Что такое точка росы газа: Точка росы природного газа

Содержание

Расчет точка росы газа по углеводородам

Из истории проблемы

С необходимостью измерения температуры конденсации углеводородов газовая промышленность столкнулась сравнительно недавно. Ещё каких-то 20-30 лет назад сеноманские месторождения были богаты газом с содержанием метана 98-99%. Так как при обычных условиях транспортировки газа метан не переходит в жидкую фазу, вопрос контроля точки росы по углеводородам на магистральных газопроводах отсеивался сам собой. Но по мере истощения сеноманских месторождений и освоения более глубинных (валанжинских и ачимовских) проблема необходимости контроля температуры конденсации углеводородов стала вставать все острее. В природном газе процентное соотношение содержания метана и других углеводородов поменялось в сторону увеличения последних. Точка росы углеводородов стала непрерывно возрастать. Транспортировка газа с увеличенным содержанием тяжелых углеводородов чревата появлением второй фазы в потоке, что, в свою очередь, приводит к:
  • нарушению работы газовых расходомеров и, как следствие, к появлению ошибок в вычислении расхода газа и увеличению контрактной погрешности, что недопустимо;
  • нанесению существенного урона газотурбинным установкам (разрушение лопаток).

Обе эти проблемы сопряжены с существенными финансовыми потерями для отрасли. Кроме того, высокая температура точки росы по углеводородам крайне негативно сказывается на работе всей контрольно-измерительной аппаратуры, отслеживающей качественные параметры газа.

Что предлагает рынок

Так как точка росы газа по углеводородам в основном измеряется конденсационными гигрометрами, многие их производители попытались адаптировать для решения задачи имеющуюся на тот момент технологию измерения точки росы. Технология основана на методе фиксации фотодиодом рассеянного отражения луча светодиода от поверхности металлического зеркала при появлении на нем конденсата. Но из-за специфических свойств углеводородов (конденсации в виде ровной пленки из-за чего луч светодиода отражается без рассеивания) пришлось модернизировать конструкцию охлаждаемого зеркала. Это привело к тому, что приборы для измерения точки росы по углеводородам лишились возможности измерения конденсации паров воды.

Инженеры фирмы «Вымпел» предложили совершенно другой, инновационный метод решения проблемы, позволяющий не только одним прибором измерять точку росы по воде и углеводородам, но и обеспечивать более высокую точность измерений в сравнении с конкурентными аналогами.

Инновационные решения НПО «Выпел»: взгляд на проблему под углом Брюстера

НПО «Вымпел» – ведущий отечественный производитель конденсационных гигрометров. Уже более 30 лет приборы для измерения точки росы НПО «Вымпел» эффективно используются на крупнейших газодобывающих предприятиях России, ближнего и дальнего зарубежья. Именно анализатор влажности фирмы «Вымпел» был выбран Международной метрологической организации СООМЕТ в качестве прибора-компаратора для сравнения показаний национальных эталонов влажности стран, входящих в организацию.

Такой огромный опыт в сфере разработок и производства конденсационных гигрометров для расчетов точки росы в газопроводе позволил инженерам компании взглянуть на проблему измерения температуры конденсации углеводородов под другим углом, причем в прямом смысле слова. Специалисты компании предложили вместо классического светодиода использовать поляризованный лазерный луч, направленный к поверхности охлаждаемого зеркала под углом Брюстера.  В качестве материала зеркала был использован не металл, как в классических системах, а диэлектрик. Таким образом, свою систему оптической регистрации разработчики фирмы «Вымпел» построили на эффекте полного преломления. Луч поглощается зеркалом за счет угла Брюстера, а при появлении конденсата, начинает отражаться и фиксируется фотодиодом.

Такая система оптической регистрации позволяет фиксировать конденсат с самой первой капли, в отличие от других конденсационных приборов. Тем самым анализаторы компании «Вымпел» гарантируют высокую точность измерений.  Кроме того, данный принцип регистрации применим как для воды, так и для углеводородов, что дает возможность, как уже отмечалось выше, осуществлять измерения обоих параметров одним прибором. Принцип действия гигрометров «Вымпел» подробно описан в статье.


Ещё одно важное конкурентное преимущество влагомеров фирмы «Вымпел» – возможность осуществлять расчет точки росы углеводородов при рекомендованных Европейской ассоциацией EASEE-gas 27 бар – давлении точки крикондентерма всех известных углеводородов. Специально для решения этой задачи потоковые автоматические гигрометры фирмы «Вымпел» комплектуются системой подготовки газа СПГ «Модель-003».
 
Таким образом, гигрометры фирмы «Вымпел» не только с успехом справляются с задачей измерения температуры конденсации углеводородов, но и отвечают самым высоким стандартам измерений точки росы, существующим в отрасли.

Товары

Система подготовки газа Model 003 Система подготовки газа «Model-003» (далее СПГ или СПГ «Model-003») предназначена для очистки газа от механических и аэрозольных примесе…

Точка росы природного газа – это… Что такое Точка росы природного газа?

Точка росы природного газа
— температура (при фиксированном давлении), при которой из газа начинает выделяться конденсированная (жидкая или твердая) фаза. Таким образом, точка росы газа — это минимально возможная температура, когда природная углеводородная система находится в однофазном газообразном состоянии, а при дальнейшем снижении температуры из газа выделяется первая капля (или кристаллик) конденсированной фазы. Применительно к природному газу практический интерес представляют точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе. Точка росы газа определяется приборами конденсационного типа.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

  • Детандер
  • Наклонно-направленное бурение

Смотреть что такое “Точка росы природного газа” в других словарях:

  • точка росы

    — 40 точка росы: Температура воздуха при определенном давлении, ниже которой наблюдается конденсация влаги. Источник: ГОСТ Р 12.4.233 2007: Система стандартов безопасности труд …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ГОСТ Р 8.577-2000: Государственная система обеспечения единства измерений. Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методам определения — Терминология ГОСТ Р 8.577 2000: Государственная система обеспечения единства измерений. Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методам определения оригинал документа: 3.1.5 абсолютная влажность природного газа в… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • точка — 4.8 точка (pixel): Минимальный элемент матрицы изображения, расположенный на пересечении п строки и т столбца, где п горизонтальная компонента (строка), т вертикальная компонента (столбец). Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Температура точки росы — Температура, при которой происходит конденсация влаги из воздуха с соответствующей влажностью Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Установка комплексной подготовки газа — (УКПГ) представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений, сухой… …   Википедия

  • Низкотемпературная сепарация газа — процесс промысловой обработки природного газа с целью извлечения из него газового конденсата. Технология процесса заключается в ступенчатой сепарации газожидкостной смеси с применением низких температур на последней ступени сепарации и… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • температура

    — 3.1 температура: Средняя кинетическая энергия частиц среды, обусловленная их разнонаправленным движением в среде, находящейся в состоянии термодинамического равновесия. Источник: ГОСТ Р ЕН 306 2011: Теплообменники. Измерения и точность измерений… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • РД 153-34.1-11.320-00: Газ природный. Методики выполнения измерений показателей качества газообразного топлива, поставляемого на тепловые электростанции — Терминология РД 153 34.1 11.320 00: Газ природный. Методики выполнения измерений показателей качества газообразного топлива, поставляемого на тепловые электростанции: 12 Абсолютная влажность природного газа Отношение массы влаги (водяного пара в… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика —         РСФСР.          I. Общие сведения РСФСР образована 25 октября (7 ноября) 1917. Граничит на С. З. с Норвегией и Финляндией, на З. с Польшей, на Ю. В. с Китаем, МНР и КНДР, а также с союзными республиками, входящими в состав СССР: на З. с… …   Большая советская энциклопедия

  • Температура точки — Тгр Определяется по номограмме по Источник: Рекомендации по вентилированию грузовых помещений сухогрузных судов и предотвращению подмочки груза конденсатом …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

10. Осушка природных углеводородных газов. Основные понятия

Общие положения

Наличие паров воды в углеводородных газах связано с контак­том газа и воды в пластовых условиях, а также с условиями их последующей обработки (сепарации, очистки от примесей и др.).

Обычно тяжелые углеводородные газы при тех же условиях содержат паров воды меньше, чем легкие. Наличие в газе Н

2S и СО2 увеличивает содержание паров воды, а наличие азота – уменьшает.

Влагоемкость (влагосодержание) газа – это количество паров воды (в г/м3) в состоянии их насыщения при данных температуре и давлении.

Абсолютная влажность газа – это фактическое содер­жание паров воды (в г/м3 газа).

