Автореферат: Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа

Исследования, проведенные на основе литературных данных и промыслового опыта, позволили сделать выводы об источниках погрешности при измерениях ТТРв и ВС (см. таблицу 3).

Таблица 3 - Источники погрешности при измерениях влагосодержания и точки росы природного газа по водным фазам

В заключение первой главы проведен анализ наиболее распространенных приборов и методов измерения ТТРв и ВС природного газа. Рассмотрены границы применимости гигрометров различных типов в зависимости от способа промысловой подготовки газа. Выявлены достоинства и недостатки проведения измерений приборами различных типов. Так, дополнительная погрешность при измерениях ТТРв сорбционными гигрометрами связана с присутствием паров метанола в газе. При этом необходимо уточнение и методики пересчета измеренного парциального давления паров воды в ТТРв. Показана необходимость развития методов селективного измерения ВС природного газа.

Во 2 главе обосновывается применение контрольного метода измерения ТТРв. Предварительные исследования показали, что при использовании различных методов измерения ТТРв, в ходе параллельных измерений показания их могут расходиться на величины, превышающие паспортную суммарную погрешность гигрометров. Для автоматических конденсационных приборов отсутствие опции визуализации процессов измерения ТТРв затрудняет оценку корректности их работы. Для этих, а также сорбционных гигрометров затруднена оценка влияния естественных или технологических примесей на точность измерений. Для оценки достоверности измерений ТТРв необходимо выбрать контрольный метод. Этот метод также целесообразно применять при проведении арбитражных измерений.

На начальном этапе при выборе контрольного метода определения ТТРв проводились сравнительные измерения на различных добычных и транспортных предприятиях ОАО «Газпром». Основной задачей измерений было сопоставление показаний приборов различных типов (см. таблицу 4), выяснение влияния параметров газа на их погрешность, установление особенностей процессов измерения и выявление возможных дополнительных источников погрешностей.

Таблица 4 - Характеристики погрешности исследованных гигрометров

Результаты проведенных исследований показали значимые расхождения при измерении различными типами приборов. Наличие расхождений приводит к необходимости введения контрольного метода измерения ТТРв. В качестве контрольного целесообразно использование визуального конденсационного метода измерения ТТРв, поскольку данный метод позволяет регулировать скорость охлаждения зеркала гигрометра в необходимых пределах, а также визуально идентифицировать конденсирующуюся фазу. Для уточнения метрологических характеристик предлагаемого метода требуются лабораторные исследования процессов конденсации паров воды из природного газа. С этой целью была сконструирована установка (см. рисунок 1) для исследования процессов конденсации паров воды при давлениях до 7,0 МПа и температурах от минус 20,0 С до 20,0 С.

Рисунок 1 - Схема экспериментальной установки по изучению кинетики конденсации и фазовых равновесий в системе «вода - природный газ»

Газ из баллона проходит через редуктор, фильтр и теплообменный змеевик, после чего попадает в термостатируемые насытители, где барботируется через слой насыщенного раствора бромида лития. После насытителя газ проходит через каплеотбойник и делится на два потока, один из которых попадает непосредственно в камеру визуального конденсационного гигрометра, другой через сбросной обогреваемый вентиль идет на гигрометр, измеряющий ТТРв газа при атмосферном давлении. В блоке с прибором, измеряющим ТТРв под давлением в потоке газа, используется микроскоп для наблюдения структуры конденсирующихся на зеркале водных фаз. В ходе опыта производится съемка исследуемых водных фаз с помощью цифровой фотокамеры.

Эксперимент состоял в определении зависимости времени образования надежно наблюдаемой росы на зеркале гигрометра от величины переохлаждения зеркала ДТ - разности фактической температуры зеркала и равновесной температуры для термодинамически стабильной фазы при данных условиях. Температуру фазового равновесия определяли графически, путем экстраполяции величины обратного времени образования росы до точки пересечения с осью температуры.

