Технические условия к качеству природного и попутного нефтяного газов могут быть подразделены на несколько групп.
1. Технические требования на газы, поступающие во внутрипромысловые коллекторы (газопроводы) после их первичной обработки на промысле.
2. Технические требования на газы, подаваемые в магистральные газопроводы.
3. Технические требования на газы, предназначенные в качестве сырья и топлива при промышленном и коммунально-бытовом потреблении (в том числе и при использовании горючего газа как топлива для газобаллонных автомобилей).
4. Технические требования на газообразные чистые компоненты, получаемые из природного газа.
5. Технические требования на газовые смеси определенного состава, используемые для специальных целей (например, как стандартные смеси для хроматографии).
Отметим, что технические требования на газы, подаваемые во внутрипромысловые газопроводы (шлейфы, коллекторы), а также установки комплексной подготовки газа обычно не задаются какими-либо специальными нормативными документами, а фиксируются в соответствующих проектах разработки, обустройства месторождений и конкретизируются в технологических регламентах на установки промысловой обработки газа. Приведем, однако, случаи, когда фиксация этих требований в соответствующих ТУ или стандартах предприятий является достаточно актуальной. Существуют определенные требования на содержание капельной жидкости и механических примесей на сырой газ, подаваемый на компримирование (на ДКС, расположенную в "голове" процесса промысловой обработки газа). Эти требования отражены в ТУ 26-12-638 — 82. Подобные же жесткие требования на содержание примесей (жидкой и твердой фаз) в газе должны соблюдаться при его подаче на расширительные устройства — центробежные турбодетандеры (к сожалению, последние требования до сих пор четко не регламентированы). Другой пример — внутрипромысловый транспорт сероводородсодержащего газа с установок первичной промысловой обработки на соответствующий ГПЗ. Здесь существующие технические требования по влажности газа направлены на ограничение коррозионной активности кислого газа.
В настоящее время (согласно проектам обустройства газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера) для ряда месторождений предполагается строительство одной централизованной установки подготовки газа (УКПГ) и нескольких с ней связанных установок первичной подготовки газа (УППГ), например, схема обустройства валанжинской залежи Ямбургского месторождения предусматривает одну УКПГ и две УППГ. На УППГ производится только предварительная сепарация природного газа, который далее поступает во внутрипромысловый коллектор (газопровод) УППГ-УКПГ, причем внутрипромысловый транспорт сырого газа (газ + нестабильный конденсат + водный раствор ингибитора гидратов и/или коррозии) может осуществляться на расстояние несколько десятков километров (25 — 30 км, а иногда и свыше 50 км). Принципиальная возможность внутри- и межпромыслового транспорта газа (т.е. газожидкостных смесей) на значительные расстояния с гидродинамической точки зрения давно обоснована. При реализации подобных проектов по внутрипромысловому транспорту сырого газа на значительные расстояния целесообразно параллельно разрабатывать и нормы технологического проектирования, содержащие технические требования как на сырой газ, поступающий во внутрипромысловый коллектор, так и на режимы эксплуатации этого коллектора (здесь имеются в виду следующие показатели: термобарические условия; диапазон возможных скоростей потока газа, обеспечивающих вынос жидкой фазы из пониженных участков трассы газопровода; количество подаваемого ингибитора гидратообразования и т.п.).
Что касается показателей качества товарного газа, подаваемого в магистральные газопроводы и далее конечному потребителю газа, то при их разработке учитываются следующие технические соображения.
1. Целесообразно обеспечить магистральный транспорт газа в однофазном состоянии (предполагается, что в трубопроводе практически не должны выделяться из газа как углеводородная жидкая фаза, так и водная фаза: под водной фазой здесь имеются в виду жидкая вода; водные растворы метанола, гликолей, аминов с примесями ингибиторов коррозии, а также лед и твердые газовые гидраты).
2. Товарный газ не должен вызывать сколько-нибудь значительную коррозию трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и т.п.
3. Необходимо обеспечить и определенные потребительские качества газа как топлива или углеводородного сырья (в частности, теплотворную способность) у конечного потребителя с обязательным учетом требований безопасности при использовании газа (одорирование газа; жесткие ограничения на содержание сероводорода и т.д.).
Технические требования на качество природного газа в настоящее время нормируются тремя стандартами.
1. Отраслевым стандартом на газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам, ОСТ 51.40 — 93. Основные требования этого нормативного документа представлены в табл. 1.1.
2. Государственным стандартом 5542 — 87 на газы природные для промышленного и коммунально-бытового назначения (табл. 1.2).
3. Государственным стандартом 27577 — 87 на газ природный сжатый для газобаллонных автомобилей (табл. 1.3).
Целесообразность нормирования показателей качества природных газов несколькими нормативно-техническими документами определяется различием требований на показатели качества газа для магистрального транспорта и для использования его в промышленности, в быту и как топлива для газобаллонных автомобилей. Так, целью установления показателей и норм на качество газа, предназначенного для транспорта по магистральным газопроводам, является повышение надежности и эффективности работы газотранспортных систем, а также повышение коэффициента извлечения углеводородного конденсата на газодобывающих предприятиях и, следовательно, снижение потерь конденсата.
Таблица 1.1
