Способ определения капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации природного газа

Изобретение относится к нефтегазовой, нефтехимической отраслям промышленности и может быть использовано для определения величины капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации (УНТС) природного газа. Способ определения капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых УНТС природного газа заключается в том, что на выходе из концевого низкотемпературного сепаратора УНТС осуществляют отбор предварительной пробы природного газа, которую подвергают двухступенчатой низкотемпературной сепарации с пропуском ее в сепарационный блок, состоящий из первого и второго узлов сепарации и погруженный в ванну термокриостата. По окончании двухступенчатой низкотемпературной сепарации проводят определение значения предварительной массы сепарационного блока m₁, затем 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, после чего расчетным путем определяют капельный унос углеводородной жидкости из промысловых УНТС. Техническим результатом заявленного изобретения является повышение точности определения капельного уноса углеводородной жидкости из установки низкотемпературной сепарации. 3 ил.

 

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.

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).

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.

Задачей, на которую направлено заявленное изобретение, является создание эффективного способа определения капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации (далее - УНТС) природного газа.

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.

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:

где V* - объем основной пробы природного газа при стандартных условиях, м³;

m_к - масса образовавшегося в сепарационном блоке разгазированного углеводородного конденсата, г, которая вычисляется по формуле:

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

ρ_к - плотность образовавшегося в сепарационном блоке разгазированного углеводородного конденсата, г/см³.

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.

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.

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.

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.

Заявленное изобретение поясняется чертежами.

На фиг. 1 показана общая схема сепарационной установки для определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС, на которой реализуется заявленный способ.

На фиг. 2 показана конструкция узла сепарации, включающего в себя змеевик и сепаратор.

На фиг. 3 показан разрез А-А, фиг. 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.

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.

Сепарационная установка для определения капельного уноса углеводородной жидкости из УНТС, на которой реализуется заявленный способ, имеет сепарационный блок, погруженный в ванну термокриостата 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.

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.

Затем на линии 1 подачи природного газа последовательно установлены: фильтр механических примесей 3, первый манометр 4, редуктор 5, второй манометр 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.

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.

Разъемное соединение сепараторов и змеевиков в первом и втором узлах сепарации обеспечивается нижеследующими конструктивными особенностями:

- 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;

- 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.

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.

В крышки сепараторов 10 и 14 вмонтированы чувствительные элементы СИ температуры 24 и чувствительные элементы СИ давления 25.

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.

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.

Сепараторы 10 и 14 имеют приспособление 26 для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата, которое размешено в нижней части их корпусов.

Способ определения значения капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых УНТС реализуется следующим образом.

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.

После очистки и сушки узла сепарационного блока присоединяют его к линии подачи 1 природного газа и линии 21 отвода природного газа (см. фиг. 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».

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.

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.

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.

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.

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.

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.

После чего закрывают запорно-регулирующие устройства 7 и 15, отсоединяют сепарационный блок от линий 1 и 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.

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.

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.

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).

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.

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.

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».

Основную пробу природного газа в таком же порядке как и предварительную пробу подвергают двухступенчатой низкотемпературной сепарации, для чего проводят нижеследующие действия.

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.

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.

Закрывают запорно-регулирующие устройства 7 и 15, отсоединяют сепарационный блок от линий 1 и 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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

Осуществляют отбор проб разгазированного углеводородного конденсата для определения его детального компонентного (компонентно-фракционного) состава и плотности при условиях эксперимента.

Отбор проб разгазированного углеводородного конденсата осуществляют шприцем из нижней части сепаратора 10 и/или сепаратора 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.

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.

Капельный унос углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации природного газа ρ_ку, г/м³, определяют по формуле:

где m_к - масса образовавшегося разгазированного углеводородного конденсата, г;

V^* - объем основной пробы природного газа при стандартных условиях, м (t=20,0°C, р=101,325 кПа);

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 конденсата

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

ρ_к - плотность образовавшегося разгазированного углеводородного конденсата, г/см³.

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.

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.

Способ определения капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации (УНТС) природного газа, заключающийся в том, что 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 узлов 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, далее определяют объем V основной пробы природного газа как разность показаний средства измерений объема в начале и в конце пропускания основной пробы природного газа, приводят объем V к стандартным условиям (t=20,0°C, р=101,325 кПа) и получают объем основной пробы пропущенного газа V*, м³, при стандартных условиях, после чего определяют капельный унос углеводородной жидкости из промысловых УНТС ρ_ку, г/м³, по формуле:

где V* - объем основной пробы природного газа при стандартных условиях, м³;

m_к - масса образовавшегося в сепарационном блоке разгазированного углеводородного конденсата, г, которая вычисляется по формуле:

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

ρ_к - плотность образовавшегося в сепарационном блоке разгазированного углеводородного конденсата, г/см³.