RU2818522C1 - Method of cleaning gas pipeline from hydrate deposits - Google Patents
Method of cleaning gas pipeline from hydrate deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2818522C1 RU2818522C1 RU2023131378A RU2023131378A RU2818522C1 RU 2818522 C1 RU2818522 C1 RU 2818522C1 RU 2023131378 A RU2023131378 A RU 2023131378A RU 2023131378 A RU2023131378 A RU 2023131378A RU 2818522 C1 RU2818522 C1 RU 2818522C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- hydrate
- hydrate deposits
- gas pipeline
- deposits
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 103
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 19
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 15
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical group C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- -1 ice hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000013383 initial experiment Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012932 thermodynamic analysis Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области транспортировки газа в газопроводах, а именно к способам очистки газопровода от гидратных отложений, образующихся при транспортировке газа, и может использовано в газопроводах, работающих при низких температурах в северных широтах.The invention relates to the field of gas transportation in gas pipelines, namely to methods for cleaning a gas pipeline from hydrate deposits formed during gas transportation, and can be used in gas pipelines operating at low temperatures in northern latitudes.
Одним из серьезных технологических осложнений, особенно при низких температурах в северных широтах, возникающих в газопроводах при транспортировке природного газа, является образование газовых гидратов. Для предотвращения гидратообразования обычно используют традиционные методы, например, подогрев газа или подачу ингибитора гидратообразования (метанола), что приводит к значительным операционным затратам. Кроме того, подогрев газа довольно трудоемок в реализации. В то же время в некоторых случаях для уменьшения остроты проблемы гидратообразования вполне достаточно проведения оптимизации технологического процесса. One of the serious technological complications, especially at low temperatures in northern latitudes that arise in gas pipelines during the transportation of natural gas, is the formation of gas hydrates. To prevent hydrate formation, traditional methods are usually used, for example, heating the gas or supplying a hydrate inhibitor (methanol), which leads to significant operating costs. In addition, heating gas is quite labor-intensive to implement. At the same time, in some cases, to reduce the severity of the problem of hydrate formation, optimization of the technological process is quite sufficient.
Для образования гидратов необходимо одновременное выполнение трех условий: наличие воды в газе, достаточно низкая температура и давление газа. При этом следует учитывать, что в определенных случаях пары воды из газа непосредственно конденсируются в газовые гидраты, минуя жидкую водную фазу [1]. Поэтому нужно различать температуру точки росы осушенного газа по гидратам (ТТРг) и температуру точки росы газа по жидкой воде (ТТРв). Для достаточно осушенного газа в газопроводе значение ТТРг выше значения ТТРв на несколько градусов Цельсия [1].For the formation of hydrates, three conditions must be simultaneously met: the presence of water in the gas, a sufficiently low temperature and gas pressure. It should be taken into account that in certain cases, water vapor from gas directly condenses into gas hydrates, bypassing the liquid aqueous phase [1]. Therefore, it is necessary to distinguish between the dew point temperature of dried gas for hydrates (DTP g ) and the dew point temperature of gas for liquid water (DTP v ). For a sufficiently dried gas in a gas pipeline, the value of TTR g is higher than the value of TTR b by several degrees Celsius [1].
Проанализируем каждое из трех вышеуказанных условий.Let's analyze each of the three above conditions.
Вода в газопроводе может появиться по нескольким технологическим причинам: остаться после проведения гидроиспытаний, попасть из магистрального газопровода при пропуске очистного поршня (когда перед поршнем скапливается вода, попадающая в газопровод в месте врезки) или же сконденсироваться в газопроводе из-за понижения температуры газа ниже ТТРв. Способы предупреждения первых двух причин достаточно ясны - необходимо соблюдение требований СТО ГП 2-3.5-354-2009, [2] и перекрытие крана в начале газопровода (на нулевом километре).Water can appear in a gas pipeline for several technological reasons: remain after hydrotesting, get out of the main gas pipeline when a cleaning piston is passed (when water accumulates in front of the piston and enters the gas pipeline at the insertion point), or condenses in the gas pipeline due to a decrease in gas temperature below the TTP V . The ways to prevent the first two reasons are quite clear - it is necessary to comply with the requirements of STO GP 2-3.5-354-2009, [2] and shut off the tap at the beginning of the gas pipeline (at the zero kilometer).
