Комплексная методика определения компонентного состава газа с использованием Анализатора точек росы газа и поточного хроматографа

Система контроля уноса углеводородного конденсата в аэрозольном виде

Рассмотрим потенциальные возможности применения Анализатора для оценки (контроля) количества капельного (аэрозольного) углеводородного конденсата, уносимого с концевой ступени сепарации газа на установках низкотемпературной сепарации.

Знание термобарических параметров работы установки НТС и измерение зависимости температуры точки росы газа по углеводородам от давления на узле замера газа принципиально даёт возможность количественно оценить величину уноса углеводородного конденсата в капельном (жидком) виде с последней ступени сепарации (на узле замера газа углеводородный конденсат практически всегда весь находится в паровой фазе, т.е. аэрозольный углеводородный конденсат, унесенный с последней ступени сепарации, испаряется далее в рекуперативных теплообменниках).

Эта оценка может проводиться следующим образом. Обычно, по результатам химических анализов газа и углеводородного конденсата а также количественных данных по добыче нестабильного конденсата на установке НТС строится термодинамическая балансная модель установки (с использованием известных термодинамических моделирующих программ – Гиббс, ГазКондНефть, модель Комфорт, ПРО-2 и др.). При построении такой модели сравниваются показания Анализатора, установленного на потоке газа после концевого сепаратора, и кривой точки росы газа по углеводородам от давления по показаниям Анализатора после прохода осушенного газа через рекуперативные теплообменники. Совместное использование адаптивной термодинамической модели установки НТС и данных, получаемых Анализатором на установке НТС, принципиально дает возможность определить расчетным путем: технологические потери углеводородного конденсата из концевого низкотемпературного сепаратора, а также степень термодинамической неравновесности процесса НТС. При превышении технологически допустимой величины аэрозольного уноса углеводородного конденсата низкотемпературные сепараторы могут «ставиться» на ревизию, а также решается вопрос о необходимости и целесообразности модернизации сепарационной секции низкотемпературного сепаратора.

В настоящее время на газодобывающих и транспортных предприятиях ОАО "Газпром" определение температуры точки росы газа по углеводородам природного газа осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 20061, согласно которым указанный параметр качества газа определяется при рабочем давлении газа в газопроводе. Такой контроль осуществляется с применением различных средств измерения и, в частности, с применением Анализатора "КОНГ-Прима-4".

Однако при поставках газа в западноевропейские страны возникает необходимость определять температуру точки росы газа по углеводородам при различных давлениях и в том числе при давлениях существенно более низких, чем давление газа в магистральных газопроводах. Применение средств измерений для решения такого рода задачи предполагает дополнительные затраты на специальное оборудование точки отбора пробы газа для дальнейшего определения ТТР газа. Это связано с тем, что при редуцировании (понижении его давления) газа в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона температура газа понижается и, следовательно, может происходить частичная конденсация пробы газа, предназначенной для анализа ТТР. Таким образом, если пробу газа не подогревать (что предполагает наличие дополнительного специального оборудования), то определение ТТР будет осуществляться для газа, концентрации компонентов которого в общем случае не будут соответствовать концентрациям компонентов газа в газопроводе.

В тоже время термодинамические расчетные методы определения температуры точки росы газа по углеводородам с использованием данных поточного хроматографа и основанные на использовании уравнений состояния многокомпонентных смесей (типа кубических уравнений состояния Соаве-Редлиха-Квонга, Пенга-Робинсона и др.) имеют существенный недостаток, а именно – значительная зависимость расчетных значений Т_тр от концентраций компонентов углеводородного остатка, измерение которых весьма затруднительно, да и не понятно каким числом компонентов углеводородного остатка можно ограничиться без потери точности определения температуры точки росы.

Совместное использование Анализатора точек росы газа и хроматографа позволяет дать теоретически и практически корректное решение поставленной задачи. Суть разработанного при нашем участии комплексного метода заключается в следующем [42]:

Проводятся измерения состава газа, т.е. концентраций компонентов до гексана включительно (в идеале – с использованием поточного хроматографа, но возможно использование и использование периодического отбора газа и определение состава на лабораторном хроматографе), а также температуры точки росы газа при рабочем давлении газа в трубопроводе с помощью Анализатора.

Передача измеренных данных на компьютер, что современные узлы учета расхода газа могут выполнять автоматически.

Расчет на базе переданных данных кривой конденсации газа при давлениях отличных от давления газа в трубопроводе.

Методика на третьем этапе состоит в следующем. Предварительно рассчитываются концентрации компонентов "эквивалентной смеси", а именно концентрация С₆₊ распределяется на концентрацию гексана плюс любого подходящего компонента из следующих: гептан, октан, нонан, декан. Определение подходящего компонента и распределение концентрации гексана выполняет программа расчета, уравнивая расчетное значение Т_тр и измеренное ("опорное") значение Т_тр при давлении газа в трубопроводе. Таким образом, фракция С₆₊ (гексан+высшие) заменяется на "эквивалентную бинарную смесь" с концентрациями компонентов, сумма которых (концентраций) равна концентрации гексана+высшие. Этот термодинамический прием и дает возможность проводит последующий, уже достаточно корректный расчет, кривой точки росы газа по углеводородам от давления с использованием подходящего уравнения состояния (в нашем случае использовано кубическое уравнение состояния Пателя-Тея, с параметрами бинарного взаимодействия, аттестованными Госстандартом России). Метод был обоснован технологическими расчетами и прямым сопоставлением расчетных кривых конденсации углеводородов и фактически измеренных Анализатором (с использованием переносной модели Анализатора).

Дата добавления: 2014-01-07