Относительная влажность – это отношение массы водяного пара, фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного пара, который мог бы находиться в данном объеме при тех же давлении и температуре, т.е. это отношение абсолютной влаж­ности к влагосодержанию. Относительную влажность также выражают отношением парциального давления водяных паров в газе к давлению насыщенного пара при той же температуре.

Осушка газа – это процесс удаления из него влаги, т. е. снижение аб­солютной и относительной влажности. Обычно глубина осушки (остаточное содержание влаги) регламентируется точкой росы.

Точка росы – это темпе­ратура при данном давлении, при которой пары воды приходят в состояние насыщения, т.е. это наивысшая температура, при которой при данном давлении и составе газа могут конденсироваться капли влаги. Чем глубже осушка, тем ниже точка росы, которая обычно составляет, в зависимости от последующего назначения газа, от – 20 до – 70 °С.

Реже этот показатель может определяться как давление, при котором происходит начало конденсации водяных паров при заданной температуре, называется в этом случае точкой росы газа по давлению.

Точка росы по углеводородам — характеризует конденсацию углеводородов из газа. Этот показатель может быть при постоянном давлении (температура точки росы) и при постоянной температуре (давление точки росы).

Абсолютная точка росы — это температура, при которой из газа начинает выделяться жидкая фаза.

Депрессия точки росы — это разность точек росы влажного и осушенного газа.

Присутствие в газе влаги нежелательно (а иногда опасно) для процесса его транспортировки, поскольку влага может выпадать в чистом виде или в виде гидратов с углеводородами, приводя к осложнениям в работе систем транспортного устройства. Неже­лательна влага в газе, если последующая его переработка ведется при низких температурах, при этом точка его росы должна быть ниже температур технологической переработки газа. Влага может также отравлять ряд катализаторов, используемых при дальнейшей переработке газа.

Степень осушки газа (депрессия точка росы) задается в за­висимости от того, куда предполагается направлять газ — потребителю или на дальнейшую переработку. Если газ направляют потребителю, то выбор точки росы осушенного газа осуществляют исходя из того, чтобы точка росы газа по влаге была на несколько градусов ниже минимальной температуры, до которой газ может охлаждаться в процессе транспортировки, во избежание конденсации влаги и образования жидкостных пробок в трубопроводе. Если же газ предполагается направ­лять на дальнейшую переработку, например на разделение методом низкотемпературной конденсации или ректификации, то точка росы осушенного газа задается исходя из предполага­емой рабочей температуры последующих стадий переработки.

Анализатор точки росы природного газа по влаге и углеводородам Condumax II Transportable

измерительные приборы, аналитическая аппаратура, лабораторное оборудование, расходные материалы

Данное оборудование указано в следующих разделах каталога:

Передвижная анализаторная система точки росы природного газа для работы в полевых условиях.

Полностью укомплектованная транспортабельная система измерения точки росы природного газа для полевых выборочных контрольных измерений.

Подходит для IEC зона 1 или 2 опасной зоны, NEC Class I, Division 1 Groups B, C, D.

Периодическая онлайн работа в пределах температуры корпуса анализатора. Измерения и функционал мгновенно доступны через интегрированный буквенно-цифровой дисплей и сенсорный интерфейс HMI, в том числе архив показаний точки росы для просмотра оператором.

Основные преимущества:

  • Полевая полностью укомплектованная транспортабельная система измерения точки росы
  • Одновременные измерения точки росы по углеводородам и влаге в одном анализаторе
  • Автоматические объективные измерения, базирующиеся на испытанных в индустрии принципах
  • Датчики с особыми характеристиками обеспечивают непрерывность показаний точки росы по углеводородам и влаге
  • Обеспечивает замкнутый цикл обработки пробы, кондиционирования и анализа
  • Точность измерения температуры точки росы по углеводородам 0,5 °С
  • Фундаментальный принцип охлаждаемого зеркала

Технические характеристики

Измерение температуры точки росы по углеводородам Принцип измерения Фиксированный анализ пробы «Тёмное пятноTM»
Прямое фото-детектирование углеводородного конденсата при температуре точки росы углеводородов
Охлаждение датчика Автоматическое с помощью 3-стадийного электронного теплообменника (использующего Пельтье-эффект) под адаптивным управлением
Максимальный диапазон До Δ -55K ниже рабочей температуры основного блока
Дискретность 0,1 °C, 0,1 °F
Точность ±0,5 °C точки росы углеводородов (анализ конденсации одного или более компонентов)
Расход пробы 0,03…0,06 м³/ч (0,5…1,0 нл/мин) – стандартный сигнал
Частота измерения 6 циклов/час (рекомендуется)
12 циклов/час (максимум)
Измерение температуры точки росы по влаге Принцип измерения Керамический датчик влажности Michell
Единицы – влагосодержание Точка росы: °C и °F точки росы по влаге
Влагосодержание: фунт/миллион нормальных кубических футов; мг/м³, ppmv (метод преобразования IGT#8 или ISO18453)
Дискретность 0,1 °С, 0,1 °F
0,1 фунт/миллион нормальных кубических футов; 1 мг/м³, ppmv
Диапазон Откалиброван от -100 до +20 °Cттр
Точность ±1 °С от -59 до +20 °Cттр
±2 °C от -100 до -60 °Cттр
Измерение давления Давление при анализе точки росы по углеводородам Единицы МПа, бар изб., psig
Дискретность 0,1 Мпа и бар изб., 1 psig
Точность Точка росы по углеводородам: ±0,25% бар изб.
Точка росы по влаге: ±0,5% бар изб.
Анализатор точки росы по углеводородам и влаге Подача пробы газа Природный газ до 100 бар изб., давление регулируется в системе отбора проб
Корпус Дорожный футляр из нержавеющей стали 316 со съемной крышкой и резиновыми ножками для транспортировки / работы
Литой корпус EExd со съемным стеклянным смотровым окном.
Внутренний обогрев для защиты от конденсации
Подсоединение пробы газа Вход пробы, выходной обходной фильтр, дренажная система
Система отбора проб: порты 1/4″ NPT мама, шланги быстрого подсоединения Minimess®
Технологические соединения: 1/4″ NTP папа
Рабочая среда В помещении/на открытом воздухе 0…+40 °С
Макс. 95% относительной влажности*
Сеть 110…230 В перем. тока, 50/60 Гц, 300 Вт
Масса 50 кг (приблизительно)
Регистрируемые данные 150 зарегистрированных данных, достаточных для минимум 24-часового периода (хранятся в энергонезависимой памяти)
Каждая запись: точка росы углеводородов и давление, точка росы влаги и давление технологической линии
Просмотр: HMI дисплей с автоматическим статистическим анализом; максимум, минимум, среднее значение за всё время регистрации данных
Встроенный дисплей / клавиатура Сенсорный экран с вакуумным люминесцентным дисплеем
Выходы Modbus RTU, RS485 при скорости передачи данных 9600 бод
Два 4…20 мА линейных (неизолированных) выхода, настраиваемых пользователем для любой комбинации точки росы или параметров давления
Дополнительная внешняя распределительная коробка
Сигнализация Процесс и статус анализатора через регистрацию программным обеспечением и отображение сообщений
Интегрированные предупреждения о малом расходе для каждого расхода пробы
Флаг неисправности состояния анализатора 23 мА на токовом выходе 1
Комплексные сообщения о состоянии анализатора высвечиваются на дисплее HMI

*Для обеспечения корректных измерений этой системы при эксплуатации на открытом воздухе в поле, температура окружающего воздуха должна быть не менее чем на 5 °С выше температуры точки росы углеводородов в пробе технологического газа в состоянии крикондентерма, обычно 27 бар, и точка росы по влаге при полном давлении технологической линии.

php|sql engine by ivan
design by p.s.
html|php coding by fish

Почтовый адрес: 190013, Санкт-Петербург, а/я 120
Офис: Клинский проспект, д. 25
Телефон: +7 (812) 336-90-86 (многоканальный)
Транспортный отдел: +7 (931) 535-80-69
Факс: +7 (812) 336-90-86

Определение – точка – роса

Определение – точка – роса

Cтраница 3

Прибор служит для определения точки росы воздуха или газообразного кислорода, находящегося под давлением выше атмосферного.  [31]

Например, для определения точки росы смеси, содержащей 20 % пропана, 55 % н-бутана и 25 % зо-бута-на, достаточно найти пересечение линий, соответствующих 20 % пропана и 55 % н-бутана. Опустив из точки пересечения вертикальную прямую на шкалу температур, найдем точку росы трехкомпонентной смеси, равную в нашем случае – 8 С.  [32]

Принцип работы устройства для определения точки росы заключается в определении момента появления росы на зеркальных плоскостях призмы, установленной внутри равновесного сосуда, по изменению освещенности фоторезистора световыми лучами, отраженными от этих плоскостей. Источник освещения и фоторезистор располагаются снаружи равно-лесного сосуда.  [33]

Прибор Г-1 предназначен для определения точки росы водяных паров в газообразном кислороде или воздухе, находящемся под давлением выше атмосферного. Прибор рассчитан для работы в закрытых помещениях при температуре окружающей среды плюс 10 – 35 С. В корпусе камеры прибора находится полированное зеркало с термопарой и холодопровод, выполненный из красной меди. За зеркалом можно наблюдать через окна, перекрытые плексигласом. Для освещения зеркала в корпус вделан подсвет. Скорость потока газа устанавливается по ротаметру РС-3 и регулируется при помощи вентиля. Хромель-копелевая термопара соединена с милливольтметром, имеющим шкалу, отградуированную в С.  [35]

Определение понятия и способ определения точки росы воды или углеводородов приведены в начале раздела.  [36]

Приборы, основанные на определении точки росы, чаще всего применяют при определении влажности газов, прошедших низкотемпературную сепарацию или более глубокую осушку.  [37]

Работа прибора основана на определении точки росы проверяемого воздуха. Под точкой росы понимают температуру, при которой из воздуха выделяются водяные пары в результате его полного насыщения при данной температуре. Известно, что в воздухе может находиться различное количество водяного пара. Количество водяного пара в граммах, содержащееся в 1 м3 воздуха, характеризует его абсолютную влажность. С понижением температуры воздуха ( имеющего определенную влажность) способность его насыщения водяными парами уменьшается и часть водяного пара конденсируется, выпадая в виде росы. Таким образом, между абсолютным количеством влаги в воздухе и температурой, при которой появляется роса, существует определенная связь. Так, при наличии водяных паров в воздухе в количестве примерно 0 04 г / м3 его точкэ росы соответствует – 50 С, а при 0 01 г / м2 – 60 С.  [38]

На таком же принципе основано определение точки росы прибором, изображенном на фиг. Газ по отводам 1 и 2 пропускается через склянку емкостью 300 – 400 мл: в нее при помощи резиновой пробки вставлены медная трубка 3 с помещенным в ней термометром 4 и вторая меньшего диаметра трубка о, которая служит для подачи воздуха в испарительную трубку.  [39]

Существуют и специальные приборы для определения точки росы, действующие примерно по тому же способу.  [40]

Имеется несколько типов приборов для определения точки росы газа.  [41]

Имеется несколько типов приборов для определения точки росы влажного газа.  [42]

В рассмотренном выше расчетном примере определения точки росы водно-углеводородной смеси оказалось, что при достижении температуры начала конденсации углеводородная часть системы становится насыщенной, а Н2О остается в области перегретого пара.  [43]

Контроль влажности воздуха и кислорода производится путем определения точки росы водяных паров, содержащихся в анализируемых газах.  [45]

Страницы:      1    2    3    4    5

Точка росы

Насыщенные пары углеводородных газов при данных температуре и давлении находятся в точке росы. Если при постоянном давлении эти пары несколько охладить, некоторая часть их конденсируется. Изменение давления при постоянной температуре вызывает смещение равновесия фаз в ту или другую сторону, но двухфазная система всегда будет стремиться сохранить равновесие — состояние, характеризующееся насыщенностью паров.

При повышении температуры насыщенных паров равновесие фаз будет смещаться в другом направлении — испарение усилится и будет идти до тех пор, пока при новой температуре не наступит равновесие фаз.

Точка росы приобретает весьма важное значение при рассмотрении двухфазных систем (пропан-бутановых смесей). Для различных паров чистых насыщенных углеводородов она в зависимости от их упругости определяется по табл. 2.5, а для смесей углеводородных газов — зависит от их состава и общего давления.

Для практических целей проще использовать специальные номограммы (рис. 2.3), имеющие вид треугольника, на каждой стороне которого отложено содержание (в процентах) пропана, изобутана и н-бутана.

Для определения точки росы смеси в точке х, содержащей 25% пропана, 60% н-бутана и 15% изобутана, достаточно найти точку пересечения линий, соответствующих 25% пропана и 60% н-бутана. Проведя из этой точки перпендикуляр к шкале температур, находим точку росы трехкомпонентной смеси, равную в нашем случае -7,6°С.

В табл. 2.15 приведены приближенные точки росы смеси технического пропана и н-бутанов различного состава при давлении 3 кПа. Данные показывают, что для предотвращения конденсатообразования необходимо учитывать климатические условия и применять смеси с различным соотношением технического пропана и бутанов. В практике газоснабжения используют не только чистые углеводороды и их смеси, но и взрывобезопасные смеси углеводородов с воздухом. Точка росы, при которой начинается выпадение конденсата из газовоздушной смеси, зависит от парциального давления газа в смеси. На рис. 2.4 приведены точки росы смесей пропана, изобутана, и н-бутана с воздухом в зависимости от давления и объемной доли их в смеси.

Таблица 2.15. Точки росы для различных смесей

Объемная доля, %

Пропан

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Бутан

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Точка росы, °С

 

-42

-32

-26

-21

-17

-13

-10

-8

-5

-2

0

 

Определение влажности углеводородных газов методом “точки росы” Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЛАЖНОСТИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ МЕТОДОМ «ТОЧКИ РОСЫ» Умаров Б. Н.1, Камалова М. Б.2, Ражабова З. А.3

1Умаров Бобурбек Носир угли / Umarov Boburbek Nosir ugli – магистрант;

2Камалова Матлуба Бакаевна / Kamalova Matluba Bakayevna – доцент, кандидат технических наук;

3Ражабова Зарина Абдуллоевна /Rajabova Zarina Abdulloyevna – магистрант, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан

Аннотация: в работе исследованы свойства углеводородных газов методом точки росы. Метод «точки росы» основан на принципе измерения температуры конденсации влаги на охлаждаемой поверхности прибора. По температуре и давлению, при которых выпадает роса, определяют содержание влаги в газе. К неоспоримым практическим преимуществам абсорбционного метода относится тот факт, что он позволяет удалять влагу из газовой смеси, содержащей отравляющие твердые поглотители вещества. Помимо этого, он легко поддается автоматизации и позволяет проводить осушку до приемлемого в большинстве случаев значения «точки росы» в -70 градусов по шкале Цельсия.

Ключевые слова: осушка, гидрат, механические примеси, компрессор, магистральный газопровод, агрегат, коррозия.

Главным мерилом степени осушения газа является хорошо известная всем еще по школьным учебникам физики «точка росы». Чем она ниже, тем лучше. В целом же для уже прошедшего обработку газа точка росы должна быть не выше, чем минимальная температура окружающей среды, в которой газ будет проходить при транспортировке. Речь может идти о цифрах в – 60 градусов по Цельсию и ниже. Если данное требование не исполняется, значит, требуется дополнительная осушка.

В некоторых случаях на промыслах это условие обходят. Чтобы избежать проблем с влагой, газ просто разогревают, после чего направляют в трубу.

Подогреть газ можно в теплообменнике: например, с помощью пара. Главное, чтобы при этом температура транспортируемого «голубого топлива» оставалась хотя бы на несколько градусов выше точки, при которой начинается образование гидратов.

С этим, однако, и возникают проблемы. Если длина трубы достаточно велика, то даже после подогрева газ довольно быстро вновь приобретет температуру окружающей среды, следствием чего станут все описанные выше проблемы.

Поэтому подогрев газа чаще всего осуществляют на магистралях сравнительно небольшой длины. Например, на трубах, ответственных за доставку газа непосредственно от пунктов добычи до «сборного пункта». А уже там проводится осушение газа для последующей транспортировки на дальние расстояния.

Метод «точки росы» или конденсационный метод основан на принципе измерения температуры конденсации влаги на охлаждаемой поверхности прибора. Влажный газ пропускают над тщательно отполированной охлаждаемой извне металлической поверхностью — «зеркалом». При достижении температуры насыщения водяными парами из газа выделяется влага и на зеркале выпадает роса. По температуре и давлению, при которых выпадает роса, определяют содержание влаги в газе [1].

Приборы, работа которых основана на этом принципе, различны по конструкции, что зависит от способов фиксации момента выпадения росы. Наиболее просты лабораторные приборы визуального измерения температуры выпадения росы при атмосферном давлении (рис. 1).

Рис. 1. Схема прибора для определения точки росы: 1 — стеклянный тройник; 2 — полированное металлическое зеркало; 3 — термопара; 4 — милливольтметр; 5 — медный стержень; 6 — сосуд Дьюара с жидким азотом; 7 — стакан со смесью воды со льдом

Небольшое металлическое зеркало 2, припаянное к медному стержню 5, помещается в стеклянном тройнике 1. Медный стержень опускается в сосуд Дьюара 6 с охладителем, обычно жидким азотом. В центре нижней части зеркала 2 вставлен спай термопары 3, соединенный с милливольтметром 4 и отградуированный по нему. Поток анализируемого газа пропускают через тройник и по милливольтметру фиксируют температуру момента выпадения росы на зеркале. Чтобы избежать субъективности наблюдения и повысить точность измерения, прибор иногда снабжают фотоэлементом [2].

Литература

1. Лукин В. Д., Анцыпович И. С. Регенерация адсорбентов. Л.: Химия, 1993. 216 с.

2. Жданова Н. В., Халиф А. Л. Осушка природных газов. М. Недра, 1975. 158 с.

Контроль точки росы природного газа

июль 2015 г.

Соответствие требованиям к точке росы по воде и углеводородам для природного газа без компонентов кислого газа

ТЭК СУТИКНО
Флуор Энтерпрайзис

Резюме статьи

Природный газ, транспортируемый по трубопроводам потребителям, как правило, должен соответствовать требованиям к точке росы как по воде, так и по углеводородам. Хорошо известно несколько проверенных вариантов обработки, отвечающих этим спецификациям, но экономическая эффективность и пригодность этих доступных вариантов зависят от конкретного применения, включая требуемые целевые значения точки росы.Чтобы оценить эти варианты для конкретного проекта, проектной группе обычно необходимо выполнить моделирование процесса с использованием надлежащих термодинамических пакетов, определить размер необходимого оборудования и оценить капитальные и эксплуатационные затраты для каждого из оцененных вариантов. Однако есть области применения, в которых один из этих вариантов обычно оказывается выгодным или наиболее экономически выгодным. В этой статье освещаются эти области применения и обобщаются варианты контроля точки росы природного газа как по воде, так и по углеводородам.

Осушка газа необходима, так как при низких температурах в неосушенном газе могут образовываться гидраты или лед; с этим можно столкнуться в холодном климате или при снижении давления газа в системе подачи к потребителям. Конденсация воды в потоке природного газа также приводит к проблемам с коррозией, особенно из-за кислых компонентов газа, таких как CO2 и h3S. Помимо коррозии, содержание кислых газов влияет на равновесную водонасыщенность природного газа, а также на проектирование и выбор необходимого процесса осушки.Тем не менее, в этой статье исключены темы по удалению кислых газов и основное внимание уделяется контролю как точки росы по воде (WDP), так и точки росы по углеводородам (HDP) природного газа при отсутствии или незначительном содержании кислого газа.

Чтобы избежать конденсации тяжелых компонентов при снижении давления газа в системе подачи, при необходимости также необходимо уменьшить HDP природного газа. Конденсация тяжелых компонентов увеличивает падение давления в трубопроводе и требует более частой очистки скребками для поддержания заданной пропускной способности.

Контролировать или снижать точки росы по воде и по углеводородам можно с помощью ряда вариантов обработки. Ссылки 1 и 2 являются примерами многочисленных публикаций, посвященных блокам управления WDP и HDP. Большинство вариантов управления HDP включают снижение температуры газа для конденсации тяжелых компонентов, а исходный газ обычно сначала осушают, чтобы предотвратить замерзание газа и закупорку оборудования. В этой статье сначала обсуждаются типичные схемы осушки, а затем проводится сравнительная оценка вариантов HDP, где минимизация как капитальных, так и эксплуатационных затрат обычно зависит от состава сырьевого газа, доступного давления подачи сырья и целевого давления подачи, в дополнение к требуемым характеристикам газа. пользователем.

Обезвоживание
Природный газ из резервуаров обычно содержит воду, а очищенный природный газ из установки удаления кислых газов обычно насыщен водой. Водонасыщенный газ обычно осушают посредством процесса адсорбции или абсорбции. В адсорбции используются твердые осушители, такие как силикагели, оксид алюминия и молекулярные сита на основе цеолитов. Эти влагопоглотители различаются изотермами адсорбции и характеристиками дегидратации. Среди этих сорбентов молекулярное сито является единственным вариантом, который может обезвоживать исходный газ до уровня менее 0.1 ppmv воды или с WDP до -150°F (-100°C) или меньше. Молекулярные сита обычно используются перед криогенной обработкой газа, такой как заводы по производству сжиженного природного газа (СПГ) и установки деметанизации для извлечения этана. В дополнение к воде другие полярные соединения, такие как кислые газы, такие как CO2 и h3S, также адсорбируются молекулярными ситами определенных типов.

Спецификации содержания воды для природного газа, транспортируемого по трубопроводу, обычно находятся в диапазоне от 1-7 фунтов/миллион стандартных кубических футов (от 20 частей на миллион по объему до 140 частей на миллион по объему), и абсорбция гликоля обычно используется для осушки газа с этим целевым диапазоном спецификаций.Блок осушки гликоля (см. рис. 1) состоит из контактора, поглощающего воду из потока исходного сырья, и системы регенерации гликоля, удаляющей абсорбированную воду из обогащенного гликоля и образующей обедненный гликоль. Абсорбция гликоля через контактор для соответствия целевому диапазону 1-7 фунтов/миллион стандартных кубических футов требует меньших капиталовложений и меньших эксплуатационных расходов по сравнению с вариантом молекулярного сита. Когда целевое значение WDP очень низкое и требуется молекулярное сито или другой твердый сорбент, сочетание абсорбции гликоля и адсорбции молекулярного сита может улучшить экономичность системы дегидратации.

Обычно используемыми гликолями являются этиленгликоль (ЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Блок дегидратации ТЭГ с традиционной схемой регенерации может достигать около 99 мас.% обедненного ТЭГ. Весовой процент регенерированного ТЭГ увеличивается при более низких давлениях в регенераторе и более высоких температурах в ребойлерах. Однако при температурах выше 404 ° F (207 ° C) ТЭГ начинает разлагаться. Система регенерации гликоля может стать более дорогостоящей, если поток отходящих газов регенератора содержит соединения, выбросы которых регулируются.Около 99,96 мас.% ТЭГ может быть получено с отпарным газом в регенераторе. Лицензированные схемы регенерации могут достигать 99,99 мас.% ТЭГ и выше.

Регенерация ТЭГ до более высокого массового процента позволяет дополнительно снизить содержание воды (или концентрацию) в осушенном газе и связанном с ним WDP. Водопоглощение в контакторе ТЭГ несколько менее чувствительно к давлению до 1500 фунтов на квадратный дюйм, и требуемый минимальный (или равновесный) массовый процент обедненного ТЭГ, поступающего в контактор, можно оценить по опубликованным корреляциям.3 Для заданных массовых % обедненного ТЭГ и расхода потока в контактор содержание воды в фунтах/тыс. ст. кубических футов осушенного газа из контактора снижается до более низкого уровня, когда контактор работает при более низкой температуре. Однако большинство контакторов работают при температуре 60-110°F (15-43°C), поскольку чрезмерно низкие рабочие температуры резко увеличивают вязкость ТЭГ и конденсацию тяжелых компонентов в исходном газе.

Кроме того, WDP осушенного газа также будет зависеть от количества равновесных ступеней в контакторе.Как правило, ТЭГ с обедненной фракцией 99,96% масс. может осушать газ до -40°F (-40°C) WDP при температуре контактора 80°F (27°C). Однако для данного содержания воды или концентрации осушенного газа WDP увеличивается пропорционально давлению. Чтобы соответствовать заданной спецификации WDP, более высокие рабочие давления требуют более низкого содержания воды в осушенном газе, а более низкое содержание воды требует более высоких концентраций обедненного ТЭГ.

Содержание воды в газе, находящемся в равновесии с гидратом, может быть ниже содержания воды в том же газе, находящемся в равновесии с переохлажденной или метастабильной водой.В основном в зависимости от состава газа и уровней водонасыщенности природного газа температуры образования гидратов для конкретного состава газа и содержания воды могут отличаться от температур WDP в равновесии с метастабильной водой. Это различие особенно характерно для газов в областях с очень низкими температурами WDP, где образуется термодинамически нестабильная (метастабильная) вода, и может потребоваться снижение целевого содержания воды, чтобы избежать образования гидратов.

Другие распространенные схемы обезвоживания включают закачку ингибитора гидратообразования (см. рис. 2).Метанол или этиленгликоль (ЭГ) являются наиболее часто используемыми ингибиторами и обычно применяются в достаточных количествах перед технологическим оборудованием, охлаждающим газ. Инжектируемый ингибитор поглощает воду из газа, чтобы предотвратить замерзание или образование гидратов, а регенерация по-прежнему извлекает ингибитор в заданной концентрации из богатого водой ингибитора. Как правило, использование ЭГ можно рассматривать, когда температура последующей обработки не слишком низкая (выше -40°F), а метанол подходит для гораздо более низких температур последующей обработки (до -140°F) и относительно более чувствителен к потерям паров при высокие рабочие температуры.Перед окончательным выбором ингибитора следует также изучить применимые правила.

СКАЧАТЬ ПОЛНУЮ СТАТЬЮ

Контроль точки росы по углеводородам трубопроводного газа

июль 2017 г.

Ключевым фактором при выборе технологии контроля точки росы по углеводородам природного газа является количество тяжелых углеводородов в сырьевом потоке

САИД МОХАТАБ, консультант по переработке газа
СКОТТ НОРТРОП, ExxonMobil Upstream Research Company
МАЙКЛ МИТАРИТЕН, Air Liquide

Резюме статьи

Извлечение тяжелых углеводородных компонентов из природного газа требуется во избежание небезопасного образования жидкой фазы при транспортировке, что может привести к эксплуатационным проблемам в газопроводах.Чтобы избежать выпадения жидкости, большинство текущих эксплуатационных спецификаций для газопроводов требуют, чтобы трубопровод работал при температуре выше точки росы углеводородов, при которой начинает появляться жидкость при заданном давлении. Чаще всего перевозчик указывает максимальную температуру точки росы по углеводородам поставщикам, которые часто используют процессы низкотемпературной сепарации для удаления тяжелых углеводородов для достижения указанной точки росы. Адсорбция силикагелем и мембранное разделение являются коммерчески доступными конкурентоспособными технологиями контроля точки росы по углеводородам для сырьевых композиций с относительно низким содержанием тяжелых углеводородов в определенном диапазоне рабочих давлений и скоростей потока.Это относится к ряду ресурсов сланцевого газа. Силикагель или мембраны также могут снизить содержание БТЕ богатого газа, что снизит склонность к пенообразованию в последующей установке аминной очистки или удалит «хвост» тяжелых углеводородов из трубопроводного газа перед его преобразованием в сжиженный природный газ (СПГ). . В этой статье описаны основные принципы силикагеля и мембранных систем, а также некоторые из последних разработок в этих областях.

Распределение углеводородов
Устьевой природный газ содержит углеводороды и воду, а также обычно другие примеси.Распределение углеводородов в потоке сырого природного газа зависит от его источника и может изменяться в течение срока службы добывающей скважины. Некоторые газы довольно обедненные, в то время как попутные газы, включая некоторые источники сланцевого газа, могут содержать значительные концентрации тяжелых углеводородов. Точка росы по углеводородам чувствительна к небольшим количествам компонентов C6+. Например, всего лишь 450 ppm углеводорода C8, добавленного к бедному газу, могут дать ему крикондентерм 50°F. 1

Трубопроводный газ, как правило, представляет собой совокупность многих источников, некоторые из которых, возможно, уже извлекли свой сжиженный природный газ (ШФЛУ).Пример состава газа из североамериканского трубопровода показан в таблице 1. Использование такого газа для подачи на завод СПГ может быть проблематичным. В то время как большинство компонентов ШФЛУ обычно извлекаются до подачи газа в трубопровод, низкие уровни остаточных компонентов C6+ могут замерзнуть в основном криогенном теплообменнике установки СПГ. Во многих процессах СПГ (за исключением, например, Prico SMR) для удаления тяжелых углеводородов используется скрубберная колонна, а трубопроводный газ в США обычно содержит слишком мало компонентов C3+ для эффективной работы скрубберной колонны без добавления покупных ШФЛУ.Следовательно, необходимы альтернативные методы удаления тяжелых компонентов из газа трубопроводного качества перед производством СПГ.

Некоторые загрязняющие вещества (например, кислые газы) требуют обработки газа, чтобы сделать его пригодным для данного применения.2 Если присутствует избыток тяжелых углеводородов, обработка газа также необходима. Выбор конфигурации установки подготовки газа и ее сложность зависят от состава сырьевого газа, экономической целесообразности извлечения ШФЛУ и уровня переработки, необходимого для получения товарного газа, соответствующего спецификациям и ограничениям по выбросам.Типичный подход для многих установок подготовки газа, предназначенных для производства газа трубопроводного качества из высокосернистого сырья, показан на Рисунке 1. Типичная спецификация точки росы по углеводородам для трубопроводного газа составляет 14°F (-10°C). Если газовый поток близок к этой спецификации точки росы, обычно все, что требуется, — это удаление небольшого количества тяжелых углеводородов2, что может быть выполнено с использованием адсорбционных или мембранных процессов вместо более типичных процессов охлаждения.

Технологии контроля точки росы по углеводородам
Существует несколько коммерческих способов получения желаемой температуры точки росы по углеводородам.Снижение точки росы за счет расширения Джоуля-Томсона (JT) или механического охлаждения является обычным для меньших расходов исходного газа, а устройства на основе турбодетандеров часто используются для более высоких расходов. Эти процессы описаны во многих технических документах, представленных для газовой промышленности, и не являются предметом рассмотрения в данной статье.

В таблице 2 показаны распространенные способы низкотемпературной очистки, а также менее распространенные технологии, использующие адсорбцию или мембраны. Преимущества и недостатки этих процессов сравниваются ниже.Twister4, мембраны5 и силикагель6 позволяют достичь точки росы по воде и углеводородам в одном устройстве. Более традиционные низкотемпературные процессы в первую очередь ориентированы на извлечение больших объемов тяжелых углеводородов. Из-за низких температур, достигаемых в этих процессах, обычно требуется предварительная дегидратация или ингибирование гидратов закачкой метанола или моноэтиленгликоля (МЭГ).

Сверхзвуковой сепаратор Twister представляет собой устройство с механическим потоком, работающее за счет высокоскоростного завихрения в потоке исходного газа с последующим почти изоэнтропическим расширением газа со сверхзвуковой скоростью для достижения низких температур.Сочетание завихрения и снижения давления вызывает конденсацию воды и тяжелых углеводородов. Жидкости разделены, а остаточный газ доступен при номинальном снижении давления.

Twister разделяет некоторые преимущества простоты, надежности и простоты эксплуатации с процессом низкотемпературной сепарации JT (LTS), но требует инженерного решения для заданных требований к диапазону регулирования или точке росы. Два исследования показали, что Twister может извлекать больше углеводородов, чем клапан JT, при том же перепаде давления.4,8 Таким образом, он потенциально может работать при меньшем перепаде давления при той же производительности, что и клапан JT, что снижает мощность и стоимость сжатия товарного газа. Технология Twister предлагает экологически чистую работу без использования химикатов при небольшой занимаемой площади. Это может быть особенно интересно для удаленных оффшорных приложений из-за его небольшой площади и низких требований к техническому обслуживанию. Дополнительным преимуществом Twister является возможность одновременного удаления воды и углеводородов.

Twister BV представила Twister SwirlValve, который улучшает характеристики точки росы углеводородов существующих установок LTS за счет улучшения разделения двухфазного потока через редукционный клапан, такой как дроссельный клапан, клапан JT или регулирующий клапан.9 Это, в свою очередь, значительно повышает эффективность отделения жидкости в последующих сепараторах. Это улучшенное разделение можно использовать либо для увеличения пропускной способности существующих установок LTS, либо для снижения перепада давления, необходимого для охлаждения JT, либо для снижения точки росы по углеводородам, а также для уменьшения уноса гликоля, если используется осушка выше по потоку. Следующий шаг сделан путем интеграции SwirlValve и встроенного сепаратора, в результате чего SwirlSep представляет собой компактный двухфазный сепаратор с производительностью, не зависящей от скорости потока.Эта концепция, ориентированная на компактные морские/подводные и мобильные испытания скважин, приводит к значительному снижению затрат на установку и техническое обслуживание (J Young, Twister BV, личное сообщение, 6 марта 2017 г.).

