SU1077669A1

SU1077669A1 - Method of removal of liquid from stagnation zones of gas line

Info

Publication number: SU1077669A1
Application number: SU823517149A
Authority: SU
Inventors: Адам Ицых-Меерович Цинман; Эрнст Эзрович Маркович; Василий Георгиевич Пикин; Сергей Александрович Эйгенсон; Валерий Георгиевич Ярмизин
Original assignee: Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Газа; Краснодарский политехнический институт
Priority date: 1982-11-30
Filing date: 1982-11-30
Publication date: 1984-03-07

Abstract

СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ЗАСТОЙНЫХ ЗОН ГАЗОПРОВОДА путем Образовани пены смешением пенообразунвдего раствора с жидкостной составл ющей и проталкивани этой пены по газопроводу газом, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности удалени жидкости, пену образуют непосредственно в застойной зоне, а в качестве ее жидкостной составл кщей используют жидкость , наход щуюс в застойной зоне.A METHOD FOR REMOVING A LIQUID FROM THE STABLE ZONES OF THE GAS PIPELINE by Foam formation by mixing a foam mixture of the solution with the liquid component and pushing this foam through the gas pipeline with gas, characterized in that, in order to increase the efficiency of liquid removal, foam is formed directly in the stagnant zone, and as its liquid composition Kschikov use liquid in the stagnant zone.

