Способ определения объема жидкости в трубопроводе Российский патент 2020 года по МПК G01F22/00 G01F1/76 

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтегазовой промышленности для измерения объема накопленной жидкости в протяженных трубопроводах наземной прокладки, транспортирующих газожидкостные потоки.

Известен способ определения массы жидкости в резервуаре (патент РФ №2494353, G01F 17/00, опубл. 27.09.2013), заключающийся в измерении уровня жидкости, измерении плотности жидкости и определении массы жидкости в резервуаре по объему. При этом определяют среднее значение плотности жидкости в резервуаре путем периодических измерений плотности жидкости в поверхностном слое и на глубине через равные промежутки времени до момента, когда значения плотности на глубине и поверхности выровняются, после чего рассчитывают среднее арифметическое значение плотности, используя последние значения плотности жидкости в поверхностном слое и на глубине. Затем измеряют уровень жидкости посредством метрштока, закрепленного в резервуаре, путем получения телевизионного изображения метрштока, в зоне соприкосновения его с поверхностью жидкости. При этом метршток подсвечивают источником света, расположенным вместе с телевизионной видеокамерой над поверхностью жидкости, а для излома хода лучей подсветки используют зеркало, закрепленное на поплавке под поверхностью жидкости наклонно к оси источника света и оси объектива телевизионной видеокамеры. Причем поплавок установлен на метрштоке с возможностью вертикального перемещения при изменении уровня жидкости. Передают изображение посредством телевизионной видеокамеры на устройство отображения результатов измерения. С учетом градуировочной характеристики конкретного резервуара по измеренному значению уровня определяют объем жидкости в резервуаре, после чего по полученному значению объема и среднему арифметическому значению плотности определяют массу жидкости в резервуаре. Недостатком указанного способа является то, что его реализация предполагает наличие ровной поверхности жидкости, уровень которой определяют оптическими приборами. В общем случае газожидкостной поток в трубопроводах не обладает постоянной формой границы газовой и жидкой фаз, что ограничивает применимость данного способа. Кроме того, данный способ обладает низкой надежностью при применении его на протяженных трубопроводах, поскольку движущийся газожидкостной поток способен повредить элементы оптической системы.

Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ измерения плотности и уровня жидкости (патент РФ №2441204, G01F 23/14, опубл. 27.01.2012), включающий установку в резервуар с исследуемой жидкостью двух датчиков давления друг над другом на фиксированном расстоянии, фиксацию значений смещения нуля нижнего и верхнего датчиков, когда уровень жидкости находится ниже их уровней, фиксацию разности значений давлений нижнего и верхнего датчиков, когда уровень жидкости находится немного выше уровня верхнего датчика, вычисления плотности и уровня жидкости по полученной фиксированной разности давлений и значениям смещения нуля датчиков. Если уровень жидкости не опускается ниже уровня нижнего датчика, то в резервуаре размещают между верхним и нижним датчиками на фиксированном расстоянии от нижнего датчика средний датчик давления. Фиксируют значение смещения нуля среднего датчика, когда уровень жидкости находится ниже его уровня, фиксируют разность значений давлений нижнего и среднего датчиков, когда уровень жидкости находится немного выше уровня среднего датчика, определяют смещение нуля нижнего датчика по фиксированной разности давлений между нижним и средним датчиками и значениям смещения нуля среднего и верхнего датчиков. Однако, в известном способе датчики, установленные внутри трубопровода, подвергаются воздействию газожидкостного потока, идущего через трубопровод, что обусловливает снижение надежности работы и точности показаний датчиков. Кроме того, в известном способе для установки датчиков необходимо сверлить либо резать стенки трубопровода, что усложняет монтаж датчиков и ухудшает надежность трубопровода.

