ГОСТ Р 54389-2011

Группа А22

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

КОНДЕНСАТ ГАЗОВЫЙ СТАБИЛЬНЫЙ

Технические условия

Stable gas condensate. Specifications

ОКС 75.060
ОКП 027132

Дата введения 2012-07-01

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании" , а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 "Природный и сжиженные газы"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 августа 2011 г. N 247-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет

1 Область применения

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на конденсат газовый стабильный, подготовленный на установках первичной переработки к транспортированию и/или к применению в качестве сырья для дальнейшей переработки на территории Российской Федерации и на экспорт.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов

ГОСТ Р ИСО 3675-2007 Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра

ГОСТ Р ИСО 14001-2007 Системы экологического менеджмента. Требования и руководство по применению

ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром

ГОСТ Р 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии

ГОСТ Р 52247-2004 Нефть. Методы определения хлорорганических соединений

ГОСТ Р 52340-2005 Нефть. Определение давления паров методом расширения

ГОСТ Р 52659-2006 Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора

ГОСТ Р 53521-2009 Переработка природного газа. Термины и определения

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.019-79 * Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 12.1.019-2009 , здесь и далее по тексту
 
ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 12.4.010-75 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия

ГОСТ 12.4.011-89 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация

ГОСТ 12.4.020-82 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты рук. Номенклатура показателей качества

ГОСТ 12.4.021-75 Система стандартов безопасности труда. Системы вентиляционные. Общие требования

ГОСТ 12.4.068-79 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты дерматологические. Классификация и общие требования

ГОСТ 12.4.103-83 Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация

ГОСТ 2.4.111-82* Система стандартов безопасности труда. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия
________________
* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ 12.4.111-82 . - Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 12.4.112-82 Система стандартов безопасности труда. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 17.1.3.05-82 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами

ГОСТ 17.1.3.10-83 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу

ГОСТ 17.1.3.12-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше

ГОСТ 17.1.3.13-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных вод от загрязнения

ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями

ГОСТ 17.4.2.01-81 Охрана природы. Почвы. Номенклатура показателей санитарного состояния

ГОСТ 17.4.3.04-85 Охрана природы. Почвы. Общие требования к контролю и охране от загрязнения

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 2177-99 (3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определения парафина

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 19121-73 Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе

ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

ГОСТ 31340-2007 Предупредительная маркировка химической продукции. Общие требования

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и по информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 53521 , а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 конденсат газовый стабильный; КГС: Газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов С-С, отвечающий требованиям настоящего стандарта.

Примечание - Стабильный газовый конденсат получают путем первичной переработки нестабильного газового конденсата.

4 Технические требования

4.1 КГС должен соответствовать требованиям таблицы 1.


Таблица 1 - Требования к КГС

4.3 В условном обозначении КГС указывают его группу в зависимости от значений концентрации хлористых солей, массовой доли сероводорода и метил- и этилмеркаптанов.

Пример условного обозначения КГС - Конденсат газовый стабильный, 1 группа, ГОСТ Р.

5 Требования безопасности

5.1 По степени воздействия на организм человека КГС относится к 4-му классу опасности по ГОСТ 12.1.007 .

Контакт с КГС оказывает вредное воздействие на центральную нервную систему, вызывает раздражение кожного покрова, слизистых оболочек глаз и верхних дыхательных путей.

При работе с КГС учитывают предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ КГС в воздухе рабочей зоны, установленные ГОСТ 12.1.005 и гигиеническими нормативами . ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны, содержащихся в КГС, по углеродам алифатическим предельным С-С в пересчете на углерод - 900/300 мг/м (где 900 мг/м - максимальная разовая ПДК, а 300 мг/м - среднесменная ПДК).

КГС, содержащий сероводород (дигидросульфид) с массовой долей более 20 млн, считают сероводородсодержащим в соответствии с ГОСТ Р 51858 и относят ко 2-му классу опасности. Для сероводорода (дигидросульфида) максимальная разовая ПДК в воздухе рабочей зоны - 10 мг/м, максимальная разовая ПДК сероводорода (дигидросульфида) в смеси с алифатическими предельными углеводородами С-С в воздухе рабочей зоны - 3,0 мг/м, класс опасности 2 .

