Точка росы по углеводородам

Точка росы углеводородов — это температура (при заданном давлении ), при которой углеводородные компоненты любой газовой смеси, богатой углеводородами, например природного газа , начинают конденсироваться из газовой фазы. Его часто также называют HDP или HCDP . Максимальная температура, при которой происходит такая конденсация , называется крикондентермой . ^[1] Точка росы углеводородов является функцией состава газа, а также давления.

Точка росы углеводородов повсеместно используется в газовой промышленности в качестве важного параметра качества, оговоренного в контрактных спецификациях и применяемого во всей цепочке поставок природного газа, от производителей через перерабатывающие , транспортные и распределительные компании до конечных конечных потребителей.

Точка росы газа по углеводородам отличается от точки росы воды, причем последняя представляет собой температуру (при данном давлении), при которой водяной пар, присутствующий в газовой смеси, будет конденсироваться из газа.

Отношение к термину GPM

В Соединенных Штатах точка росы углеводородов перерабатываемого трубопроводного природного газа связана и характеризуется термином GPM, который представляет собой галлоны сжиженных углеводородов, содержащихся в 1000 кубических футах (28 м3). ³) природного газа при заданной температуре и давлении. Если сжижаемые углеводороды характеризуются как гексан или компоненты с более высокой молекулярной массой , их обозначают как GPM (C6+). ^[2]^[3]

Однако качество добываемого природного газа также часто характеризуют термином GPM, означающим количество галлонов сжиженных углеводородов, содержащихся в 1000 кубических футах (28 м3). ³) сырого природного газа. В таких случаях, когда сжиженные углеводороды в сыром природном газе характеризуются как этан или компоненты с более высокой молекулярной массой, их указывают как GPM (C2+). Аналогичным образом, когда они характеризуются как пропан или компоненты с более высокой молекулярной массой, их обозначают как GPM (C3+). ^[4]

Необходимо проявлять осторожность, чтобы не путать два разных определения термина GPM.

Хотя GPM является дополнительным параметром, имеющим определенную ценность, большинство операторов трубопроводов и других лиц, которые перерабатывают, транспортируют, распределяют или используют природный газ, в первую очередь интересуются фактическим HCDP, а не GPM. Более того, GPM и HCDP не являются взаимозаменяемыми, и следует быть осторожным, чтобы не перепутать, что именно означает каждый из них.

Методы определения ГХДП

В основном существуют две категории определения HCDP. Одна категория включает «теоретические» методы, а другая — «экспериментальные».

Теоретические методы

Теоретические методы используют компонентный анализ газовой смеси (обычно с помощью газовой хроматографии, ГХ), а затем используют уравнение состояния (EOS) для расчета, какой должна быть точка росы смеси при данном давлении. Уравнения состояния Пенга-Робинсона и Квонга-Редлиха-Соаве наиболее часто используются для определения HCDP в газовой промышленности.

Теоретические методы, использующие ГХ-анализ, страдают от четырех источников ошибок:

Первым источником ошибок является ошибка выборки. Трубопроводы работают под высоким давлением. Для проведения анализа с использованием полевого ГХ давление необходимо отрегулировать до уровня, близкого к атмосферному. В процессе снижения давления некоторые более тяжелые компоненты могут выпасть, особенно если снижение давления производится в ретроградной области. Таким образом, газ, поступающий в ГХ, принципиально отличается (обычно более бедный по тяжелым компонентам) от фактического газа в трубопроводе. В качестве альтернативы, если бутыль с пробой собирается для доставки в лабораторию для анализа, необходимо проявлять особую осторожность, чтобы не допустить попадания каких-либо загрязняющих веществ в пробу, убедиться, что бутыль с пробой представляет собой реальный газ в трубопроводе, и извлечь всю правильно доставить пробу в лабораторный ГХ.
Вторая причина – ошибки при анализе компонентов газовой смеси. Типичный полевой ГХ в лучшем случае (при идеальных условиях и частой калибровке) будет иметь ошибку ~2% (диапазона) в количестве каждого анализируемого газа. Поскольку диапазон для большинства полевых ГХ для компонентов C6 составляет 0–1 мол.%, неопределенность в количестве компонентов C6+ составит около 0,02 мол.%. Хотя эта ошибка не сильно меняет теплотворную способность, она вносит значительную ошибку в определение HCDP. Более того, поскольку точное распределение компонентов C6+ неизвестно (количество C6, C7, C8, ...), это дополнительно вносит дополнительные ошибки в любые расчеты HCDP. При использовании ГХ C6+ эти ошибки могут достигать 100 °F и более, в зависимости от газовой смеси и допущений, сделанных относительно состава фракции C6+. Для природного газа «трубопроводного качества» анализ C9+ GC может снизить неопределенность, поскольку устраняет ошибку распределения C6-C8. Однако независимые исследования показали, что совокупная ошибка все же может быть очень значительной, в некоторых случаях превышающей 30°C. Лабораторный анализ C12+ GC с использованием пламенно-ионизационного детектора (FID) может еще больше уменьшить ошибку. Однако использование лабораторной системы C12 может привести к дополнительным ошибкам, а именно к ошибке отбора проб. Если газ необходимо собрать в бутыль для пробы и отправить в лабораторию для анализа C12, ошибки отбора проб могут быть значительными. Очевидно, что существует также ошибка во времени между моментом сбора пробы и временем ее анализа. ^[5]
Третий источник ошибок – ошибки калибровки. Все ГХ необходимо регулярно калибровать с использованием калибровочного газа, представляющего анализируемый газ. Если калибровочный газ не является репрезентативным или калибровка не выполняется регулярно, возникнут ошибки.
Четвертый источник ошибок связан с ошибками, заложенными в модель уравнения состояния, используемую для расчета точки росы. Различные модели склонны к различным ошибкам при разных режимах давления и газовых смесях. Иногда наблюдается значительное расхождение расчетных значений точки росы, основанное исключительно на выборе используемого уравнения состояния.

