Пол Стокуэлл (Paul Stockwell), Process Vision, рассказывает о применении новых технологий визуализации технологических процессов для измерения качества газа и, в частности, о том, что это означает для традиционной зависимости от точки росы углеводородов в качестве стандартного показателя.

На протяжении десятилетий точка росы углеводородов была стандартным показателем для определения того, является ли газ «влажным» или «сухим», что имеет решающее значение при транспортировке, хранении и распределении природного газа. Традиционно точка росы углеводородов служила эталоном качества газа, и во многих коммерческих соглашениях оговаривалось, что поставки газа должны оставаться ниже определенной точки росы, чтобы избежать штрафных санкций или отбраковки продукта. Действительно, газ покупается и продается на основе сухого газа. Однако последние разработки ставят под сомнение надежность этого традиционного показателя, особенно с появлением новых технологий визуализации технологических процессов.

Раскрываем правду о газопроводах

Усовершенствованная система трубопроводных камер LineVu обеспечивает видеосъемку потоков газа в режиме реального времени, показывая, что традиционные методы часто оказываются неэффективными. Эти камеры устанавливаются на газопроводах с использованием стандартных точек отвода и транслируют изображение в режиме реального времени, что позволяет операторам точно видеть, что происходит внутри трубы высокого давления. Идентифицируя туман или расслоенные потоки жидкостей, которые в противном случае невозможно обнаружить, эти системы обеспечивают более четкое понимание состояния газа, чем когда-либо могла бы дать точка росы углеводородов.

15 лет назад в рамках проекта, возглавляемого крупным оператором газотранспортной системы, была предпринята попытка понять, почему жидкие загрязнения попадают в газовую сеть без срабатывания сигнализации с помощью какой-либо системы газоанализа. В конечном счете это привело к разработке LineVu, который использует обработку изображений и машинное обучение для мониторинга и отключения аварийных сигналов при обнаружении утечки жидкости. Технология хорошо зарекомендовала себя в пунктах хранения, продемонстрировав реальность того, что при расчете точки росы углеводородов часто не учитываются значительные количества жидкости в трубопроводах, по которым теоретически должен транспортироваться сухой газ.

Финансовые последствия перехода ликвидных активов

Стоимость переноса жидкости в газопроводах значительна для всех заинтересованных сторон, от поставщиков газа до конечных потребителей, таких как электростанции. Такие жидкости, как сжиженный природный газ (NGLS), компрессорное масло или гликоль, если их не обнаружить, могут нанести ущерб системам, увеличить затраты на техническое обслуживание и привести к значительным финансовым потерям. Например, электростанции, работающие на турбинах, работающих на природном газе, страдают, когда остатки жидкости блокируют топливные форсунки, вызывая дисбаланс в расходе топлива и сбои в работе.

Потери еще больше увеличиваются, если учесть огромный объем жидкостей, ускользающих от обнаружения. Всего 0,1% объемной доли жидкости в потоке газа объемом 100 млн куб. м3/сут может привести к потере более 10 000 галлонов ШФЛУ в сутки, что эквивалентно потерям доходов на миллионы долларов ежегодно. Это особенно проблематично, когда обычные показания точки росы углеводородов указывают на то, что газ сухой, но в трубопроводе явно присутствует значительный поток тумана или жидкости.

Погрешность определения точки росы углеводородов в реальных условиях

Недавняя работа выявила противоречивость расчетов точки росы углеводородов. Это значительное расхождение демонстрирует, что точка росы углеводородов сама по себе не является надежным показателем присутствия жидкости в газе. Более того, методы отбора проб газа, описанные в API 14.1 и ISO 10715, специально исключают двухфазный поток, что еще больше усложняет точную оценку качества газа по его точке росы и теплотворной способности (Btu).

Эту сложность усугубляет тот факт, что даже небольшие количества тяжелых углеводородов могут создавать серьезные эксплуатационные проблемы. Эмбри и Мэй показали, что всего лишь три части на миллиард тяжелых углеводородов могут вызвать чрезмерный перепад давления в теплообменнике для сжиженного природного газа в течение 30 дней, что приводит к дорогостоящему простою в эксплуатации.