RU2768130C1

RU2768130C1 - Method of determining drop entrainment of hydrocarbon liquid from field low temperature separation unit of natural gas

Info

Publication number: RU2768130C1
Application number: RU2020137327A
Authority: RU
Inventors: Борис Дмитриевич Донских; Зарема Мусаевна Юсупова; Александр Александрович Макинский; Татьяна Владимировна Максимова; Игорь Николаевич Жильцов; Алла Юрьевна Чекалина
Original assignee: Публичное акционерное общество "Газпром"
Priority date: 2020-11-12
Filing date: 2020-11-12
Publication date: 2022-03-23

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil and gas, petrochemical industries and can be used to determine the value of drop entrainment of hydrocarbon liquid from field low temperature separation units of natural gas. Method for determining drop entrainment of hydrocarbon liquid from field LTSU of natural gas consists in the fact that at the outlet of the end low-temperature separator of LTSU, a preliminary sample of natural gas is taken, which is subjected to two-stage low-temperature separation with its passage into a separation unit consisting of the first and second separation units and immersed in a thermocryostat bath. At the end of the two-stage low-temperature separation, determining the value of the preliminary mass of the separation unit m₁, then the main sample of natural gas is taken at the outlet of the end low-temperature separator of the LTSU, which in the same order as the preliminary sample is subjected to two-stage low-temperature separation, after which the value of the main mass of the separation unit m₂ is determined in an order similar to the procedure for determining the preliminary mass of the separation unit m₁, thereafter, drop entrainment of hydrocarbon fluid from field LTSU is determined.

EFFECT: high accuracy of determining drop entrainment of hydrocarbon liquid from a low-temperature separation unit.

1 cl, 3 dwg

Description

Заявленное изобретение относится к нефтегазовой, нефтехимической промышленности и может быть использовано для определения величины капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации природного газа.The claimed invention relates to the oil and gas, petrochemical industry and can be used to determine the amount of droplet entrainment of hydrocarbon liquid from field installations for low-temperature separation of natural gas.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ, в котором определяется разность между температурой точки росы природного газа по углеводородам (на узле замера природного газа при положительных по Цельсию температурах) и температурой сепарации природного газа (обычно находящейся в диапазоне минус 20°С - минус 30°С). По этой разности температур с использованием термодинамической (расчетно-технологической) модели установки, «собранной» в какой-либо программной среде, расчетным путем оценивается величина уноса тяжелых углеводородов в капельном виде (см. В.А. Истомин, И.В. Колинченко, A.M. Деревягин, С.В. Селезнев, Метод точки росы для оценки капельного уноса углеводородов в процессе подготовки газа валанжинских залежей // Наука и техника в газовой промышленности. - 2006. - №4. - С. 37-41).The closest analogue of the claimed invention is a method in which the difference between the natural gas dew point temperature for hydrocarbons (at the natural gas metering unit at positive Celsius temperatures) and the natural gas separation temperature (usually in the range of minus 20 ° C - minus 30 ° FROM). Based on this temperature difference, using a thermodynamic (computational-technological) model of the installation, “assembled” in any software environment, the amount of carryover of heavy hydrocarbons in a droplet form is estimated by calculation (see V.A. Istomin, I.V. Kolinchenko, AM Derevyagin, SV Seleznev, Dew point method for evaluating the droplet entrainment of hydrocarbons in the process of preparing gas from Valanginian deposits // Science and technology in the gas industry. - 2006. - No. 4. - P. 37-41).

Недостатком упомянутого выше технического решения является относительно высокая погрешность конечного результата измерений величины капельного уноса углеводородной жидкости, складывающаяся из погрешности анализаторов температуры точки росы природного газа по углеводородам, погрешности используемой расчетно-технологической модели, а также погрешности и неполноты определения компонентного состава газа сепарации.The disadvantage of the above technical solution is the relatively high error in the final result of measuring the amount of droplet entrainment of the hydrocarbon liquid, which consists of the error of analyzers of the dew point temperature of natural gas for hydrocarbons, the error of the calculation and technological model used, as well as the error and incompleteness of determining the component composition of the separation gas.

Задачей, на которую направлено заявленное изобретение, является создание эффективного способа определения капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации (далее - УНТС) природного газа.The task to which the claimed invention is directed is the creation of an effective method for determining the droplet entrainment of a hydrocarbon liquid from field installations for low-temperature separation (hereinafter - UNTS) of natural gas.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение точности определения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС за счет исключения погрешностей анализаторов температуры точки росы природного газа по углеводородам, погрешности используемой расчетно-технологической модели, а также погрешности и неполноты определения компонентного состава газа сепарации.The technical result of the claimed invention is to increase the accuracy of determining the droplet entrainment of a hydrocarbon liquid from a CNT by eliminating the errors of natural gas dew point temperature analyzers for hydrocarbons, the errors of the calculation and technological model used, as well as the errors and incompleteness of determining the component composition of the separation gas.