Подробнее рассмотрим процесс конденсации воды в газопроводе при понижении температуры газа ниже ТТР, когда это обусловлено контактом газа с холодными стенками газопровода, а также редуцированием потока газа. Из литературных источников [3] известно, что термобарические зоны возможного разложения гидрата метана на фазы газ/лед и газ/переохлажденная вода при сбрасывании давления до значений 0,1 МПа и температуре меньше 0°С. При переводе системы из области стабильности гидрата метана и наличии примеси льда в гидрате поверхностное разложение гидрата метана в начальный момент все равно должно проходить через стадию переохлажденной воды, которая при этом начинает одновременно кристаллизоваться в лед. Переохлажденная вода в данном случае реализуется как динамическая прослойка между гидратом и льдом, при этом скорость процесса разложения гидрата постепенно падает, а водная прослойка утончается и исчезает (наступает стадия разложения гидрата). Следует подчеркнуть, что в первоначальных экспериментах по эффекту разложения метана в системе всегда присутствовало некоторое количество льда.Let us consider in more detail the process of water condensation in a gas pipeline when the gas temperature drops below the TTP, when this is due to the contact of the gas with the cold walls of the gas pipeline, as well as a reduction in the gas flow. From literary sources [3] it is known that thermobaric zones of possible decomposition of methane hydrate into gas/ice and gas/supercooled water phases when the pressure is reduced to 0.1 MPa and a temperature below 0°C. When the system is transferred from the region of stability of methane hydrate and the presence of an ice impurity in the hydrate, the surface decomposition of methane hydrate at the initial moment must still pass through the stage of supercooled water, which at the same time begins to crystallize into ice. Supercooled water in this case is realized as a dynamic layer between the hydrate and ice, while the rate of hydrate decomposition process gradually decreases, and the water layer thins and disappears (the stage of hydrate decomposition begins). It should be emphasized that in the initial experiments on the effect of methane decomposition, some amount of ice was always present in the system.
Проведенный термодинамический анализ поверхностного разложения гидратов показывает, что имеются возможности управлять процессом разложения и переходом его на стадию разложения.The thermodynamic analysis of the surface decomposition of hydrates shows that it is possible to control the decomposition process and its transition to the decomposition stage.
Прежде всего, управляющим параметром является давление газа. При сбросе давления до определенных значений можно добиться появления на поверхности разлагающегося гидрата и переохлажденной воды.First of all, the control parameter is gas pressure . When the pressure is released to certain values, decomposing hydrate and supercooled water can appear on the surface.
Следующим управляющим параметром для эффекта разложения является температура (точнее, динамика изменения температуры в ходе эксперимента). Поверхностного разложения гидратов можно добиться повышением температуры, пересекая последовательно линии трехфазных равновесий «газ - гексагональный лед - гидрат» и «газ - переохлажденная вода - гидрат». При пересечении линии «газ - переохлажденная вода - гидрат» становится возможным разложение гидрата на переохлажденную воду. Для реализации самоконсервации требуется еще кристаллизация этой воды в оптимальных условиях. Так, при малой движущей силе процесса кристаллизацию переохлажденной воды можно ускорить, например, посредством обратного охлаждения системы, а также комбинацией охлаждения и сбрасывания давления.The next controlling parameter for the decomposition effect is temperature (more precisely, the dynamics of temperature changes during the experiment). Surface decomposition of hydrates can be achieved by increasing the temperature, crossing successively the lines of three-phase equilibrium “gas - hexagonal ice - hydrate” and “gas - supercooled water - hydrate”. When crossing the line “gas - supercooled water - hydrate”, it becomes possible for the hydrate to decompose into supercooled water. To realize self-preservation, crystallization of this water under optimal conditions is also required. Thus, when the driving force of the process is low, the crystallization of supercooled water can be accelerated, for example, by recooling the system, as well as a combination of cooling and depressurization.
Наличие примеси льда в гидрате также позволяет управлять процессом разложения гидрата и переходом его на стадию разложения, поскольку лед вызывает кристаллизацию переохлажденной воды.The presence of ice impurities in the hydrate also makes it possible to control the process of hydrate decomposition and its transition to the decomposition stage, because ice causes supercooled water to crystallize.
Таким образом, принципиально возможно подбирать технологические приемы консервации для любого газового гидрата.Thus, it is fundamentally possible to select conservation techniques for any gas hydrate.
