Importanta Gazelor Naturale

Introducere

În actualul context european și mondial,gazul natural a devenit una din cele mai importante resurse de energie primară, având și cel mai mic grad de poluare dintre toate resursele de energie fosilă.

Curate și ieftine, gazele naturale reprezinta sursa energetică cea mai sigură de care dispunem în prezent pentru creșterea economică în condițiile asigurării protecției mediului, oferind motivația de a trece la utilizarea lor, oriunde este posibil. Astfel numai la nivelul Europei, s-ar putea inregistra o creștere de 40% a necesarului de gaze naturale, ținând cont de faptul ca cca.60% din energia electrică este în prezent generată de centrale pe cărbune și centrale nucleare, care în multe cazuri sunt atât de vechi încât ar trebui scoase din uz și înlocuite cu centrale pe bază de gaze.

La nivel mondial consumul de gaze naturale în sectorul industrial (generare de energie electrică și termică, chimizare etc.) și cel rezidențial a crescut rapid ca rezultat al unui cumul de factori, incluzând descoperiri masive de resurse de gaze, dezvoltarea de noi piețe, înlocuirea cărbunelui considerat mult mai poluant decât gazele naturale, dezvoltarea industrială, utilizarea gazelor la fabricarea de produse petrochimice și fertilizanți.

Astfel, dacă secolul XIX a fost considerat secolul carbunelui, fiind suportul revoluției industriale în Europa, secolul XX a fost secolul petrolului, începutul secolului XXI reprezintă tranziția de la petrol la gazele naturale.Acest lucru este motivat nu numai de considerente legate de protejarea mediului înconjurător, dar și de dezvoltarea tehnologiilor care au permis dezvoltarea exploatării zăcămintelor neconvenționale de gaze naturale.

Statisticile și previziunile agențiilor internaționale din domeniul energiei estimează că, până în anul 2035, combustibilii fosili vor continua să aibă o pondere de peste 80% din totalul cererii de energie primară la nivel mondial. Dintre acești combustibili fosili,gazul natural va cunoaște, în perioada 2010-2035, o creștere de cotă de la 23% la 25%,mai mare decât creșterea de cotă a cărbunelui sau a țițeiului(care de fapt va scădea de la 34% la 28%).

Pe de altă parte datele statistice arată că doar în jur de 50 de state de pe mapamond sunt înregistrate cu rezerve certe, respectiv cu producții industriale de gaze natutale, iar cca.70 sunt țari mari consumatoare de gaze naturale. Aceste state sunt grupate în șase zone geografice: America de Nord, America de Sud și America Centrală, Europa și Eurasia, Orientul Mijlociu, Africa, precum și Asia Pacific.

Dependența energetică a Uniunii Europene, în anul 2012, era de 53,3%, cu Rusia în poziția de principal furnizor de gaze. Securitatea furnizarii stă la baza oricărei politici energetice-orice dezordine serioasă,care duce la întreruperea livrărilor de petrol și gaze naturale, implică consecințe importante asupra economiilor statelor membre ale UE. Pentru a întări această securitate țarile UE trebuie să-și diversifice vectorii săi energetici și sursele energetice, precum și să revizuiască infrastructura de transport, politicile de asigurare a rezervelor, concomitent cu reducerea consumului și economisirea energiei.

Prin reducerea consumului și economisirea energiei în toate ariile (industrie, transport,etc.) se va îmbunătăți și competitivitatea, reducându-se dependența energetică precum și influența asupra mediului.

Pornind de la faptul că energia este motorul economiei, al tuturor activităților și că suntem consumatori din ce în ce mai mari de energie-Comisia Europeană a elaborat Cartea Verde a Energiei,care își propune gasirea unor soluții pentru aprovizionarea sigura cu energie, pentru cresterea economiilor de energie, liberalizarea piețelor energiei și protecția mediului.

România are cuprinsă, între obiectivele sale strategice, dezvoltarea infrastructurii de transport și asiguraraea securității energetice a țarii, bazate pe dezvoltarea infrastructurii și un sistem eficient de asigurare a resurselor, aprovizionare, producere, transport și distribuție, care asigură alimentarea continuă a tuturor consumatorilor în condiții de accesibilitate, disponibilitate și de suportabilitate a prețurilor.

Uniunea Europeană își poate continua dezvoltarea economiei și asiguraraea unei poziții cheie la nivel global doar dacă reușește să-și reducă dependența energetică directă (prin reducerea consumurilor) și indirectă prin asigurarea resurselor energetice, asigurarea rutelor de transport și îmbunătățirea infrastructurii energetice, pe termen mediu și lung.

Proprietățile fizico-chimice
ale gazelor naturale

Considerăm drept gaze substanțele care, în condițiile fizice curente din natură, difuzează în, sau ocupă, întreg spațiul accesibil. Pentru măsurarea și folosirea lor este necesară cunoașterea presiunii, volumului și temperaturii, mărimi care definesc complet starea gazului.

Proprietati fizice generale

Densitate

Se numește densitate (masă volumică; în vechile sisteme masă specifică), masa unei unități de volum dintr-un corp omogen, în condiții determinate de temperatură și presiune. Densitatea se măsoară în kilograme pe metru cub (kg/m3).

Notând masa cu m (kg) și volumul cu V (m3) densitatea se exprimă prin relația:

(1.1.)

Relația de dependență a densității gazelor de presiune și temperatură rezultă din ecuația generală de echilibru:

(1.2.)

în care:

p – presiunea, în N/m2;

T – temperatura, în K;

ρ – densitatea, în kg/m3;

R – constanta gazelor, în N·m/kg·K.

În tabelul 1.1. se prezintă valorile densității gazului metan pentru câteva temperaturi, la presiune normală.

Tabelul 1.1. Densitatea metanului la câteva temperaturi

Greutate volumică

Se numește greutate volumică γ (în vechile sisteme greutate specifică), greutatea unei unități de volum dintr-un corp omogen:

(1.3.)

unde:

γ – greutate volumică, în N/m3 ≈ kg/(m2·s2) ;

m – masa, în kg;

g – accelerația gravitațională;

ρ – densitatea, în kg/m3.

Densitate relativă

Se numește densitate relativă δ a unui gaz (în raport cu aerul), raportul între densitatea unui anumit volum de gaz și densitatea aceluiași volum de aer, în aceleași condiții de temperatură și presiune. Densitatea relativă este un număr adimensional.

Așa cum a fost definită, densitatea relativă nu depinde de temperatură și presiune, gazul și aerul fiind considerate ca ideale. Prin urmare, densitatea ρ a unui gaz la 288 K (15 ºC) și 101325 N/m2 este egală cu 1,223 δ, în kg/m3.

Densitatea și densitatea relativă ale principalilor componenți ai gazelor naturale sunt prezentate în tabelul 1.2., în care se prezintă unele caracteristici fizice pentru câteva gaze naturale.

Tabelul 1.2. Proprietăți fizice ale unor gaze

Stare normală

Starea normală este starea termodinamică caracterizată prin valori convenționale ale temperaturii și presiunii, denumite temperatură normală și presiune normală. Aceste mărimi se folosesc ca stări de referință în tehnică.

Pentru starea normală fizică se folosește indicele N și este caracterizată prin:

temperatura normală fizică: tN = 0 ºC (sau TN = 273,15 K);

presiunea normală fizică: PN = 101325 N/m2 = 1,01325 bar = 760 mm Hg.

Starea normală tehnică, pentru care se folosește indicele n, se definește prin:

temperatura normală tehnică: tn = 20 ºC sau Tn = 293,15 K;

presiune normală tehnică: Pn=98066,5 N/m2=0,980665bar = 735,5 mm Hg.

Volumul normal este volumul unui corp în stare normală. Se notează cu VN și se exprimă în unități de volum (m3) sau multiplii și submultiplii acestuia.

Volumul normal molar al gazului ideal este 22,414 m3/kmol.

La stabilirea volumului normal se consideră că gazul respectiv este uscat.

Volum standard

În afara stării normale fizice și a celei tehnice, definite ca mai înainte, în toate țările gaziere, și în țara noastră, se consideră că temperatură de 15 ºC este aproape egală cu media temperaturii anuale la care gazele trec prin contoare.

Așadar, ca și în restul lumii, în țara noastră se folosește pentru definirea unității de volum standard temperatura de 15 ºC (288 K) și presiunea de 101325 N/m2.

Vâscozitate

În timpul curgerii, în gaze, ca în toate fluidele de altfel, se nasc niște forțe interne care sunt interpretate ca fenomene de vâscozitate.

Pentru gazele ideale, singura explicație a vâscozității ar constitui-o agitația moleculară. În cazul gazelor reale se adaugă și forțele de atracție intermoleculară.

Forțele de atracție moleculară la lichide sunt mult mai puternice față de gaze, conferindu-le primelor coeziunea.

Unitatea de măsură pentru vâscozitatea dinamică η este N·s/m2.

Factorul de compresibilitate

Pentru motivele mai sus menționate se preferă folosirea, pentru ecuația de stare a gazelor reale, a expresiei:

pV = ZRT, (1.4.)

În care Z este un factor de deviere de la legea gazelor ideale, numit în mod obișnuit factor de compresibilitate sau de neidealitate. Z este funcție de presiunea redusă și temperatura redusă.(fig.1.3)

Fig.1.1. Diagrama Standing – Katz

Proprietati chimice generale

Arderea gazelor combustibile

Prin ardere se înțelege procesul de combinare chimică intensă a gazului combustibil cu oxigenul din aer, combinare care face să se producă energia termică.

Arderea completă. Arderea se numește completă atunci când aceste trei elemente s-au oxidat complet, adică atunci când din tot carbonul s-a format bioxid de carbon, din tot hidrogenul s-au format vapori de apă și din tot sulful s-a format bioxid de sulf, toate aceste trei fiind gaze care nu mai ard. La arderea completă, teoretică, se obține:

1vol.CH4+2vol.O2+7,52vol.N2=1vol.CO2+2vol.H2O+7,52 vol.N2. (1.17.)

Teoretic, pentru ardere completă un volum de CH4 are nevoie de 9,52 volume de aer. Conținutul maxim de CO2 în gazele de ardere este de un volum din totalul de 10,52 de volume de gaze de ardere.

Arderea incompletă. Când dintr-o ardere rezultă și gaze care mai pot arde, cum este oxidul de carbon, hidrogenul etc. atunci arderea s-a produs incomplet. Plecând incomplet oxidate, o parte din componentele gazelor combustibile duc cu ele o cantitate de energie termică care se pierde la coș. Pe arderea incompletă a cărbunilor se bazează fabricarea gazului de gazogen. Reacția teoretică incompletă a metanului (cu aer insuficient) ar putea fi:

1vol.CH4+1,5vol.O2+5,64vol.N2=1vol.CO+5,64vol.N2+2 vol.H2O. (1.18)

Reacții de ardere

Arderea unor substanțe are loc numai atunci când acestea se află în stare gazoasă, de aceea arderii i se aplică ecuațiile chimice specifice reacțiilor în stare gazoasă care, din punct de vedere calitativ, sunt de forma:

(1.19.)

unde:

ni – reprezintă substanțele care intră în reacție (reactanții);

mj – reprezintă substanțele care rezultă din reacție (produsele de ardere);

xi, yj – sunt coeficienții stoichiometrici care indică numărul de moli pentru reactanți, respectiv pentru produsele de ardere.