Технический результат обеспечивается тем, что в способе определения капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации (УНТС) природного газа, на выходе из концевого низкотемпературного сепаратора УНТС осуществляют отбор предварительной пробы природного газа, которую нагревают, очищают от примесей, понижают давление природного газа, содержащегося в предварительной пробе до давления, равного давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, а затем осуществляют двухступенчатую низкотемпературную сепарацию предварительной пробы с пропуском ее по линии подвода природного газа в сепарационный блок, состоящий из первого и второго узла сепарации и погруженный в ванну термокриостата, обеспечивающую поддержание в сепарационном блоке температуры равной температуре в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС и отводом по линии отвода природного газа, по окончании двухступенчатой низкотемпературной сепарации проводят определение значения предварительной массы сепарационного блока m₁, который отсоединяют от упомянутых линий, определяют давление природного газа в узлах сепарации, затем снижают давление в них до давления, равного давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, далее отсоединяют узлы сепарации друг от друга, герметизируют их входы и выходы посредством герметизирующих заглушек и извлекают их из ванны термокриостата, а затем проводят проверку на утечку природного газа, очищают и проводят термоосушку, после которой узлы сепарации охлаждают до комнатной температуры, взвешивают каждый из узлов сепарации, суммируют их массы и получают предварительное значение массы сепарационного блока m₁, г, затем снимают герметизирующие заглушки, соединяют между собой узлы сепарации в сепарационный блок, присоединяют его к линиям подачи и отвода природного газа и осуществляют отбор основной пробы природного газа на выходе из концевого низкотемпературного сепаратора УНТС, которую в таком же порядке как и предварительную пробу подвергают двухступенчатой низкотемпературной сепарации, после чего проводят определение значения основной массы сепарационного блока m₂ в порядке, аналогичном порядку проведения определения предварительной массы сепарационного блока m₁, определяют компонентный состав и плотность природного газа, содержащегося в основной пробе, пропущенной через сепарационный блок

, г/см³ и, кроме того, в ходе проведения двухступенчатой низкотемпературной сепарации основной пробы природного газа осуществляют отбор проб разгазированного углеводородного конденсата из сепарационного блока и проводят определение его компонентного состава и плотности ρ_к, г/см³ и, кроме того, определяют объем V основной пробы природного газа как разность показаний средства измерений объема в начале и в конце пропускания основной пробы газа, затем приводят объем V к стандартным условиям (t=20,0°C, р=101,325 кПа) и получают объем основной пробы пропущенного газа V*, м, при стандартных условиях, после чего определяют капельный унос углеводородной жидкости из промысловых УНТС, ρ_ку, г/м³ по формуле:The technical result is ensured by the fact that in the method for determining the droplet entrainment of a hydrocarbon liquid from field installations for low-temperature separation (UNTS) of natural gas, at the outlet of the end low-temperature separator of the UNTS, a preliminary sample of natural gas is taken, which is heated, purified from impurities, the pressure of natural gas is reduced, contained in the preliminary sample to a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS, and then a two-stage low-temperature separation of the preliminary sample is carried out with its passage through the natural gas supply line into the separation unit, consisting of the first and second separation units and immersed in a thermocryostat bath, which ensures the maintenance in the separation unit at a temperature equal to the temperature in the end low-temperature separator of the UNTS and the outlet along the natural gas outlet line, after the completion of the two-stage low-temperature separation, the value of the preliminary of the separation unit m ₁ , which is disconnected from the mentioned lines, the pressure of natural gas in the separation units is determined, then the pressure in them is reduced to a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS, then the separation units are disconnected from each other, their inlets and outlets are sealed by means of sealing plugs and remove them from the thermocryostat bath, and then they check for natural gas leakage, clean and conduct thermal drying, after which the separation units are cooled to room temperature, each of the separation units is weighed, their masses are summed up and a preliminary value of the mass of the separation unit m is obtained ₁ , d, then the sealing plugs are removed, the separation units are interconnected into a separation unit, it is connected to the natural gas supply and discharge lines, and the main natural gas sample is taken at the outlet of the end low-temperature separator of the UNTS, which, in the same order as the preliminary etc Both are subjected to two-stage low-temperature separation, after which the value of the main mass of the separation block m ₂ is determined in the same manner as the procedure for determining the preliminary mass of the separation block m ₁ , the component composition and density of the natural gas contained in the main sample passed through the separation block are determined

, g/cm ³ and, in addition, during the two-stage low-temperature separation of the main sample of natural gas, samples of degassed hydrocarbon condensate are taken from the separation unit and its component composition and density ρ _to , g/cm ³ are determined and, in addition, determine volume V of the main sample of natural gas as the difference between the readings of the volume measuring instrument at the beginning and at the end of the passage of the main gas sample, then the volume V is brought to standard conditions (t=20.0°C, p=101.325 kPa) and the volume of the main sample of the passed gas is obtained V*, m, under standard conditions, after which the droplet entrainment of hydrocarbon liquid from field CNTs, ρ _ku , g/m ³ is determined by the formula:

где V* - объем основной пробы природного газа при стандартных условиях, м³;where V* is the volume of the main sample of natural gas under standard conditions, m ³ ;

m_к - масса образовавшегося в сепарационном блоке разгазированного углеводородного конденсата, г, которая вычисляется по формуле:m _k is the mass of degassed hydrocarbon condensate formed in the separation unit, g, which is calculated by the formula:

где

-плотность природного газа, содержащегося в основной пробе, пропущенной через сепарационный блок, г/см³;where

-density of natural gas contained in the main sample passed through the separation unit, g/cm ³ ;

ρ_к - плотность образовавшегося в сепарационном блоке разгазированного углеводородного конденсата, г/см³.ρ _to - the density of the degassed hydrocarbon condensate formed in the separation unit, g/cm ³ .

Повышение точности определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС обеспечивается путем определения температуры природного газа в первом и втором узлах сепарации, что позволяет определить эффективность охлаждения корпуса сепаратора и контролировать постоянство и равенство температуры внутри сепараторов и температуры на выходе из концевого низкотемпературного сепаратора УНТС на протяжении всего процесса пропускания природного газа через сепарационный блок.Increasing the accuracy of determining the value of droplet entrainment of hydrocarbon liquid from UNTS is provided by determining the temperature of natural gas in the first and second separation units, which makes it possible to determine the efficiency of cooling the separator body and control the constancy and equality of the temperature inside the separators and the temperature at the outlet of the end low-temperature separator of the UNTS throughout the entire the process of passing natural gas through the separation unit.

