Тема № 4. Подготовка газа

Вопрос № 1. Общие сведения.

Существует следующая классификация углеводородных газов:

1. природные;

2. попутные;

3. техногенные.

Природные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на:

1. газы из газовых месторождений;

2. газы из газоконденсатных месторождений;

3. газы из газогидратных месторождений.

Попутные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на:

1. газы начальных ступеней сепарации;

2. газы средних ступеней сепарации;

3. газы конечных ступеней сепарации.

Техногенные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на:

1. газы нефтепереработки и нефтехимии;

2. газы углепереработки;

3. газы остальных технологических процессов.

Природные углеводородные газы из чисто газовых месторождений до 99 % об.состоят из метана и называются сухим (или тощим) газом, т.е. содержащим тяжелых углеводородов начиная с пропана < 150 г/м³ при ст.усл

Газы из газоконденсатных и газогидратных месторождений относятся либо к газам средней жирности (содержание С_3+высш от 150 300 г/м³ при ст.усл.), либо к жирным (богатым) газам (содержание С_3+высш > 300 г/м³ при ст.усл.).

Все попутные газы характеризуются повышенным (по сравнению с природными) содержанием тяжелых компонентов, относительная доля которых возрастает от начальных к конечным ступеням сепарации. И природные и попутные газы представлены только предельными (парафиновыми) компонентами.

Рассмотрение техногенных газов выходит за рамки нашего курса.

Помимо углеводородной составляющей (в том числе и жидко – капельной) и природные и попутные газы могут содержать азот, углекислый газ, сероводород, COS, CS₂, меркаптаны, тиофены, благородные газы, а также пары воды и механическую пыль (включая продукты коррозии и соли).

Существуют следующие пути утилизации углеводородных газов:

1. сжигание в факелах;

2. Использование для целей ППД, повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения, доразработки нефтяных месторождений;

3. Создание подземных газовых хранилищ;

4. Откачка потребителям в качестве энергоносителя или технологического сырья.

Сжиганию в факелах в основном подвергается газ на начальных этапах разработки месторождений или при отсутствии потребителей, или, наконец, при отсутствии соответствующих трубопроводов и технологических мощностей по подготовке газа к транспортированию.

В настоящее время на долю попутного газа приходится примерно 30 % об.от его общего производства, причём, в факелах сжигается более 25 % от этого количества.

Использование углеводородов для технологических целей и создания подземных газовых хранилищ широкого распространения не получило.

Поэтому, основным путём утилизации газа является его откачка в качестве энергоносителя или технологического сырья потребителям среди которых первое место принадлежит газоперерабатывающим заводам (ГПЗ). При этом:

1. Если поставка газа осуществляется по магистральным газопроводам, то его качество регламентируется отраслевым стандартом ОСТ 51. 40 – 93 в соответствии с которым транспортируемый газ должен удовлетворять следующим требованиям, изложенным в табл.8.

Допускается поставка в отдельные трубопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям. Климатические районы определяются по ГОСТ 16350.

Для месторождений, введённых в эксплуатацию до 1983 г. показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых Генеральным Проектантом (ГП) и согласованных с РАО «Газпром».

Для газов, в которых содержание углеводородов С_5+высш  1 г/м³ ст.усл. точка росы по углеводородам не нормируется.

2. Если газ в незначительном количестве примешивается к уже существующему магистральному газопроводу, или поставляется конкретному потребителю по тупиковому трубопроводу, то требования к качеству газа устанавливаются в договорах между поставщиком и потребителем, исходя из конкретных условий.

3. Если газ поставляется непосредственно на ГПЗ без закачки в магистральные трубопроводы, то добывающая организация обычно подготавливает газ только исходя из условий обеспечения его доставки на завод. где

его качество и доводится до кондиции, соответствующей требованиям газотранспортных организаций.

Табл.8.

Требования к физико – химическим показателям углеводородных газов, предназначенных к

Магистральному транспорту.

№ п.п.	Наименование показателей	Значение для климатических районов				Метод испытания
		Умеренный		Холодный
		01.05-30.09	01.10-30.04	01.05-30.09	01.10-30.04
1. 2.	Точка росы газа по влаге, 0С, не выше Точка росы газа по углеводородам, 0С, не выше	-3 0	-5 0	-10 -5	-20 -10	по ГОСТ 20060 по ГОСТ 20061
3.	Температура газа, 0С	Температура газа на входе и в трубопр.устанавливается проектом
4. 5. 6. 7. 8.	Масса H2S, г/м3, ст.усл., не более Масса меркаптановой серы, г/м3, ст.усл., не более Объёмная доля кислорода, %, не более Теплота сгорания, низшая, МДж/м3 ст.усл., не менее Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей.	0,007 0,016 0,5 32,5	0,007 0,016 0,5 32,5	0,007 0,016 1,0 32,5	0,007 0,016 1,0 32,5	по ГОСТ 223. 87.2 по ГОСТ 22387.2 по ГОСТ 23781 по ГОСТ 22667
		Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа

3. Наконец, если газ подаётся непосредственно коммунально – бытовым потребителям, его качество регламентируется ГОСТ 5542 – 87 в соответствии с которым транспортируемый газ должен удовлетворять следующим требованиям (Табл.9.):

Табл.9.