Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА ВОДНОЙ ФАЗЫ В ПРОМЫСЛОВОМ ГАЗОПРОВОДЕ

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при исследовании промысловых газопроводов (шлейфов) на наличие и определение объема жидкости в них.

Известен способ, при котором осуществляется бесконтактный замер уровня жидкости на отдельных участках промыслового газопровода при помощи нейтронного тестирования, основанного на регистрации отраженных от контролируемой среды числа замедленных нейтронов, испускаемых источником быстрых нейтронов (см. Маслов В.М. «Концепции анализа и совершенствования техники и технологии промысловых подготовки и транспорта газа». Ташкент, издательство ФАН, 1997, стр.622-625).

Недостатком данного метода является то, что для определения наличия жидкости в промысловом газопроводе участок трубы должен быть освобожден от грунта. При этом с целью исключения фоновых шумов от влажной почвы размер шурфа должен быть таким, чтобы на расстоянии не менее 0,5 м от точки замера труба была полностью открыта. Выполнение таких условий требует дополнительных материальных затрат и снижает оперативность измерений. Помимо этого, при использовании данного метода необходимо знать фактический геометрический профиль промыслового газопровода для прогнозирования мест возможного скопления жидкости.

В многолетней промысловой практике эксплуатации нефтяных и газовых месторождений широко известен способ, при котором осуществляется непосредственный замер количества жидкости, находящейся в газопроводе, путем слива жидкости из специальных конденсатосборников (см. Гужов А.И. и др. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. М., «Недра», 1978, стр.109-110).

Недостатками данного метода являются низкая эффективность при больших затратах материальных средств и трудовых ресурсов, а также невозможность постоянного контроля за уровнем наполнения конденсатосборника жидкостью, что во многих случаях приводит к их переполнению, росту гидравлических сопротивлений в газопроводе и безвозвратным потерям газа.

Целью данного изобретения является повышение эффективности работ по определению объема водной фазы в промысловом газопроводе. Это достигается тем, что промысловый газопровод с накопленной водой перекрывается с обеих сторон, в отсеченном участке промыслового газопровода повышается давление путем закачки газа одновременно с измерением объема закачиваемого газа, величина которого относится к объему газа в промысловом газопроводе как 1:3, с учетом объема закачанного газа и изменения термобарического состояния газа в промысловом газопроводе, рассчитывается объем воды в промысловом газопроводе.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Рассчитывается геометрический объем V_ш внутреннего пространства промыслового газопровода диаметром D, протяженностью L. В случае составного промыслового газопровода общий объем рассчитывается с учетом объема каждого участка. С помощью запорной арматуры вход и выход газа из промыслового газопровода герметично перекрывается и в нем регистрируются давление P₁ и температура Т₁. По вспомогательному трубопроводу через газовый счетчик в промысловый газопровод с помощью источника высокого давления (компрессора, бустера, агрегата дожимной компрессорной станции и т.д.) подается дополнительный объем газа. При этом дополнительный объем относится к объему газа в промысловом газопроводе под рабочим давлением как 1:3. Данное соотношение обусловлено соблюдением требования, по которому погрешность выполняемых последующих расчетов не превышает 5%. В результате закачки дополнительного объема газа в промысловом газопроводе устанавливаются давление Р₂ и температура Т₂. На основе совместного решения уравнений состояния для двух термобарических уровней, а также с учетом разделения общего внутреннего объема промыслового газопровода V_ш на газовую и водную составляющие рассчитываем объем воды по формуле:

где: V_в - рассчитываемый объем воды, который находится в трубопроводе, м³;

V_ш - геометрический объем шлейфа, м³;

Q_сч - показания счетчика, м³;

P_ат - атмосферное давление, ≈0,1 МПа;

Т₀ - абсолютная температура, К;

P₁ - давление в трубопроводе после остановки, МПа;

Т₁ - температура газа при P₁, К;

Z₁ - коэффициент сжимаемости при P₁;

P₂ - давление в трубопроводе после закачки дополнительного объема газа Q_сч, МПа;

T₂ - температура газа при Р₂, К;

Z₂ - коэффициент сжимаемости при Р₂;

Пример расчета

Исходные данные:

D=0,49 м - диаметр трубопровода;

L=2000 м - длина трубопровода;

Q_cч=2850 м³ - показания счетчика;

P_ат≈0,1013 МПа - атмосферное давление;

Т₀=273,15 К - абсолютная температура;

Р₁=2 МПа - давление в трубопроводе после остановки;

Т₁=278 К - температура газа при Р₁,

Z₁=0,953 - коэффициент сжимаемости при Р₁;

Р₂=3 МПа - давление в трубопроводе после закачки дополнительного

объема газа;

Т₂=307 К - температура газа при Р₂, К;

Z₂=0,935 - коэффициент сжимаемости при Р₂.

1. Рассчитывается геометрический объем трубопровода по формуле:

где: D - диаметр трубопровода

L - длина трубопровода

2. Рассчитывается объем воды в газопроводе по формуле: