Спосіб очистки внутрішньої поверхні газопроводу

1. Спосіб очистки внутрішньої поверхні газопроводу з компресорними станціями, що полягає в створенні імпульсного режиму робочого потоку газу шляхом перекриття лінійного крану працюючого газопроводу, причому перепад тиску здійснюють до величини, визначува ної з відповідної умови 32471 жах 200 мкм £ dп £ 500 мкм, причому піну подають при швидкості газового потоку до 4-5 м/с. 2. Спосіб по п. 1, який відрізняється тим, що величина припустимого завантаження газопроводу a лежить у межах 0,5 £ a £ 0,8. 3. Спосіб по п. 1, який відрізняється тим, що реальний час відкривання лінійного крану в 1,4-1,5 разу перевищує штатний час його відчинення, а час перекриття лінійного крану збільшують на величину різниці реального і штатного часу відкривання. 4. Спосіб по п. 1, який відрізняється тим, що кратність утворюваного потоку піни Кп лежить у межах 250 £ Кп £ 400, а дисперсність піни dп лежить у ме 5. Спосіб по п. 1, який відрізняється тим, що потік піни подають і після відчинення лінійного крана при наявності швидкості газового потоку в порожнині ділянки, що очищуєть ся, до 4-5 м/с. 6. Спосіб по п.1, який відрізняється тим, що потік піни подають без повного перекриття лінійного крану при наявності швидкості газового потоку в порожнині ділянки, що очи щуєть ся, до 4-5 м/с _______________________ Винахід відноситься до магістрального газопровідного транспорту, а са ме до очищення магістральних газопроводів високого тиску з компресорними станціями від забруднень внутрішньої порожнини, і може бути використаний в газовій, нафтовій і хі мічній промисловості. де DРкс-2 - перепад тиску в комунікаціях компресорної станції КС=2, розташо ваної за краном по ходу потоку га зу, МПа; L - довжина газопроводу від крана до місця виведення відкладень, м; D - діаметр газопроводу на ді лянці, розташованій за краном по ходу потоку га зу, м; Е - коефі цієнт гідравлічної ефективності газопроводу; Руд - питоме зниження тиску на ділянці довжиною 1 м із діаметром 1 м при коефіцієнті гідравлічної ефективності, рівному 1, час першого перекриття газопроводу визначають по формулі: Вирішення цієї проблеми є надзвичайно важливим, тому що на внутрішній поверхні магістральних газопроводів постійно накопичуються забруднення у вигляді газоконденсату, високомінералізованої води (як правило, у нижніх ді лянках газопроводу) і дрібнодисперсних механічних домішок, що вкупі являють собою корозійнонебезпечне середовище (фактично - це окислені розчини електролітів). Наявність цього середовища також призводить до зниження гідравлічної ефективності газопроводу через протікання електрохі мічних процесів корозії. Останнє може в остаточному підсумку призводити до аварійних си туа цій. Відомий спосіб очищен ня газопроводу з компресорними станціями, що полягає в створенні в газопроводі імпульсного режиму робочого потоку газу за рахунок перепаду тиску, утворюваного періодичним перекриттям працюючого газопроводу за допомогою лінійного крану, і виведення відкладень на ділянці від крана до розташованої за ним по ходу потоку га зу компресорної станції [1]. Недоліком цього способу є недостатня ефективність очищен ня внаслідок відсутності достовірних оціночних параметрів ведення процесу очищення, а саме: перепаду тиску, ча су перекриття, кількості циклів перекриття і припустимого тиску перед лінійним краном, а також неповне видалення всіх забруднень у вн утрішній порожнині ділянки газопроводу, що очи щуєть ся. де Vr - геометричний об'єм газопроводу від крана до компресорної станції КС=2, м; Р0 - тиск газу при нормальних умовах, МПа; qкс-2 - продук тивність компресорної станції КС=2, м 3/с; Sqп - величину відбору га зу споживачами на ділянці газопроводу від крана до компресорної станції КС=2, м 3 /с, час перекриття газопроводу в кожному наступному циклі визначають по формулі: t(n+1) £ (1 + kt n)tn , (c) де n - послідовний номер циклу, n ³ 1; kt - емпіричний коефіцієнт, рівний 0,16; tn - час перекриття в n-му циклі, при цьому кількість n циклів закриття і відкриття крана в процесі очищення визначають із співвідношення Найбільш близьким до запропонованого способу за технічною суттю і за результатом, що досягається, є спосіб очищення газопроводу з компресорними станціями, що полягає в створенні в газопроводі імпульсного режиму робочого потоку газу за рахунок перепаду тиску, утворюваного періодичним перекриттям працюючого газопроводу за допомогою лінійного крана, і виведенні відкладень на ділянці від крану до розташованої за ним по ходу по току га зу компресорної станції, причому перепад тиску здійснюється до величини визначається з відповідної умови: де К1 - емпіричний коефі цієнт, рівний 0,042 (1/км); К2 - емпіричний коефіцієнт, рівний 15 (км); 2 32471 а тиск перед закритим краном підтримують не більше величини, що визначається із співвідношення рішній поверхні газопроводу, після чого відкривають лінійний кран і одночасно припиняють подачу піни, роблять імпульсним пото ком доочистку внутрішньої порожнини газопроводу з залишками забруднень і піни, яку потім руйнують і видаляють разом із відкладеннями наприкінці ділянки, що очищується. Величина припустимого завантаження газопроводу a лежить у межах 0,5 £ a £ 0,8. Реальний час відкривання лінійного крана в 1,4-1,5 раза перевищує шта тний час його відкривання, а час перекриття лінійного крана збільшуєть ся на величину різниці реального і штатного часу відкривання. Кратність утворюваного потоку піни Кп лежить у межах 250 £ Кп £ 400, а дисперсність піни dп лежить у межах 200 мкм £ dп £ 500 мкм, причому піну подають при швидкості газового потоку до 4-5 м/с. Варіанта ми реалізації запропонованого способу є та кі режими: 1) подача до внутрішньої порожнини ділянки, що очищуєть ся, потоку піни після відкривання лінійного крана в тому випадку, якщо швидкість газового потоку в порожнині ділянки, що очищуєть ся, і де знахо диться межа пінного потоку, що переміщується, не перевищує 4-5 м/с; 2) подача до внутрішньої порожнини ділянки, що очищується, пото ку піни без повного перекриття (тобто при частковому перекритті) лінійного крана в тому випадку, якщо швидкість газового потоку в порожнині ділянки, що очищується, і де знахо диться межа пінного потоку, що переміщуєть ся, не переви щує 4-5 м/с. У цьому випадку імпульсний потік створюється за рахунок зміни прохідного перерізу лінійного крана при його перекритті. Слід зазначити, що ви користання даного способу очи щення, тобто використання для очищення порожнини газопроводу імпульсів природного га зу, є обмеженим, тому що че рез високу вибухо- та по жежонебезпечність природного газу створюються небезпечні умови виконання робіт з очищення внутрішньої порожнини газопроводу, що потребує забезпечення спеціальних захо дів безпеки. Тому, щоб уникнути створення аварійних ситуацій, даний спосіб, як і спосіб прототипу, необхідно застосовувати тільки при неповному завантаженні газопроводу, припустима величина якого визначається експериментально з урахуванням реальних умов транспорту га зу. Експериментально встановлено, що значення величини припустимого завантаження газопроводу a із метою запобігання вибухонебезпечних ситуа цій при перекритті газопроводу при реалізації даного способу по винно знаходитися в межах 0,5 £ a £ 0,8. Тому перекриття газопроводу здійснюють при його неповному завантаженні, а величину перепаду тиску DP уд, що входить у відповідну умову, виз начають з урахуванням коригування величини заванта ження газопроводу Р уд шляхом її множення на величину a завантаження газопроводу, тобто 0,5 , де Pмаксраб - максимальний припустимий тиск у газопроводі, МПа; Р’нач - фактичний тиск газу на виході з компресорної станції КС=1 перед закриттям крану, МПа; Р’кр - тиск газу на крані перед його закриттям, МПа; DРкс-1 - ве личина резерву тиску для убе реження компресорів у КС-1, рівна 0,12 МПа, після чого кран відкривають на 50-80% його прохідного перерізу, створюючи на ділянці, розташованій за краном по ходу пото ку газу, швидкісний газовий потік без випуску газу в атмосферу, і виводять відкладення на ділянці від крана до розташованої за ним по ходу потоку га зу компресорної станції [2]. Проте і цей спосіб не забезпечує ефективного і повного очищення внутрішньої поверхні газопроводу внаслідок неврахування цілого ряду чинників процесу транспорту га зу по магістральних газопроводах, як-от: наявності забруднень на внутрішній поверхні газопроводів (їхн ього типу, об'єму); існування припусти мого (опти мального) ступеня завантаження газопроводу, при якому спосіб можна застосовувати; відмінності реального і штатного часу відкривання лінійного крана, а також досягнення неповного очищення і відсутності критеріїв придатності до використання способу. В основу ви нахо ду поставлена задача вдосконалення відомого способу