Российский производитель и эксклюзивный представитель известных мировых брендов КИПиА
Российский производитель и эксклюзивный представитель известных мировых брендов КИПиА
В момент добычи природный газ представляет собой смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов в различной концентрации. Точный состав различается на разных устьях скважин, а это значит, что первоначальная обработка и точные измерения качества природного газа имеют решающее значение для предотвращения повреждения оборудования и обеспечения постоянной теплотворной способности. Но что такое точка росы углеводородов? В этой статье рассматривается один из самых сложных для измерения, но крайне важных параметров.
При добыче природный газ состоит из 20 и более индивидуальных углеводородных и неуглеводородных компонентов. Метан является основным компонентом, обычно составляющим от 60 до 90%, при этом другие компоненты присутствуют в различных пропорциях — от высоких процентов до следов менее 0,01%. К нежелательным неуглеводородным компонентам относятся диоксид углерода, сероводород и влага. Помимо метана, другими углеводородными компонентами являются этан (C2H6), пропан (C3H8) и бутан (C4H10).
Первичная обработка осушает газ для удаления жидкой воды и снижения концентрации водяного пара. Последующая обработка удаляет CO2 и H2S перед разделением при пониженной температуре, которое извлекает увлечённые конденсаты и снижает концентрацию неуглеводородных углеводородов, таких как сжиженные углеводородные газы (NGLs): этан, пропан, бутан, изобутан и природный бензин. В результате получается смесь газов с высокой долей метана, но всё ещё содержащая переменное количество этана, пропана и бутана.
Таким образом, термин «природный газ» описывает смесь газов, содержащую широкий спектр углеводородов, от короткоцепочечных легких алифатических углеводородов (неароматических соединений) до длинноцепочечных тяжелых молекул.
Точка росы углеводородов (HCDP) указывает температуру, при которой тяжелые углеводородные компоненты начинают конденсироваться из газовой фазы при охлаждении газа при постоянном давлении. Иногда это называют «удалением капельной жидкости углеводородов».
Следовательно, более высокая HCDP обычно указывает на более высокую долю тяжелых углеводородных компонентов. Это важный параметр для операторов трубопроводов: если природный газ содержит высокую долю тяжелых углеводородов, существует больший риск образования жидкого конденсата в трубопроводе.
HCDP определяется как ряд совпадающих точек давления и температуры, при которых углеводороды конденсируются в жидкость из смеси природного газа. Обычно это показано на фазовой диаграмме (см. ниже) как функция давления и температуры газа для природного газа с заданным составом. Линия точки росы разделяет двухфазную газожидкостную область и однофазную газовую область. При заданном давлении возможны две температуры точки росы, а при заданной температуре — два давления точки росы.
Это явление фазовой диаграммы приводит к поведению, известному как ретроградная конденсация. Слово «ретроградный» означает движение назад, и это явление получило такое название, потому что оно противоречит фазовому поведению чистых компонентов, которые конденсируются при повышении давления и/или понижении температуры. Максимальное давление, при котором может образовываться жидкость, называется криоконденсацией, а максимальная температура, при которой может образовываться жидкость, называется криотермией. Следует отметить, что, учитывая форму фазовой диаграммы, измерение точки росы углеводородов и жидкостного потенциала углеводородов обычно проводится при давлении от 25 до 30 бар (в идеале 27 бар), где жидкость выпадает при самых высоких температурах. Когда конденсат образуется из смеси газов, распределение углеводородов изменяется таким образом, что жидкая фаза обогащается более тяжелыми компонентами, в то время как газовая фаза обедняется этими более тяжелыми компонентами. По мере того, как газ охлаждается ниже своей первоначальной температуры точки росы, вся кривая точки росы смещается в сторону более низких температур для оставшейся газовой фазы, которая теперь обеднена более тяжелыми компонентами. Температура охлажденного газа становится новой HCDP газового потока.
Точка росы углеводородов (HCDP) не является простым параметром для измерения. Состав газа, загрязняющие вещества и добавки, высокое давление и наличие коррозионных соединений различаются от трубопровода к трубопроводу, и все они влияют на результаты измерений.
HCDP очень чувствительна к конкретным компонентам газового потока и сильно зависит от концентрации более тяжелых углеводородов, особенно C6+. Наличие более тяжелых углеводородов увеличит HCDP, и если не учитывать их при расчете HCDP, это приведет к занижению значения HCDP. Следовательно, для точного определения HCDP требуется оценка распределения отдельных компонентов во фракции C6+ (как минимум до C9, а возможно и выше).
