CN109780449B - 一种检测天然气管线冰堵位置的装置与方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种检测天然气管线冰堵位置的装置与方法，使运行维护人员快速确定天然管线因结冰而完全堵塞时堵点的具体位置，检测装置包括安装在整装支架上的流量调节阀、气体质量流量计、压力传感器、温度传感器、测量管、连通阀、高压侧转接管和低压侧转接管，所述气体质量流量计、压力传感器和温度传感器的检测数据由数据采集模块采集并传输至数据分析模块，结合数据输入模块所输入的气体物性、管道内径等参数进行计算后得到冰堵位置，并将检测结果在显示模块中显示。检测方法是通过测量累计排出或者注入天然气管线的气体质量以及管线的压力、温度、管道内径等参数，计算出冰堵点距离检测位置的管线长度，从而确定天然气管线的冰堵位置。

Description

一种检测天然气管线冰堵位置的装置与方法

技术领域

本发明涉及天然气输送管道领域，具体涉及一种检测天然气管线冰堵位置的装置与方法。

背景技术

我国西北地区的天然气田在冬季会遇到天然气生产管线的冰堵问题,这里的冰冻期通常持续4-5个月，冬季平均温度在-20℃左右，地面冻土层厚度平均1.2-1.5米，天然气田的生产管线长期处于低于零度的野外环境中。由于天然气井所生产的天然气中会含有少量的水或者水汽，在冬季地面温度长期低于零度时，一些处于野外的天然气集输管线会因管内少量水的结冰而发生完全堵塞，或者因低温水合物的形成而发生完全堵塞，导致气井无法正常生产，此时需要应用相应的天然气管线冰堵位置检测装置与方法，使运行维护人员快速确定冰堵位置，从而对堵点采取解堵措施，恢复气井正常生产。

对相关专利文献的检索表明，管道堵塞检测方法比较多，依据其原理主要可分为压力或压差检测法、管内运动装置检测法、压力脉冲或声波检测法、流量检测法，等等。这些管道堵塞检测方法中有些只能判断管道堵塞是否发生，但是不能判断堵塞点，有些则可判断堵塞发生的位置。现有的管道堵塞检测方法都有其局限性，难以应用于天然气冰堵管线。

文献CN102182929B和文献CN105572758B通过计算管内实际流量与理论流量作比较判断是否堵管；文献CN104310063B通过两个检测装置判断物料通过的连续性，若物料没有连续通过两个检测装置即判定为堵塞发生。这几个专利文献所记载的堵塞检测方法都属于流量检测法。文献CN105046891A属于压力检测法，其在输送管道的进气管内安装气体压力检测装置，当所述压力传感器测量结果超限时判断为管道堵塞，该方法只能判断是否堵塞而不能判断堵塞位置。

对于已经发生冰堵的天然气管道，管道堵塞是已知的，不需要再判断是否堵塞，鉴于此，上述几种只能判断管道是否堵塞而不能判断堵塞位置的方法显然不适用于解决天然气管线的冰堵问题。

判断管线是否堵塞比较容易，判断堵塞位置则相对比较困难，一些压力或压差法可用于判断堵塞位置。文献CN104110890B通过管道流动压差和流体增速来判断热水器水回路管道的堵塞程度及其位置，其原理适用于不可压缩的水，不适用于可压缩的天然气介质。文献CN103216266B沿管线安装数个压力传感器，通过几个压力监测点的压差变化和单个压力监测点的压力快速变化，判断管道是否堵管。文献CN105443992A、CN105627101A和CN108119763A的原理与文献CN103216266B的原理类似，都是在管线上安装多个压力传感器或者探测器，通过某个传感器压力值或探测值的异常来判断管道是否堵塞并确定堵塞位置靠近该传感器或探测器。这些专利都是需要沿管线布置多个压力传感器或者探测器，对于野外天然气管线并不适用，因为野外的天然气管线都比较长，这不仅需要安装较多的压力传感器或探测器，还要布设野外电缆线，使得成本太高而失去其实际应用价值。

文献CN104613320B和CN108061246A在管道内放置运动检测装置或者运动传感器来检测堵塞位置，这种方法需要有运动检测装置的发射与接收系统，不仅工艺流程复杂，并且对于已知完全堵塞的管道，由于不能在管道内继续发射运动检测装置，因此也不能适用。

