Конденсация природного газа при транспортировке

A. Бенито, C. Авила.

Technology, Environment и Construction Direction, , S. A., Испания

S. Otán, S. Blanco

Департамент органической химии и химической физики.  Факультет естественных наук.  Университет Сарагоса, Испания.

С целью контролировать конденсацию природного газа при транспортировке, ENAGAS, испанская компания, ответственная за транспорт газа, разработала и построила интегрированную и надёжную систему измерения и контроля конденсации природного газа при транспортировке, которая работает автоматически и управляется дистанционно. Система, установленная на входе в Испанию трубопровода Магриб-Европа, контролирует относящиеся к газовой конденсации факторы:  значение ПСЖУ и состав газа до С10.

Данные о ПСЖУ и составе природного газа, передаваемого по трубопроводу, отслеживаются непрерывно, в реальном времени.  Для проверки этих результатов была создана лабораторная система, которая одновременно определяет состав до C12 и измеряет кривую точки росы природного газа, отобранного в том же месте, где установлена интегрированная система.

1. Введение

Конденсация природного газа при транспортировке

Присутствие жидкостей в газовых трубопроводах может вызвать серьёзные проблемы: повреждения газовых редукторов, потери давления, снижающие объём транспорта, и даже могут привести к прекращению поставок (Wolters and Oranje, 1989). Многие пластики повреждаются конденсатом.  Конденсат образуется после газораспределительной станции, или в тех местах, где трубопровод пересекает зону с более низкой, по сравнению с почвой, температурой (например, воздушный участок или реку зимой). Количество конденсата может достигать нескольких сотен литров в день, в зависимости от действующих условий и качества газа.

С точки зрения физики, конденсат формируется, когда природный газ достигает температуры и давления ниже точки двухфазной области на фазовой диаграмме (см. рис. 1). Наиболее частый случай – изонтальпийный сброс давления (например, на газораспределительной станции) при котором одновременно падают давление и температура — газ движется по линии T-D. Конденсация происходит также при изобарическом охлаждении — например, прохождении трубы через воздух или воду (линия K’-K).

Точка росы и измерение ПСЖУ

Точка росы (ТР) по углеводородам, представленная линией точки росы на рис.1, наиболее часто используется для характеристики конденсационного поведения природного газа. В технической литературе указывается, что этот показатель очень чувствителен к присутствию в газе следов тяжёлых компонентов.  Таким образом, может возникнуть большой разрыв между температурой точки росы и температурой, при которой образующаяся жидкость может создать проблемы для работы (см. рис.2).  На практике это означает, что точка росы по углеводородам не подходит для оценки количества конденсата, образующегося при конкретном давлении, температуре и составе природного газа.

Более подходящий для этих целей показатель — «потенциальное содержание жидких углеводородов» (PHLC) в природном газе. Он определяется как количество сконденсированной жидкости при определённом давлении и температуре (в мг на единицу объёма газа при н.у, то есть при температуре 273 K и давлении 1,01325·105 Па. Процедура измерения определена в стандарте ISO 6570.

Влияние состава природного газа

Из анализов, выполненных в Технологическом университете Делфт (Voulgaris et al., 1995), вытекает, что низкие значения ПСЖУ сильно зависят от концентрации фракции C11+, тогда как высокие значения ПСЖУ определяются в основном содержанием фракции C9-C10. Для того, чтобы корректно предсказать точку росы, необходимо получить ещё более подробную информацию о следовых количествах тяжёлых углеводородов в газе.

Подводя итог вышесказанному, конденсация природного газа, на которую в основном влияет состав фракции C9-C10 , может контролироваться напрямую с помощью показателя ПСЖУ. Точка росы не даёт указаний на реальный уровень риска конденсации, она указывает только на приближение опасной ситуации.

Транспортная система Испании

С целью контролировать конденсацию природного газа при транспортировке, ENAGAS, испанская компания, ответственная за транспорт газа, разработала и построила интегрированную систему измерения и контроля показателей ПСЖУ и состава природного газа при транспортировке.

ENAGAS управляет в Испании газотранспортной системой трубопроводов длиной 7 400 км, схема которой дана на рис. 3. Природный газ подаётся в систему в следующих точках:

 На юге.  Через трубопровод Магриб-Европа, а также с месторождений природного газа в Марисмас и Паланцарес в долине Гуадалквивира.

