Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция

Очистка межпромысловых газопроводов и методы борьбы с гидратообразованием

Содержание

• 1. Систематизация причин образования твердых и жидких накоплений в полости действующего газопровода
• 2. Способы очистки полости действующего газопровода
• 2.1 Устройства для отвода жидкости из полости газопровода
• 2.1.1 Стационарные устройства для отвода жидкости из газового потока
• 2.1.1.1 Уловители загрязнений
• 2.1.1.2 Дренажные трубки
• 2.1.2 Устройства для отвода жидкости из полости газопровода периодического действия
• 2.2 Перевод участка газопровода в режим самоочистки
• 2.3 Методы борьбы с гидратообразованием
• 3. Методика определения мест накопления жидкости в полости газопровода

1. Систематизация причин образования твердых и жидких накоплений в полости действующего газопровода

Мы уже знаем, что природный газ, по сути, являет собой многофазную среду, где в газовом потоке взвешены частицы углеводородного конденсата, влаги и механических примесей, которые при благоприятных термодинамических и скоростных условиях выпадают из потока газа и оседают в трубопроводе. Доказала многофазность накоплений в полости газопровода и проба загрязнений, отобранная во время проведения очистки газопровода, в которой до 2,5 % от общей массы занимают масла и механические примеси, а остальная часть - это пластовая, конденсационная вода и разной плотности газовый конденсат. Также известно, что структура накоплений в газопроводе зависит от скорости перекачивания газового потока. Объем накоплений изменяется во времени от величины, соответствующей состоянию относительного покоя отложения (нормальный объем), до величины, соответствующей залповому выбросу жидкости (критический объем).

Естественно, что в полости шлейфа скважины жидкость и твердые отложения появляются как побочный продукт, вынесенный из устья скважины. Ниже приведены причины, по которым загрязнения появляются в системе промысловых и магистральных газопроводов.

1. Наличие уже накопленной жидкости от начала эксплуатации газопровода, как продукта выноса из скважины или некачественной его очистки перед введением в эксплуатацию. Обычно при вводе газопровода в эксплуатацию проводят его гидроиспытание и при этом в качестве агента используют воду. Пренебрежения требованиями к технологии очистки газопровода после гидроиспытания приводят к образованию водяных пробок в полости газопровода и увеличению гидравлического сопротивления газопровода. Анализ проб жидкости, отобранной из полости газопровода, выявит в этом случае в качестве основного загрязнителя воду конденсационную с продуктами коррозии стенки трубопровода. Кроме того, загрязнителем внутренней поверхности по той же причине может оказаться твердый строительный мусор.

2. Аварийные отказы оборудования на объектах подготовки газа газодобывающего предприятия, их ремонт или замена. По этой причине в полость газопровода механически из сепарационного и перекачивающего оборудования выносятся конденсат, вода, различного рода масляные композиции, абсорбенты типа диэтиленгликоля, осаждающиеся на начальных участках трассы газопровода после объекта.

3. Эксплуатация сепарационного оборудования УКПГ (УППГ) на режимах, которые не справляются с извлечением жидкой фазы из природного газа. В начале разработки месторождения сепарационное оборудование подбирают для максимального извлечения жидкости из природного газа согласно с изотермами конденсации природного газа и рассчитывают на давление максимальной конденсации при изотермическом процессе. В процессе разработки месторождения давление и расход падают, увеличиваются скорости в сепараторе, изнашиваются его внутренние отбойники, что в совокупности приводит к механическому выносу жидкости из полости сепаратора. На начальных участках газопровода, в таких условиях, главной составляющей накоплений будет пластовая вода и газовый конденсат.

4. Изменение состава газоконденсатной системы за время разработки месторождения и соответствующее изменение параметров максимальной конденсации. Изменение параметров максимальной конденсации приведет к вынесению из полости сепаратора жидкости во взвешенном состоянии. Основной загрязнитель газопровода - конденсационная вода и легкий конденсат.

5. Создание в газопроводе температурного режима эксплуатации с благоприятными для конденсации тяжелых углеводородов и влаги условиями. Достижение температурой газа во время его транспортировки по участку газопровода в какой-либо точке температуры точки росы приведет к отделению жидкой фазы из потока газа и транспортированию в дальнейшем двухфазного потока. Обычно это явление характерно при транспорте газа в зимне-весенний период эксплуатации, в условиях, когда подготовка газа ведется при температуре окружающей среды - воздух, а подготовленный газ попадает в область более низкой по температуре еще не прогретой лучами солнца окружающей среды - грунт. В таком случае газопровод будет работать как огромная расширительная камера, а основными продуктами загрязнения будут конденсационная вода и легкий конденсат.