Существенным преимуществом использования теоретических моделей является то, что ГХДП при нескольких давлениях (а также крикондентерма) может быть определена на основе одного анализа. Это обеспечивает такие эксплуатационные применения, как определение фазы потока, протекающего через расходомер, определение того, подверглась ли проба влиянию температуры окружающей среды в системе отбора проб, а также предотвращение вспенивания амина из жидких углеводородов в аминовом контакторе. Однако недавние разработки в сочетании экспериментальных методов и усовершенствований программного обеспечения устранили этот недостаток (см. ниже комбинированный экспериментальный и теоретический подход ).

В число поставщиков ГХ, предлагающих продукты, предназначенные для анализа HCDP, входят Emerson, ^[6] АББ, Термо-фишер, а также другие компании.

Экспериментальные методы

В «экспериментальных» методах поверхность, на которой конденсируется газ, фактически охлаждается, а затем измеряется температура, при которой происходит конденсация. Экспериментальные методы можно разделить на ручные и автоматизированные. Ручные системы, такие как тестер точки росы Горного управления, зависят от того, что оператор вручную медленно охлаждает охлажденное зеркало и визуально обнаруживает начало конденсации. Автоматизированные методы используют автоматические элементы управления и датчики охлаждения зеркала для определения количества света, отраженного зеркалом, и обнаружения появления конденсата посредством изменений в отраженном свете. Техника охлажденного зеркала представляет собой измерение первого принципа. В зависимости от конкретного метода, используемого для определения температуры точки росы, могут потребоваться некоторые корректирующие расчеты. Поскольку для того, чтобы ее можно было обнаружить, конденсация обязательно должна уже произойти, сообщаемая температура ниже, чем при использовании теоретических методов. ^[5]

Подобно ГХ-анализу, экспериментальный метод подвержен потенциальным источникам ошибок. Первая ошибка заключается в обнаружении конденсата. Ключевым компонентом измерения точки росы в охлаждаемом зеркале является тонкость обнаружения конденсата — другими словами, чем тоньше пленка при обнаружении, тем лучше. В ручном устройстве с охлаждающим зеркалом оператор определяет, когда на зеркале образовался туман, и, в зависимости от устройства, может быть весьма субъективным. Также не всегда понятно, что конденсируется: вода или углеводороды. Из-за традиционно доступного низкого разрешения оператор был склонен занижать значение точки росы, другими словами, сообщать о температуре точки росы как о ниже той, которая есть на самом деле. Это связано с тем, что к тому времени, когда конденсат накопился достаточно, чтобы его можно было увидеть, точка росы уже была достигнута и прошла. Самые современные ручные устройства позволяют значительно повысить точность отчетности. Существует два производителя ручных устройств, и каждое из их устройств соответствует требованиям к приборам для измерения точки росы, определенным в Руководстве ASTM по анализу углеводородов. Однако между устройствами существуют существенные различия – в том числе оптическое разрешение зеркала и способ охлаждения зеркала – в зависимости от производителя.

Автоматизированные устройства с охлаждаемым зеркалом обеспечивают значительно более воспроизводимые результаты, но на эти измерения могут влиять загрязнения, которые могут повредить поверхность зеркала. Во многих случаях важно установить эффективную систему фильтрации, которая подготавливает газ к анализу. С другой стороны, фильтрация может незначительно изменить состав газа, а фильтрующие элементы могут засориться и перенасытиться. Достижения в области технологий привели к созданию анализаторов, которые меньше подвержены влиянию загрязнений, а некоторые устройства также могут измерять точку росы воды, которая может присутствовать в газе. Одним из недавних нововведений является использование спектроскопии для определения природы конденсата в точке росы. Другое устройство использует лазерную интерферометрию для регистрации чрезвычайно незначительного количества конденсата. Утверждается, что эти технологии меньше подвержены влиянию загрязняющих веществ. Другим источником погрешности является скорость охлаждения зеркала и измерение температуры зеркала при обнаружении конденсата. Эту ошибку можно свести к минимуму, контролируя скорость охлаждения или используя систему быстрого обнаружения конденсации.

Экспериментальные методы позволяют получить HCDP только при том давлении, при котором проводится измерение, и не могут обеспечить крикондентерму или HCDP при других давлениях. Поскольку крикондентерма природного газа обычно составляет около 27 бар, в настоящее время доступны системы подготовки газа, которые регулируют входное давление до этого значения. Хотя, поскольку операторы трубопроводов часто хотят знать HCDP при текущем давлении в трубопроводе, входное давление многих экспериментальных систем можно регулировать с помощью регулятора.

От «Вымпела» существуют приборы, которые могут работать как в ручном, так и в автоматическом режиме. ^[7] компания.

Компании, предлагающие автоматизированную систему охлаждаемых зеркал, включают: Вымпел, ^[7] Аметек, Мишелл Инструментс, ЗЕГАЗ Инструментс ^[8] и Bartec Benke (модель: Hygrophil HCDT).

Комбинированный экспериментальный и теоретический подход

Недавнее нововведение заключается в объединении экспериментального метода с теоретическим. Если состав газа анализируется с помощью ГХ C6+ и точка росы экспериментально измеряется при любом давлении, то экспериментальную точку росы можно использовать в сочетании с анализом ГХ для получения более точной фазовой диаграммы. Такой подход преодолевает главный недостаток экспериментального метода — незнание всей фазовой диаграммы. Пример этого программного обеспечения предоставлен Starling Associates.

См. также

Ссылки

^ Точка росы углеводородов
^ Белая книга о выпадении жидких углеводородов в инфраструктуре природного газа (Целевая группа NGC+ по выпадению жидких углеводородов, 15 октября 2004 г.)
↑ Технический документ по выпадению жидких углеводородов в инфраструктуре природного газа. Архивировано 10 октября 2008 г. в Wayback Machine (Целевая группа NGC + по выпадению жидких углеводородов, 28 сентября 2005 г.)
^ Эй Джей Кидней и Уильям Пэриш (2006). Основы переработки природного газа (1-е изд.). ЦРК Пресс. ISBN 0-8493-3406-3 . (См. стр. 110)
^ Перейти обратно: ^а ^б Эндрю Браун и др. (май 2007 г.). «Сравнение методов измерения точки росы углеводородов природного газа», Отчет Национальной физической лаборатории Великобритании AS 3 , ISSN 1754-2928.
^ «Решения для автоматизации | Emerson US» .
^ Перейти обратно: ^а ^б Vympel Instruments (Анализатор точки росы по углеводородам Hygrovision BL)
^ ZEGAZ Instruments (Анализатор точки росы углеводородов HCD5000 (TM))

https://www.bartec.de/en/products/analyzers-and-measurement-technology/trace-moisture-measurement-for-gases/hygrophil-hcdt/

Внешние ссылки

[1] Точка росы углеводородов

[NGC-2] Белая книга о выпадении жидких углеводородов в инфраструктуре природного газа (Целевая группа NGC+ по выпадению жидких углеводородов, 15 октября 2004 г.)

[NGC2-3] Технический документ по выпадению жидких углеводородов в инфраструктуре природного газа. Архивировано 10 октября 2008 г. в Wayback Machine (Целевая группа NGC + по выпадению жидких углеводородов, 28 сентября 2005 г.)

[4] Эй Джей Кидней и Уильям Пэриш (2006). Основы переработки природного газа (1-е изд.). ЦРК Пресс. ISBN 0-8493-3406-3 . (См. стр. 110)

[NPL2007-5] Перейти обратно: ^а ^б Эндрю Браун и др. (май 2007 г.). «Сравнение методов измерения точки росы углеводородов природного газа», Отчет Национальной физической лаборатории Великобритании AS 3 , ISSN 1754-2928.

[6] «Решения для автоматизации | Emerson US» .

[Hygrovision_BL(TM)-7] Перейти обратно: ^а ^б Vympel Instruments (Анализатор точки росы по углеводородам Hygrovision BL)

[HCD4000(TM)-8] ZEGAZ Instruments (Анализатор точки росы углеводородов HCD5000 (TM))

[1]

[2]

[3]

[4]

[5]

[6]

[7]

[8]