очи щення внутрішньої поверхні газопроводу, реалізованого шляхом створення в газопроводі імпульсного режиму робочого потоку га зу за рахунок перепаду тиску, за допомогою врахування реальних експлуа таційних умов транспорту га зу й оцінки забруднень усередині газопроводу, а також за рахунок засто сування ефективних режимів очищення газопроводу, що призводять до практично повного його очищення. Поставлена задача вирішуєть ся тим, що в способі очищення внутрішньої поверхні газопроводу новим є те, що у внутрішню порожнину на початку ділянки газопроводу, що очи щується, подають протягом визначеного часу потік високократної дрібнодисперсної піни, яка переноситься по газопроводу газовим потоком, здійснюють однократне перекриття газопроводу при його неповному завантаженні і без припинення подачі піни, при цьому величину перепаду тиску DPcp, що входить у відповідну умову, визначають з урахуванням коригування величини питомого зниження тиску Р уд шляхом множення Руд на величину завантаження газопроводу a, а величину ча су перекриття га зопроводу t коригують шляхом вирахування з величини геометричного об'єму ділянки газопрово ду, що очищується, і яка входить у відповідну фор мулу, величини об'єму забруднень порожнини газопроводу на цій же ділянці, що складається із сум величин об'ємів твердих забруднень у порожнині газопроводу, малов'язких скупчень газоконденсату і води, і високов’язких смолистих скуп чень на внут Для скорочення непродуктивних витрат на процес очищення, тобто для скорочення загально 3 32471 го часу очи щення, необхідно провести коригування величини часу перекриття газопроводу. У даному способі це роблять шляхом вирахування з величини Vг геометричного об'єму ділянки газопроводу, що очищуєть ся, розташованої від крана до компресорної станції КС=2, і яка входить до відповідної формули, величини об'єму забруднень порожнини газопрово ду на цій же ділянці Vзагр , тобто вони знахо дяться в малорухомому ви дi, займаючи частину тр уби серпоподiбного перерiзу з максимальною товщиною в нижнiй утворюючiй, що сходить до нуля на кiнцях го ризонтального дiаметру труби. Максимальна товщи на вiдкладень вимiрювалася за допомогою мiрного щупа в непорушеному ста нi скупчень. Вiдiбранi проби в'язкої рiдини на порожнинi газопроводу були пiдданi хi мiчному аналiзу. Метою хi мiчного аналiзу було визначення характеру походження цього виду забруднень у порожнинi труб. Хiмiчний аналiз проводився методами спектрального аналiзу на хi мiчному аналiзаторi SPECORD i по трьох напрямках: вмiст орга нiчних речовин, вмiст мiнеральних солей i вмiст металiв. Крiм того, за допомогою РН-метра визначалася лужнiсть середовища. Пiсля визначення усiх фi зико-хiмiчних ха рактеристик в'язких скупчень (Vсмол), вiдiбраних у рiзний час i в рiзноманiтних точках ви щевказаних газопроводiв, проводився регресивний аналiз, метою якого була оцiнка кореляцiйної залежностi перерахованих фi зико-хiмiчних властивостей вiд вiдстанi мiж компресорною станцiєю газопроводу i поточною вiдстанню уздовж дослiджуваної дiлянки, що очищується, по ходу руху га зу. Як випливає з аналiзу отриманих результатiв, хi мiчний склад речовини залишаєть ся майже постiйним вiд початку дослiджуваної дiлянки i до вiдстанi 20 км траси, де у вiдкладеннях превалюють з'єднання орга нiчного ха ракте ру. При бiльш значних вiдста нях вiд викиду КС (приблизно 30–40 км) вiдсотковий вмiст органiки починає падати. Наявнiсть прева люючого вмiсту органiки в пробах i їх максимальна товщи на на початку дiлянки (пiсля викиду КС) дозволяє зробити висновок про те, що цей тип скупчень потрапляє у трубопровiд з маслом, що переноситься газом по нагнiтачах. Утворене в газопроводi кисле середовище сприяє корозiйним процесам, внаслiдок чого спостерiгається включення металiв. Неорга нiчнi солi утворяться, очевидно, внаслiдок наявностi пилу в газовому потоку. При описi залежностi товщи ни вiдкладень (тобто для оцiнки величини Vсмол) вiд часу i вiдстанi приймалося припущен ня, що максимальна товщи на вiдкладень, як функцiя вiдстанi i часу, носить експоненцiальний характер. Причому зi збiльшенням часу експлуа тацiї газопроводу товщи на вiдкладення зростає, а з вiддаленням вiд КС – зменшуєть ся. Це припущення було цiлком пiдтверджено експериментально. У зв'язку з цим була обрана така математична модель залежностi товщи ни вiдкладень внутрiшньої порожнини газопроводу h (у мм) вiд вiдстанi