Wang, Z., Liu, S., Zhang, W., Yu, J., & Sun, B. (2019). Prediction of hydrate deposition in pipelines to improve gas transportation efficiency and safety. Applied Energy, 253, 113521. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.113521.

7. Bоndаrenkо, V. I., & Sai, K. S. (2018). Process pattern of heterogeneous gas hydrate deposits dissociation. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, (2), 21-28. https://doi.org/10.29202/nvngu/2018-2/4.

8. Aminnaji, M., Tohidi, B., Burgass, R., & Atilhan, M. (2017). Gas hydrate blockage removal using chemical injection in vertical pipes. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 40, 17-23. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2017.02.003.

9. Liu, Z., Liu, Z., Wang, J., Yang, M., Zhao, J., & Song, Y. (2021). Hydrate blockage observation and removal using depressurization in a fully visual flow loop. Fuel, 294. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.120588.

10. Huot, K., White, M., & Acharya, T. (2019). Natural Gas Hydrates: A Review of Formation, and Prevention/Mitigation in Subsea Pipelines. Advanced Science, Engineering and Medicine, 11(6), 453-464.

11. Khan, S. H., Misra, A. K., Majumder, C. B., & Arora, A. (2020). Hydrate Dissociation Using Microwaves, Radio Frequency, Ultrasonic Radiation, and Plasma Techniques. ChemBioEng Reviews, 7(4), 1-18. https://doi.org/10.1002/cben.202000004.

12. Cao, X., Kozhevnykov, A., Dreus, A., & Liu, B.-C. (2019). Diamond core drilling process using intermittent flushing mode. Arabian Journal of Geosciences, 12(4), 137. https://doi.org/10.1007/s12517-019-4287-2.

13. Liang, Y., Tan, Y., Luo, Y., Zhang, Y., & Li, B. (2020). Progress and challenges on gas production from natural gas hydrate-bearing sediment. Journal of Cleaner Production, 261, 121061. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2020.121061.

14. Indriani, E. (2020). Microwave heating as an alternative lifting method for the heavy oil deposits. Journal of Physics: Conference Series, 1517(1), 012101. https://doi.org/10.1088/1742-6596/1517/1/012101.

15. Wei, N., Pei, J., Li, H., Sun, W., & Xue, J. (2022). Application of in-situ heat generation plugging removal agents in removing gas hydrate: A numerical study. Fuel, 323, 124397. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2022.124397.

16. Bondarenko, V., Sai, K., Prokopenko, K., & Zhuravlov, D. (2018). Thermodynamic and geomechanical processes research in the development of gas hydrate deposits in the conditions of the Black Sea. Mining of Mineral Deposits, 12(2), 104-115. https://doi.org/10.15407/mining12.02.104.

17. Wang, B., Dong, H., Fan, Z., Liu, S., Lv, X., Li, Q., & Zhao, J. (2020). Numerical analysis of microwave stimulation for enhancing energy recovery from depressurized methane hydrate sediments. Applied Energy, 262, 114559. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2020.11455.

18. Fatykhov, M. A., Akchurina, V. A., & Stolpovsky, M. V. (2020). Numerical simulation of a thermodynamic process to decompose gas hydrate in a gas production well using, radiofrequency electromagnetic radiation. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 862, 062075. https://doi.org/10.1088/1757-899X/862/6/062075.

19. Fyk, M., Biletskyi, V., Abbood, M., Al-Sultan, M., Abbood, M., Abdullatif, H., & Shapchenko, Y. (2020). Modeling of the lifting of a heat transfer agent in a geothermal well of a gas condensate deposit. Mining of Mineral Deposits, 14(2), 66-74. https://doi.org/10.33271/mining14.02.066.

20. Jafaripour, M., Sadrameli, S.M., Mousavi, S.A.H.S., & Soleimanpour, S. (2021). Experimental investigation for the thermal management of a coaxial electrical cable system using a form-stable low temperature phase change material. Journal of Energy Storage, 44(B), 103450. https://doi.org/10.1016/j.est.2021.103450.

21. Shi, B., Song, S., Chen, Y., Duan, X., Liao, Q., Fu, S., …, & Gong, J. (2021). Status of Natural Gas Hydrate Flow Assurance Research in China: A Review. Energy Fuels, 35(5), 3611-3658. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c04209.

22. Ruan, X., Li, X.-S., & Xu, C.-G. (2021). A review of numerical research on gas production from natural gas hydrates in China. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 85, 103713. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103713.

23. Dreus, A., Gubin, O., Bondarenko, V., Lysenko, R., & Liu, B. (2021). An approximate approach to estimation of dissociation rate of gas hydrate in porous rock bed. E3S Web of Conferences, 230. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202123001002.

24. Li, P., Zhang, X., & Lu, X. (2019). Three-dimensional Eulerian modeling of gas–liquid–solid flow with gas hydrate dissociation in a vertical pipe. Chemical Engineering Science, 196, 145-165. https://doi.org/10.1016/j.ces.2018.10.053.

25. Yang, H., Liu, X., Yue, J., & Tang, X. (2021). Analysis of factors affecting microwave heating of natural gas hydrate combined with numerical simulation method. Petroleum. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2021.12.003.

26. Wang, B., Zhang, Z., Xing, L., Lao, L., Wei, Z., & Ge, X. (2020). Integrated Dielectric Model for Unconsolidated Porous Media Containing Hydrate. IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing, 59(7), 1-16. https://doi.org/10.1109/TGRS.2020.3017251.

27. Li, M., Fan, S., Su, Y., Xu, F., Li, Y., Lu, M., …, & Yan, K. (2018). The Stefan moving boundary models for the heat-dissociation hydrate with a density difference. Energy, 160, 1124-1132. https://doi.org/10.1016/j.energy.2018.07.101.

28. Sudakov, A., Dreus, A., Sudakova, D., & Khamininch, O. (2018). The study of melting process of the new plugging material at thermomechanical isolation technology of permeable horizons of mine opening. E3S Web of Conferences, 60. https://doi.org/10.1051/e3sconf/20186000027.

29. Li, M., Fan, S., & Xu, F. (2021). Interface coupling model of Stefan phase change during thermal dissociation of natural gas hydrate. International Journal of Heat and Mass Transfer, 175, 121403. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2021.121403.

30. Liu, S., Li, H., Wang, B., & Sun, B. (2022). Accelerating gas production of the depressurization-induced natural gas hydrate by electrical heating. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208(D), 109735. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109735.

• < Попередня
• Наступна >