Description

Изобретение относитс к способам удалени из газопроводов преимущест венно из застойных зон, воды, углеводородного конденсата и может быть использовано, например, в нефт ной, газовой и газоперерабатыванвдей отра л х промышленности. Известен способ удалени жидкости из газопровода путем подачи в очищаемый участок газопроводной про ки, образованной вспениванием газа, .отобранного , из газопровода, и про талкивани ее по внутренней полости газопровода сжатым газом l . Недостатком указанного,способа вл етс его невысока эффективност из-за постепенного разрушени пенной пробки в процессе продувки и частичного проскальзывани над скоп лени ми жидкости. Кроме того, при очистке участка газопровода этот участок отключают от потребител , а продувка его происходит в атмосферу что увеличивает потери газа. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предложенному вл етс способ удале ни жидкости из газопровода- путем образовани пены смешением пенообра зуквдего раствора с жидкостной соста л ющей и проталкивани этой пены по трубопроводу газом 2 . Недостатком этого способа также вл етс его невысока эффективност вследствие неполного удалени жидкости из отстойных зон. Цель изобретени - повышение эффективности удалени жидкости из газопровода. Поставленна цель дост 1гаетс тем, что согласно способу удалени жидкости из застойных зон газопрово да путем образовани пены смешением пенообразующего раствора с жидкостной составл ющей и проталкивани эт пены по трубопроводу газом, пену об разуют непосредственно в застойной зоне, а в качестве ее жидкостной составл ющей используют жидкость, н ход щуюс в застойной зоне. На вход газопровода, продуваемого газом, подают раствор пенообразугсщего вещества, которое при гидро динамическом перемещении с жидкость наход щейс в отсто нной зоне г зопровода, образует пену. При этом о бьем вводимого раствора пенообразукадего вещества должен быть равен максимально возможному объему жидкости в первой по ходу газа застойной зоне, но не менее среднего объема жидкости в застойных зонах обрабатываемого газопровода, что позволит максимально использовать процесс пенообразовани в застойной зоне дл очистки газопровода. Так как процесс пенообразовани и скорость выноса жидкости в виде пены из застойной зоны зависит от начального объема жидкости в застойной зоне, то дл проведени процесса пенообразовани и выноса жидкости с максимально возможной эффективностью необходимо в первую по ходу газа застойную зону, имекщую максимальный объем, подать равный объем раствора пенообразующего вещества. Если объем первой застойной зоны меньше, чем средний объем застойных зон обрабатываемого трубопровода , то необходимо дл более лучшего пенообраэовани и выноса пены подать раствор пенообразуквдего вещества в объеме равном среднему объему застойной зоны, тогда процесс пенообразовани происходит как минимум в двух соседних застойных зонах и эффективность его не ниже средней эффективности . Пример 1.. Дл исследовани процесса очистки газопровода пеной провод т опыты на стенде, моделирующем рельефный газопровод, состо щий из 4-х подъемных участков. Стенд выполнен из стекл нных труб Дц 7 Длина опускного участка 0,4 м) длина подъемного участка 1,1 м. Угол подъема 3,5 - S. Опыты провод т с модельной жидкостью - водой, а транспортируемый газ - воздух. В качестве пенообразуквдего вещества используют пенообразователь ОП-10. Опыты ведут при расходах воздуха- меньших, чем расходы, обеспечивающие вынос жидкости из застойных зон (скорость воздуха 10 м/с) т.е. при режимах газожидкостного течени с застойными зонами по жидкости. В отстойные зоны заливают воду в объеме 0,1 или 0,15 дм и устанавливают расход воздуха . В поток в первую по ходу газа застойную зону ввод т раствор пенообразовател ОП-10, чтобы концентраци его во всей зоне составл ла 100 мг/л. В течение фиксированного времени провод т опыт. После прекращени подачи воздуха сливают и замер ют объем жидкости, оставшейс в отстойных зонах (например, при скорости воздуха б м/с и начальном объеме воды в каждой застойной зоне по 0,15 дм через 1500 с после ввода в первую застойную зону пенообразовател , в первой застойной зоне осталось 0,052 дм воды, во второй - 0,061 , в третьей 0 ,065 дм воды, в четвертой 0 ,054 дм воды). Пример 2 . Дл исследовани процесса пенообразовани и выноса жидкости провод т опыты на стенде, модулирующем одну застойную зону (спуск-подъем). Стенд выполнен из стекл нных труб Д{) 2 длиной 3 м и углом подъема 4,5. Опыты прО вод т q модельной жидкостью - водой транспортируемый газ - воздух, пенообразователь ОП-10 при услови х близ ких к атмосферным. Варьируют объем жидкости в застойной зоне (0,2; 0,3 0,5 дм) и скорость потока воздуха (5-9 м/с). В начале каждого опыта устанавливают расход воздуха (при этом унос жидкости не происходит), затем добавл ют пенообразователь. Через фиксированный промежуток времени опыт прекращают и замер ют объем оставшейс жидкости. Всего проведено свыие 90 опытов. Результаты некоторых опытов представлены в таблице. Эксперимент показал, что при оди наковом исходном объеме жидкости в застойной зоне скорость выноса во растает при увеличении скорости потока воздуха, т.е. при увеличении динамического давлени воздуха ® Г плотность газа, Wf - скорость газа. При одной и той же скорости газа с ростом начального объема жидкости скорость выноса возрастает. Так, при скорости воздуха 9 м/с и начальном объеме воды 0,5 дм практически полное удаление жидкости из застойной зоны происходит через 15 мин, в тех же услови х при начальном объеме 0,2 дм дл этого требуетс 35 мин. При скорости потока воздуха 8 м/с полное удаление жидкости из зоны при начальных объемах 0,5j 0,3 и 0,2 дм происходит соответственно через 25, 60 и 94 мин. Основными преимуществами изобретени вл етс простота и дешевизна процесса очистки газопровс5дов практически любых диаметрюв за счет использовани гидродинамических особенностей режима теченк ,, застойными зонами по жидкости и введени пенообразуюцего вещества в виде раствора , а также эффективность yдc лeнй жидкости из застойных зон трубопровода .The invention relates to methods for the removal from gas pipelines mainly of stagnant zones, water, and hydrocarbon condensate, and can be used, for example, in the oil, gas and gas processing industries of industry. There is a known method of removing liquid from a gas pipeline by feeding gas from a gas pipeline into the cleaned section of a gas pipe formed by foaming gas and pushing it along the internal cavity of a gas pipeline with compressed gas l. The disadvantage of this method is its low efficiency due to the gradual destruction of the foam plug during the purging process and partial slipping over the fluid accumulations. In addition, when