Reacțiile de ardere se exprimă cantitativ prin relații de forma:

, (1.20.)

unde Q reprezintă căldura de reacție sau efectul termic al reacției de ardere.

Temperatura de aprindere

Arderea unui combustibil se produce în două stadii: aprinderea și arderea propriu-zisă. Aducerea gazului combustibil în starea de ardere se face prin încălzire. În perioada inițială a procesului de aprindere prin reacția de oxidare lentă se acumulează energie calorică însoțită de ridicarea temperaturii (combustibilul și oxigenul sunt aduși într-un asemenea stadiu de agitație moleculară încât se asigură contactul dintre moleculele lor și, astfel, posibilitatea reacțiilor necesare arderii). Când se ajunge la un anumit nivel de temperatură, reacția se accelerează brusc și se transformă în ardere propriu-zisă. Reacția continuă atunci când cantitatea de căldură rezultată din ardere este suficientă pentru a aduce în stare de reacție o cantitate cel puțin egală de amestec din imediata vecinătate.

Temperatura până la care trebuie încălzit un gaz combustibil pentru a începe să ardă se numește temperatură de aprindere. Această temperatură diferă de la un gaz la altul. În mod practic, aducerea gazului la temperatura de aprindere se realizează printr-o scânteie sau cu o flacără care, în zona de contact cu amestecul gaz – oxigen, îl încălzește până la această temperatură.

Datorită faptului că aerul atmosferic conține 79% azot (care nu întreține arderea) și numai 21% oxigen, temperatura de aprindere a gazelor în aer sau oxigen umed este puțin mai mare decât temperatura de aprindere a gazelor în oxigen uscat (tabelul 1.9.)

Necesitatea uscării gazelor naturale

Generalitați

Industria gazeiferă reprezintă o ramură complexă, importantă în contextul industriilor, asigurând hotărâtor baza energetică și de materii prime pentru aceasta. Gazele naturale sunt supuse în schelele de extracție unor tratamente preliminare și finale, pentru separarea succesivă sau simultană a impurităților gazoase, lichide, solide și hidrocarburile condensabile.

Tratamentele preliminare (mecanice, fizice, chimice) încep la talpa sondei și se continuă în instalațiile de suprafață. În instalațiile centrale, prin tratamente finale, se urmărește adâncimea separărilor pentru a asigura transportul monofazic pe conductele magistrale și pentru a se realiza normele de calitate impuse de consumatorii industriali. Prin deshidratarea gazelor naturale se urmărește reducerea conținutului de umiditate până la limitele prevăzute, folosindu-se diferite metode, procedee și instalații, din ce în ce mai eficace și mai economice. Un domeniu mai puțin investigat și cercetat este acela al hidratării hidrocarburilor lichide și gazoase, în toate fazele și circuitele tehnologice ale exploatării gazelor naturale și a măsurilor necesare prevenirii acestei hidratări, care prezintă o deosebită importanță în tehnica deshidratării.

Prin aplicarea unor măsuri preventive, cantitatea de vapori de apă din gazele naturale se poate reduce simțitor. Aceasta înseamnă stații de deshidratare cu capacitate mai mică, respectiv cheltuieli de investiții și de exploatare reduse. Deshidratarea gazelor naturale, deși este o operație distinctă, nu trebuie privită și rezolvată separat, mai ales atunci când gazele au nevoie și de alte tratamente mai înainte de a fi transportate în exterior. Deshidratarea gazelor naturale trebuie inclusă în ansamblul general de operații cunoscute sub denumirea de pregătirea gazelor naturale pentru transport. Apa și vaporii de apă care conțin procente importante de săruri dizolvate, dispersate și antrenate, coboară temperatura de formare a criohidraților și deschid perspective pentru transportul bifazic sau trifazic pe conductele colectoare, pe distanțe mai mari, fară pericol de blocare, prin criohidrati. Sistemul de proiectare al instalațiilor industriale de deshidratare bazat numai pe date extrase din literatura de specialitate și generalizate, indiferent de situațiile locale specifice, a condus întotdeauna spre supradimensionarea instalațiilor, respectiv spre blocarea unor importante fonduri de investiții. S-au ales și s-au recomandat cele mai eficace și cele mai economice procedee și instalații numai atunci când studiile tehnico-economice și proiectele tehnice s-au bazat pe date și valori rezultate din cercetări de laborator completate cu cercetări și experimente semiindustriale.

În țările cu industrie gazeiferă dezvoltată fiecare metodă se aplica prin mai multe procedee, iar fiecare procedeu prin mai multe variante, scheme și circuite tehnologice, cu echipament adecvat de o înaltă tehnicitate, în raport cu caracteristicile de baza ale fiecărui zăcământ și cu cerințele exploatării. Marimea care caracterizează gradul de uscare a gazelor naturale este punctul de rouă, care se exprimă față de apă și față de hidrocarburi. Prin punctul de rouă al gazelor se înțelege temperatura de saturație a acestora cu vapori apă, respectiv temperatura la care își pot face apariția primele picaturi de apa. Necesitatea uscării gazelor la un anumit punct de rouă al apei se datorează problemelor pe care le induce în procesul de transport, distribuție al gazelor naturale, cât și asupra calitații lor, dintre acestea menționez:

a) dopurile de gheață (criohidrații hidrocarburilor), ce pot apărea pe conducte dar mai ales la organele de închidere unde au loc și procese de laminare. Cantitatea minimă de apă antrenată de gazele naturale la o anumită temperatură este dată de tensiunea de vapori a apei la temperatura respectivă în amestecul de gaz dat. De regulă însă cantitatea de apă antrenată este mai mare întrucât gazele în procesul de curgere pot antrena mecanic cantitățile suplimentare fată de apa antrenată la echilibru, cantitățile suplimentare antrenate sunt funcție de regimul de curgere a gazelor. La o viteză mai mare de curgere, respectiv la un Re mare și cantitațile de apă antrenate sunt mari. În timpul iernii gazele care sunt transportate prin conductele subterane au o temperatură mai ridicată decât temperatura mediului ambiant, și la trecerea acestora din conductele de transport în conductele de distribuție, care sunt supraterane și care au temperatura mediului ambiant, pot apare condensări ale apei și dopuri de ghiața, cu rezultate negative.

b) o altă consecință negativă a prezenței apei în gaze se datorează acțiunii corodante a acesteia asupra rețelei de transport și distribuție a gazelor. Gazele naturale în timpul procesului de extracție antrenează cantități substanțiale de ape saline. Salinitate ce poate varia între câteva grame / litru la peste 100grame/ litru. Atunci când pentru stimularea procesului de extracție sunt folosite stixuri spumogene, cantitațile de apă antrenate sunt considerabil mai mari. Prin stixuri spumogene înțelegem substanțe care introduse în sondă duc la spumarea lichidelor, facilitând eliminarea dopurilor de apă ce pot bloca procesul de extracție al gazelor. Apele saline sunt reținute în separatoare montate imediat după ieșirea gazelor din sondă, în anumite cantități sunt antrenate în rețeaua de conducte magistrale, unde duc la aparitia unor coroziuni în puncte specifice acțiunii clorurii de sodiu. Acțiunea corodantă a apei crește și mai mult în zonele în care în compoziția gazelor naturale apar cantități suplimentare de CO2 și H2S.

c) o altă consecință negativă a prezenței apei asupra procesului de condiționare a gazelor naturale ce urmează a fi trecute în rețeaua de distribuție, o constituie acțiunea acesteia și a impuritaților dizolvate în ea, asupra procesului de odorizare a gazelor. Prezența unor cantitați de carbonate sau bicarbonați dizolvați în aceasta și/sau a oxizilor de fier formați în conducte datorită prezenței apei, pot duce la diminuarea considerabilă a caracteristicilor de odorizare a odorizanților ca o consecință a formarii mercaptidelor.

d) prezența apei în gaze duce și la influențe negative asupra puterii calorice a lor;

e) apa antrenată în fluxul de gaze naturale îngreuneaza procesul de masurare a acestora obținându-se valori de debit, în punctele de masură, care nu sunt reale. Așa cum s-a arătat mai sus, prin uscarea gazelor naturale se urmarește de fapt reducerea conținutului de apă din gaze până la limitele impuse, atât de siguranța transportului pe conductele magistrale, de distribuție, de prevenirea unor fenomene de coroziune, toate acestea pentru a obține o calitate cât mai buna a gazelor naturale în punctele de predare/preluare comerciale.

Pentru realizarea uscării gazelor și prevenirea formării criohidraților se cunosc mai multe procedee, cum ar fi:

– procedee de uscare prin comprimare și/sau racire;

– procedee de uscare prin absorbție în lichide higroscopice (glicoli, soluții de clorură de calciu și litiu);

– procedee de uscare prin adsorbtie pe substante solide desicante (silicagel, alumina activată, site moleculare);

– procedee pentru prevenirea formarii criohidraților prin injecție de metanol sau glicoli în gazele naturale.

Cele mai folosite procedee de uscare a gazelor sunt prin absorbție și prin adsorbție.

Absorbția este un fenomen de transport de masa între două faze. Transferul de masă dintr-o fază în alta este determinat de gradientul de concentrație din fiecare fază. Gradientul de concentrație indică și poziția în care se află cele doua faze, mai aproape sau mai departe de condițiile de echilibru. Schimbul de substanță dintre faze se face până la echilibru, când schimbul de masă încetează și concentrația între cele două faze devine constantă. Deplasarea moleculelor se face întotdeauna de la un nivel mai înalt către unul mai scăzut. Absorbția în lichide higroscopice se bazează pe proprietatea unor compuși organici de a absorbi la temperaturi mai scăzute umiditatea pe care o cedează apoi, la temperaturi mai ridicate, destul de ușor. Pentru realizarea procesului de deshidratare prin absorbție o instalație cuprinde, ca echipament de bază și echipament auxiliar: separatoare de impurități, coloana de absorbție cu talere, coloana de desorbție, schimbatoare de caldură, recipienți pentru absorbanți, pompe de recirculare, etc.

Dintre absorbanții higroscopici lichizi, glicolii, menționati mai jos, au cea mai larga raspandire ca deshidratanți și ca inhibitori:

– monoetilenglicol (MEG);

– dietilenglicol (DEG);

– trietilenglicol (TEG);

– tetraetilenglicol (TTEG).

Industria gazeiferă optează pentru utilizarea trietilenglicolului (TEG), pentru puncte de rouă cât mai coborâte și de asemenea pentru capacitatea de regenerare a trietilenglicolului până la o concentrație de 99,95%, de pierderile mici prin vaporizare, temperatura inițială de descompunere etc. Tetraetilenglicolul se utilizează în cazuri speciale, pentru punctele de rouă intre – 25 ºC și – 40 ºC.

Adsorbția este un fenomen fizico – chimic de suprafață – se consideră ca o operație unitară de transfer de masă prin care un component dintr-un amestec fluid este reținut de suprafața unui corp solid cu care fluidul vine în contact. Adsorbtia poate fi:

– fizică, când nu se modifică structura fizică a moleculei adsorbite;

– chimică (chemosorbția) când este însoțită de o reacție chimică.