Контроль содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны осуществляют в соответствии с ГОСТ 12.1.005 .

5.2 КГС относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОСТ 19433 .

5.3 Пары КГС образуют с воздухом взрывоопасные смеси с температурами: вспышки - ниже 0 °С, самовоспламенения - выше 250 °С. Для КГС конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044 .

Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров КГС с воздухом - IIА и Т3 по ГОСТ Р 51330.11 и ГОСТ Р 51330.5 соответственно.

5.4 Требования безопасности при работе с КГС должны быть не ниже требований ГОСТ 12.1.004 , правил безопасности - и правил электробезопасности по ГОСТ 12.1.019 .

5.5 Работающие с КГС должны выполнять требования правил безопасности и быть обучены правилам безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004 и мерам пожарной безопасности в соответствии с нормами пожарной безопасности Федерального закона и Приказа МЧС .

5.6 При работе с КГС следует применять индивидуальные средства защиты в соответствии с ГОСТ 12.4.010 , ГОСТ 12.4.011 , ГОСТ 12.4.020 , ГОСТ 12.4.068 , ГОСТ 12.4.103 , ГОСТ 12.4.111 , ГОСТ 12.4.112 и типовыми отраслевыми нормами, утвержденными в установленном порядке.

5.7 Санитарно-гигиенические требования к показателям микроклимата и допустимому содержанию вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать ГОСТ 12.1.005 .

5.8 Все здания, помещения, лаборатории, в которых производят операции с КГС, должны быть обеспечены вентиляцией, отвечающей требованиям ГОСТ 12.4.021 и санитарных правил , должны соответствовать требованиям пожарной безопасности и иметь средства пожаротушения согласно Федеральному закону . Также в них должен быть предусмотрен комплекс противопожарных мероприятий в соответствии с правилами безопасности , строительными нормами и правилами , , нормами пожарной безопасности и сводами правил по пожарной безопасности .

Искусственное освещение и электрооборудование зданий, помещений и сооружений должно отвечать требованиям взрывобезопасности согласно Постановлению Правительства Российской Федерации .

6 Требования охраны окружающей среды

6.1 При проведении работ с КГС должны выполняться требования, установленные законодательством Российской Федерации в области охраны окружающей среды, а система экологического менеджмента должна соответствовать ГОСТ Р ИСО 14001 . При этом должно обеспечиваться непревышение нормативов допустимого воздействия на окружающую среду.

6.2 Правила установления допустимых выбросов КГС в атмосферу осуществляют в соответствии с ГОСТ 17.2.3.02

Нормативы выбросов КГС в атмосферный воздух, вредных физических воздействий на атмосферный воздух и временно согласованных выбросов устанавливаются, разрабатываются и утверждаются в соответствии с Федеральным законом об охране атмосферного воздуха в порядке, определенном Постановлением Правительства Российской Федерации .

Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха населенных мест регламентируются санитарными правилами и действующим законодательством Российской Федерации.

6.3 Общие требования к охране поверхностных и подземных вод установлены Федеральным законом , ГОСТ 17.1.3.05 , ГОСТ 17.1.3.10 , ГОСТ 17.1.3.12 , ГОСТ 17.1.3.13 .

ПДК КГС в воде объектов культурно-бытового пользования и хозяйственно-питьевого назначения - не более 0,1 мг/дм по санитарным нормам и правилам . ПДК КГС в воде водных объектов рыбохозяйственного значения не более 0,05 мг/дм в соответствии с Приказом Росрыболовства .

6.4 Охрану почвы от загрязнения КГС осуществляют в соответствии с ГОСТ 17.4.2.01 , ГОСТ 17.4.3.04 и действующим законодательством Российской Федерации.

Санитарно-эпидемиологические требования к качеству почвы регламентируются санитарными правилами .

6.5 Деятельность по обращению с отходами производства осуществляется в соответствии с санитарными правилами , и регулируется Федеральным законом .

Порядок разработки и утверждения нормативов образования отходов и лимитов на их размещение определен Приказом Минприроды Российской Федерации .

6.6 При транспортировке и применении КГС должны быть предусмотрены меры, исключающие попадание его в системы бытовой и ливневой канализации, а также в открытые водоемы и почву. Места возможных разливов КГС должны иметь обваловку и систему специального дренажа. Предупреждение и ликвидацию аварийных ситуаций, связанных с разливом КГС, осуществлять в соответствии с планом ликвидации аварийных разливов КГС.

