Измерение влажности природного газа

Рольф Коласс, Мичел Инструментс GmbH, Фридрихсдорф, Германия

Крис Паркер, Мичел Инструментс Ltd, Кембридж, Великобритания

Краткое содержание статьи

Измерение содержания влаги в природном газе имеет большое значение как с технической точки зрения, так и для обеспечения соответствия техническим требованиям контракта.

Обычно такие измерения являются самыми трудными — источники природного газа обычно загрязнены, коррозионноактивны, сильно насыщены влагой и находятся при высоком давлении. Осушка — ключевая предпродажная стадия переработки природного газа, и её эффективность сказывается на соответствии газа требованиям контракта, на безопасности транспорта газа и на обеспечении нужных свойств газа для его последующего использования.

В данной статье обсуждается технология переработки природного газа и те требования,— как технические, так и коммерческие,— которые она предъявляет к приборам измерения влажности. В этой статье также обсуждаются методы измерения, применимые в природном газе и обеспечивающие точность и долговечность прибора.

Реальные ситуации, описываемые в статье, разделены на позитивные и негативные.

ВВЕДЕНИЕ

Природный газ, добываемый из подземных источников, насыщен жидкой водой и тяжёлыми углеводородами. Для того, чтобы удовлетворить требованиям, предъявляемым к чистому, сухому и абсолютно газообразному топливу, пригодному для передачи по трубопроводам и поставке конечным пользователям для сжигания, газ должен пройти несколько стадий переработки, включая удаление жидкостей, захваченных газом, с последующим высушиванием для снижения содержания водяных паров. Осушка природного газа имеет наиважнейшее значение для успешной работы всей системы подготовки газа и его транспорта к конечному потребителю. Присутствие водяных паров в концентрациях больше нескольких десятых долей ppm может иметь самые неприятные последствия. Срок службы трубопровода определяется скоростью коррозии, которая напрямую связана с присутствием влаги в газе, поскольку она способствует окислению. Кроме того, образование гидратов может снизить пропускную способность трубопровода, что способно привести к закупорке и повреждению фильтров, кранов и компрессоров. Гидраты являются соединением избыточной воды с парами жидких углеводородов, которые могут конденсироваться из газа при транспортировке, образуя эмульсии, которые при рабочем давлении представляют собой твёрдые массы. Кроме того, при предтранспортной переработке газа чаще всего используется низкотемпературный сепаратор, который удаляет тяжёлые компоненты с тем, чтобы избежать образования такого жидкого углеводородного конденсата в трубопроводе при изменениях температуры в связи с климатическими условиями. Осушка природного газа до точки росы ниже рабочей температуры вымораживающей установки, несомненно, представляет большую важность для предотвращения проблем с закупориванием в результате замерзания, что отрицательно сказывается на эффективности.

По упомянутым выше причинам, обычной практикой на скважинах, как наземных, так и шельфовых, является измерение содержания влагосодержания в критических точках на постоянной основе с тем, чтобы обеспечить эффективную переработку и надёжную работу всех установок. Правильная конструкция, установка и эксплуатация промышленных гигрометров для таких областей применения требует пристального внимания к конкретным измеряемым свойствам газа и его составу, а также к используемым технологиям переработки.

Процесс осушки

Самая широко распространённая методика осушки природного газа — это простой механический сепаратор, который отделяет газ от жидкости в двухфазном потоке, поступающем со скважины. За ним следует гликолевая осушка. Используемая здесь противоточная колонна оборудована рядом распылительных форсунок, расположенных по её окружности. Через них в газовый поток, движущийся вверх по колонне, впрыскивается гликоль в качестве жидкого осушителя. В процессе адсорбции образуется насыщенный водой гликоль, который коалесцирует в глобулы, а затем, подчиняясь естественным силам динамики потока, отбрасывается к стенке колонны. Жидкий гликоль собирается в поддоны, откачивается из колонны и регенерируется путём нагревания, в результате чего содержащаяся в нём вода отгоняется; затем гликоль поступает вновь в колонну, обеспечивая постоянную циркуляцию. Такие колонны гликолевой осушки, как они называются, должны обеспечивать содержание влаги менее 3 фунтов/миллион нормальных кубических футов газа при нормальных рабочих условиях.

Высокая скорость газа, проходящего через контактную колонну, создаёт возможность уноса гликольного тумана. Для того, чтобы успешно применять гигрометр для мониторинга процесса осушки, этот аспект следует учитывать. Загрязнение влагочувствительного сенсора или пробоотборной системы приводит к серьёзному замедлению реакции анализатора из-за абсорбции/десорбции влаги гликолем. Обычный коалесцирующий фильтр с волокнистым наполнителем, расположенный в начале пробоотборной системы, может эффективно защитить влагочувствительный сенсор от загрязнения, однако не решит проблему скорости отклика, если только накопившаяся на фильтре жидкость не будет смываться постоянным потоком из дренажного отверстия (Рис. 1). Мембранный фильтр обеспечивает наилучшую защиту от гликоля, однако его максимальное рабочее давление составляет не более 10 МПа. Такие фильтры также работают в системе с байпасом, однако для обеспечения наилучшей защиты необходимо использовать микропористые мембраны из фторопластовых материалов.

Рисунок 1. Схема и фотография типичного влагоанализатора для установки осушки природного газа

В дополнение к защите от загрязнения жидкостью, некоторые производители пробоотборных фильтров для природного газа предлагают использовать для удаления паров гликоля поглотительный элемент в форме встроенной колонки с активированным углём, через который пропускается проба. Наш опыт показывает, что присутствие паров гликоля, который имеет низкое давление насыщенных паров (130Па при 53°C и, следовательно, низкую остаточную концентрацию в газе, почти не оказывает отрицательного воздействия на приборы, использующие сенсоры наподобие керамического влагочувствительного сенсора, применяемого в подобных измерениях.

Принцип работы таких сенсоров — адсорбция/десорбция молекул воды на гигроскопичном слое, зажатом между двух электропроводящих пластин. Над подложкой находится пористая верхняя пластинка, контактирующая с потоком пробы. Она полностью проницаема для молекул воды, что позволяет поддерживать естественное равновесие влажности подложки. Изменения количества воды, поглощённой гигроскопичным слоем, приводит к соответствующему изменению свойств диэлектрика между проводящими пластинами; это позволяет реализовать принцип непрерывного поточного измерения. Однако, 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. Однако, максимально возможная концентрация паров гликоля исключительно низка по сравнению с концентрацией воды, и это означает, что при эффективной фильтрации, удаляющей гликолевый туман, как это описано выше, его влиянием на точность измерения можно пренебречь. Однако, использование, в дополнение к фильтру, встроенных поглотительных картриджей для удаления гликолевых паров может иметь серьёзные побочные эффекты. Активированный уголь — эффективный осушитель, способный поглощать не только гликолевые пары, но и влагу, а следовательно, вызывать значительные задержки в реагировании на изменения влагосодержания в пробе. Если газ становится суше, активированный уголь будет отдавать воду, делая поступающий в анализатор газ более влажным, а если проба становится более влажной, уголь будет высушивать её, в результате чего прибор начнёт показывать более низкую влажность, чем на самом деле.

Точка росы по углеводородам

Для природного газа существуют две температуры точки росы — точка росы по влаге и точка росы по углеводородам. Последняя — это температура, при которой из газа начинают конденсироваться жидкие углеводороды. Эти жидкие углеводороды представляют собой компоненты газа с более высоким молекулярным весом,— обычно бутан и более тяжёлые. Этот параметр, как и в случае с точкой росы по влаге, требует к себе внимания (необходима установка конденсирующих вымораживателей). Требуется также и особое измерительное оборудование. Однако, значимость измерения точки росы по влаге возрастает, если используется влагоанализатор конденсационного типа — например, прибор от Бюро горной промышленности.1. Такой неавтоматический визуальный гигрометр с охлаждаемым зеркалом, а также любой автоматический прибор конденсационного типа, может давать неверные показания, если использовать его для измерения точки росы по влаге в природном газе. Это происходит из-за затруднений с определением точки росы по влаге в присутствии углеводородов и гликоля, которые с большой вероятностью сконденсируются на поверхности зеркала при более высокой температуре, чем вода (Рис. 2). Использование сенсора, основанного на неконденсационном принципе, например, керамического влагочувствительного сенсора, позволяет избежать этого затруднения, поскольку в нём не используется конденсация, а значит, он не будет страдать от эффекта перекрывающихся измерений.

Рисунок 2. Изменения точки росы по влаге и углеводородам в зависимости от давления для типичного состава природного газа

Пересчёт измеренной точки росы во влагосодержание

Давление природного газа обычно составляет от 4 до 8 МПа на перерабатывающей установке и во время наземного транспорта, тогда как газ, поступающий в подводные трубопроводы, часто сжимается до 16 МПа или даже выше. При любом анализе точки росы следует учитывать давление газа. Керамический влагочувствительный сенсор от «Мичелл», как и его предшественники, основанные на использовании оксида алюминия, поглощают воду в равновесных количествах из газовой пробы, и, таким образом, меняют свои показания в зависимости от давления водяных паров. Давление водяных паров напрямую связано с точкой росы, что позволяет точно и легко калибровать такие сенсоры в единицах точки росы. Связь между парциальным давлением водяных паров и точкой росы остаётся постоянным независимо от общего давления и состава сухого газа. Следовательно, такой сенсор, калиброванный производителем на газах с известной точкой росы (обычно при атмосферном давлении), может применяться для достоверного определения точки росы любого газа при любом давлении.