Повышение точности определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС обеспечивается путем определения давления природного газа в узлах сепарации, что позволяет соблюсти условия равенства давления в сепарационном блоке давлению на выходе из концевого низкотемпературного сепаратора УНТС на протяжении всего процесса пропускания природного газа через сепарационный блок, а также позволяет осуществлять контроль утечек исследуемого газа из сепарационного блока после перекрытия входного и выходного вентилей сепарационного блока.Increasing the accuracy of determining the value of droplet entrainment of hydrocarbon liquid from the UNTS is provided by determining the pressure of natural gas in the separation units, which makes it possible to comply with the conditions of equality of the pressure in the separation unit to the pressure at the outlet of the end low-temperature separator of the UNTS throughout the entire process of passing natural gas through the separation unit, as well as allows to control leaks of the test gas from the separation unit after shutting off the inlet and outlet valves of the separation unit.

Герметизация входов и выходов узлов сепарации посредством герметизирующих заглушек обеспечивает повышение точности определения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС за счет устранения влияния утечек исследуемого газа из узлов сепарации на результат определения.Sealing the inlets and outlets of the separation units by means of sealing plugs provides an increase in the accuracy of determining the droplet entrainment of hydrocarbon liquid from the CNT by eliminating the effect of leaks of the test gas from the separation units on the determination result.

Осуществление двухступенчатой низкотемпературной сепарации природного газа позволяет исключить влияние капельного уноса углеводородной жидкости на конечный результат определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС за счет улавливания вторым узлом сепарации уносимых капель углеводородной жидкости из первого узла сепарации.The implementation of a two-stage low-temperature separation of natural gas makes it possible to eliminate the effect of hydrocarbon liquid droplet entrainment on the final result of determining the hydrocarbon liquid droplet entrainment value from the CNT by catching the entrained hydrocarbon liquid droplets from the first separation unit by the second separation unit.

Заявленное изобретение поясняется чертежами.The claimed invention is illustrated by drawings.

На фиг. 1 показана общая схема сепарационной установки для определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС, на которой реализуется заявленный способ.In FIG. 1 shows a general diagram of a separation unit for determining the droplet entrainment of a hydrocarbon liquid from a CNT, on which the claimed method is implemented.

На фиг. 2 показана конструкция узла сепарации, включающего в себя змеевик и сепаратор.In FIG. 2 shows the design of the separation unit, which includes a coil and a separator.

На фиг. 3 показан разрез А-А, фиг. 2.In FIG. 3 shows a section A-A, Fig. 2.

На фиг. 1 обозначены следующие позиции: линия 1 подачи природного газа, устройство нагрева природного газа 2, фильтр механических примесей 3, первый манометр 4, редуктор 5, второй манометр 6 (манометры 4 и 6 могут также являться составными частями редуктора 5), входное запорно-регулирующее устройство 7 первого сепарационного узла, змеевик 8 первого сепарационного узла, термометр 9, сепаратор 10 первого сепарационного узла, выходное запорно-регулирующее устройство 11 первого сепарационного узла, входное запорно-регулирующее устройство 12 второго сепарационного узла, змеевик 13 второго сепарационного узла, сепаратор 14 второго сепарационного узла, выходное запорно-регулирующее устройство 15 второго сепарационного узла, ванна термокриостата 16, анализатор 17 точки росы по углеводородам, третий манометр 18, регулировочный вентиль 19, газовый расходомер 20, линия 21 отвода природного газа.In FIG. 1, the following positions are indicated: natural gas supply line 1, natural gas heating device 2, mechanical impurities filter 3, first pressure gauge 4, reducer 5, second pressure gauge 6 (pressure gauges 4 and 6 can also be components of the reducer 5), inlet shut-off and control device 7 of the first separation unit, coil 8 of the first separation unit, thermometer 9, separator 10 of the first separation unit, outlet shut-off and control device 11 of the first separation unit, inlet shut-off and control device 12 of the second separation unit, coil 13 of the second separation unit, separator 14 of the second separation unit, outlet shut-off and control device 15 of the second separation unit, thermocryostat bath 16, hydrocarbon dew point analyzer 17, third pressure gauge 18, control valve 19, gas flow meter 20, natural gas outlet line 21.

На фиг. 2 и фиг. 3 обозначены следующие позиции: 22 - герметизирующие заглушки; 23 - резьбовое соединение змеевика с сепаратором; 24 - чувствительный элемент средств измерения (СИ) температуры, 25 - чувствительный элемент СИ давления, 26 - приспособление для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата.In FIG. 2 and FIG. 3 the following positions are indicated: 22 - sealing plugs; 23 - threaded connection of the coil with a separator; 24 - sensitive element of measuring instruments (SI) of temperature, 25 - sensitive element of pressure SI, 26 - device for sampling degassed hydrocarbon condensate.

Сепарационная установка для определения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС, на которой реализуется заявленный способ, имеет сепарационный блок, погруженный в ванну термокриостата 16.The separation plant for determining the droplet entrainment of a hydrocarbon liquid from a CNT, on which the claimed method is implemented, has a separation unit immersed in a thermocryostat bath 16.