В соответствии с СТО Газпром 2-2.1-249-2008 [4] заглубление трубопроводов до верха трубы при условном диаметре менее 1000 мм надлежит принимать не менее 0,8 м. Во многих случаях заглубление трубопровода фактически и составляет ~0,8 м. При таком заглублении низкая температура стенок газопровода в холодное время года обусловлена промерзанием грунта. В соответствии с [2] глубина промерзания грунта для большей части территории России составляет 0,8 м и более. Таким образом, в зимний период практически повсеместно температура стенки газопровода имеет отрицательные (по Цельсию) значения. Если по какой-либо причине глубина заложения газопровода окажется меньше проектной, это может создать благоприятные условия для образования гидратов, что обусловливает необходимость контроля глубины залегания газопроводов.In accordance with STO Gazprom 2-2.1-249-2008 [4], the depth of pipelines to the top of the pipe with a nominal diameter of less than 1000 mm should be taken to be at least 0.8 m. In many cases, the depth of the pipeline is actually ~0.8 m. In such a depth, the low temperature of the walls of the gas pipeline in the cold season is due to soil freezing. In accordance with [2], the depth of soil freezing for most of the territory of Russia is 0.8 m or more. Thus, in winter, almost everywhere the temperature of the gas pipeline wall has negative (Celsius) values. If for any reason the depth of the gas pipeline turns out to be less than the design depth, this may create favorable conditions for the formation of hydrates, which necessitates the need to control the depth of the gas pipelines.
Сильное охлаждение стенки газопроводов в зимнее время года имеет место на участках воздушных переходов. На стенках охлажденного трубопровода может начаться конденсация воды как в жидкой фазе, так и в виде газогидратов (иногда льда или льдогидратов) в зависимости от соотношения температуры внутренней стенки трубы, давления и ТТРв природного газа. Аналогичное явление имеет место на территории газораспределительной станции (ГРС), если газопровод выполнен в надземном исполнении и не имеет обогрева - обслуживающий персонал ГРС неоднократно фиксировал наличие гидратов на внутренней стенке газопровода, например, образовавшиеся гидраты обнаруживались при демонтаже газового счетчика, расположенного со стороны высокого давления, причем они покрывали весь внутренний периметр трубы.Strong cooling of the walls of gas pipelines in the winter season occurs in sections of air crossings. On the walls of a cooled pipeline, condensation of water may begin, both in the liquid phase and in the form of gas hydrates (sometimes ice or ice hydrates), depending on the ratio of the temperature of the inner wall of the pipe, pressure and TTP in natural gas. A similar phenomenon occurs on the territory of a gas distribution station (GDS), if the gas pipeline is constructed above ground and is not heated - GDS service personnel have repeatedly recorded the presence of hydrates on the inner wall of the gas pipeline, for example, the formed hydrates were discovered when dismantling the gas meter located on the high pressure side , and they covered the entire internal perimeter of the pipe.
В рассматриваемых случаях реализуется следующий механизм появления и накопления воды (водной фазы) в газопроводе. В зимнее время на участках уменьшения глубины залегания газопровода (в местах промерзания грунта) или воздушного перехода температура стенки газопровода понижается, и на внутренней поверхности трубы начинают образовываться газовые гидраты. При подаче метанола они разлагаются, а водометанольный раствор (ВМР) стекает в низкие места трассы газопровода, где и скапливается. Если образовавшиеся гидраты привели к значительному перекрытию сечения газопровода и, соответственно, появлению перепада давления, подачу метанола осуществляют в экстренном порядке. При образовании небольшого количества гидратов перепад давления не регистрируется. В этом случае подача метанола проводится в соответствии с графиком профилактической заливки, и образовавшиеся гидраты разлагаются метанолом. Однако на параметры работы газопровода это практически не влияет, т.е. гидраты остаются необнаруженными. При дальнейшей работе газопровода из скопившегося на пониженном участке трассы ВМР будет испаряться преимущественно метанол, и в результате в жидкой фазе останется вода (точнее, водный раствор с незначительной концентрацией метанола). В зависимости от дальнейшего температурного режима газопровода скопившаяся вода либо «загидратится» (при достаточно низкой температуре газа), либо будет продолжать испаряться в газовую фазу. При этом повышается ТТРв газа, поэтому далее по трассе при определенном термобарическом режиме газопровода не исключается процесс отложения гидратов, вплоть до формирования сплошной гидратной пробки и возникновения аварийной ситуации. In the cases under consideration, the following mechanism of the appearance and accumulation of water (aqueous phase) in the gas pipeline is realized. In winter, in areas where the depth of the gas pipeline decreases (in places where the soil freezes) or in the air passage, the temperature of the gas pipeline wall decreases, and gas hydrates begin to form on the inner surface of the pipe. When methanol is supplied, they decompose, and the water-methanol solution (WMS) flows to low places in the gas pipeline route, where it accumulates. If the formed hydrates lead to a significant blockage of the gas pipeline cross-section and, accordingly, the appearance of a pressure drop, methanol is supplied on an emergency basis. When a small amount of hydrates is formed, the pressure drop is not recorded. In this case, methanol is supplied in accordance with the preventive filling schedule, and the resulting hydrates are decomposed by methanol. However, this practically does not affect the operating parameters of the gas pipeline, i.e. hydrates remain undetected. During further operation of the gas pipeline, predominantly methanol will evaporate from the VMR accumulated in the lower section of the route, and as a result, water will remain in the liquid phase (more precisely, an aqueous solution with an insignificant concentration of methanol). Depending on the further temperature regime of the gas pipeline, the accumulated water will either “hydrate” (at a sufficiently low gas temperature) or will continue to evaporate into the gas phase. At the same time, the thermal expansion of the gas increases, so further along the route at a certain thermobaric regime of the gas pipeline, the process of hydrate deposition is not excluded, up to the formation of a continuous hydrate plug and the occurrence of an emergency situation.
