УДК 543.07

НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ КОНТРОЛЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

Прахова Марина Юрьевна1, Краснов Андрей Николаевич2, Нагуманов Халит Галимович3
1ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», Доцент кафедры «Автоматизация технологических процессов и производств»
2ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», Кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Автоматизация технологических процессов и производств»
3ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», Кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Автоматизация технологических процессов и производств»

Аннотация
Задача контроля влагосодержания в природном газе стоит во всей газовой отрасли, т.к. наличие влаги приводит к образованию гидратов, серьезно осложняющих эксплуатацию газопроводов. Наличие большого числа анализаторов не облегчает решение этой задачи, т.к. выбор метода контроля влагосодержания имеет специфику в зависимости от конкретного процесса. В данной работе существующие методы проанализированы с точки зрения их применимости на установках осушки газа.

Ключевые слова: гидратообразование, конденсационный анализатор точки росы, контроль влагосодержания, природный газ, температура точки росы


MEASUREMENTS OF MOISTURE CONTENT IN THE NATURAL GAS FOR FIELD CONDITIONS: SOME PROBLEMS

Prakhova Marina Uryevna1, Krasnov Andrey Nikolaevich2, Nagumanov Khalit Galimovich3
1FSBEI «Ufa State Petroleum Technological University», Аssociate professor of chair «Automation of technological processes and production»
2FSBEI «Ufa State Petroleum Technological University», Ph.D. in Technical Science, associate professor, associate professor of chair «Automation of technological processes and production»
3FSBEI «Ufa State Petroleum Technological University», Ph.D. in Technical Science, associate professor, associate professor of chair «Automation of technological processes and production»

Abstract
The task of monitoring water content in natural gas costs throughout all the gas industry, as moisture leads to the formation of hydrates, seriously complicating the operation of the pipeline. The large number of analyzers does not facilitate the task, because the choice of method control is very specific and depending on the specifics of a particular technological process. In this paper, the existing methods are analyzed in terms of their applicability to the dehydration plant.

Keywords: condensing dew point analyzer, dew-point temperature, formation of hydrates, monitoring water content, natural gas


Рубрика: 02.00.00 ХИМИЧЕСКИЕ НАУКИ

Библиографическая ссылка на статью:
Прахова М.Ю., Краснов А.Н., Нагуманов Х.Г. Некоторые проблемы контроля влагосодержания природного газа в промысловых условиях // Современные научные исследования и инновации. 2015. № 7 [Электронный ресурс]. URL: http://web.snauka.ru/issues/2015/07/56176 (дата обращения: 20.11.2016).

Добываемый из скважин природный газ проходит обязательную подготовку перед транспортировкой конечному потребителю. Это связано с тем, что природный (или попутный нефтяной) газ, являясь сложной смесью различных углеводородных компонентов, содержит помимо них различные примеси, оказывающие существенное влияние на процесс транспортировки газа по магистральным трубопроводам. Наиболее значимыми являются примеси воды, наличие которой недопустимо по многим причинам. Водяные пары увеличивают стоимость перекачки, ухудшают качество конечного продукта, приводят к ускорению коррозии трубопровода. Самым же серьезным последствием является гидратообразование, которое происходит при определенных условиях транспортировки. В результате уменьшается пропускная способность газопровода (до полной закупорки), повреждаются фильтры, краны, компрессоры. Гидраты являются соединением избыточной воды с парами жидких углеводородов, конденсирующимися из газа при транспортировке с образованием эмульсий, которые при рабочем давлении представляют собой твёрдые массы. Образование гидратных пробок в трубопроводах газоконденсатных месторождений Крайнего Севера считается весьма серьезной аварией, ликвидация которой является чрезвычайно дорогим мероприятием. Стоимость ликвидации только одной крупной гидратной пробки даже в месте, доступном для передвижения транспортных средств, может соста¬вить несколько десятков тысяч долларов [1].
С технологической точки зрения важно не абсолютное значение количества влаги в газе, а степень близости текущего термодинамического состояния этого водяного пара к насыщенному состоянию, при котором, собственно, и происходит конденсация влаги. Поэтому наиболее приемлемой характеристикой в промысловых условиях является температура точки росы (ТТР) по воде – температура, при которой осуществляется фазовый переход паров воды в конденсированное состояние (жидкость или иней).
Осушка газа на месторождении является обязательной и наиболее важной процедурой его подготовки к дальнему транспорту. В результате осушки ТТР паров воды должна быть снижена до уровня ниже минимальной температуры при транспортировании газа. Наиболее распространенным способом осушки газа является абсорбция паров воды жидкими сорбентами – ди- или триэтиленгликолем (ДЭГ или ТЭК). В соответствии с требованиями отраслевого стандарта [2, с. 2], степень осушки нормируется в единицах температуры точки росы (ТТР) по влаге и составляет от минус 10 до минус 20 0С в зависимости от сезона. Эффективность процесса осушки зависит от точности измерения целевого показателя качества подготовки газа – ТТР осушенного газа. Поэтому выбор анализатора, обеспечивающего требуемую точность и надежно работающего на потоке, является актуальной задачей, особенно в условиях Крайнего Севера.
Методика определения ТТР по воде (ТТРв) регламентируется ГОСТ Р 53763-2009, в соответствии с которым этот параметр может измеряться визуальными и автоматическими конденсационными и сорбционными (диэлькометрическим, кулонометрическим, пьезоэлектрическим, интерференционным) методами [3, с. 1], т.е. практически любым гигрометром. При этом на рынке присутствует широкая номенклатура гигрометров каждого типа. Тем не менее, измерение влажности природного газа остается серьезной проблемой как в России, так и за рубежом [4]. В качестве основных причин этого можно перечислить следующие:
- наличие в природном газе гидрофильных примесей, на которые анализаторы ТТРв реагируют так же, как и на воду. К таким примесям относятся технологические примеси, прежде всего ДЭГ и ТЭГ, которые уносятся потоком газа и проходят вместе с ним через анализатор, а также метанол, который добавляется в газ для предотвращения гидратообразования (это особенно характерно для России, где его, что называется, не жалеют);
- наличие гидрофобных примесей, к которым относятся высшие и ароматические углеводороды, начиная с бутана, – они испаряются и конденсируются примерно в тех же условиях, что и водяной пар, кроме того, образующиеся гидраты блокируют поверхность чувствительных элементов анализатора;
- наличие химически активных компонентов, например, углекислого газа и сероводорода, которые реагируют с водой с образованием кислоты, вызывающей коррозию чувствительного элемента;
- наличие масляных аэрозолей, парафинов и механических примесей, загрязняющих чувствительный элемент;
- влияние на процессы испарения и конденсации водяного пара сочетания целого ряда термодинамических параметров (например, давления).
Единственным анализатором, реализующим прямой метод измерения и непосредственно определяющим ТТР, является конденсационный анализатор, в котором измеряется температура конденсации паров воды на охлаждаемом зеркале. Все остальные типы анализаторов реализуют косвенный метод измерения, а для пересчета выходного параметра в единицы ТТР используются специальные таблицы ASTM, ISO или ГОСТ. Надёжность этих табличных данных вызывает сомнения, потому что, например, одни и те же результаты при использовании формул пересчёта по Бюкачеку (ASTM D1142-95) и по Гергу (ISO 18453:2004) расходятся на 10-15 градусов. Существующие зависимости получают, как правило, на искусственной смеси водяных паров в азоте, поэтому они сильно отличаются от данных для воды в метане в конкретных рабочих условиях.
Таким образом, в силу особенностей промысловой подготовки газа существуют и могут фиксироваться несколько ТТР по различным (по составу и агрегатному состоянию) конденсированным фазам:
- по жидкой воде;
- по льду – температуре выделения из газовой фазы кристаллика льда;
- по газовым гидратам;
- по водометанольному раствору;
- по углеводородам.
Да и такое деление является достаточно условным, т.к. потенциально все конденсированные фазы, содержащие воду, в результате могут образовывать твердые вещества, – например, твердая фаза «лед», кроме воды, может содержать также и растворенные в ней гликоли и/или метанол.
При этом для магистральных газопроводов наибольший интерес представляет не сама по себе «ТТР по воде», характеризующая метастабильное состояние переохлажденной воды, а та «точка росы», которая характеризует потенциальные явления, затрудняющие транспорт газа, и в первую очередь – образование твердых фаз (лед, гидраты). Только эта «точка росы» будет характеризовать качество газа с точки зрения его безопасного транспорта. В работе [5] такую точку росы предложено назвать «ТТР по водной фазе», а под определением «водная фаза» в первую очередь понимать воду и полностью растворимые в ней компоненты природного газа (метанол, ДЭГ, ТЭГ).
В работе [6] приведен подробный анализ основных четырех типов поточных анализаторов – конденсационного, с электролитической ячейкой (на основе пятиокиси фосфора), емкостного (на основе окиси алюминия или кремния) и на основе кварцевого кристалла (метод пьезокварцевого микровзвешивания). При этом проанализированы принципиальные физические ограничения, характерные именно для метода измерения и не зависящие от конкретной модели анализатора.
Результаты этого анализа, во-первых, показывают полную непригодность электролитических и емкостных анализаторов для установок осушки газа. Электролитические анализаторы в принципе не способны отличить воду от метанола или ДЭГа, т.е. их выходной сигнал пропорционален суммарному содержанию этих компонентов в потоке, а не концентрации воды. Осушка же газа, как уже отмечалось, чаще всего производится именно с помощью ДЭГа. Использование на таких установках емкостных анализаторов также невозможно, т.к. при установке в газовом потоке чувствительный элемент «обрастает» пленкой ДЭГа и начинает измерять концентрацию воды в этой пленке, а не в самом газе.
Во-вторых, метод пьезокварцевого микровзвешивания также не является идеальным решением для установок осушки. Несмотря на то, что на сегодняшний день пьезокварцевый анализатор является единственным анализатором влажности, практически нечувствительным к примесям метанола в силу неравновесного принципа измерения [6], он обладает таким существенным недостатком, как неселективность [7]. Полярные молекулы органических соединений адсорбируются на чувствительной матрице более интенсивно, чем пары воды. Применение же мультисенсорной матрицы значительно усложняет процесс измерения, т.к. требуются от 3 до 8 различных пьезосенсоров, необходима специальная программа визуализации и обработки массива откликов пьезосенсоров для проведения качественного и количественного анализов. Кроме того, анализаторы на основе пьезокристалла реализуют косвенный метод измерения ТТР – эти устройства измеряют абсолютную влажность, а для пересчета в единицы ТТР опять-таки требуются таблицы.
Следовательно, учитывая, что при измерении «точки росы» определяется температура начала выделения жидких или твердых фаз, предпочтение следует отдать приборам конденсационного типа, хотя они тоже не лишены ряда недостатков. Основным является неспособность отличить воду от метанола и ДЭГа. Однако в некоторых моделях анализаторов за счет различных ухищрений этот недостаток нивелируется до приемлемого уровня. Безусловно, такой прибор должен быть автоматическим и иметь определенные характеристики, которые учитывали бы специфику процесса конденсации.
На сегодняшний день наибольший интерес вызывают конденсационные анализаторы серии «КОНГ-Прима» НПО «Вымпел» (они приняты в качестве основного средства измерения ТТР природного газа в ОАО «Газпром») и автоматические поточные анализаторы точки росы газа по углеводородам и воде «Condumax» английской фирмы «Michell Instruments Ltd».
Линейка анализаторов «КОНГ-Прима» включает несколько моделей: преобразователь точки росы «КОНГ-Прима-2» (на сегодняшний день снят с производства), анализаторы точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-2М» («КОНГ-Прима-4») и «КОНГ-Прима-10», Hydrovision-BL, Hydrovision-BL-Mini (самые последние модели). Во всех моделях используется охлаждение чувствительного элемента и оптическая система, фиксирующая момент образования на нем конденсата.