6. Эксплуатация газопровода на пониженном расходе. Пониженный расход газа в газопроводе при условно-постоянном давлении характеризируется низкими скоростями газового потока. Чем ниже будет скорость газового потока, тем легче сконденсировавшейся жидкости образовывать накопления на нижней образующей трубопровода.

Систематизация причин образования гидравлических пробок в полости газопровода приведена на рисунке 1.

2. Способы очистки полости действующего газопровода

Очистку полости действующего газопровода с целью сокращения потерь давления при транспорте природного газа можно осуществить одним из следующих способов:

используя устройства для отвода жидкости из газопровода стационарного или периодического действия;

путем перевода линейных участков газопровода в режим самоочистки (создание высокоскоростного потока газа);

используя технические средства для ввода реагентов для предупреждения гидратообразования.

Рисунок 1 - Причины образования загрязнений в полости газопровода

2.1 Устройства для отвода жидкости из полости газопровода

2.1.1 Стационарные устройства для отвода жидкости из газового потока

Применение таких устройств подразумевает их стационарную установку на трубе действующего газопровода и периодическое обслуживание, связанное с отводом жидкости из приемников загрязнений, входящих в их состав, или продувки в приемочную емкость.

Стационарные устройства для отвода жидкости из полости газопровода могут быть двух видов:

уловители загрязнений (дрипы), характеризирующиеся отводом жидкости в приемник через соединительные патрубки на нижней образующей трубопровода;

дренажные трубки (перья), которые отводят жидкость через верхнюю образующую действующего газопровода [20].

2.1.1.1 Уловители загрязнений

Выделение (отбивание) жидкой фракции из газового потока в устройствах постоянного действия основано на конструкциях конденсатосборников (дрипов), способствующих сбору текущей жидкости, изменению направления потока газа, снижению его скорости и температуры.

Различают следующие конструкции уловителей загрязнений:

1) Заглушенная по концам труба, соединенная патрубком с газопроводом (рисунок 2). Такие уловители загрязнений способны отводить из газового потока либо пленочную жидкость при высоких скоростях газа, либо свободно перемещающуюся по нижней образующей трубопровода жидкость при разделенной структуре движения газожидкостного потока. Такие устройства имеют ограничения в использовании в первую очередь по скорости газового потока от 4 до 8 м/с.

При минимуме металлоемкости данная конструкция уловителя загрязнений не способна отводить из газового потока мелкодисперсную взвешенную в потоке газа жидкость, улавливать пленочную жидкость при высоких скоростях газа в достаточном объеме. Кроме того, соединительный патрубок из-за размещения в нижней образующей трубопровода быстро забивается твердыми и масляными загрязнениями.

Рисунок 2 - Конструкция уловителя загрязнений типа "заглушенной по концам трубы, соединенной с газопроводом"

2) Расширительная камера

Расширительная камера является базовым уловителем загрязнений, принцип действия которого основан на внезапном снижении скорости газового потока за счет врезки в действующий газопровод трубы большего диаметра. При такой конструкции дрипа жидкость осаждается на нижней образующей трубопровода большого диаметра и отводится в конденсатоприемник по соединительным патрубкам (рисунок 3).

Дальнейшие усовершенствования "расширительной камеры" привели к созданию дрипов с перфорированными трубами и отбойными перегородками, получивших название уловителей загрязнений газа модернизированных (УЗГМ). Применение таких уловителей способствует и изменению потока газа и снижению его температуры, чем достигается отбивания мелкодисперсной жидкости из газового потока. Так как скорость газового потока снижается, применение таких устройств выгодно на полностью загруженных газопроводах с высокими скоростями газа и большим содержанием жидкости в газовом потоке. Основными же недостатками модернизированных уловителей являются их высокая стоимость, металлоемкость и создание условий для образования гидратов вплоть до перекрытия сечения уловителя за счет большого количества местных сопротивлений (металлические вставки, внезапное сужение трубопровода).

Рисунок 3 - Принципиальная схема уловителя загрязнений типа "расширительная камера"

3) Дугообразные дрипы (уловители загрязнений)

Данный вид уловителей загрязнений нашел свое применение в основном в системе промысловых газопроводов Российской Федерации и обеспечивает отвод жидкости из газового потока только за счет резкого изменения направления потока газа (рисунок 4).

Рисунок 4 - Конструкция дугообразного дрипа

Основная часть пленочной и взвешенной в газовом потоке жидкости отделяется в первом (по ходу газа) отводе дугообразного дрипа. За счет двукратного изменения направления потока газа достигается увеличение процента улавливания мелкодисперсных фракций до 92% при скоростях газа порядка 12 м/с [21].

2.1.1.2 Дренажные трубки

За счет своей легкости в обслуживании, низкой стоимости и простоты конструкции такие устройства нашли широкое применение на газопроводах системы сбора и добычи газа, межпромысловых газопроводах и начальных участках магистральных газопроводов, после ДКС, ГС, ПГРС.

Дренажную трубку врезают в пониженных местах трассы газопровода (балки, поймы небольших рек, заболоченных местностей), ее конструкция визуально похожа на перо, усеченный край которого опускается в полость газопровода до нижней его образующей (рисунок 5).

Рисунок 5 - Принципиальная схема отвода жидкости из газопровода посредством дренажной трубки

Простота конструкции дренажной трубки обуславливает возможность ее модернизации за счет:

автоматизации процесса, что обеспечивает возможность периодического сброса жидкости в приемочную емкость;

использования съемной (мобильной) конструкции дренажной трубки с устройством для отведения жидкости в передвижные емкости в определенные периоды обслуживания. Конструкцию мобильной дренажной установки представлено на рисунке 6 [22].

Рисунок 6 - Конструкция мобильной дренажной установки

Использование таких конструкций предусматривает наличие в качестве объекта линейной части газопровода только врезанного в верхнюю образующую трубы патрубка с фланцевым соединением [23], к которому периодически крепится съемное дренажное устройство, а жидкость отводится под давлением газа в передвижные приемные емкости на базе автомобилей.

Основными недостатками таких устройств является отсутствие сигнализаторов уровня жидкости в газопроводе, что требует проведения постоянного мониторинга гидравлического состояния участка газопровода, и, зачастую, невозможность врезать устройство в наиболее низком месте трассы газопровода, из-за чего часть жидкости остается на нижней образующей полости трубы.

2.1.2 Устройства для отвода жидкости из полости газопровода периодического действия

Периодический отвод жидкости из газопровода осуществляют посредством пропуска поршней, используя энергию газового потока. Тип выбранного для очистки поршня зависит от назначения газопровода и конструкции запорной арматуры. Ввод поршней в полость газопровода в основном осуществляется через стационарные или мобильные камеры запуска и приема очистных поршней.

На выбор поршня для периодической очистки газопровода влияют следующие факторы:

тип газопровода: шлейф, межпромысловый газопровод, магистральный газопровод;

вид запорной арматуры: равнопроходная или неравнопроходная;

наличие крутозагнутых вставок, изменений диаметра газопровода, переходов газопроводов через природные и естественные преграды;

наличие камер запуска и приема очистных и диагностических поршней.

Классифицируем используемые поршни по совокупности вышеперечисленных признаков:

газопровод гидратообразование очистка полость

1. Поршни, используемые для магистральных газопроводов и новых межпромысловых газопроводов, оборудованных камерами запуска и приема очистных поршней и равнопроходной запорной арматурой:

цельнометаллические поршни-разделители, ярким примером которых является поршень типа ОПРМ, изготовленный из авиационных покрышек. На полом металлическом корпусе поршня свободно располагают авиационные покрышки с распорными втулками между ними. В передней части корпуса устанавливают герметическую перегородку и дисковый упор для покрышек, а к задней крепят нажимной фланец, обеспечивающий осевое поджатие покрышек;

поршни-ерши (скребки) для удаления окалины, механических предметов, а также вытеснения жидкости посредством дроссельного кольца;

газодинамические установки, эффективность очистки внутренней поверхности при использовании которых обеспечивается за счет использования в очистном устройстве газодинамического сопла [25];

турбоочистители, использующие очистную установку с турбоприводом для обеспечения необходимого качества очистки внутренней поверхности трансконтинентальных трубопроводов.