7 Правила приемки

7.1 КГС принимают партиями. Партией считают количество КГС, отправляемое в один адрес и сопровождаемое документами о качестве по ГОСТ 1510 (паспорт качества).

7.1.1 За партию КГС принимают:

- на узле учета при непрерывном перекачивании по конденсатопроводу перекачанное за определенный период времени количество КГС, замеренное приборами учета и согласованное поставщиком (грузоотправителем) и потребителем (грузополучателем);

- на узле учета при отгрузке в транспортные средства - количество КГС, определенное по согласованию между поставщиком и потребителем.

7.2 Для проверки соответствия КГС требованиям настоящего стандарта проводят приемо-сдаточные испытания по показателям, приведенным в таблице 1.

7.3 Отбор КГС проводят по ГОСТ 2517 и ГОСТ Р 52659 .

7.4 Документ о качестве (паспорт), выдаваемый изготовителем или продавцом (на предприятиях, осуществляющих хранение готовой к реализации продукции), должен содержать:

- наименование изготовителя (продавца);

- наименование и группу КГС;

- нормативные значения характеристик, установленные настоящим стандартом для данной группы КГС;

- фактические значения этих характеристик, определенные по результатам испытаний;

- номер резервуара (номер партии), из которого данная проба КГС отобрана;

- дату отбора;

- дату проведения анализа КГС.

Документ о качестве (паспорт) подписывается руководителем предприятия или уполномоченным им лицом и заверяется печатью.

7.6 При несоответствии любого из показателей требованиям настоящего стандарта или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости.

Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию.

7.7 При разногласиях в оценке качества КГС между поставщиком и потребителем проводят испытания хранящейся арбитражной пробы. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон. Результаты испытаний арбитражной пробы считают окончательными и вносят в документ о качестве на данную партию КГС.

8 Методы испытаний

8.1 Давление насыщенных паров, выход фракций, массовую долю сероводорода и легких меркаптанов определяют в точечных пробах, отобранных по ГОСТ 2517 или ГОСТ Р 52659 .

Остальные показатели качества КГС определяют в объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517 или ГОСТ Р 52659 .

8.2 Давление насыщенных паров КГС определяют по ГОСТ 1756 , ГОСТ Р 52340 или .

Допускается применять метод согласно с приведением к давлению насыщенных паров по ГОСТ 1756 .

8.3 Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 .

Допускается применять метод или .

При разногласиях в оценке качества КГС массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола.

8.4 Массовую концентрацию хлористых солей в КГС определяют по ГОСТ 21534 . При проведении анализа в водную вытяжку добавляют 1 см 6 моль/дм серной кислоты и кипятят не менее 30 мин. Допускается применять метод согласно .

8.5 Массовую долю серы определяют по ГОСТ Р 51947 , ГОСТ 19121 или , .

8.6 Плотность КГС при температуре 20 °С определяют по ГОСТ 3900 , при температуре 15 °С - по ГОСТ Р 51069 , ГОСТ Р ИСО 3675 или -.

Плотность КГС на потоке в трубопроводе определяют плотномерами.

8.7 Определение массовой доли органических хлоридов в КГС выполняют по ГОСТ Р 52247 или по .

Для получения фракции, выкипающей до температуры 204 °С, допускается использование аппаратуры по ГОСТ 2177 (метод Б).

8.8 В случае разногласий в оценке качества показателя, определяемого по настоящему стандарту несколькими методами, арбитражным считают метод, указанный первым в таблице 1.

8.9 Разногласия, возникающие в оценке качества КГС по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580 .

9 Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

9.1 Маркировка КГС - по ГОСТ 14192 , ГОСТ 19433 и ГОСТ 31340 .

9.2 Транспортирование КГС - по ГОСТ 1510 и в соответствии с правилами перевозки грузов, установленными на каждом виде транспорта.

9.3 Основной объем КГС относят к опасным грузам 3-го класса по ГОСТ 19433 . Подкласс опасности поставляемого КГС и номер ООН устанавливает грузоотправитель.

9.4 Упаковка и хранение КГС по ГОСТ 1510 .

10 Гарантии изготовителя

10.1 Изготовитель гарантирует соответствие качества КГС требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования и хранения в течение 6 мес с даты изготовления, указанной в документе о качестве (паспорт качества).

10.2 По истечении гарантийного срока хранения проводят испытания КГС на соответствие требованиям настоящего стандарта для принятия решения о возможности его применения или дальнейшего хранения в установленном порядке.

Приложение А (рекомендуемое). Форма документа о качестве (паспорт качества) конденсата газового стабильного

Результаты испытаний конденсата газового стабильного

Электронный текст документа
подготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по:
официальное издание
М.: Стандартинформ, 2012

Любой конденсат получается после перехода газообразного вещества в жидкое из-за снижения давления или температуры. В недрах земли существуют не только газовые, но и газоконденсатные залежи. Когда давление и температура снижаются в результате бурения скважины, образуется газовый конденсат – смесь жидких углеводородов, отделившихся от газа.

Под конденсатностью понимают содержание жидких УВ в газе в пластовых условиях (см 3 /м 3).

Газоконденсатный фактор - величина, обратная конденсатности.

Различают сырой и стабильный конденсаты . Под сырым подразумевают УВ, при стандартных условиях находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, пропаном, бутанами). Конденсат, состоящий только из жидких УВ (от пентанов и выше) при стандартных условиях принято называть стабильными.

По физическим свойствам конденсаты характеризуются большим разнообразием. Плотность конденсатов меняется от 0,677 до 0,827 г/см 3 ; показатель преломления от 1,39 до 1,46; молекулярная масса - от 92 до 158.

Состав. Многочисленными исследованиями установлена генетическая связь подстилающих (образовавших) их нефтей. Конденсаты, как и нефти, состоят из УВ трех типов - метановых, нафтеновых и ароматических.

Однако распределение этих групп УВ в конденсатах имеют следующие особенности в отличие от нефтей:

1) абсолютное содержание (в ср.) ароматических УВ в бензиновых фракциях конденсатов выше, чем в нефтях;

2) встречаются бензиновые фракции, в которых содержится одновременно большое количество нафтеновых и ароматических УВ;

4) концентрации разветвленных метановых УВ ниже концентрации нормальных структур;

5) на долю этилбензола среди ароматических УВ состава С 8 Н 10 приходится в ср. значительно меньший %, чем в нефтях.

Таким образом конденсаты состоят из более простых соединений, чем нефти. В нефтях преобладают циклопентановые УВ, в конденсатах - циклогексановые. Ароматические УВ в нефтях обычно сосредоточены в высококипящих фракциях, в конденсатах, наоборот, в низкокипящих. Содержание серы в конденсатах колеблется от 0-1,2%. В отдельных залежах или скважинах могут быть обнаружены конденсаты, УВ состав которых может отклоняться от общих закономерностей, это связано с геологическими особенностями конкретного района.

Конденсаты заметно отличаются и по фракционному составу. В среднем они на 60-80% выкипают до 200С, но есть конденсаты (или нефтеконденсатные смеси), конец кипения которых 350-500С, содержащие в своем составе асфальтены.

В процессе разработки газоконденсатных залежей состав конденсатов меняется. По мере снижения давления происходит частичная конденсация УВ в пласте, и эта часть в основном уже не извлекается на поверхность. В результате этого происходит изменение количественной и качественной характеристики пластовой газоконденсатной смеси - изменение группового УВ состава. При снижении давления происходит выпадение в пласт высококипящих фракций конденсата, и плотность его уменьшается. Иногда плотность конденсатов, напротив, увеличивается, что в основном характерно для разрабатываемых газовых шапок.

Газовый конденсат - смесь жидких углеводородов, конденсирующихся из природных газов. Газовый конденсат представляет собой бесцветную или слабоокрашенную жидкость. Внешне, как правило, газоконденсат представляет собой прозрачную жидкость. Цвет данной жидкости может варьировать от соломенно-жёлтого до жёлто-коричневого. От чего же зависит цвет вещества?

Оказывается, интенсивность окраски жидкости зависит от количества содержащихся в ней примесей нефти. Возможно, вы слышали название «белая нефть». Так вот – это общепринятое название газового конденсата.

