Développement du système automatisé de contrôle de la température du gazoduc principal

Rapports scientifiques volume 13, Numéro d'article : 3092 (2023) Citer cet article

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Cet article présente les résultats d'une expérience numérique et d'une analyse des champs de température (refroidisseurs de gaz) utilisant des éléments de refroidissement dans le gazoduc de l'étude de cas. Une analyse des champs de température a démontré plusieurs principes pour la formation d'un champ de température, ce qui indique la nécessité de maintenir une température relative pour le pompage du gaz. L’essence de l’expérience était d’installer un nombre illimité d’éléments de refroidissement sur le gazoduc. Le but de cette étude était de déterminer à quelle distance il est possible d'installer des éléments de refroidissement pour le régime optimal de pompage des gaz, en ce qui concerne la synthèse de la loi de contrôle et la détermination de l'emplacement optimal et l'évaluation de l'erreur de contrôle en fonction de l'emplacement du éléments de refroidissement. La technique développée permet d'évaluer l'erreur de régulation du système de contrôle développé.

Dans une économie en croissance rapide, la question de fournir aux consommateurs la quantité nécessaire de matières premières est aiguë. Les principales sources de matières premières sont les hydrocarbures, le gaz naturel et le pétrole. Au cours de leur transformation, divers matériaux et produits pétroliers semblent fournir à la population de la planète les produits de production nécessaires. Avec le développement des régions de l'Extrême-Nord (Russie), il devient nécessaire de rechercher des technologies d'extraction et de transport sur de longues distances de matières premières d'hydrocarbures en présence de divers composés chimiques, comme les paraffines. L'extraction de ces types de matières premières est une tâche plutôt laborieuse. Un autre problème est son transport ultérieur. Les matières premières ne peuvent pas être entièrement transformées sur place. Par conséquent, le produit brut entre dans le pipeline du champ. La présence d'impuretés dans le produit brut a un impact significatif sur la durabilité et la résistance à l'usure du transport par pipeline.

Il est également important de noter que les conditions météorologiques jouent un rôle important dans le processus de transport dans le Grand Nord. Dans les zones où la température annuelle moyenne peut varier de −50 à + 40 degrés Celsius, le pipeline est en outre affecté par les propriétés physiques du métal, dont l'étirement et la compression quotidiens sur les parois du tuyau peuvent entraîner une déformation et une destruction de l'ensemble du pipeline. .

Contrairement au pétrole, si la charge d’hydrocarbures en question est du gaz naturel et que la température augmente, le gaz devient visqueux, ce qui rend difficile son transport plus loin dans le pipeline.

D'une part, pour éliminer ces problèmes, un chauffage automatique (pour le pétrole) et un maintien d'une température prédéterminée (pour le gaz) sur le pipeline ont été développés. Cependant, un tel échauffement du pipeline est de nature locale. Souvent, un élément chauffant est installé dans une certaine partie du pipeline, le chauffant à une valeur élevée. Et puis le réchauffage est appliqué sur une longue distance. Cette méthode de chauffage des canalisations n’est pas rentable car elle consomme beaucoup d’énergie, ce qui augmente le coût du produit.

D’un autre côté, une application alternative consiste à poser le pipeline sous terre. Cette méthode est plus efficace car l’équilibre thermique est maintenu plus longtemps. Mais la mise en œuvre d'une pose souterraine n'est pas toujours possible en raison des zones de pergélisol, ce qui entraîne un affaissement supplémentaire du sol. Depuis longtemps, la méthode de pose du câble chauffant et la méthode de mesure de l'impact thermique sur la canalisation sont connues.

La première étude dans cette direction a commencé avec les travaux du célèbre scientifique pétrolier en géologie pétrolière, Gubkin IM. Dans ses études, il a décrit les méthodes permettant d'influencer le réservoir et le système pompe-compresseur pour extraire le pétrole extra-visqueux du réservoir. Sur la base de sa méthode, des scientifiques du monde entier ont décrit dans leurs articles scientifiques des méthodes alternatives d'impact thermique sur le pipeline pour améliorer les propriétés rhéologiques des matières premières extraites. L'auteur de "Méthodes et algorithmes de calcul (transport de gaz par pipeline)", Sardanashvili SA, a décrit les méthodes de calcul et les algorithmes sous une forme axée sur leur application pratique dans le développement et l'exploitation de systèmes informatiques pour le contrôle de l'expédition du transport de gaz naturel, résolvant des problèmes de conception et de reconstruction de systèmes de transport de gaz. Lurie MV et al., dans une étude intitulée « Modélisation du transport des produits pétroliers et des gazoducs », ont examiné les principaux oléoducs et gazoducs et les méthodes d'influence thermique sur ceux-ci1. Cependant, lors de l'analyse de la littérature, il n'existe pas de méthodes permettant de calculer le régime thermique des parcs de stockage et des stations de pompage.