Электронный научно-практический журнал «Современные научные исследования и инновации» » natural gas

Некоторые проблемы контроля влагосодержания природного газа в промысловых условиях

Прахова Марина Юрьевна — Wed, 01 Jul 2015 20:35:59 +0000

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

К вопросу об использовании газогенераторов

Киприянов Федор Александрович — Wed, 15 Feb 2017 14:44:29 +0000

Современное производство, да и сам уклад жизни, трудно себе представить без использования двигателей внутреннего сгорания (ДВС). По оценкам различных экспертных сообществ ДВС занимают второе место по загрязнению окружающей среды, после промышленных предприятий. В настоящее время, как потребителей, так и производителей заботит не только цена конечного продукта, но и его экологические свойства, влияние на окружающую среду. Поэтому проводится немало исследовательских и опытно – конструкторских работ направленных на улучшение потребительских и экологических характеристик ДВС [1-3].

Одним из экологически чистых видов топлива для двигателя внутреннего сгорания, включая поршневые двигатели используемые на мобильных электростанциях и газотурбинное оборудование, является газовое топливо, обладающее рядом преимуществ перед жидкими моторными топливами:

- снижение токсичности выхлопа ДВС;

- более полное сгорание топлива в ДВС;

- увеличение общего ресурса ДВС;

- увеличение ресурса расходных материалов;

- отсутствие детонации.

Кроме этого, полное сгорание топлива с минимальными выбросами – это главная характеристика газообразного топлива. Это преимущество в наше время используется во всём мире для получения электроэнергии. Среди экологичных источников топлива для производства электроэнергии, природный газ, занимает первое место. Сегодня уже используют газ, генерируемый из промышленных и бытовых отходов, а именно: биогаз получённый из отходов жизнедеятельности животных, газ из полигонов твёрдых бытовых отходов, а также газ, получаемый в процессе термохимической реакции (газификация).

В отличие от процесса метанового сбраживания, в результате которого получают биогаз, при газификации происходит преобразование любого твёрдого органического вещества, содержащего лигнин, в горючий газ. При этом в качестве топлива может служить любая биомасса: отходы лесопиления и сельхозкультур, остатки шелухи риса, сахарного тростника и жом в различных формах.

Получаемый газ, может быть использован для двигателей внутреннего сгорания с воспламенением от сжатия в двухтопливном режиме и с искровым зажиганием [4]. Использование энергии из биомассы, полученной с помощью газификации, доказано, может быть не только экономически целесообразно, но и выгодно с точки зрения экологии [5]. Действительно, возобновляемые источники энергии набирают популярность в Европе и на Западе и часто упоминается как “Зеленая Энергетика” и ее использование рекомендуется через привлекательные стимулы на тариф правительствами.

Технология газификации биомассы существует около тысячи лет, но только 80 лет идёт активное исследование процессов получения горючего газа. Однако, после Второй мировой войны технологии газификации не завоевали популярность по двум причинам. Первая причина – наличие неограниченный нефтяных запасов в мире по низкой стоимости, другая причина – технологические проблемы, связанные с содержанием высокого уровня смол в газе, которые создают угрозу эксплуатации двигателя.

В мире наблюдается периодический интерес к процессу газификации каждый раз, когда наступает очередной нефтяной кризис, но сегодня интерес к газогенераторам вызван с желанием сократить выбросы парникового газа. Разработанные технологии газификации позволяют устранить некоторые проблемы, связанные с низкой плотностью энергии и потенциала газообразного топлива

Одним из вариантов использования местных возобновляемых энергоресурсов, в качестве топлива для ДВС может служить газогенератор. Современные технологии в области электроники и управления процессами могут повысить эффективность работы газогенераторов, а современные материалы снизят количество потерь тепла и повысят качество газа при фильтрации. Одним из примеров сочетающим материалы, технологии и управление процессом газификации являются технические решения фирмы Gasifier Experimenters Kit (the GEK), (США), патент США № 8764857 В2.

При анализе материалов по конструкциям и опыту применения газогенераторов позволил выделить общие недостатки при проектировании и разработке современных газогенераторов [3]:

Подавляющее большинство газогенераторных установок, как транспортного так и стационарного типа, являются адаптированными для современных условий копиями газогенераторов 30-40 годов ХХ века.

Качество получаемого генераторного газа зависит как от параметров исходного сырья (размер, влажность, плотность и т.д.), так и от режимов его производства. Все газогенераторы, их рабочие характеристики, рассчитываются из условия максимальной производительности по генераторному газу.

Газогенератор управляет двигателем, а не двигатель газогенератором, так как при проектировании газогенераторной установки газогенератор и двигатель рассматриваются как отдельные элементы, а не как общая система.

Газогенератор хорошо работает на установившемся режиме и плохо на переходных режимах (max <=> min). Оказывает негативное влияние на длительность переходного режима работы ДВС инерционность газогенератора.

Токсичность отработавших газов при работе двигателя на генераторном газе ниже токсичности при работе на традиционном моторном топливе [5, 6], однако, для удовлетворительной работы ДВС на генераторном газе требуется модернизация системы зажигания и увеличение степени сжатия двигателя.

Проведя анализ существующих конструкций предложена схема газогенератора Х-образной компоновки [7]. Теоретически она позволяла устранить ряд недостатков присущих другим конструкциям, таких как:

- цикличность работы газогенератора;

- ограничение газифицируемого топлива по влажности и размеру;

- содержание в генераторном газе азота;

- неоднородность генераторного газа по составу.

Технический результат достигается тем что:

- при производстве генераторного газа отказались от газового дутья, поэтому генераторный газ практически не содержит азота, т.к. в процессе газификации не используется атмосферный воздух, а термический крекинг и окислительно – восстановительные реакции протекают за счет пиролиза воды, содержащейся в газифицируемом топливе при подводе энергии извне, как следствие, все загруженное топливо в камеру газификации преобразуется в генераторный газ;

- для получения генераторного газа используется влажная древесина (содержание влаги более 20%), если древесина содержит недостаточное количество влаги (интенсивный прирост объема древесного угля в реакционной зоне), то для нормализации размера реакционной зоны, в верхнюю часть камеры газификации добавляется водяной пар;

- размер газифицируемого топлива определяется объемом камеры газификации и принципиального значения не имеет;

- в газогенераторе параллельно работают несколько камер газификации (например: четыре), загрузку которых топливом, а следовательно, и запуск в работу, можно сместить во времени друг относительно друга;

- количественный и качественный состав генераторного газа регулируется интенсивностью окислительных процессов в печной камере, количеством задействованных камер газификации и видом топлива загруженного в каждую камеру [7].