i часу: h(x, t) = h o e xp (a*xотн + b*tотн), де xотн, t отн – вiдноснi значення лiнiйної координати i часу: xотн = x/L, tотн = t/tе , де L – вiдстань мiж КС (довжина дiлянки газопроводу); tе– перiод експлуата цiї газопроводу; a и b – невiдомi коефi цiєнти, якi пiдлягають визначенню. Vзагр у свою чергу складається з об'єму скупчень у порожнині газопрово ду (Vскопл) і об'єму твердих забруднень Vтв: Vзагр = Vскопл + Vтв. Аналіз складу і фі зичних властивостей скупчень (Vскопл) у внутрішній порожнині газопроводу був ви конаний на підставі фізико-хімічних операцій над пробами, що відбирались з порожнини ділянок газопроводу між КС Тирасполь-КС Березівка (по способу-прототипу), а та кож ділянок газопроводів "Братство", "Союз" і "Уренгой-Помари-Ужгород" на ділянках УНТ "Прикарпаттрансгаз". Проби відбиралися в моменти аварій або врізок на лінійній частині. Крім того, проби рідини відбиралися з конденсатозбірників у моменти їх продування. Очевидно, що отримані якісні результа ти з достатньо високим ступенем досто вірності можна узагальнити на всі газопроводи. За зовнішнім виглядом скупчення в порожнині газопроводів можуть бути розподілені на дві групи: рідкі малов'язкі скупчення, що подаються в основному з газовим конденсатом і водою (Vконд), і високов'язкі смолисті скупчення, що засти гали (Vсмол), тобто Vcкопл = Vсмол + Vконд. Таким чином Vзаг р = Vсмол + Vконд + Vтв, а значення часу перекриття Високов'язкi смолистi скупчення, що застигали, спостерiгалися в порожнинi дослiджуваних газопроводiв на значнiй вiдстанi вiд виходу КС (бiльше 25 км), що дозволяє зробити висновок про їх походження. Аналiз вологостi i вологовмiсту га зiв, що транспортують ся, показує, що цi скупчення випадають на дiлянках траси, де досягається точка роси газу, що перекачуєть ся, по водi i вуглеводнях. У зв'язку з цим до складу ци х скупчень входить газовий конденсат, представлений важкими вуглеводнями, що ви пали з газу, i во да. Пiсля тривалого вiдстою проби спостерiгалася межа подiлу мiж газовим конденсатом i водою. Спiввiдношення мiж конденсатом i водою в рамках проби коливалися в ши роких межах. Вiдносна щiльнiсть цих продук тiв по водi при нормальних умовах коливалася в межах вiд 0,785 до 1,06. Динамiчна в'язкiсть, що ви мiрювалась капiлярним вiскозиметром, колива лась в межах 0,88–1,02 сПа. Високов'язкi скупчення на внутрiшнiй поверхнi трубопроводу, що застигають згодом, являють собою речовину, що схо жа на консистентнi мастила нафтового походження. У трубопроводi При обробцi отриманих експериментальних даних методами регресивного аналiзу вдалося 4 32471 ¨ при зменшеннi швидкостi робочого потоку газу до 2...3 м/с середнє значення Vконд сто совно геометричного об'єму газопроводу складає 18...20%; ¨ при подальшому зниженнi швидкостi потоку газу до 0,7...1,1 м/с Vконд коливається в межах 22...35%; ¨ зсув конденсату зi знижених мiсць на висхiдний вiдрiзок газопроводу вiдбувається при швидкостi газу 5–10 м/с у залежностi вiд перепаду висот. У свою чергу, величина об'єму твердих включень (Vтв), що входить у формулу визначення об'єму забруднень у виразi для оцiнки часу перекриття крана, складає до 0,05 геометричного об'єму газопроводу в залежностi вiд умов його експлуа тацiї. Таким чином, величина об'єму забруднень внутрiшньої порожнини газопроводу (Vзаг р) вносить iстотнi поправки в розрахунковi параметри iмпульсного режиму очищення газопроводу. Неврахування останнiх призводить до зменшення реальної гiдравлiчної ефективностi газопроводу, а також до недостатнього ступеня i збiльшення тривалостi процесу очищен ня, тобто до додаткових енергетичних витрат на процесс очищен ня – як у способi прототипу, так i у пропонованому способi. Ефективнiсть очищення внутрiшньої порожнини газопроводу j визначали експериментально по рiзницi витягнутого об'єму рiдинної фази (газоконденсату i во ди), смолянистих забруднень i дрiбнодисперсних твердих забруднень Vзагр, i початкового об'єму забруднень V0 загр: одержати математичнi моделi для рiзноманiтних газопроводiв: ¨для дiлянки газопроводу КС Березiвка–КС Тирасполь h = 58exp(-6.3 xотн + 0.8 tотн), мм; ¨для дiлянки газопроводу "Братство" h = =46exp(-8.7 xотн + 0.5 t отн), мм; ¨ для дiлянки газопроводу "Союз"h= 21exp х х (-5.7 xотн + 0.6 tотн), мм; ¨для дiлянки газопроводу "Уренгой-Помари-Ужгород" h = 16exp(-4.7 xотн + 0.9 tотн), мм. Спiввiдношення значень ho для вищезазначених га