Точка росы по влаге — наиболее широко используемый параметр качества газа, используемый в контрактах на поставку, заключаемых между добывающими компаниями, операторами трубопроводов и конечными потребителями. Впрочем, в некоторых регламентах газоперерабатывающих заводов (например, в том, что касается установок гликолевой осушки или работы трубопроводов) оговаривается максимальное допустимое содержание влаги. Пересчёт измеренной точки росы во влагосодержание требует особого внимания к неидеальному поведению природного газа при высоких давлениях, что требует использования коррекционных коэффициентов.

Ряд источников таких коэффициентов пересчёта, полученных, в основном, из работ, проделанных в IGT2 в Чикаго в 50-х гг., сегодня широко используется; они также включены в стандарт ASTM.3 Данные там приведены только до –40°С, что ограничивает их применимость в более холодных климатических зонах, где требования к содержанию влаги жёстче (поскольку там надо избежать конденсации и всех сопутствующих ей проблем, упомянутых выше). Кроме того, если осушительные колонны используются на второй стадии установки осушки,— что является необходимым, например, на заводах сжижения природного газа, где необходимо предотвратить образование льда в криогенных установках, уровень влажности должен быть ниже 1 ppmv, обычно даже ниже 0,1 ppmv, что составляет точку росы ниже -70°C при рабочих условиях. «Мичелл Инструментс» и другие производители гигрометров экстраполируют данные IGT, однако это приводит к увеличению погрешности измерения и может привести к спорам в точках приёма газа, когда газ переходит от добывающей компании к транспортникам, а затем — к конечным потребителям, если они используют разные коэффициенты пересчёта. Крупные европейские компании, занимающиеся природным газом, сейчас стремятся использовать новый согласованный стандарт4, покрывающий весь диапазон рабочих условий. Выводы из данной работы, позволившие выработать у газовых компаний и производителей оборудования единый подход, приобретают дополнительную важность в свете бурного развития интернациональных трубопроводных систем транспорта.

В тех случаях, когда результат измерения должен быть представлен в единицах влагосодержания, пересчёт обычно осуществляется с помощью электронного блока самого гигрометра, который, учитывая давление, при котором сделан замер, сообщает точку росы при давлении, оговоренном газовой компанией. Чаще всего используются следующие единицы: фунтов/миллион нормальных кубических футов газа (в газовой промышленности США и среди тех клиентов, которые пользуются газоперерабатывающими заводами, построенными американцами) и мг/нм3 (европейский стандарт). Точность пересчёта точки росы сильно зависит от того, насколько точно известно давление первоначального замера точки росы, поскольку погрешность напрямую переходит от одного значения к другому. Таким образом, давление в приборе следует либо зафиксировать с помощью стабилизирующего редуктора, выставленного на минимальное давление в линии, либо регистрировать в режиме реального времени с помощью электронного манометра, немедленно вводя полученные данные в блок пересчёта (рис. 1).

Кислый природный газ

Дополнительные трудности с интерпретацией значения точки росы природного газа по влаге могут возникнуть в том случае, если требуется пересчёт в единицы влагосодержания, а газ содержит значительные количества углекислого газа и/или сероводорода. Такой «кислый», как его называют, природный газ встречается во многих ныне разрабатываемых месторождениях. Количество воды, требующееся для достижения давления насыщения водяных паров в H2S и COзначительно больше, чем в метане или в «сладком» природном газе при той же температуре. Точка росы по влаге, измеренная в кислом газе, независимо от методики измерения, будет значительно ниже, чем в «сладком» газе, содержащем то же количество воды. В этом случае необходимо вводить поправку, используя табличные данные5, и, значит, требуется знать концентрацию кислых компонентов в газе.

