CN103822095A - 天然气输送管线冰堵形成的预测方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种天然气输送管线冰堵形成的预测方法及装置，属于天然气工业技术领域。该装置包括第一温度传感器、第一压力传感器、安装于天然气输送管线的流量计、第二温度传感器、第二压力传感器、数字平台及与数字平台连接的电脑；第一温度传感器、第一压力传感器、流量计、第二温度传感器及第二压力传感器均连接数字平台。电脑计算得出天然气的进出口处的压力波动特性、阻力系数、流体温度值及温度梯度；并与当年夏天的天然气输送管线内的天然气的平均阻力系数、平均压力波动特性、平均流体温度值及平均温度梯度进行对比，当对比结果达到预定值时，发出预警警报，实现自动预警，测量可靠稳定，计算科学、准确，且成本低，使用方便。

Description

天然气输送管线冰堵形成的预测方法及装置

技术领域

本发明涉及天然气工业技术领域，特别涉及一种天然气输送管线冰堵形成的预测方法及装置。

背景技术

天然气从地下开采出来时，就含有一定量的饱和水蒸汽和游离水。在天然气输送管线的输送过程中，水蒸汽和游离水随着压力的降低及与输送管线周围地表之间的传热会连续凝结析出水。冬季，当温度很低，比如：苏里格气田的气温会在零下20度以下，这时，在输送管线的某个区段，当积聚的水增多，温度低到一定程度时，水就会开始形成冰。一旦形成大面积的冰，就会阻断天然气输送管线对天然气的输送，从而影响天然气的生产。然而，目前还没有预测天然气输送管线是否已经形成冰堵的方法。

发明内容

为了解决现有技术的问题，本发明实施例提供了一种天然气输送管线冰堵形成的预测方法及装置。所述技术方案如下：

一方面，提供了一种天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其包括第一温度传感器、第一压力传感器、安装于天然气输送管线的流量计、第二温度传感器、第二压力传感器、数字平台及与数字平台连接的电脑；其中，第一温度传感器及第一压力传感器连接于天然气输送管线的进口；第二温度传感器及第二压力传感器于天然气输送管线的出口；第一温度传感器、第一压力传感器、流量计、第二温度传感器及第二压力传感器均连接数字平台。

进一步的，电脑包括与数字平台连接的数据接口模块、与数据接口模块连接的对比分析模块及与对比分析模块连接的预警模块。

另一方面，提供了一种利用上述装置进行天然气输送管线冰堵形成的预测方法，其包括如下步骤：第一步，测量得到天然气输送管线进口处的进口温度和进口压力、天然气流量及天然气输送管线出口处的出口温度和出口压力；第二步，根据进口压力、进口温度、出口压力及出口温度分析计算得出天然气的进出口处的平均压力波动特性、阻力系数、流体温度值及温度梯度；第三步，将第二步得到的平均压力波动特性、阻力系数、流体温度值及温度梯度与当年夏天的天然气输送管线内的天然气的平均阻力系数、平均压力波动特性、平均流体温度值及平均温度梯度进行对比，当对比结果达到预定值时，发出预警警报。

进一步的，在第一步中，通过进口温度和进口压力分别通过第一温度传感器和第一压力传感器测得；出口温度和出口压力分别通过第二温度传感器和第二压力传感器测得；天然气流量通过流量计测得。

进一步的，在第二步中，电脑根据接收到的进口压力及出口压力分析得到天然气的进出口处的压力波动特性。

进一步的，在第二步中，电脑根据接收到的进口压力、出口压力及然气流量分析计算得到阻力系数，阻力系数的计算公式为：

其中，λ表示阻力系数；P1为进口压力；P2为出口压力；Q为天然气流量；L为天然气输送管线的长度（米），为常量；d为天然气输送管线的内径（米），为常量；ρ为天然气密度（牛顿/m²），为常量。

进一步的，在第二步中，电脑根据接收到的进口温度及出口温度分析计算得到流体温度，流体温度的计算公式为：

其中，T表示流体温度；T1为进口温度；T2为出口压力；

为流体平均温度下的导热系数（大卡/米.时.℃），为常量；υ为流体运动粘性系数（米₂/秒），为常量；Pr为普朗特数，为常量；Tb为壁面温度，即是地表温度，可测得；L为天然气输送管线的长度（米），为常量；d为天然气输送管线的内径（米），为常量。

进一步的，在第二步中，在第二步中，电脑根据接收到的进口温度及出口温度分析计算得到温度梯度，温度梯度的计算公式为：

其中，T1为进口温度；T2为出口压力；

为流体平均温度下的导热系数（大卡/米.时.℃），为常量；υ为流体运动粘性系数（米₂/秒），为常量；Pr为普朗特数，为常量；d为天然气输送管线的内径（米），为常量。