зопроводiв складає 58:46:21:16, що вiдповiдає спiввiдношенням газових втрат олiї з нагнiтачiв вiдповiдно по КС Березiвка – 56, по КС Богородчани – 39, по КС Братство – 21 i по КС Долина – 10, що за 1998 рiк вiдповiдно склали 230.3, 190.3, 85.6 i 65.7. Це пiдтверджує висновок про те, що в'яз кi рiдкi скупчення на початку дiлянок газопроводiв утворяться в основному з масел, що уносяться газом iз нагнiта чiв. Аналiз фiзичних властивостей вiдiбраних проб рiдини показує, що зi збiльшенням вiдстанi вiд КС i часу експлуа тацiї газопроводу щiльнiсть i структур на в'язкiсть зростають, а показник тиксотропностi зменшується. При цьому збiльшення вiдстанi вiд КС у ве ликiй мiрi призводить до збiльшення щiльностi i структур ної в'язкостi, нiж збiльшення часу експлуата цiї. Неньютонiвськi реологiчнi властивостi скупчень рiдини в порожнинi трубопроводу потребують корекцiї умов i режиму очищення порожнини газопроводу, що потрiбно врахо вувати при плануваннi профiлактичних очисток. Крiм того, кисле середовище, утворюване рiдкими скупченнями в порожнинi газопроводу, призводить до пiдви щення активностi корозiйних процесiв на внутрiшнiй поверхнi стiнок труб, особливо на початкових дi лянках газопроводу. Це дуже небезпечнi i вкрай небажанi наслiдки забруднень. Для визначення загальної величини об'єму смолистих скуп чень на внутрiшнiй поверхнi конкретної дiлянки газопроводу Vсмол необхiдно обчислити подвiйний iнтеграл для вираження h = h (x, t) у межах змiни для x вiд 0 до L i для заданого часу експлуа тацiї дiлянки t, i отриманий результат помножити на довжину вн утрiшнього кола перерiзу газопроводу, тобто на pD, то му що цей тип скупчень розподiлений по всiй довжинi i перерiзу на внутрiшнiй поверхнi газопрово ду. Орiєнтовне значення Vконд, що входить у формулу для об'єму забруднень, визначається по такiй вiдомiй залежностi: Vконд = b * q * DT, де b – коефi цiєнт iнтенсивностi iзобаричної конденсацiї, що виз начається по вiдомiй графiчнiй залежностi, г/(м 3 0С); q – об'єм газу, що транспортується по аналiзованiй дiлянцi газопроводу, млн м 3/добу; DТ – рiзниця мiж розрахун ковим значенням температури точки роси важких вуглеводнiв наприкiнцi дiлянки i фактичної температури газу, що транспортуєть ся, оС. Особливо слiд обговорити створення всерединi порожнини газопроводу пiноподiбного потоку, за рахунок якого в сполученнi з наступною iмпульсною подачею газу пiсля вiдкривання лiнiйного крана пiдвищуєть ся ступiнь очищення газопроводу. Вiдомо застосування очищення внутрiшньої порожнини газопроводiв вiд забруднень за допомогою створення високократних пiн [3]. Вiдмiннiсть запропонованого способу вiд вiдомого полягає в застосуваннi ефективних параметрiв високократних пiн, визначених експериментально й у сполученнi з iмпульсним циклiчним впливом газового потоку. Так, основними характеристи ками пiни є її кратнiсть i дисперснiсть. Пiд кратнiстю розумiють спiввiдношення об'ємiв пiни i пiноутворюючого розчину: K = Vп/Vж . Кратнiсть утворюваного потоку пiни Кп при реалiзацiї запропонованого способу ле жить у межах 250 £ Кп £ 400, а дисперснiсть пiни dп лежить у межах 200 мкм £ £ d п £ 500мкм. Кратнiсть пiни К вимiрювали ваговим i кондуктометричним засобом, дисперснiсть – мiкрофотографуванням. Як виявилося, саме вище зазначенi мiж експериментально визначених ве личин Кп i dп виявилися найбiльше ефективними при попередньому пiнному очищеннi аналiзованої дiлянки газопроводу, то му що дозволили досягти високого ступеня пiнного очищення в дослiджуваному способi ( j = =0,85–0,87). Для оцiнки слушностi визначення Vконд доцiльно користуватися дослiдними даними, що врахо вують рельєф мiсцевостi (зниження траси), якот: 5 32471 Спосiб пiнного очищен ня газопроводiв не є новим. У вiдомому способi пiнного очищення [3] вказують ся такi параметри пiноутворення: Кп = =100–1000 (занадто ши рока область варiацiї кратностi, притому без конкретизацiї що до використовуваного способу очи щення й умов транспорту газу), швидкiсть пiнного потоку 0,5–4 м/с. До того ж у цьому способi очищен ня тривалiсть очищення визначається часом проходження потоку пiни до кiнця дiлянки, що очищуєть ся, i яка цiлком перекривається на час пiнного очищення, при цьому повне очищення дiлянки не досягається (j £ 0,80). Вiдмiннiсть запропонованого способу вiд вiдомих способiв (попереднє пiнне очищення i наступна доочистка шляхом iмпульсної подачi газового швидкiсного потоку в порожнину га зопроводу, що очищуєть ся) полягає у використаннi їх комбiнацiї в строго визначенiй послiдовностi. При цьому параметри використовуваних у запропонованому способi режимiв очищення врахо вують реальнi умови процесу транспорту газу по магiстральному газопроводу. Нами теоретично встановлено й експериментально пiдтверджено, що просте сполучення в даному способi цих вi домих засобiв (пiнне очищення з вiдомими параметрами + багатократний iмпульсний вплив на внутрiшню порожнину дiлянки, що очищується, або їхня обернена комбiнацiя, а також їхнє роздiльне використання) без повного врахування реальних умов транспорту газу, включаючи види й об'єми забруднень, а також без визначення найбiльш ефективних i встановлюваних експериментально параметрiв пiнного очищення, сприяє неповному очищенню газопроводiв. Це призводить, зокрема, до зниження гiдравлiчної ефективностi очи щеної вiдомими способами дiлянки газопроводу. У запропонованому способi, на вiдмiну вiд вiдомого способу пiнного очищення, для очищення внутрiшньої порожнини дiлянки газопроводу, що очищується, на її початку безупинним потоком подають пiну з опти мальними значеннями кратностi i дисперсностi, причому як до, так i пiсля перекриття лiнiйного крана. Пiна у виглядi суцiльного потоку визначеної довжини пересувається по трубi з оптимальною швидкiстю (до 4–5 м/с), що забезпечує контакт iз забрудненнями трьох вищевказаних видiв у порожнинi газопроводу. За рахунок використання попереднього впливу пото ком пiни на забруднення i скупчення в порожнинi газопрово ду ефект попереднього пiнного очищення досягається за рахунок таких чинникiв: зниження мiжфазної енергiї на межi подiлу фаз, що емульгуюють дiї пiн на газоконденсат, фло тацiї пилу, усмоктування рiдин i твердих часток забруднень у помiжплiнковий простiр в результатi капiлярних ефектiв. Цi чинники призводять також i до вiддiлення часток забруднювачiв вiд вн утрiшньої поверхнi газопроводу, якi надалi пiддаються завдяки пiнному потоку колоїдно-хiмiчним перетворенням (емульгування, солюбiлiзацiя тощо). Пiсля того, як потiк пiни прохо див визначену довжину вiд початку дiлянки, що очи щується (варiант – аж до її кiнця), перекривали лiнiйний кран, причому без припинення подачi пiни – за допомогою продування газу че рез байпасний кран лiнiї, що живиться вiд основної дiлянки. Лiнiйний кран вiдкривали (з одночасним перекриттям або без перекриття байпасного крану – при досягненнi оптимальної швидкостi га зу для перемiщення пiни) через промiжок часу, визначений по вищескорегованiй формулi, причому тодi, коли передня межа пiнного пото ку ще не досягла кiнця дiлянки, що очищується, тобто з розрахун ку проходження залишку шляху пiни при швидкостi потоку в газопроводi на початку залишку шляху не бiльше 4–5 м/с. Наступний однократний вплив потоком газу на попередньо очищену потоком пiни дiлянку газопроводу внаслiдок iмпульсного ха рактеру вп ливу сп рияв "фiнiшному" очищенню порожнини газопроводу. Дiйсно, пото ком газу остаточно витiснялись залишки рiдкофазних, дрiбнодисперсних i (що особливо важливо з погляду збiльшення гiдравлiчної ефективностi) високосмолянистих забруднень iз внутрiшньої порожнини газопроводу, що частково залишилися пiсля попереднього пiнного очищення. Крiм того, перепад тискiв при iмпульсному вп ливi робив "потрушуючий" вп лив на залишки забруднень на внутрiшнiй порожнинi, сприяючи їх остаточному вiддiленню вiд внутрiшньої поверхнi газопроводу. То му "на вихо дi" досягався дуже високий ступiнь очищен ня (до 0,96), яке можна вважати практично повним. Незруйнованi залишки пiни руйнувалися (iз використанням пiноруйнувачiв, фто ропластових фiльтрiв, встановлених у перерiзi газопроводу, або за допомогою абсорбера, у який подавали метанол або дiетиленглiколь). Цi залишки згодом вiддалилися з газопроводу разом iз забрудненнями наприкiнцi дiлянки, що очищується, i виносили їх iз газопроводу в пiдготовлену ємкiсть. Очище ний вiд залишкiв пiни газ знову по давався до газопроводу. У способi прототипу (чо тирьохциклове iмпульсне очищення) в основному вiдбувалося видалення з порожнини газопроводу, що очищуєть ся, основної частки води, вуглеводневого газоконденсату, твердих компонентiв i частково масляних забруднень. Причому експериментально визначений ступiнь очищення у способi прото типу пiсля першого циклу склав 0,70–0,73, пiсля четвертого – 0,75–0,77, що є