Предлагаемый способ основан на использовании зависимости массы газожидкостной смеси в трубопроводе от соотношения в ней жидкой и газовой фаз. При этом значения плотности газовой и жидкой фаз определяют в зависимости от состава транспортируемой среды и рабочих условий (давление, температура), которые предполагают известными.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа определения объема жидкости в трубопроводах, транспортирующих изменяющийся газожидкостной поток, обеспечивающего непрерывный контроль объема жидкости, накапливаемой в процессе эксплуатации протяженных трубопроводов.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности контроля объема накапливаемой в трубопроводе жидкости за счет повышения надежности работы и точности показаний датчиков, обеспечение возможности определять места скопления жидкости, а также расширение арсенала технических средств для осуществления упомянутого контроля в протяженных трубопроводах.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе определения объема жидкости в трубопроводе на всем протяжении трубопровода, проложенного на опорах, в местах контакта наружной поверхности трубопровода с опорами устанавливают датчики, выполненные с возможностью определения массы и функционально объединенные с возможностью передачи по каналам связи полученных данных. Затем осуществляют одновременный замер значений приходящейся на каждую из опор массы трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью, после чего на основании результатов замера выполняют расчет массы (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью из соотношения

где m_i - измеренное значение приходящейся на i-ую опору массы трубопровода с газожидкостной смесью (кг),

n - количество опор трубопровода,

и, с учетом предварительно полученного значения массы (М_ТР) трубопровода из соотношения

где ρ_М - плотность материала трубопровода (кг/м³),

d - внешний диаметр трубопровода (м),

h - толщина стенки трубопровода (м),

L - длина трубопровода (м),

определяют объем жидкости (V_ж) в трубопроводе

где ρ_Ж - значение плотности жидкости в трубопроводе (кг/м³),

ρ_Г - значение плотности газа в трубопроводе (кг/м³),

М_Г - масса газа в трубопроводе (кг), при этом

На чертеже представлена схема установки датчиков на трубопроводе.

Способ осуществляют следующим образом.

В местах контакта нижней образующей трубопровода и его опор устанавливают датчики, выполненные с возможностью определения массы трубопровода с находящейся в нем газожидкостной смесью. Используют серийно выпускаемые датчики, обеспечивающие необходимый диапазон измерений: от массы трубопровода, приходящейся на одну опору, при полном заполнении его газовой фазой, при атмосферном давлении, до массы, приходящейся на одну опору трубопровода, при его полном заполнении жидкой фазой, например, тензометрические датчики веса ST-X-A-22 (производитель Южно-Уральский весовой завод), определяющие и передающие значения массы.

Установленные датчики объединяют в измерительную систему, позволяющую осуществлять одновременный замер значений массы (m_i) во всех местах контакта трубопровода с опорами.

На основании результатов одновременного замера значений приходящейся на каждую из опор массы трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью, выполняют расчет общей массы (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью

где m_i - измеренное значение приходящейся на i-ую опору массы трубопровода с газожидкостной смесью, (кг),

n - количество опор трубопровода.

Предварительно рассчитывают собственную массу (М_ТР) трубопровода

где ρ_м - плотность материала трубопровода (кг/м³),

d - внешний диаметр трубопровода (м),

h - толщина стенки трубопровода (м),

L - длина трубопровода (м).

По фактическим значениям термобарических параметров газожидкостного потока на входе и на выходе трубопровода определяют значения плотности жидкой и газовой фаз в трубопроводе, для чего выполняют расчет средних значений давления (Р_ср) и температуры (Т_ср) в трубопроводе (СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 2006):

где Р_вх - давление газожидкостного потока на входе трубопровода (Па),

Р_вых - давление газожидкостного потока на выходе трубопровода (Па),

где Т₀ - температура окружающей среды (К),

Т_вх - температура газожидкостного потока на входе трубопровода (К),

Т_вых - температура газожидкостного потока на выходе трубопровода (К).

Значения плотности жидкой (ρ_ж) и газовой (ρ_Г) фаз в трубопроводе при среднем значении давления (Р_ср) и температуры (Т_ср) определяют по справочным данным (например, ГСССД 160-93. Газ природный расчетный. Издательство стандартов, 1993) либо рассчитывают с помощью программных комплексов (например, Pipesim компании Shlumberger).

После чего, с учетом полученных значений (М), (М_ТР), (ρ_ж), (ρ_Г), определяют объем жидкости в трубопроводе

где М_Г - масса газа в трубопроводе, полностью заполненном газовой фазой (кг), рассчитываемая из соотношения

При постоянных (неизменных) термобарических условиях эксплуатации трубопровода (постоянных значениях давления Р_ср и температуры Т_ср) объем жидкости в трубопроводе в каждый последующий момент эксплуатации (на момент времени t) определяют по упрощенной формуле

где М⁰ - измеренная общая масса трубопровода с газожидкостной смесью на начальный момент времени (кг),

M^t - измеренная общая масса трубопровода с газожидкостной смесью на текущий момент времени t (кг),

- объем жидкости в трубопроводе на начальный момент времени, значение которого известно или определено по формулам (1)-(6) (м³).