Эксперименты проводили при ТТРв от минус 20,0 С до 20,0 С (с шагом 10,0 С), и давлениях от 0,1 до 7,0 МПа (при 0,1; 1,0 МПа и далее с шагом 1,5 МПа). Для каждого давления и температуры построены зависимости скорости конденсации паров воды от величины переохлаждения зеркала. В результате проведенных экспериментов установлено следующее:

- при температурах ниже 0,0 С и давлениях выше 2,5 МПа на зеркале визуальных конденсационных приборов «Харьков-2», Dew Point Tester и «Торос 3-1С» наблюдается конденсация кристаллической фазы, отвечающей свойствам гидрата природного газа. Это подтверждено отсутствием плавления кристаллов при нагреве конденсационной поверхности (зеркала) гигрометра выше 0,0 С при отключении протока газа. В проведенных для сравнения аналогичных экспериментах в атмосфере азота при давлениях 2,5-7,0 МПа (при невозможности образования гидрата азота) выше 0,0 С четко наблюдалось плавление образовавшейся кристаллической фазы (льда);

- скорость процесса конденсации кристаллической фазы (выпадения росы) зависит от величины переохлаждения ДТ. Например при давлении 7,0 МПа и ДТ = 4ч5 С визуально определимое количество росы формируется на зеркале за 10-12 с, а при ДТ = 0,5ч1,0 С и том же давлении роса образуется в течение 3-5 мин;

- скорость процесса формирования росы на зеркале визуального гигрометра зависит от расхода исследуемого газа (степени турбулентности потока), так при ламинарном потоке время формирования росы значительно увеличивается;

- наблюдение образования термодинамически стабильной водной фазы (например, гидрата) возможно лишь при небольших значениях ДТ (1,0ч1,5 С) относительно температуры равновесия с термодинамически стабильной фазой и относительно больших временах конденсации паров, в противном случае, возможно наблюдать формирование метастабильной водной фазы.

В заключение главы приведен анализ системы подготовки пробы газа в условиях повышенного содержания углеводородов при измерениях ТТРв и ВС.

Были проведены лабораторные и натурные исследования поглотительных свойств гидрофобных сорбентов углеводородов Glysorb и МАУ, входящих в состав систем пробоподготовки природного газа. Также были исследованы поглотительные свойства различных жидких абсорбентов (минеральных и синтетических масел). Поглотительную способность (емкость) сорбентов определяли по углеводородам и гликолям. Сущность экспериментов заключалась в пропускании известного количества насыщенного сорбатом газа через фиксированную навеску сорбента, помещенную в специальный картридж. Опыты выявили почти пятикратное преимущество сорбента МАУ по поглотительной способности. При измерениях в промысловых условиях на Уренгойском НГКМ показано отсутствие влияния сорбентов на значение ТТРв. Далее проведено аналогичное исследование масляного абсорбционного метода извлечения углеводородов из пробы природного газа (с использованием барботера) и его сравнение с изученными твёрдыми сорбентами. Было показано преимущество последовательного комбинирования таких поглотителей с сорбентом МАУ в составе одной схемы пробоподготовки в случае проведения периодических измерений ТТРв. В лабораторных условиях автором также изучен проточный масляный абсорбер для извлечения повышенных количеств углеводородов из пробы газа при измерениях ТТРв. Исследовались время установления равновесия по содержанию воды между поглотительным маслом и газом в абсорбере и эффективность его работы по поглощению углеводородов при заданном значении ТТРв в широком интервале значений расхода абсорбента. Показаны преимущества проточного масляного абсорбера для систем пробоподготовки стационарных гигрометров.

На основании проведенных исследований были выработаны требования к контрольному методу измерения ТТРв:

измерения проводятся конденсационным прибором с возможностью визуализации процессов конденсации водных фаз (рисунок 2);

зеркало вблизи предполагаемой ТТРв охлаждается со скоростью не более 1,0 С/мин (при этом предварительно целесообразно проводить ускоренное измерение для оценки значения ТТРв);

аб

Рисунок 2 - Схематичное изображение камеры прибора с подсветкой по принципу «темного поля» (а) и изображение поверхности зеркала с затепленными краями для повышения четкости видимых границ росы (б)

задается расход природного газа через камеру прибора, обеспечивающий турбулизацию потока пробы (определяется индивидуально для каждого типа прибора в зависимости от его конструкции);

подсветка зеркала осуществляется по принципу «темного поля»;

целесообразно создание градиента температуры по поверхности зеркала для получения четко визуализируемой границы конденсирующейся фазы;

с целью устранения влияния на результат измерения конденсации тяжелых углеводородов целесообразно использование селективных сорбентов для пробоподготовки.