вiдносно задовiльним результатом. При використаннi вiдомого пiнного способу однократного очищен ня з перекриттям лiнiйного крану, але при зазначених у формулi запропонованого ви нахо ду оп тимальних значеннях параметрiв пiноутворення i при швидкостi перемiщення потоку 4–5 м/с, ступiнь очищен ня досяг 0,80. При використаннi запропонованого способу, тобто пiсля попереднього пiнного очищення з використанням оптимальних параметрiв i однократного iмпульсного впливу, ступiнь очищення склав 0,94–0,96, тобто виявився в се редньому на 25% ви ще в по рiвняннi iз способом прототипу (чо тириразове очищен ня) i на 12% вище в порiвняннi з вiдомим способом попереднього пiнного очищення. Таким чином, запропонований спосiб є бiльш ефективним в порiвняннi з вiдомими способами, забезпечуючи практично повне очищення, до того ж вiн врахо вує реальнi умови транспорту газу. Для одержання пiни iз означеними параметрами, одночасно з вiдкриттям лiнiйного крана на форсун ку пiногенератора подавали пiноутворюю 6 32471 чий розчин, який потоком газу при визначенiй шкидкостi роздувався на пакет пiноге нераторних сiток, виконаних iз заданим ступенем перфо рацiї. Варiацiєю швидкостi подачi розчину, ступеня перфо рацiї сiток, фiзико-хiмiчних властивостей i тиску пiноутворюючого розчину досягали необхiднi оптимальнi параметри пiноутво рення. У пiногенераторнiй областi пiсля проходження сiток утворювався потiк в'язкопружної високократної пiни, що закачувався у внутрiшню порожнину дiлянки газопроводу, розташова ної вiдразу за лiнiйним краном по ходу потоку газу. Пiноутворюючий розчин мiстив рiзноманiтне спiввiдношення компонентiв, зокрема при використаннi вихiдного розчину в спiввiдношеннi iнгiбiтор-ПАР (% мас.) 10%:90%, на вихо дi з пiногенератора одержували такi пiноутворюючi властивостi композицiї: стiйкiсть пiни через 5 хв. складала 0,85, висота 1%розчину пiни – 65 см. Для очищення рiзноманiтних дiаметрiв газопроводiв використовувалися в залежностi вiд дiаметра i довжини дiлянки газопроводу, що очи щується, пiногенератори з продуктивнiстю вiд 1,000 до 15,000 л/с. Оптимальна для реалiзацiї запропонованого способу кратнiсть утворюваного потоку пiни Кп лежить у межах 250 £ Кп £ 400, а дисперснiсть пiни dп лежить у межах 200 мкм £ dп £ 500 мкм, причому пiну подають при швидкостi газово го потоку до 4–5 м/с. Параметри процесу очищення визначали експериментально при реалiзацiї всiх перерахованих вище ва рiантiв реалiзацiї даного способу, тобто з урахуванням спiльної дiї iмпульсного газового i пiнного потокiв. При реалiзацiї як способу прототипу, так i даного способу, необхiдно врахо вувати, що на величину iмпульсу потоку газу впливає також швидкiсть вiдкривання лiнiйного крана. Занадто швидке вiдкривання може викликати руйнiвний iмпульс, а повiльне – не дасть необхiдного ефекту очищення. Тому експериментально вста новлено, що реальний час вiдкривання лiнiйного крана при реалiзацiї даного способу в 1,4...1,5 раза перевищує штатний час його вiдчинення. Варiанта ми реалiзацiї запропонованого способу є та кi режими: 1) подача до внутрiшньої порожнини дiлянки, що очищуєть ся, потоку пiни пiсля вiдкривання лiнiйного крана в тому випадку, якщо швидкiсть газового потоку в порожнинi дiлянки, що очищуєть ся, i де знахо диться межа пiнного потоку, що перемiщається, не перевищує 4–5 м/с; 2) подача до внутрiшньої порожнини дiлянки, що очищується, пото ку пiни без повного перекриття (тобто при частковому перекриттi) лiнiйного крана в тому випадку, якщо швидкiсть газового потоку в порожнинi дiлянки, що очищується, i де знахо диться межа пiнного потоку, що перемiщуєть ся, не перевищує 4–5 м/с. В другому випадку потрiбна величина iмпульсу га зового потоку створюється за рахунок змiни площi перерiзу дiлянки газопроводу в мiсцi розташування лiнiйного крана внаслiдок часткового перекриття останнього. При швидкостi потоку бiльше 5 м/с спостерiгається послаблення ефекту очищення внаслiдок руйнування пiнного потоку. Окремою проблемою є визначення критерiїв застосування даного способу очищен ня газопроводу. Крiм обов'язкової умови неповного завантаження газопроводу, спосiб доцiльно застосовувати на: 1) дiлянках газопроводiв, що не мають камер запуску i прийому поршнiв, iз установленою нерiвнопрохiдною арматурою; 2) дiлянках, де не доцiльно, або не можна вста новлювати уловлювачi забруднень типу УЗГ з причин трудомiсткостi їх встановлення, близькостi