Каким образом происходит отделение газового конденсата? Глубоко в недрах нашей земли залегают различные ископаемые. В том числе – газ и газоконденсат. Обнаружив данные залежи, добывающая компания бурит скважину в толщу земли, пытаясь добраться до газосодержащих пластов. В ходе бурения давление в пластах уменьшается и параллельно снижается температура. Как вам известно, любой конденсат появляется тогда, когда значительно снижается либо температура окружающей среды, либо давление. Вот и в случае добычи газа происходит именно этот процесс. Давление и температура падают, и при этом из газа начинают выделяться жидкие углеводороды смешанного состава (С5 и выше). Это и есть наша «белая нефть».

При этом, чем выше баротермические показатели до начала конденсации, тем большее количество углеводородов может быть растворено в добываемом газе. Также на количество углеводородов влияет состав газа в пласте и наличие «нефтяных оторочек». Нефтяной оторочкой называют часть залежи, содержащей нефть, а также газ и конденсат. Концентрироваться в пласте газовый конденсат может в различных пределах – от 5 г/ м? до 1000 г/ м?. Если газовые залежи находятся на большой глубине, то для получения конденсата приходится не только понижать температуру газа, но также дополнительно его абсорбировать и ректифицировать.

Для того, чтобы давление в пласте сохранялось на высоком уровне как можно дольше, углеводороды фракции С1-С2 закачиваются обратно в скважину. В результате непосредственно из скважины получается так называемый «нестабильный» конденсат. Он поступает к потребителям по специальным проводящим системам. Нестабильный конденсат подвергают тщательной очистке от примесей, удаляют из состава газ. Теперь он становится «стабильным». Данный вид газового конденсата доходит до конечного потребителя либо по трубопроводам, либо наливным транспортом.

Каков состав газового конденсата? На состав газового конденсата оказывает влияние множество факторов. На углеводородный состав конденсата и количество фракций в нём влияют условия залегания пласта; условия, при которых происходит отбор вещества. Очень важно учитывать и период времени, в течение которого данная залежь эксплуатируется. Ранее мы упоминали о влиянии на состав конденсата «нефтяных оторочек», имеющихся в пласте. Следует учитывать и условия миграции газоконденсата в залежи в ходе её формирования, а также химический состав пластового газа. В общем и целом, содержимое газового конденсата подобно нефтяному. Но, в отличие от нефти, гаоконденсат не содержит смолистых веществ и асфальтенов. В основном, он включает в себя бензиновые и керосиновые компоненты.

Бензиновые фракции кипят при температуре +30 °С - +200 °С, керосиновые – в пределах +200 °С - +300 °С. Входит в состав конденсата и небольшое количество высококипящих компонентов. Выход бензиновых фракций обычно составляет более половины. Если пласт располагается на большой глубине, то в его составе преобладают керосиновые компоненты и газойль. Чаще встречаются конденсаты, имеющие в своём составе метаны и нафтены, реже – содержащие ароматические или нафтеновые углеводороды.

Для чего служит газовый конденсат? Газоконденсат служит в качестве основы для получения топлива или продуктов нефтехимической промышленности. Так из газового конденсата или бензины высокого качества. Для улучшения качества бензиновые фракции, получаемые из конденсата, подвергают дополнительной обработке. С целью повышения устойчивости топлива к детонации, в состав вводят антидетонаторы. Без дополнительной обработки данные виды топлива можно использовать лишь в тёплый сезон, так как они быстро мутнеют и застывают. Для того, чтобы эти виды топлива работали и в холода, из их состава удаляется парафин.

Для производства пластических масс, синтетических каучуков, разного рода волокон и смол используются ароматические углеводороды, олефины и другие мономерные молекулы, получаемые при обработке газового конденсата. Добывающие предприятия заинтересованы в разработке конденсатов, имеющихся на крупных месторождениях. Ими вводятся в строй установки, обладающие большой единичной мощностью.

Например, компания Газпром владеет месторождениями с запасами газового конденсата, составляющими более 1 миллиарда тонн. В год данная компания добывает около 13 миллионов тонн газоконденсата.
Жидкие смеси углеводородов (все они отличаются различным строением молекул и кипят при высокой температуре), которые выделяются в качестве побочного продукта на газоконденсатных, газовых и нефтяных месторождениях, объединяются общим названием - газовые конденсаты. Состав и количество их зависят от места и условий добычи, поэтому варьируются в широких пределах. Однако их можно разделить на два типа: стабильный газовый конденсат в виде бензино-керосиновых фракций (а иногда и более высокомолекулярных жидких компонентов нефти), нестабильный продукт, в состав которого, кроме углеводородов С5 и выше, входят газообразные углеводороды в виде метан-бутановой фракции.

Конденсат может поступать от трех типов скважин, где добывается: Сырая нефть (он идет в виде попутного газа, который может залегать под землей отдельно от сырой нефти (пластами) или быть растворенным в ней). Сухой природный газ (отличается низким содержанием растворенных в нем углеводородов, выход конденсата невысокий). Влажный природный газ (добывается на газоконденсатных месторождениях и отличается высоким содержанием бензинового конденсата). Количество жидких компонентов в природных газах варьируется от 0,000010 до 0,000700 м? на 1 м? газа. Для примера, выход стабильного газового конденсата на различных месторождениях: Вуктыльское (Республика Коми) - 352,7 г/м?; Уренгойское (Западная Сибирь) - 264 г/м?; Газлинское (Средняя Азия) - 17 г/м?; Шебелинское (Украина) - 12 г/м?.

Природный газовый конденсат представляет собой многокомпонентную смесь различных жидких углеводородов с низкой плотностью, в которой присутствуют газообразные компоненты. Он конденсируется из сырого газа во время понижения температуры при бурении скважин (ниже точки росы добываемых углеводородов). Его часто называют просто "конденсат" или "газовый бензин". Схемы отделения конденсата от природного газа или нефти разнообразны и зависят от месторождения и назначения продуктов. Как правило, на технологической установке, сооруженной рядом с газовым или газоконденсатным месторождением, добытый газ готовят к транспортировке: отделяют воду, очищают до определенного предела от сернистых соединений, транспортируют потребителю углеводороды С1 и С2, небольшую их долю (от добытого) закачивают в пласты для поддержания давления. Выделенная фракция (после удаления из нее компонентов С3, но с небольшим их содержанием) и есть тот газовый конденсат, который направляется в виде сырьевого потока на нефтеперерабатывающие заводы или на установки нефтехимического синтеза. Транспортировка осуществляется по трубопроводу или наливным транспортом.

Газовый конденсат на нефтеперерабатывающих заводах используется как сырье для производства бензина с невысоким октановым числом, для повышения которого применяются антидетонационные добавки. Кроме того, продукт характеризуется высокой температурой помутнения и застывания, поэтому его используют для получения летнего топлива. В качестве дизельного топлива газовый конденсат применяются реже, так как требуется дополнительная депарафинизация. Это направление использует меньше трети добытых конденсатов.

Наиболее интересным технологическим решением является использование такого продукта, как широкая фракция легких углеводородов для нефтехимического синтеза. С ее получения начинается переработка газового конденсата. Более глубокие процессы продолжаются на установках пиролиза, где ШФЛУ применяется в качестве сырья для получения таких важных мономеров, как этилен, пропилен и много других сопутствующих им продуктов. Затем этилен направляется на установки полимеризации, из него получают полиэтилен различных марок. В результате полимеризации пропилена получается полипропилен. Бутилен-бутадиеновая фракция используется для изготовления каучука. Углеводороды С6 и выше являются сырьем для производства нефтехимического синтеза (получают бензол), и только фракция С5, являющаяся сырьем для получения ценнейших продуктов, используется пока неэффективно.

Дистиллят газового конденсата - это аналог дизельного топлива, близкий ему по плотности и другим характеристикам. В составе его содержатся бензиновые и керосиновые фракции, однако асфальтены и смолистые вещества отсутствуют. Дистиллят газового конденсата представляет собой прозрачную жидкость со специфическим запахом. Он бывает легким, средним и тяжелым, различается по составу и сфере применения.

Можно сказать, что дистиллят газового конденсата, цена которого сравнительно невысока, может стать отличной альтернативой дизельному топливу. А также, благодаря достойному качеству, этот продукт получил огромную популярность в нефтехимии и лакокрасочной промышленности. 31/01/18

Стабильный газовый конденсат

Углеводородная жидкость, состоящая из тяжёлых углеводородов С 5+ , в которой растворено не более 2-3% масс. пропан-бутановой фракции. Установлены две группы (I и II) стабильного конденсата в зависимости от содержания примесей - воды, механических примесей, хлористых солей .