Известен способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине [5]. При осуществлении способа локализуют зоны отложения в разрезе скважины, оценивают текущие значения устьевого давления и дебита, осуществляют акустическое воздействие на отложения скважинным акустическим излучателем, генерирующим ультразвуковые волны с частотой 15-100 кГц и интенсивностью 0,2-5 Вт/см2, причем в малодебитных скважинах ультразвуковое воздействие осуществляют непосредственно при истечении добываемого флюида, а в остановленных скважинах одновременно со спуском излучателя производят закачку добываемого флюида, либо смеси его с метанолом, в соотношении от 1:0,005 до 1:500, до уровня, при котором заливаемая жидкость начинает вытекать из устья скважины, а также тем, что время на каждой точке ультразвукового воздействия составляет от 15 с до 5 ч. Недостатком данного способа является невозможность удаления ледяных и газогидратных отложений в газопроводах. Особенно данный способ неэффективен, а также мало надежен при движении природного газа в газопроводах, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах.There is a known method for eliminating hydrate, gas hydrate and hydrate-hydrocarbon deposits in a well [5] . When implementing the method, depositional zones are localized in the well section, the current values of wellhead pressure and flow rate are assessed, and acoustic influence on deposits is carried out using a downhole acoustic emitter generating ultrasonic waves with a frequency of 15-100 kHz and an intensity of 0.2-5 W/cm 2 , and in in low-yield wells, ultrasonic exposure is carried out directly when the produced fluid flows out, and in shut-in wells, simultaneously with the descent of the emitter, the produced fluid, or a mixture of it with methanol, is injected in a ratio of 1:0.005 to 1:500, to the level at which the injected liquid begins to flow out from the wellhead, and also by the fact that the time at each point of ultrasonic exposure ranges from 15 s to 5 hours. The disadvantage of this method is the impossibility of removing ice and gas hydrate deposits in gas pipelines. This method is especially ineffective and also not very reliable when moving natural gas in gas pipelines operated in permafrost.
Известен способ ликвидации гидратов с использованием энергии окружающий среды [1]. Однако, и данный способ неэффективен, а также длителен при движении природного газа в магистральных газопроводах, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах. Этот способ имеет существенные недостатки, связанные с тем, что во многих случаях, особенно в районах с холодным климатом, возникает трудоемкая операция вскрытия данного участка трубопровода вместе с теплоизолирующим покрытием, также необходимо осуществить достаточно энергоёмкие и материалоемкие технологические операции по подводу тепла к прогреваемой поверхности газотранспортной труба, а также осуществить переход очищенной от отложений гидратов газотраспортной трубы в исходное рабочее состояние. Кроме того, очищаются только локальные участки газотранспортной трубы.There is a known method for eliminating hydrates using environmental energy [1]. However, this method is also ineffective and also time-consuming when moving natural gas in gas pipelines operated in permafrost. This method has significant disadvantages due to the fact that in many cases, especially in areas with cold climates, there is a labor-intensive operation of opening a given section of the pipeline along with a heat-insulating coating; it is also necessary to carry out quite energy-intensive and material-intensive technological operations to supply heat to the heated surface of the gas transmission line. pipe, as well as to carry out the transition of the gas transport pipe, cleared of hydrate deposits, to its original working state. In addition, only local sections of the gas transmission pipe are cleaned.