Uscarea gazelor naturale prin adsorbție pe diferite solide desicante se bazează pe capacitatea de adsorbție pe care o manifesta aceste solide față de vaporii de apă, exprimata în Kg apă / 100 Kg adsorbant solid.

Capacitatea de adsorbție depinde de mai mulți factori și anume:

– de natura adsorbantului;

– de temperatura sistemului;

– de presiunea parțială remanentă (de echilibru) a vaporilor de apă din gaz;

– de punctul de rouă final al gazului.

Cu cât temperatura este mai mare cu atât capacitatea de adsorbție este mai mica și invers.

La alegerea adsorbanților se au în vedere mai multe criterii:

natura adsorbantului- adsorbantul trebuie sa prezinte o selectivitate mare pentru componentul adsorbit, să nu reacționeze chimic cu acesta și sa aibă o mare capacitate de adsorbție;

temperatura de lucru- tendința de scădere a capacității de adsorbție cu creșterea temperaturii impune alegerea unui adsorbant care, în condiții de temperatură ce se pot realiza în modul cel mai economic, să prezinte capacitatea de adsorbție maxima;

concentrația finală a adsorbantului în inert (gradul de recuperare, punctul de rouă a gazului uscat etc.)

posibilitatea de regenerare- constituie criteriu de cea mai mare importanță economica. În timpul funcționării instalațiilor, caracteristicile de regenerare a adsorbanților se modifică, aceste caracteristici sunt deosebit de importante în analiza rentabilității utilizării unuia sau altuia dintre adsorbanți;

pierderile de presiune- pierderile de presiune ale inertului datorită colmatării stratului de adsorbant reprezintă alt criteriu economic important;

prețul de cost.

Umiditatea gazelor naturale.

Gazul care se găsește în contact cu apa, indiferent de natura lui, se saturează cu vapori de apă la echilibru sau la saturație reprezentând conținutul maxim posibil pentru o anumită presiune și temperatură. Conținutul de apă al gazelor, cunoscut și sub numele de umiditate, crește cu creșterea temperaturii și scăderea presiunii. În figura de mai jos este ilustrat conținutul de umiditate al gazelor naturale.

Fig.1.2.Conținutul de umiditate al gazelor naturale

La presiuni joase (până la 4÷ 5 bar) unde sistemul se comportă aproape ideal (faza gazoasă ascultă de legea lui Dalton și faza lichidă de legea lui Raoult iar condiția de echilibru este data de egalitatea presiunilor parțiale ale unui component în cele doua faze), umiditatea maxima a gazului se poate calcula din ecuatia de echilibru:

pg(H2O) = py(H2O) = p1(H2O) = pt(H2O) ⋅ x(H2O) = pt(H2O)

unde:

p – reprezintă presiunea sistemului; – presiunea parțiala a vaporilor de apă în faza gazoasă

pg H2O – fracția molară a vaporilor de apă în faza gazoasă;

pyH2O – presiunea parțială a apei în faza lichidă;

p1H2O – fracția molară a apei în faza lichidă;

x H2O – presiunea de vapori a apei la temperatura, t.

ptH2O fiind vorba de un singur component (x H2O = 1), presiunea parțială a apei este chiar presiunea ei de vapori.

La presiuni ridicate unde sistemul gaz – apă se comportă neideal, se constată devieri de la ecuatia (1. 1). astfel, determinarile experimentale la presiuni ridicate au aratat că, în realitate, un gaz conține mai multa apă decât rezultă din ecuatia (1. 1). La 43, 6 bar aerul conține la 38 ºC cu 15% și la 16 ºC cu 24% mai mult apă decât cea rezultată din ecuația (1. 1). Acest fapt se explică prin devierea gazelor de la legea idealitații, prin influiența presiunii externe exercitată de aer, gaz natural sau alt gaz inert asupra presiunii de vapori a apei, (conform ecuației lui Gibbs – presiunea de vapori a unui lichid la o temperatură constantă crește cu creșterea presiunii externe exercitată de un gaz inert) și prin influența prezenței unor săruri dizolvate în apa cu care gazul vine în contact, prezența acestor săruri (clorura de sodiu, calciu și magneziu) coboară presiunea parțială a apei din faza gazoasă.

Cercetările efectuate pe diverse gaze pure și în amestec de diferite compoziții au condus la concluzia că presiunea, temperatura, natura gazelor, compoziția lor și conținutul de impuritati influențează asupra umidității. De aceea, conținutul efectiv (real) al umidității gazelor la saturație (echilibru) este mai mare decât umiditatea de saturație calculate cu ecuatia (1. 1), astfel:

a) cu creșterea presiunii și scăderea temperaturii crește și raportul dintre umiditatea efectivă și cea teoretică rezultată din ecuația (1. 1);

b) prezența în gaze a unor impurități, într-o proporție mai mare, influențează simțitor asupra umidității. De exemplu, în prezența CO2 și H2S umiditatea gazelor narurale crește iar azotul din aceste gaze tinde să coboare umiditatea gazelor;

c) gazele naturale au o umiditate mai mare decat aerul, în aceleasi conditii;

d) masa molară a gazelor naturale influențează și ea asupra umiditații. De exemplu, cu creșterea masei molare, umiditatea scade. De aceea, gazele sărace în gazolina (fractia C3+), au o umiditate mai mare decât cele bogate.

Umiditatea unui gaz se poate exprima fie sub formă de umiditate absolută, fie sub formă de umiditate relativă.

Umiditatea absolută us sau umiditatea de saturație sau de echilibru reprezintă raportul dintre masa vaporilor de apă și masa gazului umed (mH2O + mg);

Us=m(H2O)/m(H2O)+mg

Unde:

m(H2O)=masa vaporilor de apă:

mg=masa gazului umed.

Considerând comportarea ideală a gazului umed, prin aplicarea legii gazelor ideale celor doi componenti (gazul uscat și vaporii de apa) rezultă:

P(H2O)·V=m(H2O)·R·T·M(H2O)

Pg ⋅V = mg/Mg· R ⋅T

p ⋅V = [m(H2O) + mg]/Mm · R ⋅T

unde:

p(H2O) reprezintă presiunea partială a vaporilor de apă, la echilibru, (bar);

p(H2O) = pt H2O – presiunea absolută a sistemului (bar);

pg – presiunea parțială a gazului (bar);

M(H2O), mg – masa vaporilor de apă respectiv a gazului, (Kg);

M(H2O), Mg, Mm – masa molara a apei, a gazului, respectiv masa molară medie a amestecului, (Kg / Kmol);

R – constanta universală a gazelor, egala cu 8,314 J /(mol K);

T- temperatura sistemului (K).

De multe ori umiditatea se exprimă în grame apă/Nm3 de gaz uscat sau în grame apă/Nm3 de gaz umed.

Se menționează faptul că, pentru presiuni cuprinse intre 10 și 70 bar și temperaturi mai mici de 20 ºC, umiditatea us este aproximativ egală cu deoarece în acest domeniu se pot neglija față de p iar Mm este us pt H2O aproximativ egal cu Mg.

În practică, foarte adesea, în locul umiditătii absolute us se folosește noțiunea de umiditate relativă ϕ (cunoscută și sub numele de grad de saturare a gazului), definită ca raportul dintre umiditatea reală a gazului și umiditatea maximă de echilibru, și anume:

ϕ= prH2O /1 ptH2O

unde prH2O reprezintă presiunea partială reală a vaporilor de apă în faza gazoasă.

În acest caz umiditatea reală ur exprimata în Kg -pt H2O apa/Kg gaz uscat va fi :

ur = ϕ = p(H2O)· M(H2O)/ pt (H2O) Mgt

O proprietate deosebit de importantă în caracterizarea gazelor o constituie punctul sau temperatura de rouă a gazului. Se cunosc patru stări ale punctului de rouă, și anume:

a) punctul de rouă la presiune constantă – este acea temperatură la care apare condensarea vaporilor de apă din gaze când acesta este răcit în condiții izobare;

b) punctul de rouă la temperatura constantă – se obține prin ridicarea presiunii vaporilor saturați menținând temperatura constantă;

c) punctul de rouă la volum constant – este temperatura de condensare a vaporilor de apă la care gazul devine saturat prin racire la volum constant;

d) punctul de rouă adiabatic – gazele devin saturate cu vapori de apă prin racire adiabatică. Pentru o presiune dată, punctul de rouă al gazului reprezintă temperatura la care apar, prin condensare, primele picaturi de apă. Această temperatură corespunde temperaturii de echilibru sau de saturatie și de aceea pentru cazul idealitații, ea se poate stabili în felul următor: cunoscând umiditatea se calculează din aceste ecuații, și ptH2O din curba presiunii de vapori corespunzătoare presiunii, ptH2O a apei se citește temperatura de rouă. Cu cât conținutul de apă din gaze este mai mare cu atât punctul de rouă este mai ridicat. De aceea, prin procedeele de uscare a gazelor naturale se urmărește de fapt scăderea sau depresarea punctului de rouă. Punctul de rouă al vaporilor de apă din gazele naturale corespunde presiunii și temperaturii la care conținutul de vapori de apă este egal cu umiditatea de saturație. În aceste condiții, începe condensarea vaporilor de apă, în aceeași măsură în care scade umiditatea de saturație.

În exploatarea gazelor, determinarea punctului de rouă se poate efectua măsurând presiunea și temperatura gazului care părăsește un separator în care se reține apa. În acest caz, gazul care părăsește separatorul este saturat cu vapori de apă.

Calitatea gazelor naturale.

Calitatea gazelor naturale problemă esențială pentru producători importatori, transportatori, distribuitori și utilizatori. Calitatea gazelor naturale influențează atributul „GAZELOR NATURALE MARFĂ", prin:

conținutul energetic;

evitarea reducerii capacității de transport a conductelor în lanțul tehnologic prin depunerile de particule solide și lichide antrenate în fluxul de gaze;

complicarea tehnologiei de transport, distribuție și la utilizatori ca urmare a fenomenelor termodinamice (condensarea hidrocarburilor grele, a vaporilor de apă, apariția criohidraților, a dopurilor de gheață, etc);

contractele între vânzătorii ți cumpărătorii de gaze naturale impun rigori deosebite privind calitatea gazelor naturale și determină prin nerespectarea penalități de ordin cantitativ și financiar;

în instalațiile tehnologice aferente atât extracției, transportului, distribuției cât și la utilizatori, prezența impurităților, mai ales a celor solide conduce la uzura subansamblelor acestora, mergând până la generarea de accidente tehnice și umane cu consecințe deosebit de grave;

calitatea necorespunzătoare a gazelor naturale este în România generatoare celei mai mari părți din pierderile fizice de gaze utilizate pentru refularea acestora din conducte și instalații;

protecția mediului ambiant (ape de suprafață, ape curgătoare, terenuri, păduri și în special a poluanților evacuați în atmosferă), este puternic afectată de calitatea necorespunzătoare a gazelor;

randamentul termic la toată gama de utilizatori de gaze naturale în procesele cu flacără directă sunt de asemenea afectate negativ de calitatea necorespunzătoare a acestui combustibil.