На испано-французской границе.  Через трубопровод Лацк-Калахорра, соединяющий Иберийский полуостров с европейской сетью.

На терминалах приёма сжиженного газа. Расположенных в Барселоне, Картагене и Хуэльва, куда природный газ поступает в сжиженном виде.

2. Интегрированная система. Технические условия и описание.

Интегрированная система измерения конденсации природного газа расположена на входе в Испанию трубопровода Магреб-Европа, после того, как он пересекает пролив Гибралтар.

Система автоматизирована, запускается и управляется дистанционно. Схема интегрированной системы приводится на рис. 4. Особое внимание уделяется формированию конденсата в поступающем газе. Выделяются воздушные участки входящего трубопровода, а также находящиеся на воздухе редукторы и расходомеры.

Основные устройства, объединяющие измерительные приборы системы, таковы:

Система измерения конденсата

Система основана на  параметрах, описанных в «ISO 6570 Природный газ - Определение потенциального содержания жидких углеводородов». В ней используется метод автоматического взвешивания, который позволяет системе вести непрерывное измерение ПСЖУ. Количество конденсата, которое может образоваться при определённой температуре и давлении, определяется пропусканием пробы газа через аппарат, который сначала доводит его до нужного давления, а затем охлаждает до температуры измерения. Жидкость, образующаяся при охлаждении, отделяется от газового потока и собирается с помощью центробежного сепаратора.

Основные технические характеристики системы измерения конденсата таковы:

Входное давление: 18 - 100 бар

Расход газа: 0,024 - 1,2 нм3

Температура поступающего газа: 0 - 40 ºC

 Предел обнаружения: 1 мг/нм3

Время измерения: От 12 до 24 часов, если 0<ПСЖУ<10 мг/нм3 и от 0,5 до 12 ч если ПСЖУ>10 мг/нм3

 0 - 50 бар

Температура измерения: -15 до 20 ºC

 Среднее отклонение за день: ±2 мг/нм3

Газовый хроматограф

Определение состава природного газа до фракции C10  осуществляется быстрым анализом с помощью двух микрохроматографов, оборудованных ДТП (детекторами по теплопроводности). Вся система контролируется компьютером, который получает хроматограммы, обрабатывает и хранит полученную аналитическую информацию, а также рассчитывает физические свойства согласно стандарту ISO 6976:1995.

Периодически, с помощью внешнего автоматического клапана, производится калибровка.

Для проверки полевого анализа периодически берутся пробы природного газа, которые затем анализируются в лаборатории.

Основные технические характеристики аналитической системы таковы:

Входное давление: 0 - 2 бар

Расход газа: 15 мл/мин

Температура поступающего газа: 35 - 40 ºC

Предел обнаружения: C1 и C2: 0,001% мол.; C3до н-C10: от 0.5 до 1 ppm мол.

Время анализа: 3 минуты

Полное время цикла: 6 минут

Давление отбора пробы: 0,5 бар

3. Результаты

Результаты по ПСЖУ и составу природного газа, передаваемого по трубопроводу, отслеживаются непрерывно, в реальном времени. Среднесуточные значения этих показателей рассчитываются и сообщаются в диспетчерскую в виде еженедельных отчётов, хотя аварийные сообщения и данные передаются в реальном времени.

Графическое представление измеренных данных для хроматографической фракции C6+ и показатели ПСЖУ представлены на рис.5. Данные по фракции C6+ относятся к левой оси ординат. Одновременно измеряемые значения ПСЖУ откладываются по правой оси.

Как видно из рис.5, при повышении количества C6+ получаются более высокие значения ПСЖУ, что демонстрирует достоверность показаний интегрированной системы.

Для проверки этих результатов была создана лабораторная система, которая одновременно определяет состав до C12 и измеряет кривую точки росы природного газа, отобранного в том же месте, где установлена интегрированная система.  Примеры лабораторного и поточного анализа состава газа приведены в табл.1.  Показатели погрешности в табл.1 получены на основе ISO 6974-2:2001. Экспериментальная кривая точки росы отобранного природного газа представлена на рис.6.

Таблица 1. Детализированный состав природного газа согласно лабораторным и поточным исследованиям.