до населених пунктiв, лiсових i сiльськогосподарських угiдь та iн.; 3) спосiб також доцiльно сполучати з використанням уже встановлених уловлювачiв типу УЗГ при наявностi на трасах га зопроводу знижених мiсць рельєфу, звiдки утруднений винос конденсату й iнши х забруднень. Винахiд здiйснюється таким чином. Запропонований спосiб очищення газопроводу був здiйснений, як i в способi прототипу, на дiлянцi мiж компресорними станцiями КС Березiвка – КС Тираспiль. Протяжнiсть дiлянки складала 105,7 км. Лiнiйний кран був розташова ний на вiдстанi 50 км вiд КС Березiвка по ходу пото ку газу. Дiаметр газопроводу ста новив 820 мм, гiдравлiчна ефективнiсть – 70%. Найбiльш припустимий ступiнь завантаження газопроводу, визначений експериментально, склав a = 0,8. Перепад тиску в комунiкацiї компресорної станцiї КС Тирасполь склав 0,145 МПа, вiдстань вiд крана до КС Тирасполь (довжина дiлянки газопроводу, що очищується) склала 55,7 км. До внутрiшньої порожнини на початку дiлянки газопроводу, що очищується, подавали протягом визначеного часу потiк високократної дрiбнодисперсної пiни, що переносилась по газопроводу газовим пото ком, попередньо знизивши швидкiсть потоку в га зопроводi на початку дiлянки, що очищується, до 4–5 м/с. Кратнiсть утворюваного потоку пiни Кп склала Кп = 350, а дисперснiсть пiни dп = = 450 мкм. Пiноутворюючий розчин мiстив таке спiввiдношення компонентiв при використаннi вихiдного розчину в спiввiдношеннi iнгiбiтор-ПАР (% мас.) 10%:90%. На вихо дi з пiногенератора одержували такi пiноутворюючi властивостi композицiї: стiйкiсть пiни через 5 хв. складала 0,85, висота 1%-розчину пiни – 65 см. Пiсля цього перекривали лiнiйний кран. При закриттi крану перепад тиску при максимально припусти мому ступенi завантаження газопроводу a = 0,8 досяг величини Пiд час перекриття лiнiйного крана продовжували подачу пiни до порожнини газопроводу шляхом використання байпасного крана i вiдгалуження вiд магiстрального газопроводу, тобто при використаннi цього ж газу. Скоригований час перекриття крана визначали по формулi: 7 32471 ся значеннями Рmaxкр (у дiапазонi вiд 10% до 100% вiд величини Рmaxкр) i площею прохiдного перерiзу лiнiйного крана, пiсля крана на найближчiй дiлянцi досягла 25 м/с i через 15 км знизилася до 5 м/с. Залишки пiни руйнували i видаляли разом iз вiдкладеннями наприкiнцi дiлянки, що очищується. Пiд час очищення забруднення i залишки пiни виносились у спецiальнi ємкостi, а також конденсатоуловлювачi i пилоуловлювачi КС Ти располь. В результатi практично повного очищення дiлянки газопроводу (j=0,96) у запропонованому способi пiдвищи лася гiдравлiчна ефективнiсть газопроводу, i суттєво збiльшився об'єм транспорту газу по газопроводу. Перевагою даного способу є практично повне очищення газопроводу без припинення процесу транспорту га зу. Проводиться вона одноразово i без ви пуску га зу в атмосферу через свiчнi вiдводи. До того ж досягається бiльш високий ступiнь очищення в порiвняннi з вiдомими способами очищен ня. Джерела iнформацiї: 1. Авторське свiдоцтво СРСР № 578130, кл. B 08 B 9/06, 1976. 2. Патент України № 16390, кл. B 08 B 9/06, 1997. 3. Гончаров В.Н. Реализация пенного способа очистки газопровода//Газовая промышленность, 1989. – № 10. – С. 38–39. де Vr = (pD2/4)*L = (p*0,82/42)*55,7*103 = =29,42*103 м 3; qкс-2 = 138,84 м 3/с; Sqn = 84 м 3/с; Dtoл.к. – рiзниця мiж реальним i штатним часом вiдкривання крана, що склала в середньому 55 с. Максимальний тиск перед закритим краном, також як i в способi прототипу, пiдтримують не бiльше величини, обумовленої з вiдомого спiввiдношення 0,5 Пiсля витримки протягом вищевказаного промiжку часу t кран повнiстю вiкривали з одночасним припиненням подачi пiни. Реальний час вiдкривання лiнiйного крана в 1,4–1,5 рази перевищував штатний час його вiдкривання, а розрахунковий час перекриття лiнiйного крана збiльшували на величину рiзницi реального i штатного часу вiдкривання (в середньому на 55 с). В результатi вiдкривання крану одержували iмпульсний потiк, яким роблять доочистку внутрiшньої порожнини газопроводу з залишками забруднень i пiни. Швидкiсть потоку га зу, що варiюєть Тираж 50 екз. Відкрите акціонерне товариство «Патент» Україна, 88000, м. Ужгород, вул. Гагаріна, 101 (03122) 3 – 72 – 89 (03122) 2 – 57 – 03 8 32471 Руд L Р уд L Ркрмакс [( Ррабмакс)2 – (Рнач2 – Ркр2 + Ркс-1)]0,5 = (5,52 – 4,42 + 3,82 – 0,12)0,5 = 5,02 МПа. 9