Față de cele de mai sus și coroborat cu lipsa de preocupare în acest domeniu în România, mai ales după anii 1990, determină necesitatea aprofundării studierii domeniului calității gazelor naturale mai ales că pe lângă tradiționalele surse interne (Romgaz, Petrom), gazele naturale se vor importa din alte zăcăminte (din Federația Rusă, în perspectivă din Orientul Mijlociu, etc), vor avea o pondere ce va depăși la nivelul anului 2015 peste 50% din consumul României.

Pentru aprofundarea studierii aspectelor privind calitatea gazelor naturale este necesară cunoașterea bazelor teoretice, a tehnologiei moderne și a normativelor în vigoare. Gazele naturale comercializabile, trebuie să prezinte următoarele caracteristici și parametrii tehnologici pe baza cărora se asigură transportul acestora, utilizarea în distribuții publice și consumatori industriali, încheierea contractelor și prefigurarea planului de afacere, ca de exemplu:

compoziția chimică;

puterea calorifică inferioară și superioară;

conținutul de impurități solide și lichide;

punctul de rouă garantat;

debitele livrabile și coeficientul de uniformitate al acestora;

presiunea de predare și limitele de variație a acesteia;

punctul de predare/primire, configurația acestuia și dotarea tehnologică;

sistemele de măsurare și performanțele acestora;

validarea datelor și transmisia între părțile din contract;

relația de calcul a prețului gazelor;

termenele de plată, penalități și condiții speciale (de exemplu forța majoră);

durata contractului și termenii pentru încetare a acestora.

În România, condiționările de mai sus sunt realizate parțial, motiv pentru care neregulile din practica curentă cât și lipsa unor reglementări binedefinite, standarde depășite și legile permisive afectează activitatea de transport,distribuție și utilizare a gazelor naturale conducând la o lipsă de economicitate, de eficiență și de asemenea imposibilitatea dispecerizării (SCADA) a acestui sistem energetic al țării.

Măsurarea comercială a gazelor naturale se realizează prin intermediul sistemelor de măsurare sau mijloacelor de măsurare montate în punctele de predare – preluare comercială (PM-uri, SM-uri sau SRM-uri).

Sistemele/mijloacele de măsurare utilizate la măsurarea cantităților de gaze naturale pe piața gazelor naturale trebuie să corespundă legislației metrologice în vigoare.

Sistemele/mijloacele de măsurare utilizate trebuie să corespundă parametrilor de curgere (viteză, debit, presiune, temperatură, număr Reynolds), de calitate a gazelor naturale măsurate și de mediu în care acestea sunt montate.

SM-urile sau SRM-urile trebuie să fie proiectate, construite, exploatate și întreținute în conformitate cu legislația în vigoare, normele și reglementările tehnice europene și internaționale aplicabile, cu instrucțiunile producătorilor de contoare / sisteme și echipamente de măsurare și vor îndeplini condițiile minime de precizate în regulament.

Pentru gazele naturale măsurate pe piața gazelor naturale este obligatorie conversia volumelor măsurate în condiții de lucru la condiții de bază. Condițiile de bază sunt p=1, 01325 bar și T=288,15 K, temperatura de combustie pentru determinarea compoziției chimice a gazelor naturale este de 15 ºC.

Prelucrarea primară a gazelor naturale

Prelucrarea primară a gazelor include:

Eliminarea urmelor de apă,

care se mai numește uscarea gazelor. Efectul negativ al apei în prezența gazelor naturale se manifestă prin aceea că la transportarea gazului ce conține apă la anumite temperaturi și presiuni sunt posibile dificultăți la transportare și prelucrare, și anume, apa se acumulează în zonele joase ale conductelor ceea ce contribuie la scăderea capacității de transport a gazelor; la fel, apa intensifică acțiunea corozivă a hidrogenului sulfurat și a bioxidului de carbon.

Metode de uscare a gazelor naturale:

prin comprimare și/sau răcire

prin absorbție în lichide higroscopice (glicoli, soluții de CaCl2 sau LiCl). Procedeul se bazează pe proprietățile glicolilor de a absorbi vaporii de apă la temperaturi mici și eliminarea apei la temperaturi mari. Pentru uscare se utilizează dietilenglicolul (DEG) – (СН2-СН2-ОН)2О sau trietilenglicolul (TEG) ОН-СН2-СН2-О-СН2-СН2-О-СН2-СН2-ОН.

prin adsorbție cu ajutorul sitelor moleculare sau a silicagelului.

Eliminarea agenților corosivi din gazele naturale.

Dauna compușilor ce conțin sulf constă în aceea că ele contribuie la otrăvirea catalizatorilor, duc la formarea compușilor secundari nedoriți, duc la coroziunea instalațiilor și la poluarea mediului. În funcție de principiul aplicat, procedeele de eliminare a hidrogenului sulfurat din gazele naturale se clasifică în 2 categorii – cele bazate pe procese de oxidare și cele bazate pe procedee de absorbție fizică sau chimică.

Procedeele de oxidare, la rândul lor, pot fi de oxidare uscată și oxidare umedă.

Oxidarea uscată se realizează în cazul cînd gazul natural conține o cantitate mică de sulf.

Principalele metode de oxidare uscată sînt următoarele:

Interacțiunea hidrogenului sulfurat cu oxizii metalelor de tranziție:

3H2S + Fe2O3 40ºC Fe2S3 +3H2O

după aceasta urmează procesul de regenerare:

2 Fe2S3 +3O2 2Fe2O3 + 6S

Sulful obținut se extrage cu utilizarea solvenților (sulfurii de carbon, toluenul, etc.)

Procedeul KATASULF:

Procedeu se realizează în prezența catalizatorilor – cărbunilor activi sau bauxitei.

H2S + O2 SO2 +H2 ↑

Gazul eliminat se absoarbe cu soluție de sulfit-bisulfit de amoniu.

Procedeul de oxidare catalitică în prezența cărbunilor activi

H2S S+H2

Sulful obținut se extrage cu ajutorul soluției de sulfură de amoniu de 15%.

Oxidarea în faza umedă se realizează în cazurile concentrațiilor mai mari ai compușilor ce conțin sulf. Principalele procedee de oxidare umedă sînt următoarele:

Procedeul HOLMES – STRETFORD constă în interacțiunea hidrogenului sulfurat cu vanadatul de Na în faza apoasă:

HS-+2V5+ 2V4++S-+H+

Regenerarea soluției de vanadat se realizează prin oxidare cu aer.

Procedeul THYLOX constă în interacțiunea tioarsenatului de Na cu hidrogenul sulfurat din gazul natural:

Na4As2S5O2+H2S Na4As2S6O+H2O

Regenerarea agentului de oxidare:

Na4As2S6O +1/2O2 Na4As2S5O2 + H2O.

c). Procedeul MEROX se aplică la tratarea mercaptanilor la temperatură de 20-50ºC și presiune mai mare sau la presiune normală și la temperaturi de 120 ºC:

R-SH + NaOH R-SNa + H2O

Regenerarea se realizează în prezența catalizatorului – ftalocianinei de Co(II):

R-SNa + 1/2O2 + H2O 2NaOH + R-S-S-R

Procedee de absorbție chimică sau fizică.

În cazul prezenței a cantităților mici de hidrogen sulfurat se aplică procedeele de absorbție chimică:

desulfurare cu soluțiile de alcanolamine:

utilizarea monoalcanlaminelor:

H2S + 2R-NH2 (R-NH3)2S

(R-NH3)2S + H2S 2RNH3HS

utilizarea dialcanolaminelor:

H2S + 2R2NH (R2NH2)2S

(R2NH2)2S + H2S 2R2NH2HS

utilizarea trialcanolaminelor:

H2S + 2R3N (R3NH)2S

(R3NH)2S +H2S R3NHHS

alcanolaminele utilizate cel mai frecvent sînt următoarele:

monoetanolamină (МEА) H2N-CH2-CH2-OH

dietanolamină (DEА)

trietanolamină (ТEА).

Desulfurare cu soluții de săruri alcaline (Na2CO3, K2CO3, C6H5ONA)

eliminarea hidrogenului sulfurat se bazează pe reacție:

H2S + Na2CO3 NaHCO3 + NaHS.

Absorbția fizică se aplică în cazurile conținutului mare de hidrogen sulfurat, nu necesită cheltuieli atît de mari că în cazul absorbției chimice, dar în acest caz este nevoie de solvenți cu puritate avansată.

Solvenții ce se utilizerază în cazul absorbției fizice sînt tributilfosfatul, n-metilpirolidona, dimetileter al polietilenglicolului.

Valorificarea alcanilor inferiori.

Pentru valorificarea alcanilor inferiori se apelează la următoarele procedee de fracționare a gazelor:

condensarea fracționată (prin răcirea lor). Acest procedeu se folosește rar, deoarece principalul gaz utilizat este metanul (care merge pentru obținerea gazului de sinteză, metanolului, acetilenei, etenei, etc). Ținând cont de faptul că în compoziția gazului natural cea mai mare parte îi aparține metanului (pînă la 99%) gazul se prelucrează în întregime, din el se înlătură numai hidrogenul sulfurat, fiind un agent corosiv;

rectificarea gazelor lichefiate;

absorbția componentelor din amestec gazos;

adsorbția și separarea componenților cu utilizarea membranelor selective.

Stație de uscare gaze cu TEG

Instalațiile de uscare gaze cu glicoli, diferă ca proces de cele cu silicagel, deoarece procesul de uscare al gazelor este absorbția, spre deosebire de instalatțiile de uscare cu silicagel care folosesc adsorbția ca procedeu de separare al apei din gaze.

Procesul prin care vaporii de apa existenti în masa de gaze sunt separati la contactul cu masa de glicol, se numeste absorbtie. În condițiile în care trietilenglicolul este supus la temperaturi ridicate, apa este eliberata prin desorbție.

În cazul de față, vom trata ca subiect stațiile de uscare cu agent absorbant trietilenglicolul.

Generalitați

Datorită faptului că majoritatea zacămintelor de gaze aflate în producție se află într-o stare avansată de exploatare odată cu gazele din strat intră în sondă o cantitate importantă de apă liberă, care este antrenata de gaze, contribuind la saturarea acestora cu vapori de apă.

Separatoarele existente utilizate, indiferent de performanțele pe care le realizează nu pot reține decât apa liberă în diferite procente, funcție de echiparea acestora.

În acest sens, se impune utilizarea procesului de deshidratare a gazelor naturale prin metoda absorbției, proces care utilizeaza trietilenglicolul, ca agent absorbant.

Tehnologia uscarii gazelor gazelor în instalatii care utilizeaza trietilenglicolul, se bucura de capacitatea superioară a acestuia de a reține apa din gaze, de faptul că în urma desorbtiei calitățile higroscopice ale acestuia revin la starea inițiala.

Sistemul de uscare a gazelor este compus din două unitați tehnologice distincte:

coloana de uscare a gazului;

unitatea de regenerare a trietilenglicolului.

Punctul de rouă al apei din gazul uscat este principalul aspect urmărit în procesul de uscare al gazelor. Valoarea obținută a acestui parametru redă real performanțele instalației. Pentru obținerea unei valori care să respecte acordul tehnic în vigoare este necesară cunoașterea în amănunt a procesului și respectiv a operarii cât mai eficiente în condiții de randament cu consumuri tehnologice cât mai reduse.