В преобразователе «КОНГ-Прима-2» [8] при охлаждении световода и омывающего его газа до температуры насыщения при рабочем давлении на поверхность изо¬гнутой части световода выпадал конденсат. Фотодиод регистрировал уменьшение интен¬сивности излучения, введенного в световод от светодиода, а терморезистор, сопря¬женный с изогнутой частью световода, – температуру конденсации. Затем включался нагрев световода. Когда температура световода и омывающего его газа достигала температуры насыщения, конденсат испарялся с поверхности чувствительного элемента и фотодиод регистрировал увеличение интенсивности излучения. Регистрировалась температура испарения и включалось охлажде¬ние. Точка росы вычислялась как среднее значение температур конденсации и испарения.
Модель «КОНГ-Прима-2М» [8] работает по такому же принципу, но в ней предусмотрено раздельное определение ТТР по воде и углеводородам. Предполагается определение углеводородов по скачку фотосигнала при разделении фазы вода – углеводороды. На практике, однако, такого скачка может и не быть: если сконденсировавшиеся углеводороды снизят уровень фотосигнала до нуля, а потом выпадет вода, то прибор этого не увидит. Если в газе начнут сначала выпадать углеводороды, а ТТР по воде будет лежать ниже диапазона измерений анализатора, он с чистой совестью углеводороды определит как воду. Таким образом, основной недостаток анализатора «КОНГ-Прима-4» заключается в том, что он не может однозначно и с высокой степенью точности идентифицировать конденсацию на зеркале углеводородов или воды из-за регистрации интенсивности излучения только одним фотодиодом.
Анализатор «КОНГ-Прима-10» [9] также работает по принципу «охлаждаемого зеркала», но является прибором интерференционного типа. Особенностью является способ регистрации фотосигнала, заключающийся в использовании явления поляризации света при его отражении и преломлении от поверхности диэлектрика. Для этого охлаждаемое зеркало анализатора выполнено из диэлектрического материала (кремния). Световая волна, падая на границу раздела «газ – диэлектрическое зеркало», частично поляризуется. Можно подобрать такой угол падения (угол Брюстера), при котором происходит полная поляризация отраженной волны. В этом случае система регистрации фиксирует нулевой уровень фотосигнала с фо¬топриемников. При охлаждении зеркала и появлении на поверхности капель конденсирующихся паров воды происходит интенсивное рассеяние света. Система регистрации реагирует на процесс конденсации паров воды возрастанием уровня фотосигнала, поступающего с первого фотоприемника, расположенного параллельно поверхности зеркала. Уровень фотосигнала зависит от количества воды, сконден-сировавшейся на поверхности охлаждаемого зеркала.
При образовании на зеркале тонкой пленки углеводородов, имеющей другой показатель преломления, закон Брюстера нарушается и появляется волна, отражен¬ная от границы раздела сред «газ – пленка». Кроме того, ввиду оптической прозрачности сконденсированной пленки появляется вторая отраженная волна от границы раздела «пленка – зеркало». В результате второй фотоприемник фиксирует два отраженных луча, кото¬рые образуют интерференционную картину.
Таким образом, в анализаторе присутствует несколько информационных каналов: основной, фиксирующий прямой отраженный сигнал, и два дополнительных, фиксирующих рассеяние света в прямом и обратном по отношению к световому потоку лазера направлениях. По различной реакции каждого информационного канала на образование на зеркале при его охлаждении конденсата происходит дифференцирование компонентного состава этого конденсата (вода, лед, гидраты, углеводороды и др.). Это даёт возможность однозначно и с высокой степенью точности идентифицировать конденсацию на зеркале анализатора углеводородов и воды.
Анализатор точек росы по влаге и углеводородам Hygrovision-BL (анализатор HV) обладает расширенными по сравнению с анализатором «КОНГ-Прима- 10» функциональными возможностями – он является одновременно автоматическим поточным гигрометром и контрольным визуальным гигрометром, а наличие автономного питания позволяет использовать его как переносной прибор. На сегодняшний день аналогов в мировой линейке анализаторов ТТР у этого прибора нет [10]. Охлаждаемое зеркало в этом анализаторе, как и в предыдущем случае, выполнено из диэлектрического материала с высоким коэффициентом отражения. Освещение зеркала осуществляется двумя источниками света: для визуальной регистрации пленки воды – видимого поляризованного излучения, а углеводородной пленки – видимого неполяризованного света. Благодаря такой оригинальной оптической системе визуализации значительно упрощается идентификация выпавшего конденсата. При появлении пленки углеводородов наблюдается интерференция («цветопобежалость»), а при выпадении росы происходит рассеяние света.