Существует несколько общепринятых методов измерения точки росы углеводородов, которые были разработаны с течением времени.
Эти анализаторы используют датчик охлаждаемого зеркала для точного и автоматического определения температуры точки росы углеводородов в пробе газа. Их главным преимуществом является надежная воспроизводимость измерений: в отличие от ручного анализатора точки росы, описанного ниже, измерения являются полностью объективными и автоматическими. Не требуется специализированный персонал, а общие эксплуатационные расходы низкие, хотя необходимы значительные капиталовложения.
Анализатор точки росы Condumax CD603 от Michell Instruments использует метод «темной точки», который является разновидностью датчика точки росы с охлаждаемым зеркалом, для обеспечения непрерывных и точных измерений HCDP (точки росы углеводородов). Измерения точки росы по воде также доступны с использованием того же анализатора, применяя керамический металлооксидный датчик влажности Michell.
Ручные тестеры точки росы по углеводородам, разработанные для проведения выборочных проверок качества природного газа в трубопроводах и для верификации измерений других анализаторов точки росы по углеводородам, представляют собой портативные приборы, предназначенные для легкого использования одним инженером в полевых условиях. Помимо портативности, ключевым преимуществом ручных тестеров точки росы являются их низкие капиталовложения. Однако они рекомендуются только в качестве инструмента для технического обслуживания или для проведения выборочных проверок в точках, где не установлен поточный анализатор.
Несмотря на их удобство, они имеют несколько недостатков, включая высокие эксплуатационные расходы. Хотя сам прибор прост, его использование требует значительных трудозатрат и высококвалифицированного персонала. Сами измерения являются субъективными, поскольку зависят от суждения оператора. Независимо от того, насколько опытен и хорошо обучен оператор, точность измерений будет в некоторой степени варьироваться от одного человека к другому. В силу этих факторов ручные измерители точки росы с охлаждаемым зеркалом подходят только для периодических проверок качества газа.
Первоначальным методом измерения точки росы по углеводородам было использование гигрометра с охлаждаемым зеркалом. Это ручной метод, который требует от опытного оператора визуального наблюдения за образованием конденсата на охлаждаемом зеркале и использования его суждения для определения температуры точки росы.
Последние достижения в новых моделях портативных тестеров точки росы позволили преодолеть многие недостатки и ограничения старых приборов.
Измеритель точки росы Condumax CDP301 от Michell Instruments использует фундаментальный метод охлаждаемого зеркала, но снижает зависимость от суждения оператора для точной регистрации температуры точки росы. CDP301 использует видео высокого разрешения, чтобы показать образование конденсации на экране, что упрощает для пользователей определение точной температуры точки росы одним нажатием кнопки. Видео также записывается, чтобы обеспечить точную запись всех измерений для последующего анализа. CDP301 также может измерять точку росы воды, используя тот же датчик охлаждаемого зеркала.
При правильном использовании газовый хроматограф позволяет пользователям анализировать точный состав их природного газа с большей точностью. Этот метод определяет концентрации каждого углеводородного элемента (в большинстве случаев до C12). Газовый хроматограф, такой как LDetek MultiDetek2-EX, позволяет пользователям:
Однако газовый хроматограф не является идеальным решением для мониторинга процесса, поскольку для определения точки росы углеводородов используются расчетные значения. Онлайн-анализатор точки росы углеводородов, такой как Condumax II, является наиболее эффективным и экономичным методом мониторинга процесса и выявления его нарушений, а для получения дополнительных данных анализа используется вторичный ГХ.
Понимание того, что такое точка росы, в частности точка углеводородной росы, имеет решающее значение для поддержания эффективности и безопасности газовых систем. Точка росы углеводородов измеряет температуру, при которой тяжелые углеводороды конденсируются из газовой фазы, что может привести к таким эксплуатационным проблемам, как засорение и повреждение оборудования. Точный мониторинг и контроль точки росы углеводородов помогает предотвратить эти проблемы, обеспечивая бесперебойную и надежную работу трубопроводов. Использование передовых измерительных технологий позволяет точно определить точку росы углеводородов, что необходимо для оптимизации качества газа и защиты инфраструктуры.