Trietilenglicolul

În stare fizică, trietilenglicolul este o substanță lichidă cu urmatoarele proprietați fizico-chimice:

formula chimică: C6H14O4ș;

masa moleculară:150, 20;

stare fizică:lichid;

forma/culoare:transparent, făra miros;

valoare ph:neutru;

punct de ferbere: 287ºC;

punct de congelare: -5ºC;

temperatura de autoaprindere: 323ºC;

densitate: 1,21÷1,26 kg/l;

solubilitate: solubil complet în apă;

higroscopic: absoarbe umiditatea din aer.

Descrierea procesului

Gazele provenite din campurile de productie vor fi uscate în coloana de uscare.

Procesul tehnologic la unitatea de deshidratare cu glicol este ilustrat în figura de mai jos.

Fig. 5 – Schema tipică de proces tehnologic la unitatea de deshidratare cu glicol

Coloana de uscare

Fig.6 – Coloana de uscare gaz

Aceasta va avea la interior trei sectiuni:

partea inferioara a coloanei va consta dintr-un separator bifazic (scruber) cu demister, în care va intra gazul umed ce contine apa lichidă și alte impuritați mecanice. Scruberul va fi astfel dimensionat încat sa rețină (separe) orice picătură de lichid sau impuritați mecanice cu diametru mai mare de 10 microni.

Lichidele accumulate la baza acestui separator vor fi evacuate în mod automat, prin intermediul unui dispozitiv de control al nivelului, astfel încat nivelul de lichid în separator sa fie menținut constant.

sectiunea mijlocie a coloanei de uscare consta într-o coloană cu talere prin care curge gazul ce parasește scruberul, în contracurent cu glicolul proaspăt (cu puritate mare-regenerat), către partea superioara a coloanei.

Trietilen glicolul intra în coloana pe la partea superioara printr-un picurator și curge spre baza sectiunii mijlocie unde se acumuleaza intr-o cuva de retentie. Glicolul acumulat în cuva este v-a fi evacuat în mod automat printr-un dispozitiv de control al nivelului astfel incat nivelul sa fie mentinut constant.

Talerele vor fi astfel proiectate încât sa asigure un timp de rezidența al glicolului de cel putin 5 minute, timp în care are loc transferul apei din gaz în masa de glicol.

Gazul uscat, ca urmare a contactului cu glicolul proaspăt va curge din coloana cu talere în secțiunea superioara a coloanei de absorbție.

secțiunea superioară este compusă dintr-un separator de picături.

Scruberul separatorului este astfel dimensionat încât acesta va îndeparta picăturile de glycol cu dimensiuni de 5 microni sau mai mari, antrenate de gaz.

Gazul uscat parăsește coloana pe la partea superioară, după care intră în conducta de treansport.

Coloana de uscare este dotată cu manometre de presiune și indicatori de nivel, pentru supravegherea procesului, precum și cu un sistem de avacuare a gazelor la coș în cazul depașirii presiunii la care a fost proiectată coloana de absorbție.

Dimensiunile coloanei de absorbție, precum și numărul talerelor cu care va fi echipată aceasta depind de debitul, presiunea și gradul de umiditate al gazelor ce urmeaza a fi uscate.Astfel cu cât presiunea acestora e mai scazută, dimensiunea coloanei va fi mai mare. Cu cât umiditatea gazelor e mai ridicată, crește numarul talerelor.

Un aspect deosebit de important pentru funcționarea în siguranță a instalației este valoarea vitezei de curgere a gazului prin coloana de absorbție. O valoare prea mare a acesteia duce la antrenarea unor cantități de glicol care trec prin separatorul de picături. De aceea este imperios necesar a se respecta datele de proiectare în ceea ce privește debitul și presiunea.

Matematic, coloana de uscare se dimensionează astfel:

volumul real al gazelor care trec prin coloana de uscare:

Qs = Qzi×t / 86400 ×p×T (m3/s)

Unde:

Qzi – debitul zilnic (m3/zi);

p–presiunea de lucru în coloană ;

t–temperatura de lucru în coloană ;

T–temperatura standard 288, 15 K.

Diametrul coloanei rezulta din formula:

D = √Qs / 1,785 ×ν (m)

înalțimea coloanei, se realizează în funcție de numarul de talere;

distanța dintre talere este de 0,4-0,6 m;

înalțimea spațiului liber de sus este de 0,7-0,9 m;

înalțimea spațiului liber din partea inferioară a coloanei 1,2 ÷ 1,5m.

Rația de recirculare TEG

Deoarece trietilenglicolul are o anumită capacitate de absorbție a apei este necesară stabilirea debitului de recirculare prin coloana de absorbție în scopul obținerii unui randament cât mai ridicat al instalatiei de uscare a gazelor. Rația de recirculare este dependenta de condițiile de debit, presiune și temperatură a gazului care urmează a fi uscat.

Umiditatea gazelor crește odată cu temperatura și scade odată cu presiunea.

De aceea, dimensiunile coloanei de uscare vor crește odata cu micșorarea presiunilor de operare, iar numarul de talere la fel, crește odată cu umiditatea gazului.

Matematic formula de calcul a rației de recirculare TEG este urmatoarea:

Q = W / (1-x2)x1/x2 – (1-x1)

Unde:

Q – cantitatea de soluție proaspată;

W – cantitatea de umiditate extrasă;

x1 – concentrația în greutate a soluției proaspete (95-99%);

x2 – concentrația în greutate a soluției contaminate (91-93%).

Unitatea de regenerare a TEG

Unitatea de regenerare a glicolului are rolul de a regenera glicolul “bogat” (cu conținut ridicat de apă), care va ieși din coloana de uscare.

Fig.7 – Unitatea de regenerare TEG

Parți componente:

coloana de stripare a glicolului;

rezervorul de flash pentru glicol bogat;

rezervorul de stocare pentru glicol proaspăt (concentrat)- acumulatorul;

condensatorul coloanei de stripare;

schimbatorul de caldură glicol bogat-glicol sarac (proaspăt);

schimbator de caldură gaz –glicol;

pompe de recirculare glicol proaspăt;

refierbatorul;

filtru pentru glicolul bogat;

filtru cu carbune activ;

instrumente și senzori;

panou de comandă;

racitoare de trietilenglicol.

Regenerarea trietilenglicolului.

Prin intermediul dispozitivului de control al nivelului în cuva de acumulare TEG a coloanei de uscare, glicolul ajunge în condensatorul coloanei de stripare, unde e folosit pentru a obține fluxul necesar condensării parțiale a vaporilor de apă din regenerator, după care va fi regenerat și stocat în vederea recircularii.

Fig.8 – Coloană de distilare TEG

Coloana de stripare –are rolul de condensare și eliminare a apei din masa de trietilenglicol care este încălzită în refierbător. La partea superioară este în legatură cu drenul care asigură colectarea și dirijarea apei la bazinul de apă reziduală, iar gazele de stripare folosite pentru obținerea unei puritați maxime a glicolului sunt eliminate în atmosferă. În cazul în care stația de uscare este prevazută cu sistem de faclă, gazele de stripare sunt incinerate.

Schimbatoarele de caldură- realizează transferul termic în cazul încălzirii și respectiv racirii glicolului prin circulația acestuia prin mantale și respectiv tubulatura interna.

Glicolul bogat va fi mai întai încalzit în schimbatorul de caldură “glycol bogat-glicol sarac”după care va fi trimis în rezervorul de flash pentru glycol bogat.

Flash thank-ul –odată cu apa reținută în coloana de stripare are loc și o gazeificare a glicolului, la contactul acestuia cu masa de gaze pe care o usucă. Vasul flash thank are rolul de a stoca pe o perioadă de remanență o cantitate de glicol în scopul degazeificarii acestuia.

Datorită reducerii de presiune, gazul dizolvat în glicol se desoarbe și este evacuat printr-un sistem de reglare a presiunii în interiorul vasului.

În rezervorul de flash are loc totodată și o sparare a fracțiilor grele din hidrocarbură, cum ar fi condensatul, care se separa cu ajutorul unui deversor, în condițiile mențineri unui nivel optim de glycol, deoarece acesta se acumuleaza la partea superioară a glicolului fiind mai ușor.

Rezervorul de flash trebuie sa asigure un timp suficient de staționare a glicolului, pentru un flash eficient. Din rezervorul de flash, prin intermediul unui dispozitiv de evacuare automată și control al nivelului, glicolul pleacă spre unitatea de filtrare.

Filtrele

În prima fază trietilenglicolul evacuat din vasul de flash este filtrat într-o baterie de filtrare compusă din elemente cu carbune activ care au rolul de a reține compușii de degradare și eventualele particule de ulei preluate din gazul uscat în cazul amplasarii stației în aval de o stație de comprimare gaze. La trecerea glicolului prin filtrele cu carbune activ, acesta antrenează particule fine de carbune care sunt reținute de cea de a doua baterie de filtrare prevazută cu elemenți de filtrare din material textil. Acest filtru este prevazut cu un manometru indicator de presiune diferențială care indica prin prezența caderii de presiune pe filtru, gradul de contaminare al elementelor filtrante cu impuritati. În cazul în care filtrele sunt înfundate, acestea necesită scimbarea.

După filtrare glicolul trece în coloana striper a regeneratorului, de unde curge în vasul refierbator.

Refierbătorul de trietilenglicol

Refieberea glicolului este asigurată de către arzatoare care sunt amplasate în mantale interne ale vasului. Continuitatea procesului este asigarată de către sistemul de mamagement al arzătoarelor și prin arzătoarele flăcarilor pilot.

Fig.9 – Refierbător TEG

Nivelul de glicol în refierbător trebuie sa fie suficient pentru acoperirea mantalelor arzătoarelor pentru prevenirea degradării acestora în cazul în care ar ramâne descoperite. Pentru protecția împotriva descompunerii moleculare a glicolului, în cazul unei supraâncălziri a acestuia există un switch de temperatura care la temperatura de 212ºC închide automat vana de alimentare cu gaz combustibil a arzătoarelor.

În refierbător trietilenglicolul v-a fi încalzit, pentru evaporarea apei. Încălzirea se face prin intermediul unui încălzitor cu gaze. Apa se evaporă, iar aburul produs curge în contracurent cu glicolul prin umplutura coloanei de stripare. Puritatea atinsă de trietilenglicol în refierbător este de ~99%.

Vaporii ce se degaja sunt condensați parțial în condensatorul striperului și apoi evacuați în atmosferă. Din refierbător glicolul proaspăt este deversat prin coloana de stripare a acestuia în vasul acumulator.

În coloana de stripare a refierbatorului are loc regenerarea finală a trietilenglicolului cu ajutorul gazului de stripare (prelevat din gazele uscate), pană la o puritate a acestuia de aproximativ 99,7%. Puritatea cât mai ridicată a glicolului este o masură necesară unui randament cât mai ridicat al procesului de uscare a gazelor.

Vasul acumulator este de asemenea dimensionat încat să asigure o perioadă optimă de staționare a glicolului și să poata stoca întreaga cantitate de glicol în cazul în care este necesar acest lucru.