 

Компонент

Лабораторный анализ

Поточные данные

Значение

Погрешность, %

Значение

Погрешность, %

Мольные %

N2

1,170

2

1,223

4

CO2

1,678

2

1,776

4

Метан

84,262

0,3

83,943

0,4

Этан

10,098

2

10,207

4

Пропан

2,367

2

2,412

4

и-Бутан

0,163

5

0,170

9

н-Бутан

0,218

5

0,224

9

и-Пентан

0,023

5

0,023

9

н-Пентан

0,015

5

0,016

9

ppm

н-Гексан

48,1

5

53,7

9

C6Фракция

15,6

5

18,1

9

н-Гептан

16,0

5

12,6

9

C7Фракция

2,8

5

2,5

9

н-Октан

3,6

13

0,5

22

C8Фракция

0,5

13

0,6

22

н-Нонан

0,6

22

0,0

43

C9Фракция

0,1

22

0,0

43

н-Декан

0,0

45

0,0

66

C10Фракция

0,0

45

0,0

66

н-Ундекан

0,0

45

 

 

C11Фракция

0,0

45

 

 

 

0,0

65

 

 

C12Фракция

0,0

65

 

 

 

4. Заключение

Установлена поточная интегрированная и надёжная система измерения и контроля конденсации природного газа при транспортировке, которая работает автоматически и управляется дистанционно. Система контролирует относящиеся к газовой конденсации факторы: значение ПСЖУ и состав газа до С10.

Эта система позволяет операторам трубопровода принять превентивные меры, как только зафиксировано чрезмерное содержание конденсата. Кроме того, полученные результаты помогают определению характеристик качества импортируемого газа. Кроме того, система также обеспечивает возможность подачи рекламаций поставщикам по качеству природного газа, а также гарантировать качество для потребителей.

Анализ до фракции C12 и определение кривой точки росы природного газа, отобранного из трубопровода, делают возможным проверку разрозненных результатов поточных анализов.  Сравнивая показатели состава в табл.1, можно заметить хорошее согласие между лабораторным и поточным анализами. С другой стороны, экспериментальные кривые точки росы проб природного газа в лаборатории (рис.6), позволяют проверить данные поточного анализа системы измерения количества конденсата.

Интегрированную систему планируется устанавливать в стратегически важных точках транспортной системы, например, на пунктах приёма газа. Впрочем, если требуется капитальная реконструкция трубопровода, то такая система потребует чрезмерных инвестиций. Чтобы избежать этой ситуации, требуется надёжная модель определения ПСЖУ, которая бы рассчитывала значения этого показателя, исходя из состава газа и данных режимных листов. В этом контексте, в рамках GERG (Европейская группа исследования газа), некоторые газотранспортные компании, в том числе ENAGAS, реализуют проект, нацеленный на выработку хорошей теоретической модели, опирающейся на экспериментальные данные и реализованной в виде компьютерной программы, которая позволила бы достоверно определять значения ПСЖУ.

5. Цитированная литература

(1)   Wolters, M. and Oranje, L. (1989). Предсказание срока жизни пластиковых труб в газовых средах на основе механизмов долговременного старения. Материалы Международной конференции по исследованию газа. Токио, Япония, ноябрь 1989 г.: 73-84

(2)   Pichery, T. and Angel, P. (1986). Мониторинг содержания конденсата в природном газе в трубопроводах. Качество газа; Материалы конгресса "Характеристики качества газа и измерение физических и химических свойств природного газа", Грёнинген, Нидерланды, апрель 1986 г. ред., Rossum, Elsevier Science Publishers B. V., 273-288.

(3)   Lammers, J. and de Swaan Arons, J. (1973). Etudes Thermodynamiques sur le phйnomиne de condensation rйtrograde des gas naturels. Chimie et Industrie-Genie Chimique, 106: 615-621.

(4)   Voulgaris, M. E., Peters, C. J. and de Swaan Arons, J. (1995). Предсказания на основе модели и поточные измерения поведения конденсата в тощих природных газах. Международная конференция по исследованию газа, 1-5.

Рис. 1. Фазовая диаграмма природного газа (Pichery and Angel, 1986).


Рис. 2. Точка росы и выход конденсата для основного газа и трёх разных количеств более тяжёлых компонентов (Lammers and de Swaan Arons, 1973).


 

 


 

Рис. 3. Испанская сеть транспорта природного газа.

 


Рис. 4. Обзор схемы интегрированной системы измерения и контроля конденсации природного газа при транспортировке.

 


Рис. 5. Содержание фракции C6+ (l) и измеренные данные ПСЖУ (¾).

 

 


Рис. 6. Измеренная l кривая точки росы в пробах природного газа, взятых из трубопровода.