Спосіб визначення температури гідратоутворення газового потоку

Передбачуваний винахід відноситься до газової промисловості і вимірювальної техніки і може бути використаний для визначення температури гідратоутворення газового потоку - температури газу, при якій можливо починається утворення гідратів на лінійній ділянці магістрального газопроводу. Відомий спосіб запобігання гідратоутворення при підготовці вуглеводневого газу до транспорту (Патент РФ № 2049957, кл. F17B 1/05, 1995, БВ № 34), який включає введення в газовий потік інгібітору гідратоутворення, виведення відпрацьованого водяного розчину інгібітору і визначення для регулювання витрати інгібітору різниці між температурою початку гідратоутворення і температурою газового потоку в місці введення інгібітору - D T, при цьому концентрацію інгібітору у відпрацьованому водяному розчині -X підтримують, виходячи зі співвідношення é æ - DT ö ù 100 × ê1 - ехрç ÷ú è A øû ë , C= æ M H 2О ö ÷ × ехрæ - DT ö ç ç ÷ 1+ ç M инг ÷ è A ø ø è де D T=Т0-Т1 Т0 - температура гідратоутворення газу, яка визначається за рівноваговою кривою гідратоутворення в системі газ-вода; Т1 - температура газового потоку в місці виведення інгібітору; МН2О - молекулярна маса води; Минг - молекулярна маса інгібітору; А - емпіричний коефіцієнт, який залежить від типу інгібітору і дорівнює 65-90. У даному способі запобігання гідратоутворення при підготовці вуглеводневого газу до транспорту також, як і в способі визначення температури гідратоутворення газового потоку, що заявляється, визначають температуру гідратоутворення. Однак, відсутність визначення складу і приведеної щільності газу і температури фунту, періодичного вимірювання тиску газу на початку і наприкінці лінійної ділянки магістрального газопроводу і визначення температури гідратоутворення газового потоку за приведеними формулами знижують точність визначення температури гідратоутворення. Відомий спосіб визначення температури гідратоутворення газового потоку (А.В.Деточенко, А.Л.Михеев, М.М.Волков. Спутник газовика. М.: Недра, 1978, с.30), який включає визначення складу і відносної щільності газу, вимірювання тиску газу і визначення температури гідратоутворення за графіком гідратоутворення. Даний спосіб визначення температури гідратоутворення газового потоку також, як і спосіб визначення температури гідратоутворення газового потоку, що заявляється, включає визначення складу газу і вимірювання тиску. Однак, відсутність визначення приведеної щільності газу і температури фунту, періодичного вимірювання тиску газу на початку і наприкінці лінійної ділянки газопроводу і визначення температури гідратоутворення газового потоку за приведеними формулами знижують точність визначення температури гідратоутворення. Найбільш близьким за технічною сутністю є спосіб визначення температури гідратоутворення газового потоку (Тараненко Б.Ф., "Автоматическое управление процессом ввода ингибитора гидратообразования". Тематический научно-технический обзор в серии "Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности", М.: ВНИИЭГАЗпром, 1972, с. 11), який включає визначення складу і відносної щільності газу, вимірювання тиску газу в сепараторі і розрахунок температури гідратоутворення - Тго за формулою: Тго=А+В.