Pompele de recirculare pentru glycol proaspăt, preiau glicolul sărac din acumulator și il reintroduc în procesul de uscare al gazelor, după ce acesta a fost în prealabil răcit în răcitorul de glycol.

Rația de recirculare a glicolului în coloana de uscare este un factor care se stabilește precis în funcție de debitul gazelor și de gradul de umiditate al acestora.

La presiune ridicată a gazelor și temperatura constantă, umiditatea umiditatea este mai scazută și deci rația de recirculare va fi de asemeni mai mica. La presiuni mici, umiditatea este mai ridicată, ceea ce implică o rație de recirculare mare și o dimensionare mai generoasă a coloanei de uscare, precum și un numar mai mare de talere. Ajustarea rației de recirculare se realizează cu ajutorul unui sistem de masurare a debitului de glicol și a unui controler de debit.

Răcitoarele Gaz/TEG

În cazul în care stația de uscare este amplasată după o stație de comprimare gaze, dacă temperatura gazelor la refulare este ridicată, este necesară racirea gazului înainte de intrarea în coloana de uscare.

La fel în cazul glicolului este necesară racirea înainte de intrarea acestuia în coloana de uscare, deoarece temperatura de refulare a pompelor de TEG este de aproximativ 70ºC.

Apropierea valorilor de temperatură ale gazului și glicolului favorizează un randament mai ridicat al uscarii gazelor.

Dimensionarea răcitoarelor este corelată de cantitățile de gaze și respective TEG pe care acestea trebuie să le racească.

Pentru obținerea temperaturilor dorite, racitoarele sunt prevăzute cu sisteme de jaluzele care optimizeaza circulația aerului. La fel în cazul exploătarii în sezonul rece al stației de uscare jaluzelele se pot inchide.

Punerea în funcțiune a stației de uscare

Se presurizeaza treptat coloana de absorbție, concomitent cu refularea aerului din instalație în urmatorul mod: se deschide treptat robinetul “intrare gaze în stație”cu robineții “by-pass”-deschis, ”ieșire gaze din stație”-închis- și se refulează aerul din instalație prin robinetul “evacuare gaze la coș-ieșire gaze din stație”. După evacuarea aerului acesta din urmă se închide. După presurizarea 100% a instalației, se deschide treptat robinetul “ieșire gaze din stație” și se deschide robinetul de alimentare cu gaz tehnologic.

Se pornește pompa de TEG pentru realizarea circuitului.

Se verifica poziția închis a ventilelor de dren și se aerisesc filtrele de TEG.

Se presurizeaza vasul Flash Thank pentru asigurarea circuitului TEG.

Dupa stabilirea nivelelor în coloana de absorbție și vasul de flash la parametrii optimi, se pornesc arzătoarele prin apăsarea butonului START de pe panoul de comandă al BMS.

În momentul în care în vasul refierbător temperatura TEG a ajuns la ~200ºC, se deshide robinetul corespunzător circuitului “gaz de stripare “. Se fixează valoarea debitului de gaze de stripare la valoarea inițială stabilită de proiectant. Aceasta ține cont de rația de recirculare și de umiditatea gazului. Pentru o umiditate crescută și o rație de recirculare TEG mare, cantitatea de gaze de stripare este mai mare. Aceasta re reduce odată cu inerțierea sistemului.

Se pornește racitorul de TEG.

Se închide treptat –treptat robinetul by-pass al stației în scopul realizării circulației gazului prin coloana de absorbție. Operația se realizează odată cu supravegherea nivelului de TEG în cuva de acumulare. O închidere forțată a acestui robinet implică o viteză de curgere a gazului prin coloana de absorbție prea mare ceea ce duce la inundarea separatorului de picaturi și implicit la deversarea în conducta de transport a unor cantitați nedorite de TEG.

Se pornește racitorul de gaze în cazul în care este necesară racirea acestora.

Stația de uscare se considera pusă în funcțiune după realizarea operațiilor mai sus menționate și în cazul în care nu se semnalează alarme de avertizare a eventualelor neregularitați.

Fig.1

Stația de uscare (fig.1) gaze are rolul de a elimina o cantitate cât mai mare de vapori de apă din gazele provenite de la sonde sau din stațiile de comprimare. Această cantitate eliminată se reflectă în punctul de rouă al gazului la ieșirea din stația de uscare (valoarea acestuia sa fie cât mai scazuta, <-15ºC).

Prezența apei respectiv a vaporilor de apă în conducta de transport are urmatoarele consecințe:

-creșterea coroziunii pe conducta de transport gaze;

-diminuarea debitului și a presiunii de gaz pe conducta de transport gaze care impun consumuri energetice mari pentru compensarea pierderilor;

-calitatea scazută a gazului;

-formarea hidratilor.

Procesul de uscare al gazului și regenerarea glicolului este un sistem complex pentru îndepărtarea vaporilor de apă din gaz. Uscarea gazului se produce trecând în contracurent gazul cu trietilenglicolul, folosind un absorber (contactor glicol).

Stația de uscare gaze este automatizată și parametrii funcționali sunt monitorizați, cu posibilitate de transmitere la distanță.

Analiza funcționării stației de uscare
și propuneri de optimizare.

Funcționarea sistemului de glicol cu probleme minime depinde de o bună cunoaștere a tehnologiei de lucru, a întreținerii periodice și a verificărilor. Aparatura din sistem va da o bună indicare a funcționarii tehnologice.

Recomandări pentru funcționare.

Analizor punct de rouă.

Astfel se indică performanța și eficiența de funcționare și abaterea de la valoarea necesară (-15ºC).

Volume debit.

Permite stabilirea întregii cantități de apă care trebuie eliminată din gaz. Poate de asemenea atrage atenția asupra problemelor de circulație excesivă sau mai mică comparativ cu debitul proiectat.

Temperatura coloană contactor.

Folosită la stabilirea cantității de apă și de asemenea la obținerea diferenței punctului de rouă. Dacă temperatura gazului este >54ºC, nu este posibilă obținerea gazului conform specificației și dacă temperatura de refierbere TEG este < 204ºC. Dacă temperatura gazului este <15ºC se va deteriora eficiența datorită îngroșării glicolului. Trebuie ținut cont că pentru fiecare 6ºC creștere de temperatură (peste cea calculată), crește conținutul de apă din gaz cu 25%, deoarece răcirea ineficientă din aval poate ușor supraîncărca sistemul cu glicol.

Presiune coloană contactor (intrare).

Se folosește de asemenea în stabilirea conținutului de apă. Măsurarea presiunii de ieșire va stabili și căderea de presiune din coloană. Creșteri pe o perioadă mai îndelungată a presiunii diferențiale indică depuneri pe talere sau umplutură. Creșterea bruscă a căderii de presiune aproximativ 0,68 la 1,03 bar înseamnă de obicei spumare. Presiuni diferențiale peste 1,72 bar pot indica înfundarea, se poate desface patul demister și poate bloca conducta.

Pompa de glicol.

Odată ce presiunea de gaz intrare și temperatura se cunosc, se poate calcula concentrația și debitul de glicol pentru a obține punctul de rouă necesar. Majoritatea sistemelor au pompe cu viteze constante și odată pornite vor da debitul necesar de gaz calculat. Dacă punctul de rouă al gazului vandabil este cel cerut, problema ar putea fi pompele, viteze neadecvate, uzura pistoanelor, blocarea conductei de aspirație, blocarea în aval, deschise conductele de recirculare locale sau de by-pass, ridicate supapele de siguranță ale pompei, neașezarea corectă a scaunului supapei de siguranță a pompei.

Rezervor de regenerare glicol sau colector.

Poate fi un vas separat sau integrat în refierbător. Este de obicei recipientul în care se adaugă glicol pentru a compensa pierderile. Este dimensionat astfel încât poate absorbi întregul glicol circulant în eventualitatea unei situații de închidere. De obicei nivelul de lichid este ½ la ½ plin în timpul funcționării. Dacă rezervorul colector este integrat în refierbător indicarea de nivel poate fi diferită de cea a refierbătorului și va fi la aceiași temperatură (204ºC) sau 6ºC la 8ºC sub aceasta dacă se folosește o serpentină pentru a îmbunătăți puritatea glicolului.

Temperatura coloanei de distilare.

Funcționează normal între 103÷105ºC. Această temperatură este importantă, dacă este >105ºC se vor ivi pierderi excesive de vapori de glicol. Dacă este <100ºC, vaporii de apă vor recondesa, vor inunda umplutura coloanei de distilare, umple în exces refierbătorul, supraîncărcând refierbătorul. Aceasta provoacă o producție de vapori în exces, poate crește presiunea de refierbere și cauza lichidele să fie scoase pe aerisire. Temperatura coloanei de distilare poate ajuta la identificarea problemelor legate de o regenerare săracă dacă este cauzată de mizerie sau probleme de umplutură sub formă de pulbere, a coloanei de distilare prin supraîncărcarea sistemului cu apă și/sau hidrocarburi.

Temperatura de refierbere.

Diferența corectă a punctului de rouă nu se poate obține dacă temperatura glicolului nu se poate menține (̴204ºC) sau este sub cea indicată. Odată ce temperatura de refierbere este stabilită cu precizie și concentrația de glicol este tot scăzută, atunci pot exista probleme în coloana de distilare. Dacă apar puncte de rouă incorecte dar temperatura si concentrația de glicol sunt corecte, s-ar putea datora problemelor din coloana contactor, spumare, condensare hidrocarburi, depuneri pe talere sau umplutură.

Temperatura glicolului sărac.

Măsurarea acestei temperaturi la aspirația pompei arată eficiența schimbătorului glicol/căldură. Temperaturile de intrare trebuie să fie sub 93ºC, de obicei 66÷82ºC, pentru protejarea umpluturii și prelungind astfel durata de funcționare a pompei.

Temperatura de intrare glicol din coloana contactor.

Dacă temperatura glicolului este cu 5÷10ºC mai fierbinte decât temperatura gazului la iesire,vor apare pierderi de glicol. Dacă temperatura de intrare glicol este sub cea a temperaturii gazului, atunci va apare condensarea hidrocarburilor și poate ridica multe probleme: spumare, nămol, pierderi debit de glicol, transport cu glicolul bogat, etc.

Temperatura glicolului bogat(ieșire coloană).

Aceasta contribuie la stabilirea condițiilor în coloană. O temperatură ridicată la ieșire indică posibile probleme la schimbătoarele de căldură gaz/glicol (se verifică temperaturile de intrare în coloană) și temperaturile scăzute la ieșire vor indica probleme la hidrocarburi.

Filtre.

-filtru pentru solide-pentru 5 microni. Este un filtru cu cartuș așezat de obicei între rezervorul de evaporare și coloana de distilare. Îndepărtarea solidelor ajută la prevenirea depunerilor și spumării în coloana de distilare și a coroziunii celulelor acolo unde solidele se depun pe suprafețe metalice. Va preveni de asemenea curgerea înapoi a solidelor cu ajutorul pompei, cauzând probleme în schimbătorul de gaz/glicol, schimbătoarele glicol/glicol și dacă se folosesc la distribuitoarele din vârful coloanei de absorbție. Un manometru de presiune diferențială este fixat de obicei pe filtru. Cartușele de filtru sunt înlocuite dacă presiunea diferențială este ̴1 bar.