文献CN105927862B在管外通过声波强度来判断瓦斯抽采管路的堵塞位置，每次只能对几米长的管段进行检测并判断该管段内是否存在堵塞，因而不适用于对野外长距离天然气管线冰堵位置的检测。文献CN104295907B、CN103644457B、CN104006299B和CN104100840B在管道内发射压力脉冲信号或者声波，利用脉冲信号或者声波的直线传播来确定堵塞位置，适用于短距离的直管道，不适用于野外长距离的天然气管线，因为野外的天然气管线因地形原因不可避免地存在弯管或起伏管段，脉冲信号或声波受长距离衰减和复杂背景噪声等因素的影响，堵塞回波经常会淹没在噪声之中而误判，甚至无法识别，因此这类技术方案在天然气田未见用于冰堵位置的检测。

上述文献所记载的方法鉴于其技术方案的局限性或复杂性，都未在天然气管线冰堵位置的检测中得到推广应用，天然气田需要简单实用的新方法、新装置来解决天然气管线冰堵位置的检测问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种检测天然气管线冰堵位置的装置与方法，以解决天然气管线冰堵位置的定位问题，本发明可快速检测野外天然气管线的冰堵位置，为运行维护人员解决天然气管线的冰堵问题提供新技术措施。

本发明在原理上以真实气体的状态方程为依据。真实气体的状态方程为：

pV＝ZnRT

其中p为压力(单位：Pa)，V为体积(单位：m³)，Z为压缩因子或气体偏差系数(无量纲)，n为气体物质的量(单位：mol)，R为通用气体常数(R＝8.314J/mol/k)，T为温度(单位：K)。

nR＝mR_spec

其中m为气体的质量(单位：kg)，R_spec为单位摩尔质量下的气体常数。

由上述两个公式可得

pV＝ZmR_specT

该公式是气体状态方程的具体表达式之一，也是本发明所述的检测方法所依据的公式。

假设在天然管线某处因结冰或者生成水合物等原因而完全堵塞，天然气无法流动，该堵塞位置离井口或者入口的管线长度为L(单位：m)，气体无法流过堵塞位置而被封闭于长度为L的这段管线中，此时管线中的压力为p₁，温度为T₁，则该段管线的体积V也就是天然气在压力p₁、温度T₁条件下的体积，可表示为

其中D为管线内径(单位：m)，为π圆周率，π＝3.1415926。

天然气在压力p₁、温度T₁条件下的状态方程为

p₁V₁＝Z₁m₁R_specT₁

其中Z₁为压力p₁、温度T₁条件下的压缩因子，可由气体的压缩因子图查得。

打开与天然气管线连接的阀门，若有气体注入或者排出天然气管线，则天然气管线内的气体质量会发生变化，变化量以Δm(单位：kg)表示。由于管线内气体的体积V保持不变，此时管线内天然气的压力p₂与温度T₂就会相应于气体质量变化量Δm而发生相应的变化，变化后的质量、压力与温度分别以m₂、p₂与T₂表示，则此时管线内气体的状态方程为

p₂V＝Z₂m₂R_specT₂

其中Z₂为压力p₂、温度T₂条件下的压缩因子，可由气体的压缩因子图查得。

由上述两个公式可得

再将

代入上述公式，可得长度L的计算式

其中，R_spec为单位摩尔质量下的气体常数，可针对具体的气体查其物理性质得到；π为圆周率，π＝3.1415926；D为管线内径，对于具体的管线是已知的参数；参数p₁、p₂、T₁和T₂由压力传感器和温度传感器测得，压缩因子Z₁可依据p₁和T₁查得或计算得到，压缩因子Z₂可依据p₂和T₂查得或计算得到，Δm是由质量流量计测得的气体质量变化。知道了这些数据，即可计算出堵塞位置距离测量位置的管线长度L，实现对堵塞位置的定位。