Р, де Р - тиск газу в сепараторі; А і В - емпіричні коефіцієнти, чисельні значення яких приведені в таблицях для різної відносної щільності газу. Даний спосіб визначення температури гідратоутворення газового потоку також, як і спосіб визначення температури гідратоутворення газового потоку, що заявляється, включає визначення складу газу і вимірювання його тиску. Однак, відсутність визначення чи вимірювання температури ґрунту, періодичного вимірювання тиску газу на початку і наприкінці лінійної ділянки газопроводу і визначення температури гідратоутворення газового потоку за приведеними формулами знижують точність визначення температури гідратоутворення. В основу передбачуваного винаходу поставлена задача удосконалення способу визначення температури гідратоутворення газового потоку шляхом підвищення точності за рахунок урахування впливу додаткових параметрів газового потоку. Поставлена задача вирішується тим, що у відомий спосіб визначення температури гідратоутворення газового потоку, який включає визначення складу газу і вимір тиску газу, відповідно до винаходу уведене визначення приведеної щільності газу і температури фунту - Тгр, при цьому тиск газу вимірюють періодично на початку і наприкінці лінійної ділянки газопроводу, за величинами тиску газу на початку і наприкінці лінійної ділянки газопроводу розраховують середній тиск газу на лінійній ділянці магістрального газопроводу - Рср і визначають температуру гідратоутворення - Тго газового потоку за формулою Тго =58,5.lg Рср + В1 - 59,32 якщо температура ґрунту від'ємна, або за формулою Тго =18,47 .lg Рср – В2 + 18,65 якщо температура фунту додатна, де В1 і B2 емпіричні коефіцієнти, значення яких визначаються приведеною щільністю газу. Уведення визначення приведеної щільності газу і температури фунту - Тгр, періодичного вимірювання тиску газу на початку і наприкінці лінійної ділянки газопроводу, розрахунку середнього тиску на лінійній ділянці магістрального газопроводу і визначення температури гідратоутворення - Тго газового потоку за приведеними формулами дозволяє врахувати вплив складу і тиску газу і температури ґрунту на температуру гідратоутворення і за рахунок цього підвищити точність визначення температури гідратоутворення. Спосіб визначення температури гідратоутворення газового потоку реалізують таким чином. Попередньо в моменти часу, які встановлені регламентом збору оперативної інформації для диспетчерського керування і контролю, наприклад, один раз на дві години, визначають склад газу і його приведену щільність і температуру ґрунту. Склад газу визначають лабораторним шляхом або, якщо є відповідні датчики, то за допомогою датчиків, за складом газу розраховують приведену щільність газу - r n за формулою rn = åD × Y , åY i i i де і - номер гідратоутворювального компоненту газу; D i - відносна щільність і-го гідратоутворювального компонента газу; Yi - молярна частка і-го гідратоутворювального компонента газу. За отриманою величиною приведеної щільності визначають значення коефіцієнтів В 1 і В2, які запам'ятовують і використовують до моменту наступного визначення приведеної щільності газу. Температуру ґрунту визначають або шляхом вимірювання, якщо є відповідні датчики, або розраховують за формулою 0,62×k ×Dн ×L Tгр = Tн - Tк × е D ×Cp ×106 ×Q 0,62×k ×Dн ×L D×C ×10 6 ×Q 1- е p , де Тн - температура газу на початку лінійної ділянки газопроводу; Тк - температура газу наприкінці лінійної ділянки газопроводу; Q - витрата газу на початку лінійної ділянки газопроводу; k - коефіцієнт тепловіддачі; DH - зовнішній діаметр труби; Ср - середня ізобарна теплоємність газу; L - довжина лінійної ділянки газопроводу. Отриману величину температури ґрунту також запам'ятовують і використовують до моменту наступного визначення. Вимірювання тиску газу на початку - Рн і наприкінці - Рк лінійної ділянки магістрального газопроводу здійснюють періодично, наприклад, з періодом дві години. Після кожного вимірювання тисків розраховують середній тиск - Рср газу на лінійній ділянці газопроводу за формулою 2 2æ ç R + Rк н Rн + Rн 3ç è ö ÷, ÷ ø і визначають температуру гідратоутворення - Тго газового потоку за формулою Тго =58,5.lg Рср + В1- 59,32 якщо температура ґрунту додатна, або за формулою Т го = 18,47 .lg Рср-В2 + 18,65 якщо температура ґрунту від'ємна, де В1 і В2 - емпіричні коефіцієнти, значення яких визначаються приведеною щільністю газу Rср =