Анализатор HV, как уже упоминалось, может использоваться для контроля точности результатов измерений поточными конденсационными и сорбционными гигрометрами, т.к. ГОСТ Р 53763-2009 [3] предусматривает использование для этой цели именно визуальный конденсационный метод.
Анализатор температуры точки росы по влаге и углеводородам «Condumax WHC» [11] предназначен для одновременного измерения температуры точки росы углеводородов и воды. Этот прибор является комбинированным: в нем используются конденсационная технология темного пятна для определения температуры точки росы углеводородов и диэлькометрический метод для определения температуры точки росы воды.
Диэлькометрический датчик состоит из трех слоев, размещенных на керамической подложке: пористого проводящего, активного адсорбирующего и еще одного проводящего. Слои очень тонкие, порядка 1 мкм. Система представляет собой крошечный конденсатор. Газ, содержащий молекулы воды, свободно проникает сквозь проводящий слой в адсорбирующий. Молекулы воды обладают высоким дипольным моментом, поэтому их присутствие в адсорбирующем слое изменяет диэлектрическую проницаемость среды между обкладками конденсатора, что в свою очередь определяет емкость конденсатора. Датчик калибруют, занося в память прибора кривую зависимости емкости конденсатора от влажности газа. При измерениях электроника преобразует значение емкости конденсатора в выходной сигнал и линеаризует его.
Технология темного пятна основана на свойстве углеводородного конденсата выпадать в виде ровного слоя. Поэтому традиционный метод определения температуры конденсации углеводородов – при помощи охлаждения зеркала и наблюдения за его поверхностью – может давать большую погрешность. Это связано с тем, что начало конденсации происходит незаметно и фиксация этого момента требует исключительно высокой квалификации оператора. Суть технологии темного пятна, разработанной компаниями «Shell» и «Michell Instruments», состоит в том, что используется не полированное плоское зеркало, а матовая поверхность с коническим углублением. При освещении этой поверхности параллельным пучком большая часть света отражается кольцом. Однако за счет искусственных неровностей (которые обусловлены матированием) часть света попадает внутрь кольца. Эта ситуация соблюдается до тех пор, пока не произошло выпадение конденсата. Тогда неровности смачиваются им и стенки конического углубления становятся «зеркальными». Свет перестает отражаться внутрь кольца и там наблюдается темное пятно. Температура, при которой образовалось темное пятно, т. е. произошло выпадение конденсата, по определению является температурой точки росы углеводородов.
Основные технические характеристики всех перечисленных анализаторов приведены в табл. 1.
Рассмотрим особенности в измерении ТТР по воде конденсационным и сорбционным методами.
Анализаторы конденсационного типа могут давать неверные показания по следующим причинам:
1) при охлаждении поверхности автоматических анализаторов часто оказывается, что при отрицательных температурах конденсационная поверхность уже занята тяжелыми углеводородами и конденсация влаги, таким образом, происходит при более низких температурах;
2) из-за влияния фазового состояния конденсата воды на чувствительном элементе прибора при температуре до -40 оС может образоваться как просто вода, так и частично вода, а частично лед.
Использование анализатора «Condumax», в котором определение ТТР по воде основано на сорбционном принципе, позволяет избежать этого затруднения, поскольку в нём не используется конденсация водяных паров, а значит, он не будет страдать от эффекта перекрывающихся измерений. Однако необходимо учитывать другой недостаток. Молекула гликоля в чём-то похожа на молекулу воды — в частности, она тоже содержит полярные ковалентные связи между атомами кислорода и водорода, то есть эти атомы приобретают, соответственно, отрицательный и положительный заряд. Таким образом, молекулы как воды, так и гликоля могут вызывать отклик сенсора, если они адсорбируются на гигроскопичном слое, поскольку атомы кислорода притягиваются к положительно заряженным областям гигроскопичного слоя. Аналогичное явление наблюдается при присутствии в газе метанола, что, повторимся, для России является критичным. Именно этот недостаток делает применение анализатора «Condumax» на установках осушки газа непригодным.
Таким образом, можно рекомендовать в качестве метода контроля влагосодержания природного газа использовать конденсационный метод измерения с автоматической и/или визуальной регистрацией ТТР как наиболее удовлетворяющий условиям эксплуатации в системе автоматизации установки осушки газа. Наиболее подходящими с точки зрения критерия «цена/качество», по мнению авторов, являются анализаторы точки росы по воде и углеводородам «КОНГ-Прима-10» и Hygrovision-BL.