-filtre de carbon. Constau în canistre de metal care conțin carbon activat și sunt amplasate în aval de filtrul de solide. Pot fi cu trecere completă sau parțială acolo unde o parte a debitului este ocolit folosind robinet by-pass. Se poate monta și un indicator de debit. Acest filtru sprijină funcționarea prin eliminarea hidrocarburilor, agenților chimici bine tratați, a uleiurilor de compresor și a antispumanților care pot provoca spumarea.

Gaz stripare.

Folosit pentru concentrarea glicolului în legătură cu temperatura refierbător la procentajul necesar pentru obținerea punctului de rouă. Curgerea gazului de stripare trebuie să se producă la debitul calculat.

pH-ul glicolului.

Este măsurarea concentrației ionilor de hidrogen și se notează pe o scară comercială de la 0 la 14, șapte indicând punctul neutru. Sub 7 este considerat acid și peste 7 este considerat alcalin. Un pH ideal pentru glicol trebuie să fie între 7 și 8,5.

Depistarea defectelor.

Cea mai evidentă indicație a funcționării defectuoase a deshidratorului cu glicol este conținutul ridicat de apă (punct de rouă) în fluxul de gaz la ieșire. În majoritatea cazurilor acest lucru se datorează circulației insuficiente de glicol sau reconcentrației insuficiente de glicol. Acești doi factori pot fi cauzați de o varietate de motive, pe care le voi enumera în continuare.

Punct de rouă ridicat.

a) Circulație insuficientă a glicolului.

pompa acționată electric-se verifică circulația adecvată prin închiderea evacuării de glicol de absorber și perioada de umplere a coloanei indicator;

pompa are cursă dar nu pompează-se verifică supapele dacă sunt așezate adecvat;

coroziunea pompei aspirație;

b) Reconcentrație insuficientă a TEG.

Dacă s-a stabilit circulația inadecvată și unitatea nu produce puncte de rouă calculate, poate fi vorba de reconcentrație glicol improprie. Dacă nu s-a stabilit circulația inadecvată, se verifică depunerile pe refierbător sau coloana evaporare/distilare.

se verifică temperatura refierbător cu un termometru de probă si se fixează la maxim admisibil 204ºC;

se verifică schimbătorul de căldură glicol/glicol cu privire la scurgerea glicolului umed în glicolul uscat;

se verifică serpentina de reflux cu privire la scurgerea glicolului umed în coloana de distilare (dacă este cazul);

se verifică curgerea gazului de stripare la viteza corectă;

se verifică contaminarea între spațiul de vapori refierbător și spațiul de vapori rezervor colector.

c) Debite mici.

dacă coloana absorber are guri de vizitare se scoate o parte a clopotelor sau a umplurii;

se adaugă răcire externă glicolului uscat și se crește circulația;

se înlocuiește colana absorber cu una mai mică proiectată pentru debite mai mici;

se scade presiunea din sistem.

Pierderea de glicol din coloana contactor.

a) Spumarea. Se datorează foarte des contaminării glicolului cu sare, hidrocarburi, praf, noroi sau inhibitori de coroziune. Va apare dacă sistemul este în aval de un compresor.

se îndepărtează sursa de contaminare, se curăță sistemul și se reumple cu glicol nou;

se adaugă antispumant, pornind cu 100 ppm și se crește în doze mici. Dozarea maximă nu va depăși 0,1 kg/m3 ppm;

b) Talere sau umplutură înfundate sau murdare. Se curăță chimic,se curăță talerele cu jeturi de apă sau manual, eventual se demontează coloana pentru curățare.

c) Etanșare întreruptă cu lichid pe talere sau coloane cu umplutură.

Poate fi cauzată de o evaporare a gazului sau scurgere a gazului înainte de scurgerea glicolului :

dacă coloana contactor are robinet de by-pass, acesta se va deschide și se va închide robinetul intrare gaz pentru izolarea coloanei. Pompa de glicol va funcționa minim 15 minute pentru a se stabilii o curgere continuă a glicolului, după aceea se deschide încet robinetul de intrare gaz și se va închide încet robinetul de by-pass;

dacă nu este montat robinet de by-pass, curgerea se va opri prin închiderea sondei, se dă voie glicolului să circule cel puțin 5 minute pentru a porni curgerea prin coloană,după aceea se dă drumul la gaz înapoi în coloană.

d) Glicol rece, gaz rece;

se verifică corect temperatura refierbător;

se verifică temperatura de intrare glicol în coloană;

se verifică dacă temperatura de intrare gaz este corectă, pe cât posibil se ajustează.

4.2.3. Pierderea de glicol din refierbător.

a) Glicolul curge din coloana de distilare:

umplutura coloanei de distilare este înfundată sau cu depuneri;

glicol saturat-picăturile ies pe coloana de distilare.

b) Temperatura ridicată a refierbătorului:

se verifică sursa de încălzire refierbător fixată la 204ºC;

se verifică dacă există lichid liber sau picături care au fost transportate în coloana contactor ăi care vor supraîncărca glicolul;

se reduce debitul de glicol prin coloana de distilare și se crește temperatura de reflux.

c) Evaporarea:

se verifică ca temperatura refierbător să nu depășească 204ºC;

se verifică temperatura de reflux-dacă depășește 105ºC, trebuie crescut debitul de glicol prin serpentină pentru a reduce temperatura de reflux. Se face în trepte mici pentru a permite stabilizarea;

se verifică ca debitul de gaz de stripare să nu fie prea mare.

Glicol suprasaturat.

Coloana de distilare este proiectată pentru o anumită sarcină de apă. Aceasta înseamnă că viteza vaporilor de apă este foarte bine stabilită. Dacă sursa de căldură dispare sau se reduce și glicolul continuă să circule atunci glicolul devine saturat complet. Dacă se restabilește căldura, apa va fierbe atât de repede încât viteza vaporilor de apă va fi atât de mare încât glicolul va fi măturat în afara coloanei de distilare. În acest caz este cel mai bine ca sistemul să fie încălzit în trepte, se circulă glicolul-se oprește pompa, astfel se permite încălzirea reboilerului și eliminarea apei. Pe fiecare registrator de temperatură se va vedea o întârziere notabilă deoarece temperatura glicolului nu va mai crește până se elimină apa suplimentară. Se așteaptă ca temperatura refierbătorului să crească la 204ºC și se va porni pompa pentru circulare glicol.

Stabilirea debitului de circulare a glicolului.

Pasul 1: – se notează volumul zilnic de gaz care trebuie deshidratat, temperatura și presiunea cu care intră in coloana contactor;

Q=23000 Nm3/zi

T=20ºC

P=7 bar.

Pasul 2: – cu valorile cunoscute pentru temperatură și presiune,folosim diagrama din fig.1.2 pentru a determina cantitatea de apă inclusă în 1000 m3 de gaz; rezultă 3m3H2O/1000m3gaz.

Pasul 3: – se scade apa admisă în conductele de transport gaz (0,063÷0,012 kg/1000m3gaz) din totalul de apă pe 1000m3gaz:

3,0kgH2O-0,063=2,937kgH2O/1000m3de gaz.

Pasul 4: – se înmulțește totalul apei de eliminat per 1000m3 de gaz cu volumul zilnic de gaz pentru a afla cantitatea totală de apă care se va elimina pe zi:

2,937kgH2O*23=67,551kgH2O/zi.

Pasul 5: – se înmulțește cantitatea totală de apă care trebuie eliminată pe zi cu valoarea proiectată în coloana contactor (50,4 litri glicol/kg de apă) pentru a afla cantitatea totală de glicol care se va circula pe zi :

67,551kgH2O*50,4 litri glicol=3404,57 litri glicol/zi.

Pasul 6: – se împarte valoarea zilnică de circulație a glicolului cu 24 pentru a afla valoarea de circulație pe oră:

3404,57/24=1702,285 litri glicol/oră.

În funcție de modelul de pompă glicol ales, diagrama pompei se poate folosi pentru stabilirea noului debit de glicol ce trebuie circulat prin coloana contactor.

Evaluarea rezultatelor în urma testării probei de glicol.

Analiza este o unealtă cheie de diagnosticare în problemele întâlnite și menținerea preventivă. O analiză completă a glicolului, a mostrelor mai slabe și bogate, când sunt interpretate, dispun un desen detaliat a lucrului intern a unității de deshidratare și a procesului. Acest desen subliniază problemele potențiale care pot apărea. Chiar dacă valorile individuale pentru teste specifice pot indica probleme în sistem, reprezintă relația dintre valorile testelor combinate care, când sunt cuplate cu date fizice, pot să puncteze problemele și să prezică greșelile.

pH-ul glicolului.

pH-ul unei mostre poate indica aciditatea sau alcalinitatea glicolului. pH-ul este măsura concentrației de hidrogen ion și este notată pe o scară de la 0 la 14, cu 7 indicând punctul neutru.

Sub 7 este considerat acid iar peste 7 este considerat alcalin. Ideal ar fi ca pH-ul să fie 7÷8,5 (unii spun că e acceptabil și între 6÷9). Un pH sub 6 corespunde unui sistem de contaminare, coroziune și/sau oxidare. Oricând glicolul ajunge la 5,5 se produce autooxidarea care este descompunerea chimică a glicolului însuși. Cu alte cuvinte, când pH-ul scade la 5,5 are tendința să continue să scadă fără influențe externe.

Unele dintre cauzele unui pH scăzut, în concordanță cu autooxidarea , sunt gazele acide (H2S și CO2) în cloruri (sarea) în glicol, chimice tratate introduse în curentul de gaz, descompunerea termică a celor introduse în curentul de gaz, descompunerea chimică a hidrocarburilor introduse în glicol și oxidarea glicolului datorate depozitării incorecte/improprii.

pH-ul este un bun indicator de coroziune în interiorul sistemului. Pentru orice reducere de pH sub 7, rata de coroziune a oțelului se va dubla. pH-ul ridicat este de obicei rezultatul unei contaminări din chimicele din curentul de gaz sau din cauza unei supradoze de neutralizatori adăugați la sistem pentru un pH scăzut. Tendințele de spumă pot fi rezultatul unui pH ridicat.

Hidrocarburi.

Gazul natural, așa cum este produs din mediul său nativ, duce cu el faze lichide și vaporii hidrocarburilor, pe o scară de la uleiuri cu o greutate moleculară scăzută și ușoară la uleiuri cu greutate moleculară ridicată și reziduuri organice. Aceste hidrocarburi intră în curentul de gaz ca și rezultat al transportării din separator sau ca și condens datorită variației de temperatură. Ca urmare, lubrifianții compresorului și alte chimicale organice cum ar fi inhibitorii de coroziune, sunt îndepărtate din gazul natural în timp ce traversează ariile de contact ale turnului de glicol.

Aceste uleiuri și reziduuri organice pot cauza emulsii și suspensii de glicol-apă foarte severe care contribuie la spumare. Aceasta rezultă la o transportare excesivă a glicolului din contactor. Când chimicele și termicele au descompus acești contaminatori, ar putea cauza înfundarea în contactor, colana fixă și schimbătoarele de căldură.