В качестве типичного примера проекта, где используется кислый природный газ, можно привести одну крупную компанию из Северной Германии. В данном случае максимально допустимое влагосодержание определено в 50 мгH2O/нм3 (что соответствует точке росы примерно -12°C при давлении 7 МПа для «сладкого» газа, но ниже чем -20oC для очень кислого газа). Этот показатель установлен стандартами безопасности и необходимостью борьбы с серьёзными коррозионными проблемами, которые вызывает кислый газ. Эти требования приняты немецким федеральным ведомством Bergamt. Для природного газа из таких кислых месторождений концентрация H2S может достигать значения 33 мол.%; в среднем она составляет от 9 до 15 мол.%. Почти сразу после добычи кислый природный газ поступает на перерабатывающий завод, где он очищается от серы. Основной задачей такого завода, как правило, ставится получение серы. До того, как такой газ очищен от серы, в обращении с ним требуется крайняя осторожность. Следовательно, нужно уделить пристальное внимание как схеме перерабатывающего завода, так и влагоанализатору. Очевидные коррозионные проблемы усугубляются способностью H2S провоцировать сульфидное растрескиваниев металлических материалах, а также смертельно опасными последствиями возможной утечки кислого газа, поскольку H2S, который человек перестаёт чувствовать при концентрации выше 200 ppm, исключительно ядовит для нервной системы.

Применение влагоанализатора в кислом газе требует такого сенсора, который мог бы удовлетворительно работать в этой исключительно агрессивной атмосфере. Керамический влагочувствительный сенсор успешно используется в таких условиях в течение уже нескольких лет. В качестве активных элементов этого сенсора используются исключительно керамические материалы и благородные металлы, которые инертны по своей природе и успешно противостоят химическим атакам. В сочетании с надёжным дизайном и тщательным подбором материалов для других деталей сенсора, подвергающихся действию газа и влаги, данный прибор обеспечивает устойчивую работу в этих условиях. За последние пять лет был накоплен опыт монтажа двумя способами.

Первый метод монтажа — обычный для подобных систем в природном газе, а именно — отбор пробы на расстоянии с последующей её подготовкой (рис. 1), однако в случае кислого газа следует тщательно подбирать все подвергающиеся действию влаги компоненты, строго следуя требованиям NACE6, что влечёт за собой значительное удорожание прибора. В этом случае поток пробы, выходящий из системы, отводится на свечу, где ядовитый газ превращается в безопасный путём сжигания. Альтернативная схема монтажа — когда ‘встроенный’ керамический влагочувствительный сенсор монтируется на специальном пробоотборнике из нержавеющей стали, который вставляется напрямую в рабочий трубопровод. Выгоды такой схемы в том, что кислый газ остаётся в трубопроводе; это позволяет снизить риск и затраты, связанные с установкой обычного пробоотборного устройства в атмосфере кислого газа. Такая схема позволяет значительно снизить время отклика, однако у неё есть большой недостаток — трудность удаления погружного сенсора из трубопровода для периодического обслуживания и калибровки. Эту процедуру, как и для всех случаев применения керамического влагочувствительного сенсора, рекомендуется проводить каждые полгода; поскольку сенсоры полностью взаимозаменяемы, это достигается простой заменой сенсора на новый, только что откалиброванный и сертифицированный. Ещё один недостаток такого расположения — отсутствие защиты от загрязнения гликолем, поскольку при таком прямом погружении она невозможна.

Некоторые примеры успешного применения

Гликолевая осушка – Подземные хранилища газа

Керамический влагочувствительный сенсор производства «Мичелл» успешно применялся для измерения точки росы по влаге при высоком давлении в хранилищах природного газа, устроенных в естественных подземных полостях в континентальной Европе. Давление в полостях, достигающее 30 МПа, означает, что газ должен быть очень сухим, чтобы не произошло конденсации. Температуры точки росы по углеводородам и по влаге измеряются как во время цикла наполнения (нагнетания давления), так и потребления (сброса давления). Хранилище используется для того, чтобы обеспечить потребление газа в пиковые периоды, и может простаивать в летние месяцы. Вследствие этого, важным фактором является надёжность, поскольку с наибольшей вероятностью влагоанализатор может отказать именно в то время, когда нет расхода газа, и сенсор на протяжении длительного времени окружён коррозионноактивным, влажным либо загрязнённым, стоячим газом.

Замеры коммерческого качества газа в точках передачи — европейские трубопроводы

Системы «Мичелл Кермет» и «Кермет II гигрометр IS» используются для непрерывного измерения содержания влаги в природном газе, который передаётся от одной транспортной компании к другой, обычно через границу страны. Вот один из типичных случаев: природный газ из России измеряется после гликолевой осушки в точке передачи на границе с Германией; точка росы должна быть ниже 0 oC при любом давлении вплоть до 10МПа. Точность измерений поточной системы «Кермет II IS» проверяется периодическим сверками с регулярно калибруемым портативным гигрометром «Кермакс IS». В любой такой точке передачи обязательно должна измеряться точка росы газа, особенно если в ней смешиваются газы из разных источников. Хотя можно рассчитать итоговую точку росы из данных по объёмам смешиваемых газов, всё равно требуется проверка этой цифры на соответствие требованиям контракта.

Измерение влагосодержания в кислом газе

На одном из заводов Германии был успешно применён специальный прибор для измерения параметров кислого природного газа. На этом заводе концентрации NHи H2S достигают 33 %, однако керамический влагочувствительный сенсор от «Мичелл» успешно работает там уже в течение нескольких лет. Особый материал, из которого изготовлен влагочувствительный сенсор, обеспечивают защиту от коррозии в присутствии высоких концентраций NHи H2S, хотя активная поверхность сенсора имеет стандартную для «Мичелл» конструкцию. В прошлом, другие анализаторы выдерживали здесь не более нескольких недель, а иногда — и всего несколько дней или даже часов. Для керамического влагочувствительного сенсора «Мичелл» интервал калибровки был увеличен до шести месяцев.

Производство сжиженного природного газа

Страны-экспортёры газа должны проверять качество природного газа перед его сжижением, которое осуществляется для крупных перевозок по морю. Точно так же и компании, импортирующие газ, должны проверять качество сжиженного газа в момент приёмки. «Мичелл» успешно применяет свой керамический влагочувствительный сенсор на многих заводах по производству сжиженного газа, особенно на Ближнем Востоке; он позволяет измерить доли ppm влаги при очень высоких давлениях в линии. Оборудованные им системы достаточно просты, поскольку из сжиженного газа уже удалены тяжелые углеводороды, значительная часть влаги, и обычно он имеет очень низкое содержание H2S и других коррозионноактивных компонентов.

Измерения в точках потребления при низком давлении

Почему-то часто забывают о том, что путь большей части природного газа заканчивается в сети потребителя при низком давлении. Обычно технические условия предусматривают точку росы на этой стадии ниже -26 oC. Здесь важны два фактора. Первое: обеспечить, чтобы теплотворная способность газа, приходящего к потребителю, соответствовала техническим условиям. Избыточная влага значительно снижает теплотворную способность, и, следовательно, количество воды в газе надо снижать до приемлемого уровня. Второе: точка росы должна быть достаточно низкой для того, чтобы зимой не происходило конденсации (а следовательно, перемерзания трубопровода с возможным последующим разрывом). В некоторых странах, где того требуют суровые зимы, технические условия могут быть ещё более жёсткими. Для быстрого определения содержания влаги в газе низкого давления, находящегося в линиях потребителя, используется портативный гигрометр «Кермакс IS» от «Мичелл», позволяющий быстро проверить газ на соответствие контрактным требованиям, а также отследить утечки. «Мичелл» также поставляет многим проверочным инстанциям газовой промышленности влагогенераторы, позволяющие калибровать промышленные приборы на соответствие стандартам определения влажности Великобритании, США и других стран.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Применение влагоанализаторов в природном газе не является простой и бесхитростной задачей. Есть множество уникальных для природного газа факторов, которые надо учесть и которые могут сильно повлиять как на надёжность самого прибора, так и на точность его показаний. Производителям приборов и их клиентам в газовой промышленности необходимо подробно обсудить все аспекты, чтобы найти в каждом случае наилучшее решение.

ССЫЛКИ
  1. Deaton, W. M., Frost E. M., Jr., «Бюро горной промышленности: определение точки росы газов под давлением». Отчёт Бюро горной промышленности о проведённом исследовании, № 3399, май 1938 года.
  2. Bukacek, R. F., «Равновесное влагосодержание в природных газах», Исследовательский бюллетень № 8. Институт газовых технологий, Чикаго, США, 1955 г.
  3. Обозначение ASTM D 1142—95, «Стандартный метод проверки содержание паров воды в газообразных топливах путём измерения температуры точки росы». Американское общество тестирования и материалов, Филадельфия, США, 1995 г.
  4. Oellrich, L. R., Althaus, K., «Отношение между содержанием водяных паров и точкой росы по воде при учёте состава газа, в применении к природному газу». Техническая монография, GERG TM 14. Fortschritt-Berichte VDI, Nr 679, 2002.
  5. Robinson, J. N., Wiekert E., Moore R. G., Heidemann R. A., «Таблицы для оценки содержания H2O в кислых газах». Журнал нефти и газа (США), 6 февраля 1978 г., стр. 77-78.
  6. Стандарт NACE MR0175-97, «Стандартные требования к материалам: металлические материалы, устойчивые к сульфидному растрескиванию, для применения в нефтяной промышленности». Национальная Ассоциация инженеров, занимающихся коррозией, Хьюстон, США, 1997 г.