Таблица 1 – Основные технические характеристики конденсационных анализаторов ТТР


Библиографический список
  1. Голубов А.С. Анализ модернизации абсорберов системы осушки газа Заполярного газоконденсатного месторождения // Нефть, газ, промышленность. 2005. № 8. С. 58-59.
  2. ГОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы. Технические условия»: отраслевой стандарт, дата введения 1993-10-01.
  3. ГОСТ З 53763-2009. Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде: дата введения 2011-01-01. М., 2010.
  4. Rolf Kolass, Chris Parker. Moisture measurement in natural gas // The International Instrumentation and Control Engineering Website. URL: http://www.iceweb.com.au (дата обращения 18.06.2015).
  5. Крашенников С.В., Елистратов М.В., Кисленко Н.Н. Методические проблемы и контрольные методы определения точки росы по водной фазе для природного газа сложного состава: [Электронный ресурс]. URL: http://gazanaliz.ru (дата обращения 08.06.2015).
  6. Измерение влажности природного газа (аналитический обзор): [Электронный ресурс]. – Сайт фирмы «Artvik», 2000. URL: http://www.artvik.ru (дата обращения 10.06.2015).
  7. Кочетова Ж.Ю., Базарский О.В., Кучменко Т.А. Определение точки росы методом пьезокварцевого микровзвешивания // Междисциплинарные исследования в науке и образовании. 2012. № 1 Sp. – [Электронный ресурс] – URL: http://www.es.rae.ru/mino/157-687 (дата обращения 10.06.2015).
  8. Деревягин А.М., Комаров Ю.В., Селезнев С.В., Степанов А.Р. Измерение влажности многокомпонентного природного газа преобразователями точки росы серии «КОНГ-Прима»: [Электронный ресурс]. URL: http://www.npovympel.ru/about/press (дата обращения 14.06.2015).
  9. Деревягин А.М., Фомин А.С. , Cтепанов А.Р., Селезнев С.В., Агальцов А.Г., Михайлов Ю.В., Истомин В.А. «КОНГ-Прима-10» — интерференционный анализатор точек росы газа по влаге и углеводородам / Наука и техника в газовой промышленности. № 21, 2005. С. 70–78.
  10. Лыков А.Г., Деревягин А.М., Селезнев С.В. Анализатор точек росы по водным фазам и тяжелым углеводородам Hygrovision-BL / Газовая промышленность: спецвыпуск «Автоматизация производственно-технологических процессов, метрология и связь на объектах газовой отрасли (680/2012)». С. 79 – 83.
  11. Анализатор температуры точки росы углеводородов и воды Condumax. Руководство по эксплуатации. М., 2008.


Все статьи автора «Прахова Марина Юрьевна»


© Если вы обнаружили нарушение авторских или смежных прав, пожалуйста, незамедлительно сообщите нам об этом по электронной почте или через форму обратной связи.

Связь с автором (комментарии/рецензии к статье)

Оставить комментарий

Вы должны авторизоваться, чтобы оставить комментарий.

Если Вы еще не зарегистрированы на сайте, то Вам необходимо зарегистрироваться:
  • Регистрация