Быстродействующие установки с силикагелем десятилетиями использовались для одновременного снижения точек росы по углеводородам и воде. Более 200 установок с силикагелем установлены в системах природного газа в различных условиях по всему миру, как на суше, так и на море (J Schulze-Schlarmann, BASF Catalysts, личное сообщение, 20 апреля 2009 г.).Обычно установка адсорбционной добычи углеводородов состоит из трех и более емкостей, в которых параллельно происходит адсорбция и регенерация. Выбранный цикл обычно включает нагрев одного сосуда и охлаждение одного сосуда, в то время как один или несколько сосудов находятся на стадии адсорбции. Поскольку проникновение примесей увеличивается по мере прохождения стадии адсорбции, часто используют два или более резервуара, где стадия адсорбции проходит в шахматном порядке, чтобы смешать полученный продукт с более постоянным уровнем чистоты продукта.Требуемое количество адсорбента напрямую влияет на стоимость установки, а количество адсорбента зависит от состава газа, расхода и требуемой точки росы продукта.

СКАЧАТЬ ПОЛНУЮ СТАТЬЮ

Точка росы по воде – Citizendium

Точка росы по воде (или просто точка росы ) газовой смеси — это температура при данном давлении, при которой любой водяной пар в газовой смеси начинает конденсироваться в жидкую воду. Точкой росы газовой смеси по воде при данном давлении часто называют точку, при которой газовая смесь становится насыщенной водяным паром (т.е., газ больше не может удерживать водяной пар).

Точка росы газовой смеси по воде связана с ее относительной влажностью (RH). Относительная влажность 100 % указывает на то, что газовая смесь находится в точке росы по воде и насыщена водяным паром. Относительная влажность менее 100 % указывает на то, что газовая смесь не достигла точки росы и еще не насыщена водяным паром. Вопреки распространенному мнению, что относительная влажность применима только к атмосферному воздуху, она применима к любой газовой смеси, содержащей водяной пар.

Определение точки росы по воде любой газовой смеси

(PD) График: Милтон Бейчок

Методология

Предполагая идеальное газовое поведение газовой смеси, содержащей водяной пар, из закона Дальтона и того факта, что мольная доля газового компонента в газовой смеси равна объемной доле этого компонента в газовой смеси, мы имеем:

(1)     pw=xwpt=vwpt{\displaystyle p_{w}=x_{w}p_{t}=v_{w}p_{t}}

Учитывая общее давление газа ( pt{\ displaystyle p_{t}} ) и либо мольная доля ( xw{\displaystyle x_{w}} ), либо объемная доля ( vw{\displaystyle v_{w}} ) водяного пара в газовой смеси, парциальное давление водяной пар ( pw{\displaystyle p_{w}} ) в газовой смеси можно легко определить с помощью приведенного выше уравнения.{o} = 1704,8 \; \ mathrm {кПа}},     T = Td {\ displaystyle T = T_ {d}}   было рассчитано как 477,32 К (204,17 ° С), а значение таблицы пара составляет 204,4 ° С.

Важность

Определение точки росы газовых смесей по воде важно при проектировании оборудования для сжигания топлива (например, промышленных технологических печей и парогенераторов), чтобы избежать охлаждения дымовых газов продуктов сгорания ниже точки росы по воде. Другими словами, предотвратить конденсацию водяного пара в дымовых газах в жидкую воду и вызвать коррозию в установках для обработки дымовых газов.

Он также важен при переработке и транспортировке природного газа по той же причине, а именно для предотвращения или уменьшения проблем с коррозией. При определенных температурах конденсация водяного пара, присутствующего в трубопроводах природного газа, может привести к образованию гидратов метана (также известных как клатраты, которые могут закупоривать трубопроводы.

Ссылки

  1. 1,0 1,1 1,2 В. Ганапати (2002). Промышленные котлы и парогенераторы-утилизаторы: конструкции, применение, расчеты , 1-е издание.КПР Пресс. ISBN 0-8247-0814-8.
  2. Американское общество инженеров-механиков (1989). Таблицы пара: свойства насыщенного и перегретого пара , 16-е издание. Компания Combustion Engineering, Inc.

Измерение точки росы водяного пара и углеводородов в природном газе

Это первая часть из семи частей, посвященных измерению точки росы водяного пара и углеводородов в природном газе.

Определение содержания водяного пара (точки росы по воде) имеет решающее значение при обработке, коммерческом учете и транспортировке природного газа.Высокий уровень водяного пара в потоке природного газа может привести к проблемам, включая образование гидратов и коррозию установок и оборудования. Кроме того, водяной пар, присутствующий в потоках природного газа, влияет на общее качество газа и снижает содержание энергии или тепла (значение БТЕ) газа, что делает измерение водяного пара в природном газе важным требованием для производителей, поставщиков и конечных пользователей. в отрасли.

Не менее важным является определение температуры точки росы по углеводородам в сети трубопроводов сбыта природного газа.Образование жидких углеводородов (конденсата) из-за присутствия более тяжелых углеводородов в природном газе может привести к повышенным перепадам давления в трубопроводной системе, затоплению и угрозам безопасности, связанным с жидкостями, например к появлению точек перегрева на лопатках турбины компрессора.

Существует несколько способов определения концентрации водяного пара в природном газе. В этой серии из семи частей мы обсудим концентрацию воды в сравнении с измерением точки росы по воде, различные технологии, которые можно использовать (перечислены ниже), и основные требования к использованию системы кондиционирования проб.

  • Влагомер охлаждающего зеркала

  • Емкостные датчики

  • Кварцевые датчики микровесов

  • Электролитические датчики

  • Абсорбционная спектроскопия с перестраиваемым диодным лазером

Концентрация воды в зависимости от измерения точки росы по воде

Точка росы газа – это физическое свойство – температура, при которой проба газа становится насыщенной и начинает появляться конденсат.При этой температуре газ находится в равновесии с конденсированной фазой. Температура точки росы относится к равновесию, установившемуся над жидкой фазой.

Существует два класса измерительных устройств. Устройства, способные определять физическую точку росы углеводорода или воды в природном газе, и те устройства, которые могут измерять концентрацию воды в пробе природного газа.

Анализаторы

, способные непосредственно измерять температуру точки росы, основаны на технологии охлаждаемых зеркал и иногда называются приборами «первого принципа».Выражение содержания воды в терминах точки росы происходит от этого первопринципного устройства, восходящего к ранним периодам газовой промышленности, когда Горное управление США разработало устройство с ручным охлаждаемым зеркалом.

Другой класс измерительных приборов, используемых для определения водяного пара в природном газе, определяет концентрацию водяного пара или парциальное давление воды в пробе природного газа. Общие выходные данные концентрации или содержания этих устройств включают мг/Нм3, фунты/мм стандартных кубических футов и частей на миллион либо по массе (ppmw), либо по объему (ppmv).Технологии измерения водяного пара, наиболее часто используемые в газовой промышленности, включают емкостные датчики, микровесы на кристалле кварца, абсорбционную спектроскопию с перестраиваемым диодным лазером и датчики на основе электролитов.

Для получения более подробной информации об этом приложении см. наш информационный документ «Аналитические устройства для измерения водяного пара и точки росы по углеводородам в природном газе».

Преобразователи точки росы, влажности и газа

Roscid Technologies — мировой лидер в производстве прецизионных приборов для измерения точки росы, относительной влажности, кислорода и водорода.Под руководством команды инженеров с более чем 100-летним опытом работы в области сенсорных технологий. Датчики, трансмиттеры, гигрометры и анализаторы Roscid Technologies охватывают диапазон измерения от следовых количеств (PPM) до процентного диапазона. Roscid также предлагает комплексное решение для проектирования и производства газоанализаторов кислорода, водорода и влаги. Ассортимент продукции включает:

Гигрометры с охлаждаемым зеркалом , где точность, воспроизводимость и долговечность имеют решающее значение.Обычно используется в качестве эталонного стандарта передачи NIST или в приложениях, где необходимы надежность и точность измерений. Идеально подходит для калибровочных лабораторий, фармацевтической, перчаточной и медицинской промышленности.

Преобразователи относительной влажности и датчики для использования в военных целях, сжатого воздуха, чистых помещений, центров хранения данных, медицинского воздуха для дыхания и ОВКВ. Roscid настроит преобразователь влажности или кислорода, чтобы он соответствовал и контролировал конкретное приложение клиента.

Генератор точки росы и эталонные гигрометры точки росы вместе создают систему калибровки, прослеживаемую NIST. Система калибровки точки росы, позволяющая конечному пользователю выполнять калибровку других вторичных преобразователей точки росы и влажности.

Электрохимические преобразователи-анализаторы кислорода для перчаточных боксов, калибровочных лабораторий, научных лабораторий, систем управления технологическими процессами, приложений с азотом. Используется в качестве монитора безопасности кислорода, отлично подходит для контроля уровня кислорода в приложениях по очистке газа, контроля критических приложений и там, где требуется одобрение ATEX.

Датчики водорода для определения процентных и следовых уровней. Используется для рынков электролиза, рециркуляции гелия и аргона, приложений с нулевым содержанием кислорода и заводов по производству газа

Анализатор влажности для следовых уровней влажности до -100°C, с дисплеем или в качестве преобразователя с питанием от контура 4-20 мА. Идеально подходит для рынков воздухоотделителей, эндотермических заводов, сталелитейных заводов, полупроводников и природного газа.

Одинарный газоанализатор с двойными и тройными датчиками : Сконфигурирован для измерения кислорода и влажности, влажности, атмосферного давления и температуры или точки росы, линейного давления и температуры.

Измерение точки росы по углеводородам с помощью газовых хроматографов

Одной из проблем при измерении углеводородных газов является осаждение конденсата жидкостей, что может повлиять на точность измерения и создать проблемы при обслуживании. Шейн Хейл из Emerson является автором статьи «Измерение точки росы по углеводородам с помощью газовых хроматографов» в журнале Pipeline & Gas Journal.

Подобно росе, которая образуется на газоне, когда температура падает ниже точки росы, точка росы по углеводородам (HCDP) представляет собой температуру при определенном давлении, при которой начинают образовываться углеводородные жидкости.Шейн подчеркивает проблемы, которые представляют собой эти жидкости в качестве газа:

Углеводородные жидкости в газовом потоке могут вызвать образование гидратов, увеличить затраты на сжатие, вызвать проблемы с замерзанием регулятора давления и привести к повреждению газовых турбин и другого оборудования конечного пользователя. Кроме того, когда жидкие углеводороды, поступающие в сеть передачи, не измеряются газоизмерительными станциями или тяжелые углеводороды с высокой энергией выпадают в виде конденсата (или «капель») в сети передачи, энергоемкость газа, выходящего из сети, меньше. чем энергия газа, поступающего в сеть, что приводит к увеличению потерянной и неучтенной (LAUF) энергии.

Из-за потерянной и неучтенной энергии Шейн отмечает, что в соглашениях о передаче на хранение все чаще указываются пределы HCDP. Традиционный способ измерения HCDP заключается в использовании устройства с охлаждаемым зеркалом, что очень похоже на запотевание зеркала дыханием. Он работает путем сокращения:

…температура зеркала в измерительной камере, заполненной природным газом, до тех пор, пока на зеркале не сконденсируется достаточное количество углеводородного тумана для обнаружения. Также доступны другие специализированные анализаторы HCDP, использующие различные методы измерения; однако все они обеспечивают HCDP только при одном давлении и являются специальными анализаторами, обеспечивающими однократное измерение.

Газовые хроматографы

, такие как технологические газовые хроматографы Rosemount Analytical 700XA, использовались в системах коммерческого учета для таких измерений, как:

…содержание энергии, сжимаемость, плотность и другие физические свойства.

Шейн описывает, как этот же газовый хроматограф можно использовать для определения точки росы смеси углеводородов с помощью [гиперссылки добавлены в цитату]:

…использование уравнения состояния (УС) для расчета точки росы по углеводородам при любом давлении по составу, полученному с помощью газового хроматографа (ГХ).Вводя состав природного газа в общепризнанное уравнение состояния, можно рассчитать теоретическую HCDP для любого давления, а также крикондентерм (самую высокую температуру точки росы при любом давлении). Достоверность расчетного значения зависит от точности состава, используемого, в частности, для углеводородов с более высоким числом атомов углерода (от C6 до C9).

Источник: Pipeline & Gas Journal http://jimc.me/15vHmSk

Знание точки росы при любом давлении полезно как:

…оперативная диагностика, с помощью которой можно избежать двухфазного потока и, следовательно, неправильного измерения.В нормальных условиях однофазного потока газа HCDP газа меньше, чем температура потока, и все углеводороды находятся в газовой фазе… Рассчитывая HCDP при текущем давлении в трубопроводе и сравнивая его с текущей температурой трубопровода, оператор может определить, есть ли двухфазный поток. Более того, установив аварийный сигнал, чтобы, если температура HCDP находится в определенном диапазоне (скажем, 10°F) от температуры подачи, оператор мог получить раннее предупреждение о двухфазном потоке (и, следовательно, о неточном измерении расхода). вот-вот произойдет…

Shane содержит требования, которые следует учитывать при использовании газовых хроматографов для определения точки росы по углеводородам.Он заключает:

Поддержание однофазного потока через расходомер и, таким образом, поддержание точности измерения расхода может привести к значительному сокращению потерь и неучтенного газа, что напрямую повысит рентабельность. Поскольку эта функциональность является расширением возможностей газового хроматографа, который уже необходим для других функций в приложении коммерческого учета и хорошо понимается персоналом по учету, он предоставляет операторам трубопроводов простой способ защитить свои газопроводные системы от жидких углеводородов без значительные дополнительные капиталовложения или инженерно-технические и эксплуатационные усилия.

Если передача углеводородов на хранение является частью вашего процесса, эта статья стоит того, чтобы ее прочитать.

| Айтюнс

Обновление и улучшение:  Статья теперь доступна в виде файла PDF для печати.

Обновление 2: Я получил заметку от читателя о том, что конденсация более точно отражает то, что я пытаюсь сказать, чем осадки. Я должен согласиться и обновить первое предложение.

(441b) Расчет точки росы для природного газа, содержащего воду и/или отдельные производственные химикаты

Расчет точки росы
для природного газа, содержащего воду и/или отдельные производственные химикаты

Эйрини
К.Каракацани 1
и Георгиос М. Контогеоргис 1

1 Датский технический университет, кафедра химической и биохимической инженерии
, Центр разработки энергетических ресурсов
(CERE)

Электронная почта для корреспонденции автора: [email protected]

1.   
Введение

Содержание воды в природном газе (ПГ) часто
создает проблемы при добыче, транспортировке и распределении газа.
Небольшие количества нежелательной растворенной воды могут конденсироваться, что
приводит к образованию конденсата, гидратов и/или льда. Такие конденсированные фазы могут привести к
коррозии, проблемам с двухфазным потоком, угрозам безопасности и проблемам с обеспечением потока,
закупорке выкидных линий, клапанов и контрольно-измерительных приборов, что приводит к снижению
производительности и остановкам, а также к снижению эффективности извлечения нефти из-за
снижение проницаемости пласта [1]. Точные термодинамические модели, способные
рассчитать концентрацию водяного пара в равновесии с гидратом, льдом и
водой в природном газе при условиях эксплуатации трубопровода (253-323K и до
250 бар), необходимы как из-за ограниченности экспериментальных данных, так и из-за их трудности
получения. , а также потому, что необходимо определить пределы методов дегидратации (физическая адсорбция и конденсация).Последние методы используют
химикатов (например, гликоли и спирты), которые также
конденсата, что добавляет еще один уровень сложности, когда речь идет о проектировании
трубопроводов и технологического оборудования и термодинамическом моделировании образующихся смесей.

Целью данной работы является оценка и сравнение характеристик
различных тщательно отобранных термодинамических моделей
по отношению к их способности рассчитывать точки росы смесей природного газа с
и без химикатов. Основное внимание уделяется дальнейшему развитию
уравнения состояния CPA (Cubic-Plus-Association)
(EoS) [2] для рассматриваемых приложений
и его сравнению с методом расчета GERG-water
, ISO- стандартная модель, специально разработанная для корреляции содержания воды
и точек росы природного газа [3].

2.   
Результаты и обсуждение

В этой работе соответствующие модели льда и гидрата были объединены
с прогностической CPA-моделью для расчета условий равновесия всех
возможных жидких и конденсированных фаз в смеси природного газа.

Более конкретно, летучесть воды в ледяной фазе
при заданном давлении в системе P определяется следующим уравнением:

, который
корректирует фугитивность насыщения при той же температуре с помощью фактора Пойнтинга, тогда как для моделирования гидратной фазы использовалась хорошо зарекомендовавшая себя статистическая модель
, предложенная ван дер
Ваальсом и Платтеу [4] (vdW-P)
вместе с упрощенный подход, предложенный Пэрришем и Праусницем [5] для констант Ленгмюра.Согласно теории vdW-P химический потенциал гидратной фазы равен
и определяется выражением:

где R является универсальной газовой постоянной, ν I – это количество типов I полостей на молекулу воды
(которые являются: ν 1 = 1/23 и ν = 1/23 и ν = 1/23 и ν = 1/23 и ν = 1/23 и ν = 1/23 и 2 = 3/23 для гидрата
структуры I и ν 1 = 2/17 и ν 2 = 1/17 для гидратов типа II)
и суммирование и 1 и 2).Наконец,
заполнение полости м компонентом i , Θ миль , равно
, рассчитанному следующим образом:

Здесь f k
летучесть компонента k в
равновесной паровой фазе, полученная из уравнения состояния,
– суммирование по всем гидратообразующим компонентам, а C mi – Константы Ленгмюра
. Следуя упрощенному подходу, предложенному Пэрришем и
Праусницем:

, где
и
— это
подогнанных параметров.

В этой работе новые 9000 и
параметров были получены для четырех до
основных компонентов природного газа (CH 4 , C 2 H 6 , C 3 H 8 ,
CO 2 ) Использование самые последние доступные экспериментальные данные фазового равновесия
(данные гидрат-лед-пар и гидрат-жидкость-пар), только отдельные данные
по гидрату, где это возможно, самые последние параметры CPA для компонентов NG
и проверка внутренней согласованности экспериментальных данных перед с их помощью (ф.бывший. Баккер указал на несоответствия между наборами данных
, которые ранее использовались для оценки параметров метана [6]). Новые параметры ( Таблица 1 ) были протестированы во многих
различных условиях (низкие температуры, переходы гидратной структуры, HVE, HLE,..), где было обнаружено, что HLE и структурные переходы
являются самыми большими проблемами для модели. (см., например,
рис. 1 для расчетов HLE, где
результатов GERG-water, SRK, PR и VPT EoS также включены
).Очевидно, что CPA EoS
работает качественно лучше как с параметрами бинарного взаимодействия
, так и без них. Также кажется, что результаты различных термодинамических моделей разбросаны на
больше при высоких давлениях и низких температурах (HPLT), где гидраты обычно образуют
(см., например, рис. 2 ).

Маленькая полость

Большая полость

Компонент

Структура

A миль x 10 3 (К/бар)

B миль (К)

A миль x 10 3 (К/бар)

B миль (К)

Ч5

я

9.99997

1969,77

316.434

2048,66

II

4,05

2637

295,2

900

C2H6

я

0

0

57.0184

3040,91

II

0

0

9.54095

4000

C3H8

II

0

0

79.6303

3912,8

СО2

я

0

0

148.949

2547,53

II

0

0

136,917

3500

Таблица 1. Оптимизированные значения Ami и Bmi
для расчета констант Ленгмюра
.


Рисунок 1 ( слева ). Содержание воды в бинарной углеводородной жидкой смеси (0.646 C2H6- 0,354
мольных долей C3H8) смесь в равновесии с
гидратом.

Рисунок 2 ( справа ). Содержание воды в бинарной смеси углеводородных газов
(0,9469 Ch5-0,0531 мольной доли C3H8) смеси
в равновесии с гидратом.

При включении ингибиторов в смесь ПГ результаты, полученные с помощью
различных термодинамических моделей, имеют тенденцию быть более похожими друг на друга при низких концентрациях ингибитора
, в то время как разброс более выражен при высоких концентрациях
, что часто имеет место в настоящее время при разведке. а производственная деятельность
перемещается в более холодные и глубокие регионы (см. Рисунок 3 ).О Рисунок 3 ,
Следует отметить, что фазовое поведение смесей ПГ качественно
сходно с поведением чистого метана. На основании результатов этого рисунка обнаружено, что CPA
находится в лучшем количественном согласии с экспериментальными данными, чем любая другая модель
.


Рисунок 3 ( слева ). Образование гидрата метана в присутствии триэтиленгликоля (ТЭГ) в качестве ингибитора.

Рисунок 4 ( справа ). Содержание воды в CO 2
в равновесии с гидратами при 137,9 бар и различных температурах.

Недавно была поставлена ​​под сомнение точность и надежность различных экспериментальных измерений
для сильно асимметричной системы CO 2 -H 2 O в условиях HPLT
. F.ex. Хагиги и др. [7] измеренное содержание воды
для чистого CO 2 в равновесии с гидратами при 137,9 бар и
обнаружило его значительно меньшим по сравнению с ранее сообщенными значениями в
ГПа RR-99.Хотя наши результаты не совпадают с этими новыми измерениями,
они лучше согласуются с ними, чем с более ранними результатами, представленными
GPA, особенно когда речь идет о результатах CPA (см. Рисунок 4 ).

В другом случае Seo et al.[8]
измеряли растворимость воды в жидком CO 2 при 6,1 и 10,1 МПа в
присутствии гидрата и наблюдали слабую зависимость от давления, вопреки
ранее опубликованным данным Сонга и Кобаяши.Действительно, результаты наших моделей
также указывают на более слабую зависимость от давления, чем предполагалось первоначально, но мы
считаем, что данные о высоких температурах все еще верны, ссылаясь на условия VHE
вместо условий LHE, как первоначально предполагалось (принимая во внимание
существование трехфазная линия (VLL), которая заканчивается на UCEP) (см. рисунок 5 ). Как видно на рисунке
, результат CPA EoS
почти совпадает с экспериментально зарегистрированным значением состава водяного пара
вдоль трехфазной линии.

Наконец, Эсламиманеш и др. [9] выполнил тест термодинамической согласованности
на основе площадного подхода и изучил надежность
экспериментальных данных растворимости в системе CO 2 -H 2 O.
Они обнаружили 3 термодинамически несовместимых ряда данных [10-11] при 298,20 К,
333,20 К и 353,10 К, которые мы сравнили с корреляциями нашей модели. Было обнаружено, что VPT EoS хуже согласуется с конкретными данными
.

Рисунок 5. Растворимость
воды в жидком CO2 для фаз L CO2 -H и L CO2 -L w
от 5,992 МПа до 10,34 МПа.

Выводы

Результаты показывают, что CPA является универсальной моделью, которая может в большинстве случаев
отражать сложное фазовое поведение систем со смесями ПГ
и/или производственными химикатами в условиях эксплуатации трубопровода, в сочетании
с теорией vdW-P. Даже когда CPA является чисто прогнозируемой
(т.е. все параметры бинарного взаимодействия установлены равными 0) он дает качественно правильные результаты и может быть использован для расчета термодинамически стабильной фазы
, которая часто заранее не известна.

Сравнение результатов различных моделей и экспериментальных данных показывает,
что многое еще предстоит сделать как с точки зрения проверки согласованности экспериментальных данных, так и с точки зрения разработки модели.

 Ссылки

[1] А.Эсламиманеш, А.H.Mohammadi, D.Richon, AIChE J. 57(9),
2566-2573 (2011).

[2] G.K.Folas, E.W.Froyna, J.Lovland, G.M.Kontogeorgis, E.Solbraa, Fluid
Phase Equilib
. 252, 162-174
(2007).

[3] ISO 18453,
Природный газ? Связь между содержанием воды и точкой росы по воде.

[4] J.H.van der Walls, J.C.Platteeuw, Adv. хим. физ. 2, 1-56 (1959).

[5] W.R.Parrish, J.M.Prausnitz, Ind.
Eng. Хим.. Процесс Des. Develop., 11, 26-34 (1972).

[6] R.J.Bakker, Geochimica et Cosmochimica Acta, 60(10), 1657-1681 (1996).

[7] H.Haghighi, A.Chapoy, R.Burgass, B.Tohidi, Proceedings
of the th International Conference on Gas Hydrates 2011.

[8] M.D.Seo, J.W.Kang, C.S.Lee, J. Chem. англ. Данные, 56, 2626-2629 (2011).

[9] A.Eslamimanesh, A.H.Mohammadi, D.Richon, J. Chem. англ. Данные, 56, 1573-1586 (2011).

[10] T. Nakayama, H. Sagara, K. Arai, S. Saito, Fluid Phase Equilib .
38, 109-127 (1987).

[11] А.Бамбергер, Г.Зидер, Г.Маурер, J.Supercrit . Жидкости 17, 97-110 (2000).

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.