L'H2O dans la production, le stockage et le transport du gaz naturel
Comment mesurer la teneur en eau (humidité) dans les pipelines de la chaîne d'approvisionnement en gaz naturel à l'aide de la technologie TDLAS
Le gaz naturel contient de l'eau (humidité) ; celle-ci est mesurée dans les gazoducs aux sites de production et de collecte, aux points de transactions commerciales, aux stations de compression, aux installations de stockage et sur les marchés de distribution. Plusieurs méthodes sont utilisées pour la déshydratation, comme la pressurisation, le refroidissement et les process d'absorption qui utilisent des dessiccants liquides et solides.
Principaux avantages
Presque sans entretien
Pas d'interférence du glycol, du méthanol ou des amines
Mesures précises en temps réel
Pas de délais de mouillage ou de séchage
Fiable même en conditions difficiles
Le défi
La mesure de l'humidité est essentielle pour les compagnies gazières afin de respecter les spécifications de qualité et de protéger les gazoducs de la corrosion. Les faux positifs sont très coûteux car le gaz ne peut être délivré s'il est "humide". Les flux de gaz naturel peuvent également contenir des niveaux élevés de contaminants solides et liquides ainsi que des gaz corrosifs en concentrations variables (glycol, méthanol, huile de compresseur, composés de soufre).
Notre solution
La spectroscopie d'absorption infrarouge par diode laser accordable (TDLAS) est une technologie introduite dans l'industrie du gaz naturel il y a plus de dix ans. La robustesse de ces analyseurs à base de laser leur a permis d'être utilisés dans les gazoducs avec très peu de maintenance, sans interférence et sans effets néfastes du glycol, du méthanol, de l'amine, du H2S, de bouchons d'humidité, etc.