Плотность природного газа

В зависимости  от условий сбыта и требований потребителя можно получать и  смеси различных компонентов, таких  как широкая фракция легких углеводородов, нестабильный бензин, гелий-сырец и  т.п. Все эти продукты и полупродукты получают на промысловых заводах по переработке продукции скважин. Хотя в основе промысловой переработки ле- 

300 

 жат  известные в нефтехимической  технологии массо- и теп-лообменные  процессы, работа промыслового газоперерабатывающего завода протекает в специфических условиях, связанных с особенностями разработки месторождения. К ним относятся изменения объемов переработки сырья в зависимости от периода разработки месторождения, а зачастую и времени года; состава сырья, поступающего на переработку; давления и температуры сырья; количества и состава примесей, поступающих с сырьем в процессе разработки месторождения. 

Эти особенности  предъявляют особые требования к  проектированию промысловых заводов  по переработке продукции скважин. Они должны обладать повышенной гибкостью, маневренностью и надежностью. 

Промысловые перерабатывающие заводы должны быть естественным элементом системы  эксплуатации месторождений газообразного  и жидкого сырья. Целевая задача этой системы — максимальное извлечение и доведение до товарной кондиции всех компонентов пластовой смеси при условии соблюдения норм охраны недр и окружающей среды и минимально возможных затратах. 

При переработке  газоконденсатов с высоким содержанием  нафтеновых углеводородов процессы платформинга можно осуществлять с последующей экстрактацией для получения ароматических углеводородов и выделения их концентратов. Один из вариантов такой схемы показан на рис. 5.1, t- 

Газоконденсаты  с незначительным содержанием нафтеновых углеводородов целесообразно использовать в качестве сырья для пиролиза (рис. 5.1, ¦). При пиролизе одинаковых фракций прямогонного бензина из нефти и конденсата суммарный выход олефинов С2-С4 практически одинаков. Однако расход водяного пара на пиролиз газоконденсата при прочих равных условиях может быть на 10 % (по массе) ниже, чем при пиролизе нефтяного бензина, что указывает на значительную экономическую эффективность переработки газоконденсата или его фракций таким путем. 

При других вариантах группового химического состава газоконденсата схемы переработки могут изменяться с целью максимального извлечения из сырья наиболее ценных продуктов. Возможна и комплексная схема переработки газов и газоконденсата (химического профиля), особенно для таких месторождений, как Оренбургское. В подобных случаях в схему желательно включать комплекс, утилизирующий се- 

301 
 

 Рис. 5.1. Поточные схемы переработки  конденсатов с высоким (Ф) и  невысоким (•) содержанием нафтеновых  углеводородов (нефтехимический 

профиль) 

роводород из газа, и другие серосодержащие соединения из конденсата с целью производства элементарной серы высокой чистоты. 

5.1. ТОВАРНЫЕ  КОНДИЦИИ СУХОГО ГАЗА И СТАБИЛЬНОГО  КОНДЕНСАТА 

При использовании  природного газа и сопутствующих  продуктов как топлива или  сырья для химической и нефтехимической промышленности к ним предъявляются высокие требования по качеству и ограничению уровня возможного загрязнения окружающей среды при сбросе продуктов сгорания в атмосферу (табл.5.1). 

Природный газ и продукты его переработки, направляемые промышленным потребителям, должны отвечать стан- 

ТАБЛИЦА 5.1. 

Допустимые  нормы концентрации компонентов  газа 

Компонент

 Допустимые  нормы загрязнения воздушного  бассейна, мг/м3 

 Особо  охраняемые территории

 Прочие  территории 

 средняя  за 24 ч

 допустимый максимум

 средняя  за 24 ч

 допустимый  максимум 

Аммиак  Бензин Фенол Фториды Двуокись серы Сероводород

 Серная  кислота Хлор Сажа Двуокись  азота Свинец Окись углерода

0,20 1,50 0,01 0,01 0,15

0,008 0,10

0,03 0,05 0,085

0,0007 1,0

0,20

5 0,01 0,03 0,50

0,008 0,30

0,10 0,05 0,085

0,0007 3,00

0,50 80 0,20 0,03 0,50

0,15 0,10

0,30 0,10 0,15

0,001 2,00

1,50 240 0,60 0,10 1,0

0,30 0,30

0,60 0,10 0,50

0,002 6,00 

303 

 дартам  или техническим условиям их  транспортировки, хранения, поставки  и использования. Прием товарных  продуктов по качественным показателям  производят в пунктах сдачи  поставщикам. В случае несоответствия их качества установленным стандартам или ТУ обычно проводят повторные определения качества. Порядок разрешения спорных вопросов по показателям качества товарных продуктов устанавливается по договоренности между поставщиком и потребителем в соглашениях на поставку. При невозможности двустороннего разрешения спорные вопросы решают в арбитражном порядке. 