进一步的，在第三步中，当流体温度低于电脑中当年夏天的平均流体温度值的10度以上时，预警模块发出冰堵形成预警；当温度梯度比电脑中当年夏天的平均温度梯度降低30以上时，预警模块发出冰堵形成预警警报；当阻力系数比电脑中当年夏天的平均阻力系数大一倍以上时，预警模块发出冰堵形成预警；当天然气管线进出口处的压力波动特性与电脑中当年夏天的天然气管线的进出口处的平均压力波动特性比较，波动振幅增加50%以上，频率增加2倍以上时，预警模块发出冰堵开始形成的预警警报。

进一步的，在第三步中，预警模块发出两次以上的冰堵形成预警时；就判断为冰堵已经形成。

本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：天然气输送管线冰堵形成的预测方法及装置通过第一温度传感器、第一压力传感器、流量计、第二温度传感器、第二压力传感器随时检测天然气输送管线的进出口处的温度、压力及流量，并通过电脑计算分析得到阻力系数、压力波动特性、流体温度值及温度梯度，且将这些阻力系数、压力波动特性、流体温度值及温度梯度与电脑中预存的当年夏天的平均流动阻力、平均压力波动特性、平均流体温度值及平均温度梯度进行对比，以此来判断天然气管线内是否形成冰堵。通过建立管线动态参数测量系统和天然气输送管线流动阻力、温度梯度的测量分析，实时监测和自动分析天然气输送管线内冰堵形成统计，实现天然气输送管线冰堵的自动预警，测量可靠稳定，计算科学、准确，且成本低，使用方便，可以广泛用于天然气管线冬季冰堵形成的预测。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例提供的天然气输送管线冰堵形成的预测装置的示意图；

图2是本发明实施例提供的天然气输送管线冰堵形成的预测方法的流程示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

请参照图1，本发明实施例提供了一种天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其包括第一温度传感器1、第一压力传感器2、流量计3、第二温度传感器4、第二压力传感器5、数字平台6及电脑7。其中，第一温度传感器1、第一压力传感器2、流量计3、第二温度传感器4及第二压力传感器5均连接于数字平台6，且数字平台6与电脑7连接；第一温度传感器1、第一压力传感器2、流量计3、第二温度传感器4及第二压力传感器5将其感测得到的温度、压力及流量先通过远程传输给数字平台6，再通过数字平台6传送给电脑7，电脑7将这些数据进行对比分析后，得出天然气输送管线内是否形成冰堵。且，当预测到天然气输送管线会形成冰堵时，发出警报，以便工作员做好相应工作，保证冬季天然气的正常生产，提高天然气生产的安全性。

具体地，在本实施方式中，第一温度传感器1及第一压力传感器2均安装在天然气输送管线的进口处，分别用于感测天然气输送管线进口处的进口温度及进口压力。第二温度传感器4及第二压力传感器5均安装在天然气输送管线的出口处，分别用于感测天然气输送管线出口处的出口温度及出口压力。流量计3安装在天然气输送管线上，用于感测天然气输送管线的天然气流量。

优选地，在本实施方式中，电脑7包括与数字平台6连接的数据接口模块71、与数据接口模块71连接的对比分析模块73及预警模块75。对比分析模块73包括相互连接的数据接收单元731、数据计算单元732及数据对比分析单元733；数据接口模块71连接数据接收单元，数据对比分析单元733连接预警模块75。其中，数据对比分析单元733中还存放有当年夏天的天然气输送管线内的天然气的平均阻力系数、平均压力波动特性、平均流体温度值及平均温度梯度。第一温度传感器1、第一压力传感器2、流量计3、第二温度传感器4及第二压力传感器5将其感测得到的进口温度、进口压力、出口温度、出口压力及天然气流量依次通过数字平台6、数据接口模块71及数据接收单元731后输送给数据计算单元732，数据计算单元732计算出来的数据输送给数据对比分析单元733，与数据对比分析单元733中的当年夏天的天然气输送管线内的天然气的平均阻力系数、平均压力波动特性及平均流体温度值进行对比，从而得到天然气输送管线内是否有冰堵形成的结论。当得到的结论是会形成冰堵时，信号传输给预警模块75，并指示预警模块75发出警报，以便工作人员做相应的处理。

请结合参照图2，利用上述天然气输送管线冰堵形成的预测装置的预测方法如下：

第一步S1，通过第一温度传感器1、第一压力传感器2得到天然气输送管线进口处的进口温度T1和进口压力P1；通过流量计3得到天然气流量Q；通过第二温度传感器4、第二压力传感器5得到天然气输送管线出口处的出口温度T2及出口压力P2。且进口温度T1、进口压力P1、天然气流量Q、出口温度T2及出口压力P2依次通过数字平台6、数据接口模块71及数据接收单元731后传送至数据计算单元732进行计算。

