Физико-химические показатели природных газов, поставляемых и транспортируемых

по магистральным газопроводам (по ОСТ 51.40-93)

Показатель	Значения для разных климатических районов
умеренный	холодный
с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04	с 01.05 по 30.09	с 01. 10 по 30.04
Точка росы газа по влаге, °С, не выше	-3	-5	-10	-20
Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше			-5	-10
Концентрация сероводорода, г/м3, не более	0,007	0,007	0,007	0,007
Концентрация мер-каптановой серы, г/м3, не более	0,016	0,016	0,016	0,016
Концентрация кислорода в газе, об. %	0,5	0,5
Теплота сгорания, низшая, МДж/м3 (при 20 °С и 0,1 МПа)	32,5	32,5	32,5	32,5
Содержание механических примесей и труднолетучих жидкостей	Оговаривается ГПЗ и промысл отдельно в соглашениях на поставку газа с ПХГ

П р и м е ч а н и я.

1. Климатические районы по ГОСТ 16350 — 80 "Климат, районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей". 2. Для газов, в которых содержание углеводородов С_{5+высшие} не превышает 1,0 г/м, точка росы по углеводородам в рамках данного стандарта не нормируется (из-за отсутствия в таких случаях требований на точку росы по углеводородам проектные решения по подготовке "тощего" газа не всегда обеспечивают транспорт газа в однофазном состоянии на головном участке магистрального газопровода). В ряде случаев допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов.

 

Таблица 1.2

Физико-химические показатели природных горючих газов промышленного и коммунально-бытового назначения (по ГОСТ 5542-87)

 

Номерп/п	Показатель	Норма
	Теплота сгорания низшая, МДж/м3, не менее (при 20 °С и 0,1 МПа)	31,8
	Область значений числа Воббе, высшего, МДж/м3	41,2 - 54,5
	Допускаемое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более	± 5
	Концентрация сероводорода, г/м3, не более	0,02
	Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более	0,036
	Доля кислорода в газе, об. %, не более
	Масса механических примесей в 1 м3, г, не более	0,001
	Интенсивность запаха газа при объемной доле 1 %, балл, не менее

П р и м е ч а н и я.

1. Пункты 2, 3, 8 распространяются только на газ коммунально-бытового назначения. Для газа промышленного назначения показатель по п. 8 устанавливают по согласованию с потребителем. Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя по п. 2 для отдельных газораспределительных систем (по согласованию с потребителем). 2. Ранее существовавший стандарт на нефтяной газ по ТУ 39-1193 — 87 "Газ нефтяной переработанный" в связи с введением ГОСТ 5542 — 87 с 1988 г. не действует.

 

Таблица 1.3

Требования и нормы на сжатый природный газ, используемый как топливо для двигателей внутреннего сгорания по ГОСТ 27577-87 (показатели для газа, приведенного к стандартным условиям: 20 °С и 0,1013 МПа)

 

Номер п/п	Показатель	Значение
	Теплота сгорания, низшая, кДж/м3, не менее	32600-36000
	Относительная плотность (по воздуху), не менее	0,56-0,62
	Расчетное октановое число газа, не менее
	Концентрация сероводорода, г/м3, не более	0,02
	Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более	0,036
	Содержание механических примесей, мг/м3, не более
	Суммарная концентрация негорючих компонентов, включая кислород, об. %
	Содержание воды, мг/м3, не более

 

В то же время определение показателей качества газа, поступающего на промышленное и коммунальное потребление, имеет целью повышение безопасности использования газа и улучшение санитарно-гигиенических условий при сжигании газа (например, в бытовых горелочных устройствах).

Исходя из этих основных целей, важными показателями, по которым отраслевым стандартом ОСТ 51.40 — 93 устанавливаются нормы на качество природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, приняты:

точка росы по влаге — этот показатель до некоторой степени определяет условия безгидратного транспорта газа, обеспечивает повышение надежности работы средств автоматики и снижение коррозионного износа газопроводов, компрессорных станций и технологического оборудования;

точка росы по углеводородам — показатель, определяющий условия транспорта углеводородного газа в однофазном состоянии, что повышает производительность газопровода, устанавливает верхний предел извлечения конденсата из газа на промыслах (тем самым соблюдение этого показателя способствует снижению потерь углеводородного конденсата).

Отраслевой стандарт ОСТ 51.40 — 93 распространяется как на горючие природные газы, так и на нефтяные товарные газы, поставляемые с нефтегазопромыслов, ГПЗ и ПХГ. Целесообразно особо подчеркнуть, что данный стандарт не распространяется на газы, поставляемые с месторождений для обработки на головных сооружениях, УКПГ или ГПЗ, а также на газы, предназначенные для газоснабжения отдельных потребителей, получающих газ непосредственно с промысла и завода, например так называемый газ на "собственные нужды" (на эти случаи при необходимости могут разрабатываться специальные ТУ либо стандарты предприятий). Последняя ситуация в будущем может стать достаточно характерной при вводе в разработку (главным образом, на местные нужды) небольших газовых месторождений, расположенных в европейской части России.

Что же касается ГОСТ 5242 — 87, распространяющегося на природные и нефтяные газы промышленного и коммунально-бытового назначения, то в этом нормативном документе показатели точек росы газа вообще не нормируются! Отмечается только, что точка росы газа по влаге в пункте сдачи должна быть ниже температуры газа. Основными показателями в этом стандарте приняты теплота сгорания и так называемое число Воббе, которое определяет условия наиболее эффективного и полного сгорания газа в бытовых газогорелочных устройствах (без значительного образования сажи, срывов и проскоков пламени), а также интенсивность запаха (см. табл. 1.2).

В ГОСТ 5242 — 87 и ОСТ 51.40 — 93 установлены практически близкие нормы на допустимое содержание в газе сероводорода, механических примесей и кислорода. Следует особо подчеркнуть, что с 01.01.97 г. значительно усилились требования на предельно допустимое содержание в горючем газе сероводорода и меркаптановой серы.

В настоящее время все большее распространение получает использование природного газа как топлива для автомобилей. Технические требования на этот вид топлива установлены ГОСТ 27577 — 87 "Газ природный топливный сжатый для газобаллонных автомобилей". Данный стандарт распространяется на природный сжатый газ, применяемый как топливо (для средств передвижения с двигателями внутреннего сгорания). Сжатый природный газ, предназначенный для заправки автотранспортных средств, должен соответствовать определенным требованиям (см. табл. 1.3), причем более жестким, чем на газ промышленного и коммунально-бытового назначения.

Получают природный топливный сжатый газ из горючего природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам или городским газовым сетям, компримированием и удалением примесей (до показателей, представленных в табл. 1.3). Технология удаления примесей не должна допускать изменений компонентного состава. В перспективе возможно применение природного топливного газа не только для автомобилей, но и на водном, железнодорожном транспорте и в авиации. В связи с этим в стадии разработки и согласования находится новый ГОСТ "Газ природный компримированный для двигателей внутреннего сгорания". После ввода его в действие ГОСТ 27577 — 87 утратит силу. Отличия разрабатываемого стандарта от действующего ГОСТ 27577 — 87 не только в расширении сферы применимости, но и в приведении некоторых показателей качества в соответствие с европейскими стандартами. Так, например, нормируется нижняя граница для величины низшей теплоты сгорания, равная 31 800 кДж/м³, а верхняя граница не нормируется, кроме того, расширяются границы для относительной плотности газа по воздуху (0,55 — 0,7).

показатели, характеризующие октановое число и содержание паров воды, остаются прежними.

Сравнивая показатели табл. 1.1 — 1.3, можно отметить, что в ГОСТ 27577 — 87 как раз и фигурирует дополнительный и весьма важный показатель качества газа как топлива для автомобилей — октановое число

Таким образом, для обеспечения работы газобаллонных автомобилей к качеству сжатого газа предъявляются повышенные требования (по сравнению с ГОСТ 5542 — 87), в частности, по содержанию в нем влаги (0,009 г/м³, что соответствует точке росы по влаге примерно минус 30 °С при давлении в баллоне 20 МПа). Это и определяет необходимость включения блока дополнительной осушки газа в технологическую схему АГНКС. В настоящее время рекомендуются главным образом адсорбционные процессы доосушки газа при давлениях до 25 МПа с использованием в качестве сорбента цеолитов марки NaA.

Другие требования к качеству газа как топлива для автомобилей вполне обеспечиваются промысловой и заводской обработкой природного газа. Например, норма по содержанию сероводорода и меркаптановой серы (0,02 и 0,036 г/м³) соответствует нормам ГОСТ 5542 — 87 и в сумме существенно ниже, чем допустимое содержание серы в стандартных моторных топливах (для бензина 0,1 мас. %, для дизельного топлива 0,2 мае. % — надо сказать, что последние нормы в перспективе будут пересмотрены в сторону ужесточения для приведения в соответствие с требованиями большинства западноевропейских стран).

Установленные стандартом значения теплоты сгорания, относительной плотности, октанового числа и объемной доли негорючих компонентов поступающего на АГНКС природного газа выбраны с учетом состава природных газов по регионам размещения АГНКС.

Резюмируя краткое содержание трех основных нормативных документов на качество газа, отметим следующее:

1. Отсутствие в этих стандартах каких-либо показателей по содержанию метанола и гликолей (как растворенных в природном газе, так и в капельном виде).

2. Отсутствие четких и строгих определений основных показателей — точек росы газа по воде и углеводородам.

3. Отсутствие четкой взаимоувязки показателей качества товарного газа на УКПГ и в магистральном газопроводе (МГ) в зависимости от применяемой технологии промысловой обработки газа.

Следует также отметить, что технические требования на природный газ, поставляемый за границы России, оговариваются в соответствующих контрактах на поставку. Эти требования должны быть заведомо менее жесткими, чем по ГОСТ 55.42 — 87 и ОСТ 51.40 — 93. В противном случае требуется дополнительная обработка поставляемого за рубеж газа. При несоблюдении ОСТ 51.40 — 93 отдельными газодобывающими предприятиями возможны нарушения условий контрактов (и вытекающие из этого серьезные штрафные санкции). Однако опыт эксплуатации северных газовых месторождений страны свидетельствует, что ОСТ 51.40 — 93 практически постоянно соблюдается на основных газодобывающих предприятиях Тюменской области (ПО Надымгазпром, Уренгой-Газпром и Ямбурггаздобыча). Отдельные факты нарушений имеют главным образом организационно-технический характер и постепенно устраняются.

Газодобывающие предприятия и ГПЗ могут при необходимости вводить свои стандарты предприятий на смеси газообразных углеводородов, получаемые при промысловой и заводской обработке природных газов. Так, недавно в Уренгойгазпроме введен в действие стандарт предприятия СТП 05751745-17 — 97 на технические требования по газу деэтанизации. Газ деэтанизации представляет собой смесь углеводородов, получаемую при переработке нестабильного конденсата. Техническими условиями в составе этого газа нормируется только содержание С_{5+высшие} (не более 2,2 мас. %).

Перейдем к рассмотрению технических требований на чистые газообразные продукты, получаемые из природного и нефтяного газов. Здесь прежде всего имеются в виду ТУ на метан, гелий и газовые смеси.

Технические требования по ТУ 51-841—87 распространяются на метан газообразный, получаемый из природного газа методом низкотемпературной ректификации. Этим документом регламентируется компонентный состав (об. %): метан — 99,9; этан + пропан — 0,03 (не более); азот + кислород — 0,07 (не более), при этом содержание этан+пропан и азот + кислород менее 0,01 об. % интерпретируется как отсутствие этих фракций. Допустимо содержание водяных паров не более 0,03 г/м³, что соответствует 39,4 ррм (отвечает точке росы по влаге, равной минус 50 °С).

Как известно, из природного газа извлекается ряд ценных компонентов, например инертные газы (прежде всего, гелий).

Технические требования по ТУ 51-940 — 80 распространяются на газообразный гелий, получаемый из природного и нефтяного газов или гелиевого концентрата. Газообразный гелий применяется: в газовой хроматографии, при плавке, резке и сварке металлов, с целью создания инертной атмосферы в криогенной технике и др. Технические требования установлены на четыре марки гелия А, Б, В и гелий технический. Содержание гелия (на безводной основе) для этих марок должно составлять, об. % (не менее): 99,995 (марка А); 99,99 (Б); 99,99 (гелий+ неон, марка В); 99,8 (техн.) Для каждой марки регламентируются объемные доли примесей: азота; водорода; кислорода; аргона; углеводородов; диоксида + оксида углерода, неона и водяных паров. Дополнительные требования предусматриваются для гелия марки В Миннибаевского ГПЗ. На гелиевый концентрат, получаемый из природного газа на Оренбургском гелиевом заводе, распространяются технические требования ТУ 51-115 — 87. Гелиевый концентрат является сырьем для производства гелия и поставляется партиями или подается в подземное хранилище (для сохранения ресурсов гелия с целью последующего его использования). Регламентируется компонентный состав гелиевого концентрата, об. %: гелий — 80 (не менее); азот —20 (не более); водород — 4 (не более); метан —1 (не более); кислород + аргон —0,5 (не более).

На стандартные образцы состава газовых смесей, выпускаемых серийно под техническим названием "поверочные газовые смеси", распространяются ТУ 6-16-2956 — 76. Такие газовые смеси предназначены для градуировки, аттестации и поверки средств измерений содержания компонентов в газовых средах, аттестации методик выполнения измерений, а также для контроля правильности результатов измерений, выполняемых по стандартизированным или аттестованным методикам. Поверочные газовые смеси получают путем смешения исходных чистых компонентов в заданных соотношениях.

 

 

1.2. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА, ШФЛУ, СМЕСЕЙ ЛЕГКИХ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

 

При промысловой подготовке и заводской переработке природного и попутного нефтяного газов помимо товарного газа получают целую гамму жидких углеводородных продуктов: конденсаты, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженные газы, углеводородные фракции (этановая, пропановая, бутановая и др.) и чистые жидкие углеводороды, топлива для зажигалок, пропелленты, газовые бензины и дизельное топливо.

Какого-либо специального нормативно-технического документа, детально регламентирующего показатели качества этих углеводородных продуктов, пока не разработано. Для характеристики качества жидких углеводородных продуктов газопереработки обычно используются следующие физико-химические показатели: давление насыщенных паров; углеводородный состав (и/или фракционный состав); содержание меркаптановой серы и сероводорода, воды, щелочей, метанола; цвет, запах и др.

 

Газовый конденсат

 

Различают стабильный и нестабильный газовые конденсаты. Нестабильный конденсат — продукция промысловых установок подготовки конденсатсодержащего природного газа. Нестабильный конденсат содержит наряду с компонентами С_5+В и более легкие компоненты, тогда как в стабильных конденсатах содержание легких компонентов (С₃ - С₄) сводится к технологически допустимому минимуму. Нестабильный конденсат частично стабилизируют (дегазируют) уже непосредственно на промысле, а затем по конденсатопроводу направляют на установки стабилизации и переработки (чаще всего осуществляется в заводских условиях). Поэтому технические требования на стабильный конденсат обычно указываются непосредственно в регламентах на эксплуатацию установок промысловой подготовки газа, а также в регламентах на эксплуатацию установок стабилизации конденсата, действующих в пределах газодобывающего предприятия.

Например, разработаны технические требования на нестабильный конденсат, поступающий на УСК по конденсатопроводам с установок промысловой обработки газа Уренгойского и Ямбургского ГКМ по ТУ 05751745-02 — 88 (табл. 1.9). Из данных таблицы следует, что состав нестабильного конденсата по всем компонентам не регламентируется (норма дается только по компонентам C₁ и С₂), так как он определяется составом пластового газа (переменным во времени) и условиями его обработки на УКПГ. Поскольку термобарические режимы работы конденсатопроводов известны, то регламентация содержания С₁ и С₂ позволяет обеспечить внутрипромысловый транспорт нестабильного конденсата практически в однофазном (жидком) состоянии, что, в частности, сводит к минимуму пульсации гидродинамических параметров и повышает надежность системы внутрипромыслового транспорта конденсата.

В северных условиях нестабильный конденсат обычно транспортируется совместно с водными растворами ингибиторов гидратообразования (метанола или гликолей) на установки стабилизации конденсата. Эти примеси могут поступать как с установок подготовки газа (где они используются как абсорбенты и/или ингибиторы гидратов) за счет неполного разделения водной и углеводородной фаз либо непосредственно могут вводиться в конденсатопровод с тем, чтобы обеспечить его безгидратный режим (особенно в зимнее время года). Поэтому в технических требованиях на нестабильный конденсат указывается ограничение сверху на содержание водного раствора ингибитора, так по ТУ 05751745-02 — 88 содержание BMP ограничивается величиной 0,1 об. % (табл. 1.9).

Таблица 1.9

Технические требования на нестабильный конденсат по ТУ 05751745-02-88

 

Номер п/п	Показатели	Норма для конденсата
Уренгойского ГКМ	Ямбургского ГКМ
	Содержание компонентов С1 — С2, мас. %, при температуре сепарации:
	до минус 20°С
	ниже минус 20 °С
	Содержание свободной метанольной воды в стабильной части, об. %, не более	0,1	0,1
	Содержание механических примесей в стабильной части, мас. %, не более	0,05	0,1
	Концентрация хлористых солей в стабильной части, мг/дм3, не более
	Плотность при 20 °С, г/см3	Не нормируется, но определение обязательно

 

 

Стабильный газовый конденсат, применяемый как сырье на газоперерабатывающих заводах, должен отвечать отраслевому стандарту ОСТ 51.65-80. Устанавливаются две группы (I и II) конденсата в зависимости от содержания примесей: группа I — для установок стабилизации конденсата, группа II — для промыслов.

В соответствии с этим стандартом стабильный конденсат определяется как смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов, удовлетворяющая требованиям по ряду физико-химических показателей (табл. 1.12).

Основной показатель качества стабильного углеводородного конденсата — давление насыщенных паров (определяется по ГОСТ 1756—52). Этот показатель характеризует наличие в нем легких углеводородов (С₁ —С₄). Требования стандарта жесткие и составляют 500 мм рт. ст. независимо от группы конденсата и времени года. Упругость пара стабильного конденсата должна быть такова, чтобы при нормальном атмосферном давлении обеспечивалось его хранение в жидком состоянии до температуры 38 - 40 °С.

Содержание воды в стабильном конденсате, равное 0,1—0,5 мас. % (определяется по ГОСТ 2477 — 65), допускается в пределах меньших, чем для сырой нефти (0,5—1 %). При этом содержание метанола не нормируется, хотя в отдельных случаях этот показатель может быть очень важен: он определяется и нормируется по согласованию с потребителем.

Таблица 1.12

Технические требования к качеству стабильного газового конденсата (ОСТ 51.65-80)

Номер п/п	Показатели	Норма для кондесата стабильного
I группа	II группа
	Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.)	66,7 (500)	66,7 (500)
	Содержание воды, мас. %, не более	0,1	0,5
	Содержание механических примесей, мас. %, не более	0,005	0,05
	Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
	Содержание общей серы, мас. %	Не нормируется. Определяется по требованию потребителя
	Содержание сероводорода, мас. %	Определяют для сернистого конденсата
	Плотность при 20 °С, кг/дм3	Не нормируется, определение обязательно

П р и м е ч а н и е.

Массовое содержание сероводорода в конденсате установлено не более 0,03 %. Технология сбора, хранения и транспортирования стабильного газового конденсата должна обеспечить условия, при которых концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны не должна превышать ПДК = 3 мг/м³ по ГОСТ 12.1.005-88.

 

Содержание общей серы и сероводорода определяется по требованию потребителя (ГОСТ 19121-73 и ГОСТ 17323-71 соответственно). Содержание хлористых солей определяется по ГОСТ 21534 — 76, механических примесей — по ГОСТ 6370 — 83, а такая практически важная характеристика, как плотность стабильного конденсата, — по ГОСТ 3900 — 85.