К сепарационному блоку подсоединены линия 1 подачи природного газа и линия 21 отвода природного газа. Сепарационный блок состоит из разъемно соединенных между собой первого и второго узла сепарации. Первый узел сепарации содержит разъемно соединенные между собой змеевик 8 и сепаратор 10. Второй узел сепарации содержит разъемно соединенные между собой змеевик 13 и сепаратор 14. УНТС содержит следующие основные элементы: сепараторы, теплообменники, устройства для редуцирования давления и концевой низкотемпературный сепаратор, из которого ценная углеводородная жидкость уносится потоком подготовленного природного газа, и таким образом происходит капельный унос углеводородной жидкости из УНТС.A line 1 for supplying natural gas and a line 21 for discharging natural gas are connected to the separation unit. The separation unit consists of the first and the second separation unit detachably connected to each other. The first separation unit contains a coil 8 and a separator 10 detachably connected to each other. The second separation unit contains a coil 13 and a separator 14 detachably connected to each other. the hydrocarbon liquid is carried away by the treated natural gas flow, and thus the hydrocarbon liquid is dripped from the CNT.

На линии 1 установлено устройство 2 нагрева природного газа, служащее для предотвращения конденсации углеводородов вследствие снижения температуры природного газа и повышения его температуры точки росы по углеводородам при редуцировании давления.On line 1, a natural gas heating device 2 is installed, which serves to prevent the condensation of hydrocarbons due to a decrease in the temperature of natural gas and an increase in its dew point temperature for hydrocarbons during pressure reduction.

Затем на линии 1 подачи природного газа последовательно установлены: фильтр механических примесей 3, первый манометр 4, редуктор 5, второй манометр 6.Then, on the natural gas supply line 1, the following are installed in series: mechanical impurities filter 3, the first pressure gauge 4, the reducer 5, the second pressure gauge 6.

На линии 21 отвода природного газа последовательно установлены анализатор 17 точки росы по углеводородам, третий манометр 18, необходимый для контроля давления в измерительной камере анализатора 17, регулировочный вентиль 19, предназначенный для сброса давления природного газа до атмосферного и установления (регулирования) необходимого объемного расхода газа и газовый расходомер 20, предназначенный для определения объема природного газа, прошедшего через установку за известное время. Анализатор точки росы по углеводородам 17 необходим для контроля стабильности работы сепарационной установки и отсутствия уноса углеводородной жидкости из сепарационной установки.On the natural gas outlet line 21, a hydrocarbon dew point analyzer 17, a third pressure gauge 18, necessary to control the pressure in the measuring chamber of the analyzer 17, and a control valve 19 are installed in series, designed to relieve natural gas pressure to atmospheric pressure and establish (regulate) the required volumetric gas flow and a gas flow meter 20 for determining the volume of natural gas that has passed through the plant in a known time. The hydrocarbon dew point analyzer 17 is necessary to control the stability of the separation unit and the absence of entrainment of hydrocarbon liquid from the separation unit.

Разъемность соединения первого и второго узла сепарации обеспечивается тем, что между ними установлен соединительный трубопровод, вход которого разъемно соединен с запорно-регулирующим устройством 11, а выход разъемно соединен с запорно-регулирующим устройством 12.The detachable connection of the first and second separation unit is ensured by the fact that a connecting pipeline is installed between them, the inlet of which is detachably connected to the shutoff and control device 11, and the outlet is detachably connected to the shutoff and control device 12.

Разъемное соединение сепараторов и змеевиков в первом и втором узлах сепарации обеспечивается нижеследующими конструктивными особенностями:Detachable connection of separators and coils in the first and second separation units is provided by the following design features:

- змеевик 8 первого узла сепарации навит на верхнюю часть корпуса первого сепаратора и змеевик 13 второго узла сепарации навит на верхнюю часть корпуса второго сепаратора;- the coil 8 of the first separation unit is wound on the upper part of the first separator housing and the coil 13 of the second separation unit is wound on the upper part of the second separator housing;

- корпус сепаратора первого узла сепарации 10 и его крышка, а также корпус сепаратора 14 второго узла сепарации и его крышка соединены между собой разъемно при помощи резьбового соединения.- the separator housing of the first separation unit 10 and its cover, as well as the separator housing 14 of the second separation unit and its cover are connected to each other detachably by means of a threaded connection.

Резьбовое соединение между сепаратором и змеевиком обеспечивает возможность отсоединения змеевика от сепаратора, что позволяет более тщательно промывать полости змеевика после окончания каждого отдельного эксперимента и полностью удалять из него остатки углеводородного конденсата, который может влиять на результаты последующих измерений.The threaded connection between the separator and the coil provides the possibility of disconnecting the coil from the separator, which allows more thorough washing of the coil cavities after the end of each individual experiment and completely removes hydrocarbon condensate residues from it, which can affect the results of subsequent measurements.

В крышки сепараторов 10 и 14 вмонтированы чувствительные элементы СИ температуры 24 и чувствительные элементы СИ давления 25.In the covers of separators 10 and 14, temperature sensing elements SI 24 and pressure sensing elements SI 25 are mounted.

Чувствительные элементы СИ температуры 24 обеспечивают возможность постоянного контроля температуры внутри сепараторов на протяжении всего процесса пропускания природного газа через них, а также возможность определения эффективности охлаждения корпуса сепараторов чтобы не допустить превышение значения градиента температур между природным газом в сепараторе и хладагентом в охлаждающей ванне термокриостата 16 более чем на 0,25°С.Temperature sensing elements 24 provide the possibility of constant temperature control inside the separators throughout the entire process of passing natural gas through them, as well as the ability to determine the efficiency of cooling the separator body in order to prevent the temperature gradient between the natural gas in the separator and the refrigerant in the cooling bath of the thermocryostat 16 from exceeding than 0.25°C.

Запорно-регулирующие устройства 7, 11, 12 15 выполнены с возможностью установки на них герметизирующих металлических заглушек после окончания пропускания природного газа через змеевик-сепаратор и снижения давления (при необходимости) до необходимого значения.Shut-off and control devices 7, 11, 12 15 are made with the possibility of installing sealing metal plugs on them after the passage of natural gas through the separator coil and pressure reduction (if necessary) to the required value.

Сепараторы 10 и 14 имеют приспособление 26 для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата, которое размешено в нижней части их корпусов.Separators 10 and 14 have a device 26 for sampling degassed hydrocarbon condensate, which is located in the lower part of their housings.

Способ определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых УНТС реализуется следующим образом.The method for determining the value of the droplet entrainment of hydrocarbon liquid from field CNTs is implemented as follows.

Перед началом проведения исследований оба змеевика и сепаратора очищают растворителем углеводородов, не взаимодействующим с материалом уплотнительных прокладок сепарационной установки, а затем высушивают путем продувки горячим воздухом или инертным газом.Before starting research, both coils and separators are cleaned with a hydrocarbon solvent that does not interact with the material of the sealing gaskets of the separation unit, and then dried by blowing with hot air or inert gas.

После очистки и сушки узла сепарационного блока присоединяют его к линии подачи 1 природного газа и линии 21 отвода природного газа (см. фиг. 1).After cleaning and drying of the separation block assembly, it is connected to the natural gas supply line 1 and the natural gas discharge line 21 (see Fig. 1).

Осуществляют отбор предварительной пробы природного газа на выходе из концевого низкотемпературного сепаратора УНТС, причем отбор пробы производят в соответствии с ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) «Газ природный. Руководство по отбору проб».A preliminary sample of natural gas is taken at the outlet of the end low-temperature separator of the UNTS, and the sample is taken in accordance with GOST 31370-2008 (ISO 10715:1997) “Natural gas. Sampling Guide.

Подают предварительную пробу природного газа из линии 1 на вход устройства 2 нагрева природного газа, которое предназначено для предупреждения конденсации. В устройстве 2 нагрева природного газа происходит нагрев природного газа с целью поддержания его температуры на уровне, как минимум, на 5 К выше значения точки росы газа.A preliminary sample of natural gas is supplied from line 1 to the inlet of natural gas heating device 2, which is designed to prevent condensation. The natural gas heating device 2 heats the natural gas to maintain its temperature at least 5 K above the dew point of the gas.

Далее природный газ пропускают через фильтр механических примесей 3, где он очищается от нежелательных капель или твердых частиц. Давление природного газа понижают до давления, равного давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, посредством редуктора 5.Next, natural gas is passed through the mechanical impurities filter 3, where it is cleaned of unwanted droplets or solid particles. The pressure of natural gas is reduced to a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS by means of reducer 5.

Осуществляют контроль давления природного газа до и после редуктора 5 при помощи первого манометра 4, который установлен в линии 1 до редуктора и второго манометра 6, установленного в линии 1 после редуктора 10.The natural gas pressure is controlled before and after the reducer 5 using the first pressure gauge 4, which is installed in line 1 before the reducer and the second pressure gauge 6, installed in line 1 after the reducer 10.

Затем подвергают предварительную пробу природного газа двухступенчатой низкотемпературной сепарации с пропусканием через сепарационный блок, а именно: природный газ при открытом устройстве 7 подают в змеевик 8, а затем в сепаратор 10, из которого природный газ при открытых устройствах 11 и 12 подают на вход змеевика 13, а затем в сепаратор 14.Then a preliminary sample of natural gas is subjected to a two-stage low-temperature separation with passage through the separation unit, namely: natural gas with an open device 7 is fed into the coil 8, and then into the separator 10, from which natural gas with open devices 11 and 12 is fed to the inlet of the coil 13 , and then into separator 14.

Спустя 30 минут после достижения в ванне термокриостата 16 заданной температуры, равной температуре в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, полностью погружают в нее сепарационный блок. После достижения заданной температуры охлаждающей ванны термокриостата, выдерживают в ней сепарационный блок не менее 30 минут. Температура хладагента в ванне термокриостата 16 контролируется термометром 9. В качестве антифриза в охлаждающей ванне термокриостата 16 используют водные растворы этилового спирта или моноэтиленгликоля.30 minutes after reaching the set temperature in the thermocryostat bath 16, which is equal to the temperature in the end low-temperature separator of the UNTS, the separation block is completely immersed in it. After reaching the specified temperature of the cooling bath of the thermocryostat, the separation unit is kept in it for at least 30 minutes. The temperature of the refrigerant in the thermocryostat bath 16 is controlled by a thermometer 9. As an antifreeze in the cooling bath of the thermocryostat 16, aqueous solutions of ethyl alcohol or monoethylene glycol are used.

Открывают запорно-регулирующее устройство 15. Устанавливают необходимый (зависящий от давления измерения) расход природного газа вентилем 19, при помощи редуктора 5 доводят давление в системе до давления, равного давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, и пропускают природный газ в объеме 50-60 дм³.The shut-off and control device 15 is opened. The required (depending on the measurement pressure) flow rate of natural gas is set with the valve 19, using the reducer 5, the pressure in the system is brought to a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS, and natural gas is passed in a volume of 50-60 dm ³ .

После чего закрывают запорно-регулирующие устройства 7 и 15, отсоединяют сепарационный блок от линий 1 и 21.Then shut-off and control devices 7 and 15 are closed, the separation unit is disconnected from lines 1 and 21.

Определяют фактическое давление природного газа непосредственно в сепараторах сепарационного блока посредством чувствительных элементов СИ давления 25 после их отсоединения от линии подачи природного газа с целью соблюдения условия равенства давления в сепараторе в начале и в конце процедуры определения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС, а также контроля утечек природного газа из сепарационного блока после перекрытия входного и выходного вентилей сепарационного блока.The actual pressure of natural gas is determined directly in the separators of the separation unit by means of pressure SI 25 sensitive elements after they are disconnected from the natural gas supply line in order to comply with the condition of equality of pressure in the separator at the beginning and at the end of the procedure for determining the droplet entrainment of hydrocarbon liquid from the UNTS, as well as monitoring leaks natural gas from the separation unit after closing the inlet and outlet valves of the separation unit.

Затем приоткрывают запорно-регулирующее устройство 15 и медленно сбрасывают давление в блоке сепарации до давления, равного давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, для устранения погрешности от различия в значениях давления в ходе проведения экспериментов и повышения, таким образом, общей точности процедуры определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС.Then, the shut-off and control device 15 is slightly opened and the pressure in the separation unit is slowly released to a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS, in order to eliminate the error from the difference in pressure values during the experiments and thus increase the overall accuracy of the procedure for determining the value of droplet entrainment hydrocarbon liquid from CNTs.

Надевают заглушки на запорно-регулирующие устройства 15 и 7, извлекают сепарационный блок из охлаждающей ванны термокриостата 16, закрывают запорно-регулирующие устройства 11 и 12, отделяют соединительный трубопровод, которым соединены запорно-регулирующие устройства 11 и 12, надевают на них заглушки. За счет установки заглушек на запорно-регулирующие устройства 11 и 12, а также контроля давления посредством чувствительных элементов СИ давления 25, установленных в сепараторах 10 и 14, исключается влияние утечек природного газа из сепарационного блока на конечный результат измерений капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС.Plugs are put on the shut-off and control devices 15 and 7, the separation block is removed from the cooling bath of the thermocryostat 16, the shut-off and control devices 11 and 12 are closed, the connecting pipeline is separated, which connects the shut-off and control devices 11 and 12, plugs are put on them. Due to the installation of plugs on the shut-off and control devices 11 and 12, as well as pressure control by means of pressure sensitive elements SI pressure 25 installed in separators 10 and 14, the influence of natural gas leaks from the separation unit on the final result of measurements of the droplet entrainment of hydrocarbon liquid from the UNTS is eliminated.

Затем проводят проверку на утечку природного газа по показаниям СИ давления 25, установленных в сепараторах 10 и 14, смывают остатки антифриза с поверхности сепарационного блока чистой водой (в случае использовании водного раствора моноэтиленгликоля).Then, a natural gas leak is checked according to the readings of pressure gauge 25 installed in separators 10 and 14, antifreeze residues are washed off the surface of the separation block with clean water (in the case of using an aqueous solution of monoethylene glycol).

После очистки поверхностей обоих змеевиков и сепараторов от остатков жидкости с использованием не дающей ворсинок ткани проводят их тщательную термоосушку при помощи сушильного шкафа или электрофена.After cleaning the surfaces of both coils and separators from liquid residues using a lint-free cloth, they are thoroughly thermally dried using an oven or electric dryer.

После термоосушки охлаждают узлы сепарации до комнатной температуры. Последовательно взвешивают первый и второй узлы сепарации для определения первоначальной массы. Суммируют массы первого и второго узлов сепарации после пропускания предварительной пробы газа и получают значение массы сепарационного блока после предварительного взвешивания m₁, г.After thermal drying, the separation units are cooled to room temperature. The first and second separation units are sequentially weighed to determine the initial mass. The masses of the first and second separation units are summed after passing a preliminary gas sample and the value of the mass of the separation unit after preliminary weighing m ₁ , g is obtained.

Затем осуществляют отбор основной пробы природного газа на выходе из концевого низкотемпературного сепаратора УНТС, причем отбор пробы производят в соответствии с ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) «Газ природный. Руководство по отбору проб».Then, the main sample of natural gas is taken at the outlet of the end low-temperature separator of the UNTS, and the sampling is carried out in accordance with GOST 31370-2008 (ISO 10715:1997) “Natural gas. Sampling Guide.

Основную пробу природного газа в таком же порядке как и предварительную пробу подвергают двухступенчатой низкотемпературной сепарации, для чего проводят нижеследующие действия.The main sample of natural gas, in the same order as the preliminary sample, is subjected to a two-stage low-temperature separation, for which the following steps are carried out.

Соединяют между собой узлы сепарации и присоединяют сепарационный блок к линии подачи 1 природного газа и линии 21 его отвода. Заполняют сепарационный блок природным газом при давлении, равном давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС. Опускают сепарационный блок в ванну термокриостата 16, выдерживают в ней сепарационный блок.The separation nodes are interconnected and the separation unit is connected to the natural gas supply line 1 and its outlet line 21. The separation block is filled with natural gas at a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS. The separation block is lowered into the bath of the thermocryostat 16, the separation block is kept in it.

Устанавливают необходимый (зависящий от давления измерения) расход природного газа вентилем 19, при помощи редуктора 5 доводят давление в сепарационном блоке до давления, равного давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, и пропускают испытуемый природный газ в объеме V от 0,5 до 1,5 м³.The necessary (depending on the measurement pressure) flow rate of natural gas is set with valve 19, with the help of reducer 5, the pressure in the separation unit is brought to a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS, and the tested natural gas is passed in the volume V from 0.5 to 1.5 m ³ .

Закрывают запорно-регулирующие устройства 7 и 15, отсоединяют сепарационный блок от линий 1 и 21.Shut-off and control devices 7 and 15 are closed, the separation unit is disconnected from lines 1 and 21.

Затем приоткрывают запорно-регулирующее устройство 15 сепаратора 14 и медленно сбрасывают давление в блоке сепарации до давления, равного давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, для устранения погрешности от различия в значениях давления в ходе проведения экспериментов и повышения, таким образом, общей точности процедуры определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС.Then, the shut-off and control device 15 of the separator 14 is slightly opened and the pressure in the separation unit is slowly released to a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS, in order to eliminate the error from the difference in pressure values during the experiments and thus increase the overall accuracy of the procedure for determining the value droplet entrainment of hydrocarbon liquid from UNTS.

Надевают заглушки на запорно-регулирующие устройства 15 и 7, извлекают сепарационный блок из охлаждающей ванны термокриостата 16, закрывают запорно-регулирующие устройства 11 и 12, отделяют соединительный трубопровод, которым соединены запорно-регулирующие устройства 11 и 12, надевают на них заглушки. За счет установки заглушек на запорно-регулирующие устройства 11 и 12, а также контроля давления, посредством чувствительных элементов СИ давления 25, установленных в сепараторах 10 и 11, исключается влияние утечек природного газа из сепарационного блока на конечный результат измерений капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС.Plugs are put on the shut-off and control devices 15 and 7, the separation block is removed from the cooling bath of the thermocryostat 16, the shut-off and control devices 11 and 12 are closed, the connecting pipeline is separated, which connects the shut-off and control devices 11 and 12, plugs are put on them. Due to the installation of plugs on shut-off and control devices 11 and 12, as well as pressure control, by means of pressure sensitive elements SI pressure 25 installed in separators 10 and 11, the influence of natural gas leaks from the separation unit on the final result of measurements of the droplet entrainment of hydrocarbon liquid from UNTS is eliminated .

Затем проводят проверку на утечку природного газа по показаниям СИ давления 25, установленных в сепараторах 10 и 11, смывают остатки антифриза с поверхности сепарационного блока чистой водой (в случае использовании водного раствора моноэтиленгликоля).Then, a check for natural gas leakage is carried out according to the readings of pressure gauge 25 installed in separators 10 and 11, antifreeze residues are washed off the surface of the separation block with clean water (in the case of using an aqueous solution of monoethylene glycol).

После очистки поверхностей обоих змеевиков и сепараторов от остатков жидкости с использованием не дающей ворсинок ткани проводят их тщательную осушку при помощи сушильного шкафа или электрофена.After cleaning the surfaces of both coils and separators from liquid residues using a lint-free cloth, they are thoroughly dried using an oven or electric dryer.

После чего охлаждают узлы сепарации до комнатной температуры. Последовательно взвешивают первый и второй узлы сепарации для определения их окончательной массы. Суммируют массы первого и второго узлов сепарации после пропускания природного газа и получают значение массы сепарационного блока после основного взвешивания m₂, г.After that, the separation units are cooled to room temperature. The first and second separation units are sequentially weighed to determine their final weight. The masses of the first and second separation units are summed up after the passage of natural gas and the value of the mass of the separation unit after the main weighing m ₂ , g is obtained.

Приводят объем V к стандартным условиям (t=20,0°С, р=101,325 кПа) и получают объем основной пробы пропущенного газа V^*, м³, при стандартных условиях.The volume V is brought to standard conditions (t=20.0°C, p=101.325 kPa) and the volume of the main sample of the passed gas V ^* , m ³ , is obtained under standard conditions.

Осуществляют отбор проб разгазированного углеводородного конденсата для определения его детального компонентного (компонентно-фракционного) состава и плотности при условиях эксперимента.Sampling of degassed hydrocarbon condensate is carried out to determine its detailed component (component-fractional) composition and density under experimental conditions.

Отбор проб разгазированного углеводородного конденсата осуществляют шприцем из нижней части сепаратора 10 и/или сепаратора 14.Sampling of degassed hydrocarbon condensate is carried out with a syringe from the bottom of separator 10 and/or separator 14.

Существующими методами проводят определение компонентного состава природного газа и разгазированного углеводородного конденсата для последующего расчета плотности разгазированного углеводородного конденсата при условиях эксперимента, что позволит повысить точность определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС.The existing methods are used to determine the component composition of natural gas and degassed hydrocarbon condensate for subsequent calculation of the density of degassed hydrocarbon condensate under experimental conditions, which will improve the accuracy of determining the value of droplet entrainment of hydrocarbon liquid from CNTs.

Компонентный состав исследуемого газа можно определять, например, по ГОСТ 31371.7-2008 с помощью газового лабораторного хроматографа «Хромос ГХ-1000». Плотность исследуемого газа рассчитывают по его компонентному составу в соответствии с ГОСТ 31369-2009. Компонентный состав разгазированного углеводородного конденсата можно определять, например, по ГОСТ Ρ 57851.2-2017. Плотность разгазированного углеводородного конденсата рассчитывают по его компонентному составу в соответствии с СТО Газпром 5.63-2016.The component composition of the test gas can be determined, for example, according to GOST 31371.7-2008 using a gas laboratory chromatograph "Chromos GH-1000". The density of the test gas is calculated from its component composition in accordance with GOST 31369-2009. The component composition of the degassed hydrocarbon condensate can be determined, for example, according to GOST P 57851.2-2017. The density of degassed hydrocarbon condensate is calculated from its component composition in accordance with STO Gazprom 5.63-2016.

Капельный унос углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации природного газа ρ_ку, г/м³, определяют по формуле:Drop entrainment of hydrocarbon liquid from field installations of low-temperature separation of natural gas ρ _ku , g/m ³ , is determined by the formula:

где m_к - масса образовавшегося разгазированного углеводородного конденсата, г;where m _to - the mass of the formed degassed hydrocarbon condensate, g;

V^* - объем основной пробы природного газа при стандартных условиях, м (t=20,0°C, р=101,325 кПа);V ^* - the volume of the main sample of natural gas under standard conditions, m (t=20.0°C, p=101.325 kPa);

При вычислении массы образовавшегося разгазированного углеводородного конденсата согласно стандарту ИСО 6570 следует вводить поправку (см. формулу 2), учитывающую уменьшение объема природного газа в сепараторе за счет образования углеводородного конденсатаWhen calculating the mass of the resulting degassed hydrocarbon condensate according to ISO 6570, an amendment should be introduced (see formula 2), taking into account the decrease in the volume of natural gas in the separator due to the formation of hydrocarbon condensate

где

- плотность природного газа, пропущенного через сепарационный блок установки при условиях измерения, г/см³;where

- density of natural gas passed through the separation unit of the installation under measurement conditions, g/cm ³ ;

ρ_к - плотность образовавшегося разгазированного углеводородного конденсата, г/см³.ρ _to - the density of the resulting degassed hydrocarbon condensate, g/cm ³ .

Данные о значениях капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС необходимы для установления причин ухудшения качества природного газа по показателю температуры точки росы по углеводородам и появления в полости газопровода жидкой углеводородной фазы, негативно сказывающейся как на работе газоперекачивающих агрегатов, так и на точности СИ количества (объема) природного газа. Эти данные также способствуют повышению эффективности работы сепарационного оборудования и снижению потерь ценного углеводородного конденсата, уносимого потоком подготовленного природного газа из концевых низкотемпературных сепараторов УНТС.Data on the values of hydrocarbon liquid droplet entrainment from CNTs are necessary to establish the reasons for the deterioration in the quality of natural gas in terms of the dew point temperature for hydrocarbons and the appearance of a liquid hydrocarbon phase in the gas pipeline cavity, which negatively affects both the operation of gas pumping units and the accuracy of quantity (volume) measuring instruments natural gas. These data also help to increase the efficiency of the separation equipment and reduce the loss of valuable hydrocarbon condensate carried away by the treated natural gas flow from the end low-temperature separators of the UNTS.

Заявленное изобретение обеспечивает точное и достоверное определение значения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС за счет точного воспроизведения термобарических условий УНТС, отсутствия утечек и уноса капель углеводородного конденсата из сепарационной установки, применения прямого высокоточного гравиметрического метода определения количества образовавшегося конденсата без прямого использования расчетных методов.The claimed invention provides an accurate and reliable determination of the value of the droplet entrainment of hydrocarbon liquid from CNTs due to accurate reproduction of the thermobaric conditions of CNTs, the absence of leaks and entrainment of hydrocarbon condensate droplets from the separation unit, the use of a direct high-precision gravimetric method for determining the amount of condensate formed without the direct use of calculation methods.

Claims

A method for determining the droplet entrainment of a hydrocarbon liquid from field installations for low-temperature separation (UNTS) of natural gas, which consists in the fact that at the outlet of the end low-temperature separator of the UNTS, a preliminary sample of natural gas is taken, which is heated, cleaned of impurities, and the pressure of the natural gas contained in the a preliminary sample to a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS, and then a two-stage low-temperature separation of the preliminary sample is carried out with its passage through the natural gas supply line into the separation unit, consisting of the first and second separation units and immersed in a thermocryostat bath, which ensures that the separation unit at a temperature equal to the temperature in the end low-temperature separator of the UNTS, and the outlet along the natural gas outlet line, after the completion of the two-stage low-temperature separation, the value of the preliminary mass of the separator is determined m ₁ , which is disconnected from the mentioned lines, the pressure of natural gas in the separation units is determined, then the pressure in them is reduced to a pressure equal to the pressure in the end low-temperature separator of the UNTS, then the separation units are disconnected from each other, their inlets and outlets are sealed by means of sealing plugs and remove them from the thermocryostat bath, and then they check for natural gas leakage, clean and conduct thermal drying, after which the separation units are cooled to room temperature, each of the separation units is weighed, their masses are summed up and a preliminary value of the mass of the separation unit m ₁ is obtained, d, then the sealing plugs are removed, the separation units are interconnected into a separation unit, connected to the natural gas supply and discharge lines, and the main natural gas sample is taken at the outlet of the UNTS end low-temperature separator, which is taken in the same order as the preliminary sample , subjected to two x-stage low-temperature separation, after which the determination of the value of the main mass of the separation block m ₂ is carried out in the same manner as the procedure for determining the preliminary mass of the separation block m ₁ , the component composition and density of the natural gas contained in the main sample passed through the separation block are determined

g/cm ³ , and, in addition, during the two-stage low-temperature separation of the main sample of natural gas, samples of degassed hydrocarbon condensate are taken from the separation unit and its component composition and density ρ _to , g/cm ³ are determined, then the volume V of the main natural gas samples as the difference between the readings of the volume measuring instrument at the beginning and at the end of the transmission of the main natural gas sample, bring the volume V to standard conditions (t=20.0°C, p=101.325 kPa) and obtain the volume of the main sample of the passed gas V*, m ³ , under standard conditions, after which the droplet entrainment of hydrocarbon liquid from field CNTs ρ _ku , g/m ³ , is determined by the formula:

where V* is the volume of the main sample of natural gas under standard conditions, m ³ ;

m _k is the mass of degassed hydrocarbon condensate formed in the separation unit, g, which is calculated by the formula:

where

- density of natural gas contained in the main sample, passed through the separation unit, g/cm ³ ;

ρ _to - the density of the degassed hydrocarbon condensate formed in the separation unit, g/cm ³ .