Способ определения объема жидкости в трубопроводе
METHOD OF DETERMINING VOLUME OF LIQUID IN PIPELINE

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
i
где m - измеренное значение приходящейся на i-ую опору массы трубопровода с газожидкостной смесью (кг),
n - количество опор трубопровода,
ТР
и, с учетом предварительно полученного значения массы (М) трубопровода из соотношения
М
3
где ρ - плотность материала трубопровода (кг/м),
d - внешний диаметр трубопровода (м),
h - толщина стенки трубопровода (м),
L - длина трубопровода (м),
ж
определяют объем жидкости (V) в трубопроводе
Ж
3
где ρ - значение плотности жидкости в трубопроводе (кг/м),
Г
3
ρ - значение плотности газа в трубопроводе (кг/м),
Г
М - 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.
i
Установленные датчики объединяют в измерительную систему, позволяющую осуществлять одновременный замер значений массы (m) 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
i
где m - измеренное значение приходящейся на i-ую опору массы трубопровода с газожидкостной смесью, (кг),
n - количество опор трубопровода.
ТР
Предварительно рассчитывают собственную массу (М) трубопровода
м
3
где ρ - плотность материала трубопровода (кг/м),
d - внешний диаметр трубопровода (м),
h - толщина стенки трубопровода (м),
L - длина трубопровода (м).
ср
ср
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) и температуры (Т) в трубопроводе (СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 2006):
вх
где Р - давление газожидкостного потока на входе трубопровода (Па),
вых
Р - давление газожидкостного потока на выходе трубопровода (Па),
0
где Т - температура окружающей среды (К),
вх
Т - температура газожидкостного потока на входе трубопровода (К),
вых
Т - температура газожидкостного потока на выходе трубопровода (К).
ж
Г
ср
ср
Значения плотности жидкой (ρ) и газовой (ρ) фаз в трубопроводе при среднем значении давления (Р) и температуры (Т) определяют по справочным данным (например, ГСССД 160-93. Газ природный расчетный. Издательство стандартов, 1993) либо рассчитывают с помощью программных комплексов (например, Pipesim компании Shlumberger).
ТР
ж
Г
После чего, с учетом полученных значений (М), (М), (ρ), (ρ), определяют объем жидкости в трубопроводе
Г
где М - масса газа в трубопроводе, полностью заполненном газовой фазой (кг), рассчитываемая из соотношения
ср
ср
При постоянных (неизменных) термобарических условиях эксплуатации трубопровода (постоянных значениях давления Р и температуры Т) объем жидкости  в трубопроводе в каждый последующий момент эксплуатации (на момент времени t) определяют по упрощенной формуле
0
где М - измеренная общая масса трубопровода с газожидкостной смесью на начальный момент времени (кг),
t
M - измеренная общая масса трубопровода с газожидкостной смесью на текущий момент времени t (кг),
3
- объем жидкости в трубопроводе на начальный момент времени, значение которого известно или определено по формулам (1)-(6) (м).
Пример осуществления способа.
м
3
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 = 7800 кг/м.
Транспортируемая по трубопроводу среда представляет собой смесь природного газа и воды. Термобарические параметры на входе трубопровода:
вх
вх
6
Р=2,00⋅10 Па; Т=288,0 К.
Термобарические параметры на выходе трубопровода:
вых
вых
6
Р = 1,98⋅10 Па; Т = 287,6 К.
о
Температура окружающего воздуха составляет Т=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)
ТР
Предварительно рассчитали собственную массу (М) трубопровода по формуле (2)
ср
По формуле (3) рассчитали среднее значение давления (Р) в трубопроводе
ср
и по формуле (4) - среднее значение температуры (Т) в трубопроводе
3
3
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/м, а плотность воды при тех же условиях - 999,4 кг/м.
Г
Вычислили массу газа (М) 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.