鉴于上述原理，本发明所采用的技术方案为：一种检测天然气管线冰堵位置的装置，用于检测天然管线某处因结冰或者生成水合物等原因而完全堵塞时堵点的具体位置，检测装置整装支架上装有流量调节阀、气体质量流量计、压力传感器、温度传感器、测量管、连通阀、高压侧转接管和低压侧转接管；所述气体质量流量计的一端与流量调节阀连接，另一端与测量管连接；所述测量管的一端与气体质量流量计连接，另一端与连通阀连接；所述压力传感器与温度传感器安装于气体质量流量计与连通阀之间的测量管上；所述连通阀的一端与测量管连接，另一端与高压侧转接管连接；所述气体质量流量计、压力传感器和温度传感器的检测数据由数据采集模块采集，而后传输至数据分析模块，结合数据输入模块所输入的气体物性参数进行计算分析后检测到冰堵位置，并将检测结果在显示模块中显示。

进一步地，所述气体质量流量计为科里奥利原理的质量流量计或者是临界流原理的质量流量计。

进一步地，数据采集模块、数据分析模块、数据输入模块和显示模块做成单片机安装于检测装置整装支架上，或者集成于一台计算机中通过数据线与压力传感器、温度传感器和气体质量流量计连接。

一种检测天然气管线冰堵位置的方法，用于检测天然管线某处因结冰或者生成水合物等原因而完全堵塞时堵点的具体位置，包括以下步骤：

1)对于完全堵塞的天然气管线，选取其入口或者出口作为检测端，测量管线中的压力p₁和温度T₁。

2)若p₁≥p₀则天然气管线向外排出气体，若p₁<p₀则由外接高压气源向天然气管线注气，其中p₀是由技术人员确定的额定值。

3)对于排气过程，测量累计排出天然气管线的气体质量Δm(单位：kg)；若是由外接高压气源向天然气管线注气，则测量注气过程累计注入天然气管线的气体质量Δm。

4)排气过程或者注气过程结束后，测量管线的压力p₂和温度T₂。

5)依据压力p₁和温度T₁查得气体压缩因子Z₁，依据压力p₂和温度T₂查得气体压缩因子Z₂。

6)由公式计算得到天然气管线的冰堵位置距离检测端的管线长度L(单位：m)：

其中π为圆周率，D为天然气管线内径(单位：m)，R_spec为单位摩尔质量下天然气的气体常数，p₁和p₂为压力(单位：Pa)，T₁和T₂为温度(单位：K)。

与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：

本发明的检测装置通过在测量管上设置气体质量流量计、压力传感器和温度传感器，测量天然气管线的气体质量流量、压力和温度，气体质量流量、压力和温度值通过数据采集模块采集，而后传输至数据分析模块，结合数据输入模块所输入的气体物性参数进行计算分析后检测到冰堵位置，并将检测结果在显示模块中显示，结构简单、成本低、操作方便，能够实现对天然气管线冰堵位置的准确定位，帮助运行维护人员快速解决冰堵问题。

本发明的检测方法以气体状态方程为依据，具有严格的科学原理，能够实现对天然气管线冰堵位置的准确定位，帮助运行维护人员快速解决冰堵问题，不仅可以检测野外天然气管线的冰堵位置，还可以检测海洋管线被水合物完全堵塞时的堵点位置，以及其他任何被完全堵塞的气体管线。

附图说明

图1为本发明装置的结构示意图。

图中：1、整装支架，2、流量调节阀，3、气体质量流量计，4、压力传感器，5、温度传感器，6、测量管，7、连通阀，8、高压侧转接管，9、低压侧转接管，10、数据采集模块，11、数据分析模块，12、数据输入模块，13、显示模块。

图2是本发明检测方法的流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细描述：

参见图1和图2，结合几种不同的情形说明具体实施方式，所述具体实施方式并不构成对本发明技术方案的不当限定。

实施例1

因管内结冰而完全堵塞的天然气管线，管线内的压力p₁已知比较大，检测冰堵位置采取由管线内向外排气的方案，此时具体实施方式如下：

1)对于完全堵塞的天然气管线，选取其入口或者出口作为检测端，在检测端将检测装置的高压侧转接管8与天然气管线连接，低压侧转接管9连通大气。

2)打开连通阀7，使测量管6与天然气管线连通，使用压力传感器4和温度传感器5测量天然气管线的压力p₁和T₁，同时由数据采集模块10将p₁和T₁传输至数据分析模块11和显示模块13。

3)打开气体流量调节阀2，由天然气管线向外排气，使用气体质量流量计3测量排气过程所流过的气体质量流量，并由数据采集模块传输至数据分析模块，排气过程经历一段时间后，关闭气体流量调节阀2，在数据分析模块中可计算得到该排气过程累计排出的气体质量Δm。

4)使用压力传感器4和温度传感器5测量此时天然气管线的压力p₂和T₂，并由数据采集模块10将p₂和T₂传输至数据分析模块11和显示模块13。

5)在数据输入模块12中输入天气管线的内径D、气体种类和单位摩尔质量下的气体常数R_spec，并依据压力p₁和温度T₁得到气体压缩因子Z₁，依据压力p₂和温度T₂得到气体压缩因子Z₂。

6)在数据分析模块中，采用如下公式计算天然气管线的冰堵位置距离检测装置的管线长度L：

其中π为圆周率，p₁和p₂为压力(单位：Pa)，T₁和T₂为温度(单位：K)。

7)在显示模块13中显示冰堵位置距离检测装置的管线长度L、气体温度和压力等检测结果，完成冰堵位置的检测。

实施例2

因管内结冰而完全堵塞的天然气管线，管线内的压力p₁已知比较小，检测冰堵位置采取由高压气源向管线内注气的方案，此时具体实施方式如下：

1)对于完全堵塞的天然气管线，选取其入口或者出口作为检测端，在检测端将检测装置的高压侧转接管8与高压气源连接，低压侧转接管9连接天然气管线。

2)使连通阀7处于关闭状态，打开流量调节阀2，使测量管6与天然气管线连通，使用压力传感器4和温度传感器5测量天然气管线的压力p₁和T₁，同时由数据采集模块10将p₁和T₁传输至数据分析模块11和显示模块13。

3)打开连通阀7，由高压气源向天然气管线注气，使用气体质量流量计3测量注气过程所流过的气体质量流量，并由数据采集模块10传输至数据分析模块11，注气过程经历一段时间后，关闭连通阀7，在数据分析模块中可计算得到该注气过程累计注入天然气管线的气体质量Δm。

4)使用压力传感器4和温度传感器5测量此时天然气管线的压力p₂和T₂，并由数据采集模块10将p₂和T₂传输至数据分析模块11和显示模块13。

5)在数据输入模块12中输入天气管线的内径D、气体种类和单位摩尔质量下的气体常数R_spec，并依据压力p₁和温度T₁得到气体压缩因子Z₁，依据压力p₂和温度T₂得到气体压缩因子Z₂。

6)在数据分析模块中，通过如下公式计算天然气管线的冰堵位置距离检测装置的管线长度L：

其中π为圆周率，p₁和p₂为压力(单位：Pa)，T₁和T₂为温度(单位：K)。

7)在显示模块13中显示冰堵位置距离检测装置的管线长度L、气体温度和压力等检测结果，完成冰堵位置的检测。

实施例3

因管内结冰而完全堵塞的天然气管线，管线内的压力p₁未知，此时检测冰堵位置的具体实施方式如下：

1)对于完全堵塞的天然气管线，选取其入口或者出口作为检测端，在检测端将检测装置的高压侧转接管8与天然气管线连接。

2)打开连通阀7，使测量管6与天然气管线连通，使用压力传感器4和温度传感器5测量天然气管线的压力p₁和T₁，同时由数据采气模块10将p₁和T₁传输至数据分析模块11和显示模块13。

3)判断是由发生冰堵的天然气管线向外排气，还是由外接高压气源向发生冰堵的天然气管线注气。

4)若待测天然气管线的压力p₁大于或等于p₀，即p₁≥p₀，其中p₀是由技术人员确定的额定值(例如，p₀＝0.3MPa)，则由天然气管线向外排出气体，气体质量流量计3的入口与天然气管线相连。此时将低压侧转接管9连通大气，同时跳过步骤5)，接续步骤6)。

5)若p₁<p₀，则由外接高压气源向天然气管线注气，气体质量流量计3的入口与所指定高压气源相连。此时关闭连通阀7，将高压侧转接管8与所指定的高压天然气源连接，将低压侧转接管9与待测天然气管线连接。

6)打开气体流量调节阀2，使用气体质量流量计3测量流过测量管6的气体质量流量，并由数据采集模块10传输至数据分析模块11；一段时间后关闭气体流量调节阀2，在数据分析模块11中可计算得到该时间段内流过测量管6的气体质量，该质量即是排气过程(p₁≥p₀)或者注气过程(p₁<p₀)累计排出或者累计注入天然气管线的气体质量Δm。

7)使用压力传感器4和温度传感器5测量此时天然气管线的压力p₂和T₂，并由数据采集模块10将p₂和T₂传输至数据分析模块11和显示模块13。

8)在数据输入模块12中输入天然气管线的内径D、气体种类和单位摩尔质量下的气体常数R_spec，并依据压力p₁和温度T₁得到气体压缩因子Z₁，依据压力p₂和温度T₂得到气体压缩因子Z₂。

9)在数据分析模块中，通过如下公式计算天然气管线的冰堵位置距离检测装置的管线长度L：

其中π为圆周率，p₁和p₂为压力(单位：Pa)，T₁和T₂为温度(单位：K)。

10)在显示模块13中显示冰堵位置距离检测装置的管线长度L、气体温度和压力等检测结果，完成冰堵位置的检测。

Claims (6)

1.一种检测天然气管线冰堵位置的方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一：对于完全堵塞的天然气管线，选取其入口或者出口作为检测端，测量管线中的压力p₁和温度T₁；

步骤二：若p₁≥p₀则天然气管线向外排出气体，若p₁<p₀则由外接高压气源向天然气管线注气，其中p₀是由技术人员确定的额定值；

步骤三：对于排气过程，测量累计排出天然气管线的气体质量Δm；若是由外接高压气源向天然气管线注气，则测量注气过程累计注入天然气管线的气体质量Δm；

步骤四：排气过程或者注气过程结束后，测量管线的压力p₂和温度T₂；

步骤五：依据压力p₁和温度T₁查得气体压缩因子Z₁，依据压力p₂和温度T₂查得气体压缩因子Z₂；

步骤六：由公式计算得到天然气管线的冰堵位置距离检测端的管线长度L；

其中，π为圆周率，D为天然气管线内径，R_spec为单位摩尔质量下天然气的气体常数，p₁和p₂为压力，T₁和T₂为温度。

2.一种实现权利要求1所述方法的检测天然气管线冰堵位置的装置，其特征在于，包括整装支架(1)，整装支架(1)上连接有测量管(6)，测量管(6)的一端通过流量调节阀(2)连接至低压侧转接管(9)，另一端通过连通阀(7)连接至高压侧转接管(8)，天然气管线通过低压侧转接管(9)或高压侧转接管(8)与测量管(6)连通，流量调节阀(2)和连通阀(7)之间依次设置有用于检测天然气管线气体质量流量的气体质量流量计(3)、用于检测天然气管线压力的压力传感器(4)和用于检测天然气管线温度的温度传感器(5)，所述气体质量流量计(3)、压力传感器(4)和温度传感器(5)的输出端均连接至数据采集模块(10)，数据采集模块(10)的输出端连接至数据分析模块(11)，数据分析模块(11)上连接有用于输入气体物性参数的数据输入模块(12)和用于显示检测结果的显示模块(13)。

3.根据权利要求2所述的一种检测天然气管线冰堵位置的装置，其特征在于，所述气体质量流量计(3)为科里奥利原理的质量流量计或者是临界流原理的质量流量计。

4.根据权利要求2所述的一种检测天然气管线冰堵位置的装置，其特征在于，所述数据采集模块(10)、数据分析模块(11)、数据输入模块(12)和显示模块(13)做成单片机安装于整装支架(1)上，或者集成于一台计算机中通过数据线与压力传感器(4)、温度传感器(5)和气体质量流量计(3)连接。

5.根据权利要求2所述的一种检测天然气管线冰堵位置的装置，其特征在于，当p₁≥p₀时，所述高压侧转接管(8)连接至天然气管线，所述低压侧转接管(9)连通大气。

6.根据权利要求2所述的一种检测天然气管线冰堵位置的装置，其特征在于，当p₁<p₀时，所述高压侧转接管(8)连接至高压气源，所述低压侧转接管(9)连接至天然气管线。

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