第二步S2，数据计算单元732根据接收的进口温度T1、进口压力P1、天然气流量Q、出口温度T2及出口压力P2得到阻力系数、压力波动特性、流体温度值及温度梯度；具体过程如下：

数据计算单元732根据接收到的进口压力P1及出口压力P2得到天然气的进出口处的压力波动特性。

天然气管线内流动沿程阻力的计算公式为：

$(P1-P2)=\mathrm{\λ}\frac{\mathrm{L\ρ}}{2d}{w}^2---\left(1\right)$

其中：λ为阻力系数，为常量；L为天然气输送管线的长度（米），为常量；d为天然气输送管线的内径（米），为常量；ρ为天然气密度（牛顿/m²），为常量；

w为天然气输送管线截面上的平均流速（米/秒），即是：

$w=\frac{4Q}{{\mathrm{\πLd}}^2}---\left(2\right)$

数据计算单元732结合公式（1）和（2）即可计算得出阻力系数λ：

$\mathrm{\λ}=\frac{(P1-P2){\mathrm{L\π}}^2{d}^5}{{8Q}^2\mathrm{\ρ}}$

天然气输送管线对流换热带走的热量的公式为：q=Q(T1-T2)=α(T-Tb)  （3）；

其中，q为对流换热交换的热量；α为放热系数；T为流体温度；Tb为壁面温度，可测得。

放热系数α的计算公式为：

其中，

为流体平均温度下的导热系数（大卡/米.时.℃），为常量；υ为流体运动粘性系数（米₂/秒），为常量；Pr为普朗特数，为常量；

数据计算单元732结合公式（3）和（4）即可计算得出流体温度T：

温度梯度的计算公式为

数据计算单元732结合流体温度T的计算公式，最后计算得到温度梯度为：

第三步S3，数据计算单元732分析计算得到的阻力系数、进出口处的压力波动特性、流体温度值及温度梯度均发送给数据对比分析单元733，与数据对比分析单元733中的当年夏天的天然气输送管线内的天然气的平均阻力系数、平均压力波动特性、平均流体温度值及平均温度梯度进行对比。

当阻力系数比数据对比分析单元733中当年夏天的平均阻力系数大一倍以上时，就向预警模块75发出信号，使预警模块75发出冰堵形成预警，以便于工作人员做出相应的措施；当流体温度低于数据对比分析单元733中当年夏天的平均流体温度值的10度以上时，就向预警模块75发出信号，使预警模块75发出冰堵形成预警，以便于工作人员做出相应的措施；当温度梯度比数据对比分析单元733中当年夏天的平均温度梯度降低30以上时，就向预警模块75发出信号，使预警模块75发出冰堵形成预警警报，以便于工作人员做出相应的措施。当上述阻力系数、流体温度及温度梯度与数据对比分析单元733中的当年夏天的天然气输送管线内的天然气的平均阻力系数、平均压力波动特性、平均流体温度值及平均温度梯度进行对比，任意两项达到了预定值时向预警模块75发出信号而使预警模块75发出冰堵形成预警警报时，就判断为冰堵已经形成，急需要对天然气输送管线内的冰进行清理，以便于天然气的顺利输送和正常生产，提高天然气生产的效率和安全性。

当数据计算单元732分析得到的天然气管线进出口处的压力波动特性与数据对比分析单元733的当年夏天的天然气管线的进出口处的平均压力波动特性比较，当波动振幅增加50%以上，频率增加2倍以上，向预警模块75发出信号而使预警模块75发出冰堵开始形成的预警警报，以便工作人员做出相应的措施。

由上述叙述可知：本发明的天然气输送管线冰堵形成的预测装置和方法通过第一温度传感器1、第一压力传感器2、流量计3、第二温度传感器4、第二压力传感器5随时检测天然气输送管线的进出口处的温度、压力及天然气流量，并通过电脑7计算分析得到阻力系数、压力波动特性、流体温度值及温度梯度，且将这些阻力系数、压力波动特性、流体温度值及温度梯度与电脑7中预存的当年夏天的平均流动阻力、平均压力波动特性、平均流体温度值及平均温度梯度进行对比，以此来判断天然气管线内是否形成冰堵。通过建立管线动态参数测量系统和天然气输送管线流动阻力、温度梯度的测量分析，实时监测和自动分析天然气输送管线内冰堵形成统计，实现天然气输送管线冰堵的自动预警，测量可靠稳定，计算科学、准确，且成本低，使用方便，可以广泛用于天然气管线冬季冰堵形成的预测。通过上述预测，在冰堵形成前几天或几个小时就发出冰堵预警警报，这样可以尽早采取预防措施，防止冰堵的形成，提高了气井冬季生产安全性，对天然气生产具有极其重要的意义。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其特征在于，其包括第一温度传感器（1）、第一压力传感器（2）、安装于天然气输送管线的流量计（3）、第二温度传感器（4）、第二压力传感器（5）、数字平台（6）及与所述数字平台（6）连接的电脑（7）；

其中，所述第一温度传感器（1）及所述第一压力传感器（2）连接于所述天然气输送管线的进口；

所述第二温度传感器（4）及所述第二压力传感器（5）于所述天然气输送管线的出口；

所述第一温度传感器（1）、所述第一压力传感器（2）、所述流量计（3）、所述第二温度传感器（4）及所述第二压力传感器（5）均连接所述数字平台（6）。

2.根据权利要求1所述的天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其特征在于，所述电脑（7）包括与所述数字平台（6）连接的数据接口模块（71）、与所述数据接口模块（71）连接的对比分析模块（73）及与所述对比分析模块（73）连接的预警模块（75）。

3.一种利用上述权利要求1至2中任一项所述的天然气输送管线冰堵形成的预测装置的预测方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：

第一步，测量得到所述天然气输送管线进口处的进口温度和进口压力、天然气流量及所述天然气输送管线出口处的出口温度和出口压力；

第二步，根据所述进口压力、所述进口温度、所述出口压力及所述出口温度分析计算得出天然气的进出口处的平均压力波动特性、阻力系数、流体温度值及温度梯度；

第三步，将所述第二步得到的平均压力波动特性、阻力系数、流体温度值及温度梯度与当年夏天的天然气输送管线内的天然气的平均阻力系数、平均压力波动特性、平均流体温度值及平均温度梯度进行对比，当对比结果达到预定值时，发出预警警报。

4.根据权利要求3所述的天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其特征在于，在所述第一步中，通过所述进口温度和所述进口压力分别通过所述第一温度传感器（1）和所述第一压力传感器（2）测得；

所述出口温度和所述出口压力分别通过所述第二温度传感器（4）和所述第二压力传感器（5）测得；

所述天然气流量通过所述流量计（3）测得。

5.根据权利要求3所述的天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其特征在于，在所述第二步中，所述电脑（7）根据接收到的所述进口压力及所述出口压力分析得到所述天然气的进出口处的压力波动特性。

6.根据权利要求3所述的天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其特征在于，在所述第二步中，所述电脑（7）根据接收到的所述进口压力、所述出口压力及所述然气流量分析计算得到阻力系数，所述阻力系数的计算公式为：

其中，λ表示阻力系数；P1为进口压力；P2为出口压力；Q为天然气流量；L为天然气输送管线的长度（米），为常量；d为天然气输送管线的内径（米），为常量；ρ为天然气密度（牛顿/m²），为常量。

7.根据权利要求3所述的天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其特征在于，在所述第二步中，所述电脑（7）根据接收到的所述进口温度及所述出口温度分析计算得到流体温度，所述流体温度的计算公式为：

其中，T表示流体温度；T1为进口温度；T2为出口压力；

为流体平均温度下的导热系数（大卡/米.时.℃），为常量；υ为流体运动粘性系数（米₂/秒），为常量；Pr为普朗特数，为常量；Tb为壁面温度，即是地表温度，可测得；L为天然气输送管线的长度（米），为常量；d为天然气输送管线的内径（米），为常量。

8.根据权利要求3所述的天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其特征在于，在所述第二步中，在所述第二步中，所述电脑（7）根据接收到的所述进口温度及所述出口温度分析计算得到温度梯度，所述温度梯度的计算公式为：

其中，T1为进口温度；T2为出口压力；

为流体平均温度下的导热系数（大卡/米.时.℃），为常量；υ为流体运动粘性系数（米₂/秒），为常量；Pr为普朗特数，为常量；d为天然气输送管线的内径（米），为常量。

9.根据权利要求3所述的天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其特征在于，在所述第三步中，当所述流体温度低于所述电脑（7）中当年夏天的平均流体温度值的10度以上时，所述预警模块（75）发出冰堵形成预警；

当所述温度梯度比所述电脑（7）中当年夏天的平均温度梯度降低30以上时，所述预警模块（75）发出冰堵形成预警警报；

当所述阻力系数比所述电脑（7）中当年夏天的平均阻力系数大一倍以上时，所述预警模块（75）发出冰堵形成预警；

当所述天然气管线进出口处的压力波动特性与所述电脑（7）中当年夏天的天然气管线的进出口处的平均压力波动特性比较，波动振幅增加50%以上，频率增加2倍以上时，所述预警模块（75）发出冰堵开始形成的预警警报。

10.根据权利要求9所述的天然气输送管线冰堵形成的预测装置，其特征在于，在所述第三步中，所述预警模块（75）发出两次以上的冰堵形成预警时；就判断为冰堵已经形成。

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