Hidrocarburile ușoare sunt de obicei separabile din curentul de glicol față de o mică încălzire adăugată și timpul în repaus într-un separator de mărime adecvată. Hidrocarburile grele nu pot fi organizate și trebuie filtrate, în mod normal cu carburi activate. Cele mai grele hidrocarburi sunt numite în general hidrocarburi solubile datorită legăturii acestora cu glicolul.

Glicolul are o anumită afinitate față de anumite hidrocarburi. Hidrocarburile insolubile care se află în mostrele de glicol sunt admise în volum până la 1%. Hidrocarburile sunt responsabile pentru spumare, reziduuri lichide și formarea reziduurilor, pH scăzut, pierderea de higroscopicitate și descompunerea glicolului. Excesul de hidrocarburi într-o mostră de glicol ar putea reprezenta indicativul transportării. Conținutul de apă, clorhidrele și valorile ionilor pot confirma acest lucru. Totuși, valorile mari pentru hidrocarburi pot de asemenea să rezulte din filtrare inadecvată și menținerea uni filtru sărac.

Conținutul se apă din glicol.

Conținutul de apă este cantitatea de apă din soluția glicolului. Diferența dintre mostra mai slabă și cea bogată măsoară gradul de descărcare din contactor. Indică de asemenea și eficiența regenerării. Ideal, ar fi ca puritatea glicolului să fie >98% curentul sărac și >94% în curentul bogat. Cu alte cuvinte, glicolul bogat nu ar trebui să aibă mai mult de 6% apă, iar cel sărac ar trebui să aibă 2% sau mai puțin.

Conținutul mare de apă a mostrei sărace indică în general încălzire scăzută la reboiler. Ar putea de asemenea să indice una din cauzele următoare;

circulație excesivă a glicolului;

echipament mic;

comunicare de vapori din reboiler către acumulator;

scurgere în glicol către schimbătorul de căldură cu glicol;

temperatură mare gaz de intrare.

Conținutul ridicat de apă pentru mostrele bogate indică, de obicei o rată scăzută de circulație a glicolului și totuși poate fi atribuit următoarele:

transferul din separator;

reconcentrare săracă;

comunicarea schimbătorului de căldură;

echipament mic;

temperatură mare gaz intrare.

Se verifică valorile pentru hidrocarburi, cloruri, fier și spumare pentru a ajuta la identificarea problemelor.

Solide suspendate.

Solidele suspendate sunt considerate a fi acele solide și hidrocarburi bituminate care rămân suspendate în soluția de glicol la mărimi de 45 microni. Ele sunt rezultatul unei separări slabe, coroziune și degradarea termică a glicolului. Valorile obținute pentru solidele suspendate mai mare de 0,1% de greutate indică o filtrare slabă. Majoritatea unităților cu glicol vor utiliza elemente capabile de filtrare a particulelor la o mărime de 5 microni. Particulele mai mari decât mărimea aceasta pot servi la stabilirea tendințelor de spumare în glicol. Când glicolului îi este permis sa rețină o cantitate mare de solide suspendate, este posibil să se formeze reziduuri înnămolite de-a lungul pereților rezervorului.

Astuparea cuvelor contactorului, schimbătoarelor de căldură, coloana fixă și ieșirea de glicol din reboiler este o probabilitate. Această particularitate este comună în sistemele cu pH scăzut. De asemenea tubul de încălzire prematură este o posibilitate.

Reziduuri.

Valoarea pentru reziduuri este o funcție a contaminării sistemului. Mostra de glicol este distilată, îndepărtând orice hidrocarbură volatilă, apă sau glicol. Reziduu-ul reprezintă contaminarea rămasă. Această contaminare este compusă din solide (suspendate sau reziduale), sare și hidrocarburi grele. Valoarea pentru reziduuri este cel mai bine menținută sub 2% din greutate, chiar dacă unele sisteme pot de asemenea să funcționeze bine și la valori de la 2% – 4%.

Cloruri.

Valorile clorurilor indică cantitatea de cloruri anorganice (săruri) care se găsesc în mostra de glicol. Rezultatele analizelor pot fi scrise in ppm sau miligrame per litru. Aceste unități de măsură sunt interschimbabile.

De cele mai multe ori sarea ce se găsește în glicol constă din cloruri de sodiu (NaCl) dar și clorura de calciu poate fi prezentă. Sarea este depozitată în turnul de control din apa produsă, atrasă de gaz. Aceasta se produce, fie ca un lichid transferat sau ca o ceață, create de turbulența prin separator sau epurator.

Pe măsură ce concentrația de cloruri în glicol crește, solubilitatea ei scade și sarea începe să formeze cristale. Aceste cristale ies din soluția de glicol, se acumulează pe sursa de căldură și pot duce la o defectare prematură a tubului de căldură. Cristalele formate de precipitațiile clorurilor pot fi atrase de glicol în alte suprafețe a sistemului. Potențialele probleme asociate clorurilor excesive include înfundarea sistemului, un pH scăzut, distrugerea pompei de glicol,spumare și pierderea higroscopicității datorită descompunerii rapide a glicolului. Transferul clorurilor în concentrații mari are nevoie de distilarea în vid a glicolului. Deși filtrarea va îndepărta cristalele de sare, cele mai multe defecte asociate sărurilor vor fi deja produse înaintea dezvoltării cristalelor.

În concentrații mai mari de 1000 ppm clorurile vor stabili tendințe de spumare. Asta poate duce la o pierdere de glicol excesivă. Această concentrație poate afecta de asemenea pH-ul glicolului. Precipitarea sărurilor din glicol va fi inițiată la aproximativ 1200÷1500 ppm, chiar dacă cristalele formate sunt extrem de mici si rar creează probleme. La concentrații de peste 20000 ppm, precipitarea are loc rapid și o defectare a sistemului este posibilă.

Fier.

Fierul ce se găsește în mostrele de glicol (50 ppm) poate indica o posibilă coroziune sau poate reprezenta un indicator al transferului apei produse. Că se află în unitatea de glicol, în amonte în echipamentul de producere este greu de determinat. Comparând valorile pH-ului, cloruri și inspecția vizuală a unității de glicol poate ajuta la stabilirea locației a coroziunii suspendate. Coroziunea produselor secundare constă în fier solubil și fin, particular granuloasă în sisteme unde există oxigen. În sistemele unde oxigenul nu este prezent, coroziunea produselor secundare include sulfuri în adăugare la fier.

Spumare.

Cel mai mult se pierde glicolul prin spumare mai mult ca în orice alte cauze. Atâta timp cât spumarea nu poate fi detectată ușor decât prin analize de laborator, pierderea treptată în volum a glicolului de obicei este trecută cu vederea. Pierderile pot fi de 2÷3 ori normale fărp a cauza o alarmă către operatori. După o perioadă mai îndelungată de timp această pierdere poate fi foarte costisitoare. Spumarea este aproape întotdeauna rezultatul contaminării. Contaminanții primari care afectează spumarea sunt hidrocarburile (din transfer al separatorului) și solidele. Oricum clorurile, compresorul uleios, chimicalele tratate și fierul de asemenea promovează spumarea. Conținutul de apă va afecta tendințele de spumare prin influențarea emulsificării contaminanților, în special hidrocarburile. Filtrarea carbonului a fost dovedită ca fiind unul din cele mai eficiente mijloace de a controla spuma prin îndepărtarea contaminării sau sursei spumării. În cazurile unde filtrarea carbonului nu este de ajuns sau nu este economică s-ar putea folosi un inhibitor de spuma de tip emulsie de silicon. Inhibitorii de spumă tratează simptomele nu cauza și astfel sunt soluții temporare, îndepărtând contaminarea care cauzează spumarea, fiind singura soluție pe termen lung.

Testul de spumare costă în barbotarea aerului uscat la o rată de 6 litrii pe minut printr-un cilindru gradat, conținând 200ml din mostra de glicol, până când spuma se stabilizează la înălțimea maximă. Volumul pentru ambele, spumă și lichid, este raportat la o singură valoare. Originalul 200ml va fi sustras. Valoarea rămasă este înregistrată ca înălțime și reprezintă ușurința la care soluția va spuma. Odată ce înălțimea maximă este înregistrată, aerul uscat este îndepărtat din mostră și timpul în care spuma erupe, de la volumul maxim la o suprafață curată pe mostra de glicol, este înregistrat în câteva secunde. Acest timp reprezintă tenacitatea spumei și este cunoscut ca și stabilitate. Tendința de spumare este măsurată în înălțime și stabilitate.

Nu există valori concrete pentru o înălțime și stabilitate a spumei acceptabile. Spuma cu o înălțime mică și stabilitate moderată rezultă în pierderi mici de glicol, după cum rezultă și din spuma cu o înălțime moderată și o stabilitate foarte scăzută. Astfel voi arăta clasificarea acceptabilă pentru rezultatele testului de spumare:

înălțime/ml 20ml 30ml

stabilitate/sec 15sec 5sec.

Aceasta reprezintă valorile crescătoare și descrescătoare de acceptabilitate pentru fiecare test. De exemplu, o mostră cu înălțimea de 25ml și o stabilitate de 10sec ar fi acceptabilă. O mostră cu înălțimea de 30ml și 15sec stabilitate va avea ușoare tendințe de spumare și ar putea rezulta în pierderi de glicol.

Gravitate specifică.

Gravitatea specifică pentru glicol este o indicație aproximativă a procentului de greutate. Este folosită pentru a determina puritatea glicolului. O gravitate specifică de 1,126÷1,128 la 15,55ºC ar indica 99% TEG (grad tehnic). O gravitate specifică de 1,24 l÷1,126 indică 97% TEG (grad industrial). Pentru glicolul extras din unitatea de operare a deshidratării, mostra epuizată ar trebui să aibă o gravitate specifică de la 1,118÷1,121. Această diversitate admite cantități acceptabile de contaminare a sistemului. O gravitate specifică mai ridicată indică că sistemul este contaminat cu cantități excesive de solide sau orice alte suplimente cu o densitate mai mare decât cea a glicolului. Gravitatea specifică scăzută ar putea indica una sau mai multe cauze din cele ce urmează:

TEG care conține cantități excesive de EG și/sau DEG (se recomandă înlocuirea glicolului de slabă calitate);

apă în exces în mostră;

degradare termală a glicolului;

degradare oxidantă sau chimică a glicolului.

Compoziția glicolului.

Compoziția glicolului indică calitatea acestuia. Valorile sunt date componentelor glicolului (EG, DEG, TEG, TTEG) conținute în soluția mostrei de glicol. De obicei gradul industrial (97%) TEG sau mai bine, este cerut pentru a avea cele mai bune rezultate ale sistemului glicolului. În adăugare la 97% TEG soluția de glicol ar putea să conțină în combinații variate până la 1,0% EG și 3,0% DEG, dar să nu depășească un total combinat de 3%. Degradarea glicolului va fi adesea reflectată de schimbări în compoziția glicolului și reducerea pH-ului. Degradarea termică este cea mai comună. Este caracterizată prin valori excesive pentru EG, DEG și ocazional prezența TTEG-ului, pH-ul glicolului va fi scăzut. Mostra de glicol va fi închisă la culoare și va avea un miros aromatic, similar bananelor prăjite. Degradarea chimică este cauzată de oxidare și contaminanți acizi. Autooxidarea este o formă de o continuă degradare chimică.