Пример осуществления способа.

Предлагаемым способом был исследован трубопровод протяженностью L=600 м, наружным диаметром d=0,530 м и толщиной стенки h=0,027 м. Трубопровод проложен наземно, на опорах, расположенных с интервалом 30 м, и изготовлен из стали плотностью ρ_м = 7800 кг/м³.

Транспортируемая по трубопроводу среда представляет собой смесь природного газа и воды. Термобарические параметры на входе трубопровода:

Р_вх=2,00⋅10⁶ Па; Т_вх=288,0 К.

Термобарические параметры на выходе трубопровода:

Р_вых = 1,98⋅10⁶ Па; Т_вых = 287,6 К.

Температура окружающего воздуха составляет Т_о=268,0 К.

Результаты замера массы трубопровода в местах установки датчиков приведены в таблице.

Вычислили общую массу (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью по формуле (1)

Предварительно рассчитали собственную массу (М_ТР) трубопровода по формуле (2)

По формуле (3) рассчитали среднее значение давления (Р_ср) в трубопроводе

и по формуле (4) - среднее значение температуры (Т_ср) в трубопроводе

Определили значения плотности жидкой и газовой фаз потока в трубопроводе. Согласно справочным данным, при рассчитанных значениях температуры и давления плотность газа составляет 14,3 кг/м³, а плотность воды при тех же условиях - 999,4 кг/м³.

Вычислили массу газа (М_Г) в трубопроводе по формуле (6)

По формуле (5) определили объем жидкости в трубопроводе

Кроме того, по результатам измерений, полученным от датчиков, можно определить, что максимальное скопление жидкости находится в районе расположения 10-ой, 11-ой и 12-ой опор, что позволит принять решения по дальнейшей эксплуатации трубопровода.

Изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности для измерения объема накопленной жидкости в протяженных трубопроводах наземной прокладки на опорах, транспортирующих газожидкостные потоки. Способ предусматривает установку функционально объединенных между собой датчиков, выполненных с возможностью проведения замера и передачи значений массы во всех местах контакта наружной поверхности трубопровода с опорами. На основании результатов замера расчетным путем определяют массу (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью, собственную массу трубопровода и объем (V_ж) жидкости в трубопроводе из соотношения где ρ_ж - значение плотности жидкости в трубопроводе, ρ_г - значение плотности газа в трубопроводе, М_г - масса газа в трубопроводе, при этом где d - внешний диаметр трубопровода (м), h - толщина стенки трубопровода (м), L - длина трубопровода (м). Техническим результатом является повышение эффективности контроля объема накапливаемой в трубопроводе жидкости за счет повышения надежности работы и точности показаний датчиков, обеспечение возможности определять места скопления жидкости, а также расширение арсенала технических средств. 1 табл., 1 ил.

Способ определения объема жидкости в трубопроводе, включающий установку датчиков и фиксацию результатов измерения установленными датчиками, отличающийся тем, что на всем протяжении трубопровода, проложенного на опорах, в местах контакта наружной поверхности трубопровода с опорами устанавливают датчики, выполненные с возможностью определения массы и функционально объединенные с возможностью передачи по каналам связи полученных данных, затем осуществляют одновременный замер значений приходящейся на каждую из опор массы трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью, после чего на основании результатов замера выполняют расчет массы (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью из соотношения

где m_i - значение приходящейся на i-ую опору массы трубопровода с газожидкостной смесью (кг),

n - количество опор трубопровода, и, с учетом предварительно полученного значения массы (М_ТР) трубопровода из соотношения

где ρ_М - плотность материала трубопровода (кг/м³),

d - внешний диаметр трубопровода (м),

h - толщина стенки трубопровода (м),

L - длина трубопровода (м),

определяют объем жидкости (V_ж) в трубопроводе

где ρ_ж - значение плотности жидкости в трубопроводе (кг/м³),

ρ_г - значение плотности газа в трубопроводе (кг/м³),

М_г - масса газа в трубопроводе (кг), при этом