Известен способ очистки трубопровода и устройство для его осуществления принятый за прототип [6]. Способ включает перемещение по трубопроводу потоком жидкости очистного устройства, формирование этим устройством струй жидкости, разрушение отложений этими струями и вынос потоком жидкости разрушенных отложений из трубопровода, при этом во время формирования струй жидкости на них воздействуют импульсами электрического тока с выделением большого количества энергии, которая в виде ударных волн воздействует на отложения и постоянно колеблет лепестки очистного устройства. Однако, и этот способ малоэффективен при очистке трубопроводов от гидратных отложений.There is a known method for cleaning a pipeline and a device for its implementation, adopted as a prototype [6]. The method involves moving a cleaning device through a pipeline with a liquid stream, forming liquid jets with this device, destroying deposits with these jets and removing destroyed deposits from the pipeline with a liquid flow, while during the formation of liquid jets they are exposed to pulses of electric current with the release of a large amount of energy, which in the form of shock waves, it affects deposits and constantly vibrates the petals of the cleaning device. However, this method is also ineffective in cleaning pipelines from hydrate deposits.
Техническим результатом является повышение полноты и качества очистки газопровода от гидратных отложений при снижении энергозатрат на реализацию способа.The technical result is to increase the completeness and quality of gas pipeline cleaning from hydrate deposits while reducing energy costs for implementing the method.
Технический результат достигается тем, что создан способ очистки газопровода от гидратных отложений и заключается в том, что способ включает перемещение по нему очистного устройства, разрушение и вынос отложений струями, формируемыми очистным устройством. На гидратные отложения газопровода воздействуют струями газа, формируемыми электротепломеханическим блоком, движущимся по газопроводу под действием потока транспортируемого газа и нагретыми до температуры в диапазоне от плюс 5°С до плюс 50°С за счет электрической энергии. Диспергируют размягченные в процессе нагрева гидратные отложения механическим силовым воздействием на них передним торцом движущегося электротепломеханического блока, а также нагретыми скребковыми пружинными элементами, расположенными на внешней поверхности корпуса электротепломеханического блока.The technical result is achieved in that a method has been created for cleaning a gas pipeline from hydrate deposits and consists in the fact that the method includes moving a cleaning device along it, destroying and removing the deposits with jets formed by the cleaning device. The hydrate deposits of the gas pipeline are affected by gas jets formed by an electrothermal-mechanical unit moving along the gas pipeline under the influence of the transported gas flow and heated to a temperature in the range from plus 5°C to plus 50°C due to electrical energy. The hydrate deposits, softened during the heating process, are dispersed by mechanical force acting on them by the front end of the moving electro-thermo-mechanical block, as well as by heated scraper spring elements located on the outer surface of the electro-thermo-mechanical block housing.
Для питания теплоэлектронагревателей, расположенных на переднем торце электротепломеханического блока, нагревающих струи газа и скребковые пружинные элементы, используют электрогенератор с лопастным приводом, работающим под воздействием струй транспортируемого газа и/или аккумуляторов, соединенных с генератором.To power thermal electric heaters located at the front end of the electrothermal-mechanical unit, heating gas jets and scraper spring elements, an electric generator with a blade drive is used, operating under the influence of transported gas jets and/or batteries connected to the generator.
Повышают интенсивность струй газа, воздействующих на лопастной привод электрогенератора, с помощью регулируемой диафрагмы за счет увеличения перепада давления, возникшего при столкновении движущегося блока с гидратными отложениями.The intensity of the gas jets acting on the blade drive of the electric generator is increased using an adjustable diaphragm by increasing the pressure drop that occurs when the moving block collides with hydrate deposits.
Температуру нагреваемых струй газа варьируют с помощью регулятора напряжения, подаваемого на теплоэлектронагреватели.The temperature of the heated gas jets is varied using a voltage regulator supplied to the thermal electric heaters.
Сущность изобретения поясняется Фиг. 1. Общая схема электротепломеханического блока, где обозначены: 1 - газопровод , 2 - гидратные отложения, 3 - цилиндрический корпус электротепломеханического блока, 4 - электрогенератор, 5 - пилоны-кронштейны, 6 - лопастной привод, 7 - кольцевые трубчатые теплоэлектронагреватели, 8 - регулируемая диафрагма, 9 - цилиндрический корпус аккумуляторов, 10 - аккумуляторы, 11 - электрокабели, 12 - петлевая сцепка, 13 - пружинные скребковые элементы.The essence of the invention is illustrated in Fig. 1. General diagram of the electro-thermal-mechanical block, where the following are indicated: 1 - gas pipeline, 2 - hydrate deposits, 3 - cylindrical body of the electro-thermal-mechanical block, 4 - electric generator, 5 - pylons-brackets, 6 - blade drive, 7 - ring tubular thermal-electric heaters, 8 - adjustable diaphragm, 9 - cylindrical battery housing, 10 - batteries, 11 - electrical cables, 12 - loop coupling, 13 - spring scraper elements.