2. Поршни, используемые для очистки газопроводов, оборудованных камерами запуска и приема очистных устройств и неравнопроходной арматурой, с наличием вставок из труб разных диаметров и значительным количеством переходов:

эластические гибкие поршни с самоуплотняющимися манжетами (поршни-калибры, состоящие из неопреновых манжет и калибрующих пластин с наплавкой твердым сплавом) [26];

поршни-сферы, представляющие собой полые сферы из синтетического или натурального каучука с толщиной стенок от 25 до 50 мм в зависимости от очищаемого газопровода. Для придания герметичности во время прохождения через полость газопровода сферы наполняют через специальные клапаны водой, антифризом или глицерином.

3. Поршни, используемые для очистки шлейфов скважин и участков межпромысловых газопроводов, оборудованных неравнопроходной запорной арматурой:

гелевые и пенные поршни, основанные на внедрении в полость газопровода поверхностно-активных веществ (ПАВ) определенной кратности и использовании их в качестве своеобразного поршня, входящего в контакт с жидкостью и в виде смеси вытесняющего ее из полости газопровода с определенной скоростью [26].

Если недостатком первых двух групп поршней является износ основных устройств и высокая вероятность застревания в полости газопровода, то применение последней группы пенных поршней ограничивается возможностью поддержания скорости стабильности пены в пределах от 2 до 4 м/с.

Однако, и те и другие получили широкое распространение в нефтегазовой промышленности за счет простоты принципа действия: запасовки (введения) устройства в специально оборудованную камеру запуска и проталкивания энергией газового потока с определенной скоростью через полость газопровода до камеры приема очистного поршня, где производится сбор загрязнений в открытые или закрытые емкости.

2.2 Перевод участка газопровода в режим самоочистки

Способы перевода газопровода в режим самоочистки предусматривают создание высокоскоростного режима эксплуатации газопровода за счет определенных сезонных увеличений потребностей газоснабжения, во время пропускания потока газа через дюкер или основную нитку перехода газопровода, а также при условии изменения режима работы компрессоров на ДКС. Однако для однониточного газопровода организация высокоскоростного потока газа возможна лишь за счет увеличения продуктивности участка, что исключает возможность применения способа для газопроводов, подающих газ потребителям в качестве конечного пункта транспортировки, ограниченного уровнем газопотребления.

При очистке газопровода [27] с наличием компрессорных станций образование в газопроводе импульсного режима рабочего потока газа за счет перепада давления достигают периодическим перекрытием полости газопровода запорными линейными кранами. Способ пригоден и для очистки однониточных газопроводов, на которых можно изменить на короткое время режим эксплуатации газопровода, а обеспечение потребителей газом при этом проводят за счет срабатывания аккумулирующей способности газопровода.

Однако широко используемый на линейных участках газопроводов, этот способ не учитывает кинематику жидкости по трассе газопровода и влияние рельефа местности прокладки участков газопровода, не предусматривает возможность определения количества жидкости, выносимой к оборудованию объектов газодобывающей системы. Поэтому достаточно часто использование такого способа приводит к простому распределению масс жидкости по застойным зонам участков газопровода или же к залповым выбросам жидкости на оборудование УКПГ, ДКС, ГС, ПГРС и его отказам с дальнейшим загрязнением окружающей среды.

Поэтому, главной задачей при использовании способа очистки газопровода высокоскоростным потоком газа является определение оптимальных величин параметров, характеризирующих такой поток, и величины объема загрязнений, выносимых из полости газопровода.

Алгоритм определения параметров высокоскоростного потока газа следующий [28]:

1. Определение критической скорости газа на участке газопровода, отвечающей вынесению критического объема загрязнений из полости газопровода:

, (1)

где Ф (_кр) - функция критического центрального угла, учитывающая режим работы газопровода и его техническую характеристику, качественный состав загрязнений.

в = 1,045-1,1 - коэффициент Кориолиса;

щ - линейная скорость газа, м/с;

Р_{ср -} среднее давление газа на участке газопровода, Па;

z - коэффициент сжимаемости газа;

R_{г -} газовая постоянная, Дж/кг_К;

Т - средняя температура газового потока на участке газопровода, К;

D_в - внутренний диаметр газопровода, м;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

б - угол наклона участка газопровода к горизонтальной поверхности, рад;

_ж - плотность жидкости, кг/м³;

_г - плотность газа, кг/м³.

2 Скорость газа на участке газопровода до проведения очистных операций определяют в соответствии с уравнением для линейной скорости газа [29]:

, (2)

где q_Ф - фактическая продуктивность газопровода, млн. м³/сутки;

Р_ср - среднее давление на участке газопровода, МПа.