Природный газ. Технические условия или  стандарты на природный газ, подаваемый потребителям, должны отражать допустимое содержание сероводорода, воздуха или кислорода, углекислого газа, окиси углерода, допустимую влагонасы-щенность, содержание твердых примесей и других компонентов, теплотворную способность и т.д. Различают требования, предъявляемые к природным газам, подаваемым в магистральные газопроводы и коммунально-бытовым потребителям. Спецификации на поставку газа включают один или несколько показателей технических условий или стандартов, в основном теплотворную способность и плотность природного газа (табл. 5.2). 

ТАБЛИЦА 5.2 

Основные  требования, предъявляемые к природным  газам, используемым промышленными  и бытовыми потребителями 

Показатели

 Газ 

 подаваемый  в газо-

 для  потребления 

 проводы 

Теплота сгорания, кДж/м3

 Регламентируется  по регионам. Допус- 

 кается  отклонение ±10 % от номинальной 

 низшей  теплоты сгорания 

 Содержание  сероводорода,

20

20 

мг/м3, не более 
 

Точка росы, °С: 
 

летом

 О-г-15

- 

зимой

-5-=--25

- 

Объемная  доля кислорода, % 
 

не более 
 

Содержание  механических

1

1 

примесей, мг/м3, не более 
 

Содержание  окиси углерода,

1-3

1 

мг/м3, не более 

2 

Запах

 Должен  ощущаться при содержании в 

 воздухе  1 % газа 

304 

 При  отборе проб газа для контроля  качества должны быть соблюдены  условия, исключающие попадание  воздуха и посторонних примесей. 

Содержание  воды в газе определяют по точке  росы для данного давления. С помощью  номограммы влажности природных  газов по значениям точек росы и давления можно определить содержание воды в газе. 

Точку росы газа можно определить конденсационным  методом. Приборы, основанные на этом методе измерения, состоят из камеры давления с термометром и зеркалом. При охлаждении камеры начало конденсации определяют визуально, а точку росы — по термометру. Указанным способом измеряют точку росы природных газов по воде и тяжелым углеводородам. 

При непрерывном  измерении точки росы природного газа по воде применяют приборы, основанные на определении электропроводности гигроскопической соли. Поглощенная  влага электролитическим способом разлагается на водород и кислород. Сила тока электролиза (чем выше влажность, тем больше сила тока) является мерой содержания воды в анализируемом природном газе. 

Содержание  тяжелых углеводородов в природном  газе можно рассчитать по составу  газа, а также с помощью малых  низкотемпературных конденсационных установок. Плотность газа определяют взвешиванием и сравнением его с массой того же объема воздуха. 

Для оценки содержания кислых газов — сероводорода, двуокиси углерода, сероуглерода, меркаптанов  — в природном газе используют сорбционные методы. Количество механических примесей определяют с помощью стандартных фильтров (пропуском анализируемой пробы газа через этот фильтр). 

Конденсат. Конденсаты различных месторождений  заметно отличаются по фракционному составу. Различают метановые (или  парафиновые) конденсаты, нафтеновые и ароматические по преимущественному содержанию соответствующих углеводородов. Стабильность или нестабильность конденсата, содержащего наряду с С5+ более легкие компоненты, определяют по упругости его паров и объему выкипания при температуре 323 К и атмосферном давлении (от 25 до 85 %). Температура конца кипения большинства конденсатов составляет 423-463 К, а иногда превышает 573 К (для месторождений с нефтяной оторочкой). Упругость пара стабильного конденсата должна обеспечивать возможность хранения его в жид- 

305 

 ком  состоянии при температуре до 310,8 К и атмосферном давлении. Такие параметры конденсата, как плотность, концентрация примесей, цвет, содержание серы и парафина, определяют стандартными методами, используемыми для анализа нефти и нефтепродуктов. Содержание серы оценивают по коррозионной активности на медной пластинке. Количество воды в конденсате допускается в пределах 1 — 2 %. 

Жидкие  продукты газоперерабатывающих предприятий -этан, пропан, бутан, пропан-бутан, широкая  фракция углеводородов — характеризуются  такими показателями, как упругость  паров, плотность, содержание легких фракций, цвет, содержание примесей и воды (табл. 5.3). 

Товарный  пропан — жидкость, содержащая 95 % пропана  или пропилена, упругость паров  которой при температуре 310,8 К  не превышает 1,5 МПа. Допустимое содержание бута-нов 1 — 2 %; содержание этана ограничивается максимальным давлением паров. Предъявляемые к товарному пропану требования по коррозионной активности, содержанию серы, влажности и плотности регламентируются техническими условиями на его поставку. Если пропан используют в качестве моторного топлива, в нем ограничивают допустимое содержание пропилена. 

Товарный  бутан — жидкость, содержащая в  основном бу-таны или бутены и имеющая  упругость паров не более 0,5 МПа  при температуре 310,8 К. При атмосферном  давлении температура испарения 95 % (по объему) товарного бутана не должна превышать 274,2 К. Требования по ограничению примесей в товарном бутане аналогичны требованиям, предъявляемым к товарному пропану. 

Пропан-бутановая  смесь. Упругость паров пропан-бутано-вой  смеси или сжиженного газа при температуре 310,8 К не должна превышать упругость паров пропана (см. табл. 5.3).