cleaning the gas pipeline section, this section is disconnected from the consumer, and its blowing occurs to the atmosphere, which increases gas losses. The closest to the technical essence and the achieved effect to the proposed method is to remove the liquid from the gas pipeline by forming foam by mixing the foam of the solution with the liquid component and pushing the foam through the pipeline with gas 2. The disadvantage of this method is also its low efficiency due to incomplete removal of liquid from the settling zones. The purpose of the invention is to increase the efficiency of fluid removal from a gas pipeline. The goal is to achieve the fact that, according to the method of removing liquid from stagnant zones of a gas pipeline by forming a foam by mixing the foaming solution from the liquid component and pushing the foam through the pipeline with gas, the foam is formed directly in the stagnant zone, and its liquid component is used liquid in the stagnant zone. A solution of a foaming substance, which, when hydrodynamically transferred from the liquid in the distant zone of the gas pipeline, forms a foam, is fed to the inlet of a gas pipeline blown through with gas. At the same time, we beat the injected solution of the foaming substance of the substance equal to the maximum possible volume of liquid in the first downstream gas zone, but not less than the average volume of liquid in the stagnant zones of the gas pipeline being processed, which will make maximum use of the foaming process in the stagnant zone to clean the gas pipeline. Since the foaming process and the speed of removal of liquid in the form of foam from the stagnant zone depends on the initial volume of liquid in the stagnant zone, in order to carry out the foaming process and the removal of liquid with the highest possible efficiency, it is necessary to supply the same stagnant zone in the first direction along the gas volume of foaming agent solution. If the volume of the first stagnant zone is less than the average volume of stagnant zones of the pipeline being processed, then it is necessary for a better foaming and foam removal to feed the foaming agent of a substance in a volume equal to the average volume of the stagnant zone, then the foaming process takes place in at least two adjacent stagnant zones and its effectiveness not below the average efficiency. Example 1. To investigate the process of cleaning a gas pipeline with foam, experiments were performed on a bench simulating a relief gas pipeline consisting of 4 lifting sections. The stand is made of glass tubes. Ds 7 The length of the descent section is 0.4 m) the length of the lifting section is 1.1 m. The lifting angle is 3.5 - S. The experiments are carried out with a model liquid - water, and the transported gas is air. The foaming agent OP-10 is used as a foaming agent. Experiments are carried out at air flow rates less than the costs that ensure the removal of fluid from the stagnant zones (air velocity 10 m / s) i.e. under gas-liquid flow regimes with stagnant zones in liquid. In the settling zone pour water in a volume of 0.1 or 0.15 dm and set the air flow. A solution of the foaming agent OP-10 is introduced into the first downstream zone in the stream, so that its concentration in the entire zone is 100 mg / l. For a fixed time, an experiment was conducted. After the termination of the air supply, the volume of liquid remaining in the settling zones is discharged (for example, at an air velocity of 6 m / s and an initial volume of water in each stagnant zone of 0.15 dm 1500 s after entering the first stagnant zone of the frother, 0.052 dm of water remained in the first stagnant zone, in the second - 0.061, in the third, 0.05 dm of water, in the fourth, 054 dm of water). Example 2 In order to study the process of foaming and the removal of liquid, experiments were carried out on a bench modulating one stagnant zone (descent-ascent). The stand is made of glass tubes D {) 2 with a length of 3 m and an elevation angle of 4.5. The experiments were carried out with a model fluid — water transported gas — air, OP-10 foaming agent under conditions close to atmospheric. Vary the volume of fluid in the stagnant zone (0.2; 0.3 0.5 dm) and the air flow rate (5-9 m / s). At the beginning of each experiment, an air flow rate is established (no liquid entrainment takes place), then a frother is added. After a fixed period of time, the experiment is stopped and the volume of the remaining liquid is measured. A total of 90 experiments were carried out. The results of some experiments are presented in the table. The experiment showed that, with an identical initial volume of liquid in the stagnant zone, the removal rate increases with increasing air flow rate, i.e. With an increase in the dynamic pressure of air ® Г the density of the gas, Wf - the velocity of the gas. At the same gas velocity with increasing initial fluid volume, the outflow velocity increases. Thus, with an air velocity of 9 m / s and an initial volume of water of 0.5 dm, almost complete removal of the liquid from the stagnant zone occurs after 15 minutes; under the same conditions, with an initial volume of 0.2 dm, this takes 35 minutes. At an air flow rate of 8 m / s, the complete removal of fluid from the zone with initial volumes of 0.5j 0.3 and 0.2 dm occurs after 25, 60 and 94 minutes, respectively. The main advantages of the invention are the simplicity and low cost of cleaning gas pipelines of virtually any diameter by using the hydrodynamic features of the flow regime and stagnant zones in the liquid and introducing the foaming substance in the form of a solution, as well as the effectiveness of the liquid line from the dead zones of the pipeline.

Объем оставшейс жидкости, дмВрем , потока воздуха, м/с минThe volume of the remaining liquid, dmvrem, air flow, m / s min

0,200.20

0,50 0.50

0,30 0.30

0,19 0,38 0,27 0.19 0.38 0.27

0,17 0,24 0.17 0.24

0,25 0.25

0,15 0,19 0,130.15 0.19 0.13

при скоростиat speed

0,300,500,300,50

0,50 0.50

0,30 0.30

,20,20

0,20 0,24 0,30 0.20 0.24 0.30

0,190,150,190,15

0,18 0,15 0.18 0.15

0,100,03 0,17 0,13 0,10 ,15 0.100.03 0.17 0.13 0.10, 15

0,030,00 0,05 0,03 0,09 , 110.030.00 0.05 0.03 0.09, 11

Claims

METHOD FOR REMOVING LIQUID FROM STABLE AREAS OF A GAS PIPELINE by forming a foam by mixing a foaming solution with a liquid component and pushing this foam through a gas pipeline with gas, characterized in that, in order to increase the efficiency of liquid removal, the foam is formed directly in the stagnant zone, and it is used as its liquid component fluid in the stagnant zone.

O m m s