В главе 3 проведены экспериментальные исследования фазовых равновесий в системе «вода - метанол - природный газ». Получены новые данные по равновесному влаго- и метанолосодержанию природного газа, а также разработаны уточненные корреляции для расчёта влагосодержания и точки росы природного газа по водным фазам при наличии в природном газе паров метанола. В начале главы обсуждаются особенности измерений и расчетов величины ВС природного газа. Проанализированы трудности измерения ВС и интерпретации его результатов при наличии в природном газе паров метанола. Проведен анализ имеющихся литературных данных по равновесиям в системе «природный газ - вода - метанол». Уточнены имеющиеся корреляции для взаимного пересчета ВС, метанолосодержания (далее - МС) и ТТРв, а также предложены способы совершенствования методов измерения ВС природного газа.

Далее приведены результаты выполненных автором экспериментальных исследований по определению соотношения между ВС природного газа и ТТРв при давлениях от 0,1 до 7,0 МПа и температурах от 20,0 до -20,0 С. Эксперименты выполняли на установке (см. рисунок 1) по методике, аналогичной использованной Европейской Группой Газовых Исследований (GERG), но с усовершенствованным алгоритмом детектирования ТТРв, разработанным в настоящей диссертации. При заданном давлении устанавливали в насытителях поэтапно требуемые температуры и определяли соответствующие значения влагосодержания газа. Величины ВС определяли расчетным путем (по формулам, рекомендованным ассоциацией IAPWS) из значений ТТРв, измеренных гигрометром при атмосферном давлении. Предложена корреляция для ВС природного (сеноманского) газа в равновесии с водными фазами, удовлетворительно описывающая экспериментальные данные при температурах от минус 40,0 С до 20,0 С и давлениях до 10,0 МПа:

где yв - молярная доля паров воды в газе; - влагосодержание газа, г/м3 при 20,0 С и 101,325 кПа; 750,42 - коэффициент для перевода безразмерной величины молярной доли в единицы измерения ВС, г/м3; (Т) - давление насыщенных паров воды над соответствующей водной фазой при Т(К), МПа; Т - температура фазового равновесия, К; (Р,Т) - молярный объем водной фазы при Р(МПа) и Т(К), м3/моль; P - общее давление в системе, МПа; ав(T), bв(T) - полученные экспериментально функции температуры, м3/моль и м6/(моль)2, соответственно; R - универсальная газовая постоянная, принятая равной 8,31447 Дж/(моль•К). Далее проведено сравнение полученных автором данных с литературными по равновесиям в системе «природный газ - вода» (см. таблицу 5). Для сравнения взяты соотношения Бюкачека, группы GERG и корреляция В.А. Истомина. Результаты экспериментов автора удовлетворительно согласуются с расчетами по корреляции В.А. Истомина (1995 г.). В тоже время анализ показал, что данные Бюкачека и GERG термодинамически не согласованы.

Таблица 5 - Сравнение результатов расчета равновесного влагосодержания природного газа по данным разных авторов при температурах -10,0 С и -20,0 С

Далее обсуждаются результаты выполненных автором экспериментов по определению равновесного метанолосодержания природного газа. Эксперименты проведены по методике, использованной группой GERG, но с усовершенствованным автором способом определения температуры фазового равновесия. Эксперимент проводили на установке, аналогичной изображенной на рисунке 1, но вместо гигрометра при атмосферном давлении для определения метанолосодержания использовался газовый хроматограф. При этом получали при заданном давлении ряд значений температуры точки росы по метанолу (ТТРм) и соответствующий им ряд величин метанолосодержания. Таким образом, получен набор значений МС природного газа при давлениях от 0,1 до 7,0 МПа и температурах от минус 20,0 С до 20,0 С. На основании полученных результатов предложена корреляция между МС и ТТРм природного газа в случае отсутствия в нем паров воды, удовлетворительно описывающая экспериментальные данные при температурах от минус 40,0 С до 20,0 С и давлениях до 10,0 МПа: