Спосіб визначення температури початку утворення рідкої та твердої фази компонентів природного газу

Корисна модель стосується вимірювальної техніки в газовій промисловості і може бути використана на об'єктах підготовки та транспортування природного газу для визначення температури початку утворення рідкої та твердої фази компонентів у потоці природного газу, що знаходиться під тиском. В процесі видобування, підготовки і транспортування природного газу, при певних умовах компоненти природного газу та домішки різного походження, що містяться в ньому (наприклад, волога), можуть переходити в рідкий або твердий стан, а також утворювати досить стабільні в цих умовах тверді хімічні сполуки (наприклад, газові кристалогідрати), або кригу. При зосередженні цих сполук у вн утрішніх порожнинах газового обладнання вони стають на перешкоді руху природного газу, що, в свою чергу, призводить до аварійних ситуацій та пошкодження газового обладнання. Для визначення термодинамічних умов, при яких можливе утворення рідкої або твердої фази компонентів природного газу використовують низку способів. Відомий спосіб визначення точки роси, що включає пропускання газу вздовж охолоджуваної конденсаційної поверхні вимірювальної камери та вимірювання температури конденсаційної поверхні [а.с. СРСР №1744618, МПК G 01 N 25/66, опубл. 06.06.1989] В цьому способі як конденсаційну поверхню використовують оптично прозоре тіло (а саме, оптичне волокно), а момент утворення на конденсаційній поверхні рідкої та твердої фази компонентів газу визначають за зміненням інтенсивності світлового потоку, що пропускають крізь оптичне волокно. Інтенсивність світлового потоку визначають за допомогою засобів фотометрії. Головним недоліком відомого способу є неможливість ідентифікації агрегатного стану речовини, яка відкладається на конденсаційній поверхні, оскільки при утворенні рідкої фази та при утворенні твердої фази компонентів газу інтенсивність світлового потоку змінюється майже однаково. Ще одним недоліком способу є низька точність вимірювань внаслідок постійного забруднення поверхні оптичного волокна домішками, що містяться в газі. Домішки забруднюють поверхню оптичного волокна, утворюючи на ній додатковий шар, що зменшує прозорість волокна та вносить похибки у вимірювання. Крім цього, виготовлене з кварцу оптичне волокно з часом абсорбує вологу. Це стає причиною поступового зменшення прозорості оптичного волокна, що призводить до ще більшого зменшення точності вимірювань. Відомий спосіб визначення точки роси, що включає пропускання газу вздовж охолоджуваної конденсаційної поверхні вимірювальної камери та вимірювання температури конденсаційної поверхні [Берлинер М.А. Измерения влажности. М., «Энергия», 1973, с.18]. Як конденсаційну поверхню використовують металеву дзеркальну поверхню, момент утворення рідкої чи твердої фази на ній визначають завдяки зменшенню інтенсивності світлового потоку, який вона відбиває. Інтенсивність світлового потоку визначають фотометричним способом за допомогою фотоелементів. Недоліком відомого способу є неможливість ідентифікації агрегатного стану речовини, яка утворюється на конденсаційній поверхні, оскільки інтенсивність відбиття світлового потоку однаково зменшує і волога (рідка фаза компонентів природного газу), і гідрати та лід (тверда фаза компонентів природного газу). Тобто, фотоелемент реєструє лише факт утворення рідкої або твердої фази, але не в змозі розрізнити що саме утворюється. Крім цього, недоліком способу є низька точність вимірювань, що обумовлено залежністю точності вимірювань від стану конденсаційної поверхні. Періодичне повторення циклу конденсація - випаровування призводить до забруднення конденсаційної поверхні, зменшення відбивної здатності і, як наслідок, до збільшення похибки вимірювань. Спільною рисою наведених вище способів є використання засобів фотометрії для визначення моменту утворення твердої чи рідкої фази компонентів природного газу на конденсаційній поверхні. Як свідчить практика використання цих способів, застосування фотометрії не дозволяє ідентифікувати рідка чи тверда фаза компонентів утворилась на конденсаційні поверхні. Відомий спосіб визначення вологості газу, що включає пропускання газу вздовж охолоджуваної конденсаційної поверхні вимірювальної камери, та вимірювання температури конденсаційної поверхні [а.с. СРСР № 593127, МПК G01N 25/66, опубл. 15.02.1978]. Згідно зі способом, конденсаційну поверхню охолоджують нижче температури можливої точки роси, а лише потім пропускають над нею газ, вимріюючи температуру конденсаційної поверхні. Наявність конденсації рідкої або твердої фази компонентів газу визначають візуально. На відміну від попередніх способів, при застосуванні цього способу можливе визначення агрегатного стану речовини, яка відкладається на конденсаційній поверхні. Температуру початку утворення рідкої чи твердої фази компонентів природного газу за допомогою цього способу можливо визначити лише шляхом проведення декількох вимірювань за методом послідовного наближення, тобто щоразу поступово підвищуючи температуру о холодження конденсаційної поверхні. Це погіршує точність вимірювань та зменшує оперативність проведення вимірювальних робіт. Крім цього, проведення вимірювань із застосуванням відомого способу вимагає від оператора високої кваліфікації та великого досвіду для візуального визначення агрегатного стану речовини, яка утворилась на конденсаційній поверхні. Тобто на точність вимірювань впливає низка суб'єктивних факторів. Найбільш близьким до технічного рішення, що заявляється, є відомий спосіб визначення температури початку утворення рідкої та твердої фази компонентів природного газу, що включає пропускання газу вздовж охолоджуваної конденсаційної поверхні вимірювальної камери, вимірювання тиску газу та вимірювання температури конденсаційної поверхні [а.с. СРСР №219261, Н. кл. 42і, 12/07, МПК G01K, опубл. 30.05.1968]. Як конденсаційну поверхню в цьому способі використовують металевий дзеркально відполірований стрижень. Один кінець стрижня охолоджують більше ніж інший, утворюючи вздовж стрижня градієнт температур. При пропусканні природного газу вздовж стрижня компоненти газу утворюють на його поверхні рідку та тверду фазу. Межу між ними визначають візуально. Для полегшення ідентифікації твердої фази компонентів природного газу стрижень наполовину пофарбований шаром гігроскопічної фарби вздовж всієї своєї довжини. Температуру газу в кожній точці конденсаційної поверхні визначають шляхом інтерполяції показників температурних датчиків, що розташовані вздовж стрижня. Недоліком цього способу є низька точність вимірювань внаслідок неможливості однозначної ідентифікації агрегатного стану речовини, яка утворилась на різних ділянках конденсаційні поверхні, оскільки точність проведення вимірювань залежить від низки суб'єктивних факторів, зокрема від кваліфікації оператора, його досвіду, гостроти зору, сприйняття кольорів тощо. Крім цього, додаткову похибку вносить необхідність проведення інтерполяції показників температурних датчиків для визначення температури на різних ділянках конденсаційної поверхні. Практичний досвід використання наведених вище способів, в яких ідентифікація твердої та рідкої фази компонентів природного газу виконується візуально, дозволяє зробити висновок, що ці способи, як і способи, в яких застосовуються фотометричні прилади, не дозволяють отримувати точний результат внаслідок певних властивих ним вад. Виходячи з цього, сформулюємо задачу корисної моделі. Задачею корисної моделі є підвищення точності вимірювання температури початку утворення рідкої та твердої фази компонентів природного газу та можливості ідентифікації агрегатного стану цих утворень шляхом аналізу прямого фізичного параметру стану природного газу, як індикатора утворення рідкої або твердої фази на конденсаційній поверхні. Для вирішення поставленої задачі у відомому способі визначення температури початку утворення рідкої та твердої фази компонентів природного газу, що включає пропускання газу вздовж охолоджуваної конденсаційної поверхні вимірювальної камери, вимірювання тиску газу та вимірювання температури конденсаційної поверхні, згідно з технічним рішенням, що заявляється, у вимірювальній камері газ пропускають через канал, з площею прохідного перерізу від 0,001мм 2 до 400мм 2, а початок утворення рідкої або твердої фази компонентів природного газу визначають за рівнем змінення різниці тиску газу між входом і виходом вимірювальної камери. Технічним результатом корисної моделі, що заявляється, є отримання можливості визначення температури початку утворення рідкої та твердої фази компонентів природного газу з підвищеною точністю завдяки використанню рівня змінення різниці тиску газу між входом і виходом вимірювальної камери, як індикатора утворення на конденсаційній поверхні тієї чи іншої фази компонентів природного газу. Оскільки тиск є суто фізичним параметром, то його визначення не залежить від суб'єктивних факторів оператора і позбавляє результат вимірювань похибок, пов'язаних з цими суб'єктивними факторами. Спосіб може бути здійснений за допомогою пристрою, схематичне зображення якого наведено на Фіг.1. На Фіг.2 наведена діаграма залежності рівня різниці тисків (ΔР) між входом і виходом вимірювальної камери від температури конденсаційної поверхні (t). До складу пристрою входить корпус 1, в якому розташована вимірювальна камера 2, внутрішні стінки якої є конденсаційною поверхнею 3. З вимірювальною камерою 2 сполучені вхідний патрубок 4 та вихідний патрубок 5. В корпусі 1 також розташований охолоджуючий пристрій 6. Всередині вимірювальної камери 2 розташований стрижень 7 конусоподібної форми, який встановлений з можливістю переміщення вздовж вимірювальної камери 2. Для вимірювання температури конденсаційної поверхні 3 у вимірювальній камері 2 встановлений датчик температури 8. Між конденсаційною поверхнею 3, та стрижнем 7 утворений канал. Площа прохідного перерізу каналу може становити від 0,001мм 2 до 400мм 2 на різних ділянках вимірювальної камери 2 в залежності від положення стрижня 7. До вхідного патрубка 4 та до ви хідного патрубка 5 підключені манометри 9 та 10 відповідно, для вимірювання тиску газу на вході у вимірювальну камеру 2 та на ви ході з неї. Пристрій працює наступним чином. Подають природний газ в вимірювальну камеру 2 пристрою через вхідний патрубок 4, одночасно вимірюючи його тиск манометром 9 на вході вимірювальної камери 2. Газ проходячи крізь вимірювальну камеру 2, проходить вздовж конденсаційної поверхні 3, обтікаючи стрижень 7, і виходить з вимірювальної камери 2 через вихідний патрубок 5. Тиск на виході вимірювальної камери 2 вимірюють манометром 10, який встановлений в корпусі 1. За допомогою запірної арматури (на креслені не показана) встановлюють витрату газу через пристрій, наприклад, 0,5-3л/хв., при цьому, різниця тисків між входом і виходом вимірювальної камери 2 буде, наприклад, 0,5-1кг/см 2. На цьому етапі опір газу всередині вимірювальної камери 2 мінімальний, про що свідчить мінімальний рівень різниці тисків, який фіксується манометрами 9 та 10 (зона І на Фіг.2). Далі починають охолодження конденсаційної поверхні 3 за допомогою охолоджуючого пристрою 6. При проходженні вимірювальної камери 2 газ, потрапляє в канал, утворений конденсаційною поверхнею 3 та стрижнем 7, та охолоджується до стану насичення його компонентів (волога, важкі вуглеводні, інгібітори гідратоутворення), внаслідок чого починається їх конденсація (тобто утворення рідкої фази) на конденсаційній поверхні 3, що призводить до зменшення перерізу каналу між конденсаційною поверхнею 3 та стрижнем 7. Це, в свою чергу, призводить до збільшення динамічного опору руху газу і спричиняє падіння тиску на виході з вимірювальної камери 2. Рівень різниці тисків, що фіксується манометрами 9 та 10, збільшується (зона II на Фіг.2). В момент збільшення рівня різниці тисків визначають температуру конденсаційної поверхні 3 за допомогою датчика температури 8. Визначена температура є температурою початку утворення рідкої фази компонентів природного газу. Таким чином, початок утворення рідкої фази компонентів природного газу визначають за рівнем змінення різниці тиску газу між входом і виходом вимірювальної камери 2. Далі продовжують поступово охолоджувати конденсаційну поверхню З за допомогою охолоджуючого пристрою 6. При цьому компоненти, що сконденсувались в каналі між конденсаційною поверхнею 3 і стрижнем 7, починають кристалізуватися, що призводить до ще більшого зростання динамічного опору руху газу. Рівень різниці тисків, що фіксується манометрами 9 та 10, збільшується (зона III на Фіг.2). В момент збільшення рівня різниці тисків, визначають температуру конденсаційної поверхні 3 за допомогою датчика температури 8. Визначена температура є температурою початку утворення твердої фази компонентів природного газу. Таким чином, початок утворення твердої фази компонентів природного газу визначають за рівнем змінення різниці тиску газу між входом і виходом вимірювальної камери 2.