Пример реализацииImplementation example
Устройство состоит из электротепломеханического блока, движущегося в газопроводе 1 с гидратными отложениями 2 под действием потока транспортируемого газа. Электротепломеханический блок включает цилиндрический корпус 3, внутри которого помещен электрогенератор 4, удерживающийся пилонами-кронштейнами 5. На валу электрогенератора закреплён лопастной привод 6. В передней торцевой части электротепломеханического блока расположены кольцевые трубчатые теплоэлектронагреватели 7 и регулируемая диафрагма 8. В цилиндрическом корпусе аккумуляторов 9 установлены аккумуляторы 10, соединенные с электрогенератором электрокабелями 11. Корпус аккумуляторов соединён с корпусом электротепломеханического блока с помощью петлевой сцепки 12. На цилиндрическом корпусе электротермомеханического блока и корпусе аккумуляторов расположены пружинные скребковые элементы 13. The device consists of an electrothermal-mechanical unit moving in a gas pipeline 1 with hydrate deposits 2 under the influence of the flow of transported gas. The electrothermal-mechanical unit includes a cylindrical housing 3, inside which is placed an electric generator 4, held by pylons-brackets 5. A blade drive 6 is fixed to the shaft of the electric generator. In the front end part of the electrothermal-mechanical unit there are ring-shaped tubular thermal electric heaters 7 and an adjustable diaphragm 8. The cylindrical battery housing 9 contains batteries 10, connected to the electric generator by electrical cables 11. The battery housing is connected to the housing of the electro-thermo-mechanical unit using a loop coupling 12. Spring scraper elements 13 are located on the cylindrical body of the electro-thermo-mechanical unit and the battery housing.
Устройство, реализующее заявляемый способ, работает следующим образом.The device implementing the proposed method operates as follows.
Электротермомеханический блок под действием потока транспортируемого газа с давлением P1 движется по газопроводу 1, при этом струи газа вращают лопастной привод 6 и обдувают гидратные отложения 2. При вращении лопастного привода 6 электрогенератор 4 вырабатывает электрическую энергию, которая подается на теплоэлектронагреватели 7, а также на подзарядку аккумуляторов 10. Теплоэлектронагреватели 7 нагревают струи газа, обдувающие гидратные отложения 2, переднюю торцевую часть корпуса электротепломеханического блока и скребковые элементы 13. При движении по газопроводу электротепломеханического блока нагретые струями газа размягченные гидратные отложения разрушаются передней нагретой торцевой частью электротепломеханического блока и их диспергированные фрагменты выносятся в поток транспортируемого газа. Остатки гидратных отложений в газопроводе удаляются механическим воздействием нагретых скребковых пружинных элементов 13.The electrothermo-mechanical unit, under the influence of the flow of transported gas with pressure P 1, moves along the gas pipeline 1, while the gas jets rotate the blade drive 6 and blow hydrate deposits 2. When the blade drive 6 rotates, the electric generator 4 generates electrical energy, which is supplied to the thermal electric heaters 7, as well as to recharging batteries 10. Thermal-electric heaters 7 heat the gas jets blowing hydrate deposits 2, the front end part of the electrothermal-mechanical unit housing and scraper elements 13. When moving along the gas pipeline of the electrothermal-mechanical unit, the softened hydrate deposits heated by the gas jets are destroyed by the front heated end part of the electrothermal-mechanical unit and their dispersed fragments are removed into the transported gas flow. Remains of hydrate deposits in the gas pipeline are removed by the mechanical action of heated scraper spring elements 13.
Достижение технического результата обеспечивается следующими факторами.Achieving a technical result is ensured by the following factors.
Известно, что основными управляющими параметрами для эффекта разложения гидратов в газопроводе является давление и температура. Поверхностного разложения гидратов можно добиться их нагревом [1,3]. В заявляемом изобретении на гидратные отложения газопровода воздействуют нагретыми струями газа, формируемыми электротепломеханическим блоком, движущимся по газопроводу под действием потока транспортируемого газа.It is known that the main control parameters for the effect of hydrate decomposition in a gas pipeline are pressure and temperature. Surface decomposition of hydrates can be achieved by heating them [1,3]. In the claimed invention, hydrate deposits in a gas pipeline are exposed to heated jets of gas generated by an electrothermal-mechanical unit moving along the gas pipeline under the influence of the flow of transported gas.
Нагрев струй до температуры от плюс 5°С до плюс 50°С в зависимости от типа отложений приводит к их разложению на гидрат метана и переохлажденную воду. При этом механическая прочность гидратных отложений резко снижается, что способствует их разрушению.Heating the jets to a temperature from plus 5°C to plus 50°C, depending on the type of deposits, leads to their decomposition into methane hydrate and supercooled water. At the same time, the mechanical strength of hydrate deposits sharply decreases, which contributes to their destruction.
Нагрев струй газа, действующих на гидратные отложения в газопроводе, за счет электрической энергии является наиболее эффективным способом, т. к. электрическую энергию можно полностью перевести в тепловую. Преобразование электрической энергии в тепловую, в данном случае, имеет полезное применение.Heating gas jets acting on hydrate deposits in a gas pipeline using electrical energy is the most effective method, since electrical energy can be completely converted into thermal energy. The conversion of electrical energy into thermal energy, in this case, has useful applications.
Механическое силовое воздействие на нагретые гидратные отложения передним нагретым торцом электротепломеханического блока, движущегося по газопроводу, обеспечивает их надежное разрушение.The mechanical force effect on heated hydrate deposits by the front heated end of the electro-thermal-mechanical block moving along the gas pipeline ensures their reliable destruction.
Силовое воздействие на оставшиеся фрагменты гидратных отложений нагретыми пружинными скребковыми элементами обеспечивает полную очистку газопровода.The force applied to the remaining fragments of hydrate deposits by heated spring scraper elements ensures complete cleaning of the gas pipeline.
Увеличение перепада давления, возникающего при столкновении движущегося электротепломеханического блока с гидратными отложениями, за счет регулируемой диафрагмы, повышает интенсивность струй газа, воздействующих на лопастной привод электрогенератора, что повышает его мощность.An increase in the pressure drop that occurs when a moving electro-thermomechanical unit collides with hydrate deposits, due to an adjustable diaphragm, increases the intensity of the gas jets acting on the blade drive of the electric generator, which increases its power.
Варьирование температуры нагреваемых струй газа с помощью регулятора напряжения позволяет обеспечить оптимальный температурный режим нагрева конкретных гидратных отложений.Varying the temperature of the heated gas jets using a voltage regulator allows you to provide the optimal temperature regime for heating specific hydrate deposits.
Положительный эффект изобретения заключается также в автономности работы устройства, реализующего способ очистки газопровода от гидратных отложений.The positive effect of the invention also lies in the autonomy of the device that implements the method of cleaning a gas pipeline from hydrate deposits.
Таким образом, заявляемый способ очистки газопровода от гидратных отложений достигает технического результата, заключающегося в повышении полноты и качества очистки газопровода от гидратных отложений при снижении энергозатрат на реализацию способа.Thus, the inventive method of cleaning a gas pipeline from hydrate deposits achieves the technical result of increasing the completeness and quality of cleaning the gas pipeline from hydrate deposits while reducing energy costs for implementing the method.
ЛИТЕРАТУРАLITERATURE
1. Газовые гидраты, предупреждение их образование и использование / Ю.Ф. Макогон. - М.: Недра, 1985. - 232 с.1. Gas hydrates, prevention of their formation and use / Yu.F. Makogon. - M.: Nedra, 1985. - 232 p.
2. СТО Газпром 2-3.5-354-2009 «Порядок проведения испытаний магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях».2. STO Gazprom 2-3.5-354-2009 “Procedure for testing main gas pipelines in various natural and climatic conditions.”
3. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М. ИРЦ Газпром, 2004. - 508 с.3. Istomin V.A., Kwon V.G. Prevention and elimination of gas hydrates in gas production systems. M. IRC Gazprom, 2004. - 508 p.
4. СТО Газпром 2-2.1-249-2008 «Магистральные газопроводы».4. STO Gazprom 2-2.1-249-2008 “Main gas pipelines”.
5. Патент РФ № 2320851 Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине Владимиров А.И., Мельников В. Б. и др. Опубл. 27.03.2008, Бюл. № 9.5. RF Patent No. 2320851 Method for eliminating hydrate, gas hydrate and hydrate-hydrocarbon deposits in a well Vladimirov A.I., Melnikov V.B. et al. Publ. 03/27/2008, Bulletin. No. 9.
6. Патент РФ № 2220011 Способ очистки трубопровода и устройство для его осуществления Балтаханов А. М., Шишкин В.В.; Опубл. 27.12.2003, Бюл. № 36.6. RF Patent No. 2220011 Method for cleaning a pipeline and a device for its implementation Baltakhanov A.M., Shishkin V.V.; Publ. 12/27/2003, Bulletin. No. 36.
Claims (4)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2818522C1 true RU2818522C1 (en) | 2024-05-02 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2220012C2 (en) * | 2002-01-28 | 2003-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХОБОРКОН" | Method of cleaning gas line from hydrate deposits |
| RU2398956C1 (en) * | 2009-06-25 | 2010-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "НТ" | Procedure for removing paraffin-hydrate blocks in oil wells and facility for implementation of this procedure |
| CN104338717A (en) * | 2013-08-06 | 2015-02-11 | 中国石油化工集团公司 | Rotary jet spray device of pipeline |
| CN109772826A (en) * | 2019-03-15 | 2019-05-21 | 常州大学 | A kind of pipe cleaner for being exclusively used in removing natural gas line Hydrate Plugging |
| RU2791222C1 (en) * | 2021-09-21 | 2023-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "ИМПЛАЗТЕХ" | Method for preventing and eliminating solid deposits in pipelines and installation implementing this method |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2220012C2 (en) * | 2002-01-28 | 2003-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХОБОРКОН" | Method of cleaning gas line from hydrate deposits |
| RU2398956C1 (en) * | 2009-06-25 | 2010-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "НТ" | Procedure for removing paraffin-hydrate blocks in oil wells and facility for implementation of this procedure |
| CN104338717A (en) * | 2013-08-06 | 2015-02-11 | 中国石油化工集团公司 | Rotary jet spray device of pipeline |
| CN109772826A (en) * | 2019-03-15 | 2019-05-21 | 常州大学 | A kind of pipe cleaner for being exclusively used in removing natural gas line Hydrate Plugging |
| RU2791222C1 (en) * | 2021-09-21 | 2023-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "ИМПЛАЗТЕХ" | Method for preventing and eliminating solid deposits in pipelines and installation implementing this method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5965031A (en) | pH modification of geothermal brine with sulfur-containing acid | |
| EA026765B1 (en) | Method and an apparatus for obtaining energy by expanding a gas at a wellhead | |
| US20070267220A1 (en) | Methane extraction method and apparatus using high-energy diode lasers or diode-pumped solid state lasers | |
| NO334539B1 (en) | Procedure for wax removal | |
| US9410096B2 (en) | Method and system for cooling and washing biomass syngas | |
| CA2463110A1 (en) | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers | |
| NO20140097A1 (en) | Method and system for water dew point subsidence underwater | |
| RU2818522C1 (en) | Method of cleaning gas pipeline from hydrate deposits | |
| EP3733255B1 (en) | Condensation system for recuperating energy discharge of nuclear power plant | |
| CN102606885A (en) | Method for heat tracing by recovering waste heat of oil-gas dehydrating and purifying device | |
| CN208416509U (en) | A kind of back-up sand simulator of steam exploitation of gas hydrate | |
| CN210638006U (en) | Waste heat utilization equipment for thermal power plant | |
| Levtsev et al. | Research of equipment for pulsed heating supply | |
| RU112264U1 (en) | STEAM GENERATION PLANT | |
| CN112555237A (en) | Vortex tube induced shock wave hydrate inhibition device | |
| RU2073169C1 (en) | Unit for recovery of energy of compressed natural gas | |
| Mañon et al. | Developments in geothermal energy in Mexico—part thirteen: the operation of surface equipment for geothermal fluid conduction at Cerro Prieto I | |
| CN110056857B (en) | Anti-freezing method for power station boiler in alpine region | |
| RU126092U1 (en) | STEAM GENERATION PLANT | |
| CN217327251U (en) | Improved dry-hot rock stratum manual trapping temperature difference chip power generation system | |
| CN220167919U (en) | Three-horizontal well group structure for exploiting natural gas hydrate | |
| CN110439507B (en) | Mine working face cooling system | |
| CN108662434B (en) | Ultrasonic wave blocking reducing device applied to pipe network pressure energy power generation system | |
| JPH02136573A (en) | Scale processing equipment of geothermal power generation plant | |
| RU2290574C2 (en) | Cold and heat producing apparatus in pressure reducing circuit with vortex pipe |