3. Так как на участке газопровода надо достичь скорости газа, необходимой для максимального вынесения жидкости из пониженных мест, из уравнения (2) получим:

. (3)

4. Учитывая то, что из трех параметров один является расчетным по критической скорости Р^кр_ср, а конечное давление Р_к является величиной фиксированной, значение начального давления рассчитаем по уравнению

, (4)

где

Р_к - конечное давление, МПа

Р_н^кр - начальное давление, соответствующее критической скорости газового потока, МПа.

5. Перепад давления, который необходимо создать на линейном кране для обеспечения скорости газового потока, соответствующей вынесению жидкости из полости газопровода, рассчитываем как разницу критического начального и фиксированного конечного давления

. (5)

6. Объем жидкости, выносимой из полости газопровода в результате контролируемого выброса жидкости, составит:

, (6)

где V_н - нормальный объем жидкости в газопроводе, соответствующий ее относительному покою, м³.

Очевидно, что

, (7)

где _н - половина центрального угла к сегменту жидкости для режима работы газопровода, когда жидкость в его полости находится в состоянии относительно покоя. Значение _н определяется из условия:

. (8)

или:

. (9)

2.3 Методы борьбы с гидратообразованием

Вследствие наличия в газоконденсатной смеси водяного пара в шлейфах скважин возникают условия для образования кристаллогидратов, которые по внешнему виду напоминают снег или лед и являются физико-химическими соединениями воды с углеводородами. По своей структуре газовые гидраты - это соединения включения (твердые растворы), которые образуются путем внедрения молекул газа в пустоты кристаллических структур из молекул воды. Обобщенная формула газовых гидратов М nН₂О, где значения n изменяются в пределах 5,75 - 17,0, в зависимости от состава газа и условий возникновения гидратов.

В промысловом транспорте газа могут использоваться следующие способы предупреждения образования гидратов [30]:

поддержание температуры газа выше температуры образования гидратов (предварительное подогревание газа);

снижение давления газа в газопроводе до уровня ниже давления равновесия образования гидратов;

введение в газопровод специальных веществ - ингибиторов, которые препятствуют гидратообразованию;

осушка газа перед подачей его в газопровод.

В качестве ингибиторов могут использоваться метиловый спирт (метанол), раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ) и раствор хлористого кальция. Ингибиторы, которые введены в поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их в раствор, не образующий гидратов или образующий их при более низких температурах.

Метанол (СН₃ОН) получил широкое применение для борьбы с гидратами и используется как для ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок, так и для профилактических заливок с целью предупреждения гидратообразования.

На рис. 7 приведена схема установки метанольниц, которая применяется в промысловом транспорте газа. Особенность схемы состоит в том, что при установке метанольницы на территории скважины или площадки линейных кранов стравливать газ из газопровода не нужно.

Заправляют метанольницы следующим образом. При закрытых вентилях 1, 3 и 4 открывают игольчатый вентиль свечи 5 и стравливают из метанольницы газ. После этого, не закрывая свечу 5, открывают вентиль 7 и через наливную лейку 6 из автоцистерны в метанольницу перекачивают метанол. Свеча 5 обязательно должна быть открыта для выхода воздуха из метанольницы. После заправки метанольницы вентили 5 и 7 закрывают.

Для включения метанольницы в работу необходимо при открытых вентилях А и В открыть вентили 1 и 4 и давление в емкости метанольницы 9 сделать равным давлению в газопроводе 10. Потом надо открыть вентиль 3 и начать вводить метанол в газопровод. Количество метанола регулируется вентилем 3 и просматривается через стекло фонаря 2, а количество залитого в емкость определяется по уровнемеру 8. В случае остановки метанольницы на длительное время вентили А, В, 1, 3 и 4 должны быть обязательно закрыты, а газ из метанольницы стравлен. Ввод метанола в полость газопровода может осуществляться через манометрические штуцеры или через свечу.

Заливка метанола через манометрические штуцеры с перепадом на линейном кране или на скважине проводится в следующем порядке: кран в начале участка, на котором образовался перепад давления, прикрывается (или закрывается полностью, если позволяет режим работы газопровода) до создания перепада давления на кране.

Заправленная метанолом передвижная метанольница подключается через нижний сливной патрубок шлангом высокого давления к манометрическому штуцеру, на байпасе за краном (по ходу газу), а сверху также через шланг высокого давления подается газ под давлением газа от манометрического штуцера до крана. Метанол таким образом передавливается из метанольницы в трубу.

Заливка метанола через свечу осуществляется с помощью небольшой переносной емкости объемом 30 - 50 л, которая установлена непосредственно на свечу, следующим образом. Операцию заполнения и опорожнения повторяют несколько раз. Количество заливаемого за один раз метанола колеблется от 100 л до 500 л в зависимости от диаметра газопровода и типа обработки.

Рисунок 7 - Схема установки стационарной метанольницы

3. Методика определения мест накопления жидкости в полости газопровода

Постоянный контроль режима работы газопровода дает возможность в реальном времени оперировать большим набором параметров гидравлического состояния: динамика изменения давления газа в контрольных точках, продуктивность газопровода, его температурный режим, изменение компонентного состава природного газа. Кроме того, имея в наличии данные о рельефе трассы газопровода и его технической характеристике, можно определить места локализации загрязнений и их влияние на режим работы газопровода по следующему алгоритму [31]:

- определение гидравлической эффективности газопровода и ориентировочного объема загрязнений его участков;

- определение мест вероятного накопления жидкости;

- определение самой нижней точки газопровода в естественной ловушке жидкости, которая является наиболее вероятной для накопления жидких загрязнений (переходы через яры, балки, русла рек и т.д.).

Применение методики расчета коэффициентов гидравлической эффективности и определения объема загрязнений на участке газопровода обусловлено следующими причинами:

- при проведении расчетов на основании методик и уравнений стационарного движения газа по трубопроводу имеют место существенные погрешности при определении коэффициентов гидравлической эффективности;

- сложностью определения коэффициентов гидравлической эффективности участков сложных газотранспортных систем в том случае, когда расход газа замеряется в целом по всей системе;

- отсутствием точных и дешевых методов определения объема жидких загрязнений в газопроводе.

Методика приведена в разделе технологических расчетов промысловых газопроводов (Раздел 2, расчет №1).

Методика позволяет рассчитать:

значение коэффициента гидравлической эффективности газопровода - показателя относительной загрязненности газопровода;

величину объема загрязнений в полости газопроводов - показателя абсолютной загрязненности участка газопровода.

Подтверждают значения загрязненности газопровода путем проверки условий конденсации и расчета сконденсировавшейся жидкости из газового потока. Ниже на рисунках 8-а, б приведены кривые изменения температуры газа, ТТР по углеводородам и температуры гидратообразования для действующего участка газопровода. Зоны образования жидких отложений будут соответствовать участкам газопровода, на которых температура точки росы выше температуры газа, а образование гидратов - участкам, где температура гидратообразования выше температуры газа.

Анализ приведенных данных дает возможность судить о том, в какой точке газопровода конденсируется жидкость. Из рисунков 8-а, б следует, что образование гидратов возможно по всей длине исследуемого участка, поскольку температура образования гидратов выше температуры газа.

Более точное определение мест дислокации жидкости в полости газопровода осуществляют путем поиска самых низких мест по трассе газопровода. Такие места находят на основе анализа продольного профиля трассы, который строят при помощи геодезических методов на стадии инженерных изысканий для проектируемых газопроводов или на стадии паспортизации для уже построенных газопроводов.

Для построения продольного профиля трассы газопровода применяют или традиционные геодезические приборы: технические теодолиты и тахометрические рейки или современные системы GРS. Для примера приведем продольный профиль трассы действующего газопровода, построенный геодезическими методами при прокладке трассы газопровода (рис.8-в). Анализ профиля трассы показывает, что на трассе газопровода существует несколько пониженных мест в виде природных балок, долин речек, ручьев и т.д., которые фактически являются местами вероятного скопления жидкости в полости газопровода, то есть так называемыми естественными ловушками жидкости.

Сопоставление данных рисунков 8-а, б и 8-в дает возможность определить по длине газопровода положение зон возможного гидратообразования и пониженных мест газопровода - ловушек - в которых скапливается жидкость и грязь. На рисунке 8-в показаны две зоны образования жидкости. Таким образом, предварительный комплекс расчетов дает возможность установить при помощи продольного профиля трассы естественные ловушки, в которых наиболее целесообразно произвести врезку устройства для откачивания жидкости.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 8 - Кривые изменения температуры газа, температуры точек росы, условий гидратообразования в действующем газопроводе и упрощенный план-профиль трассы газопровода.

Для установки устройства для откачивания жидкости из полости пониженного участка используют геодезические методы точного определения самого низкого места при помощи тригонометрического или геометрического нивелирования.

Размещено на Allbest.ru