В соответствии со стандартом ОСТ 51.65 - 80 стабильный конденсат определяется как смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов, удовлетворяющая требованиям по ряду физико-химических показателей. Основной показатель - давление насыщенных паров - при плюс 38є С должен составлять 66650 Па (500 мм рт. ст.). Таким образом, упругость паров стабильного конденсата должна быть такова, чтобы при нормальном атмосферном давлении обеспечивалось его хранение в жидком состоянии до температуры порядка плюс 60є С.

Свойства транспортируемого флюида

Свойства нефти, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу или перевозки в танкерных цистернах, зависят от её состава. Свойства нефти определяет количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми, ароматическим углеводородами и другими компонентами. Эти свойства необходимо учитывать на всех этапах обращения с нефтью (и нефтепродуктами):

· при товарно-учётных операциях;

· при перекачке или при перевозке;

· при переработке и использовании в качестве топлива.

Плотность. Плотность обычно изменяется в пределах от 650 до 920 кг/м 3 . Используется также понятие относительной плотности, которая определяется отношением плотности жидких углеводородов к плотности воды при 20є С. Точное определение плотности жидких углеводородов имеет большое коммерческое значение, поскольку объёмы используемых резервуаров хорошо известны, и это позволяет точнее определять коммерческий вес перекачиваемого продукта .

Общее свойство плотностей жидких углеводородов - они уменьшаются с ростом температуры (1 нефтяной баррель = 42 галлона = 0,158988 м 3 = 159 л).

Из следующего графика следует (см. рис. 2.), что для рассмотренных нефтей при росте температуры на 100 гр. Цельсия их плотность уменьшается на 120-150 кг/м 3 , т.е. на 15-18%.

Рис. 2.

Коэффициент объёмного сжатия - величина, характеризующая изменение относительного объёма жидкости при изменении давления на единицу. Характерные значения этого коэффициента для нефти и конденсата находятся в интервале (5-15).10 - 4 1/МПа, т.е. эти продукты обладают малой сжимаемостью.

Столь большие значения коэффициента объёмного сжатия нефти и жидких углеводородов ответственны за сильные гидравлические удары в трубопроводах, возникающих при возникновении нестационарности при движении транспортируемого продукта.

Общая закономерность - коэффициент объёмного сжатия уменьшается по мере роста плотности жидкости .

Коэффициент объёмного расширения - величина, характеризующая относительное изменение объёма жидкости при изменении температуры на 1є С.

Особенно высоким коэффициентом объёмного расширения среди жидких углеводородов обладают сжиженные углеводородные газы. При одном и том же повышении температуры пропан (бутан) расширяется в 16,1 (11,2) раза больше, чем вода, и в 3,2 (2,2) раза больше, чем такой нефтепродукт, как керосин.

При повышении температуры СУГ, расширяясь, создают опасные напряжения в металле, которые могут привести к разрушению резервуаров. Это следует учитывать при заполнении последних, сохраняя требуемый для безопасной эксплуатации объем паровой фазы, т.е. необходимо предусматривать паровую "подушку". Для резервуаров, где проектный рост температуры хранящегося продукта не превышает 40° С, степень заполнения принимается равной 0,85, при большей проектной разности температур - степень заполнения принимается ещё меньше.

Подавляющая часть перекачиваемых в магистральных трубопроводах жидких углеводородов при условиях транспортировки относятся к т. н. ньютоновским жидкостям, основным свойством которых является способность к движению даже при приложения к ним минимального напряжения сдвига.

Обеспечивая перекачку жидкой углеводородной смеси в однофазном состоянии и с сохранением её "ньютоновских" свойств обеспечивается не только минимальные энергетические потери на её транспортировку, но и стабильные условия её перекачки.

Для этого при транспортировке жидких углеводородных смесей поддерживаются необходимые термобарические параметры, а сами жидкие смеси в случае необходимости соответствующим образом обрабатываются с целью достижения ими необходимых для трубопроводной транспортировки свойств .

Вязкость. От вязкости транспортируемого продукта зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку жидких углеводородов и др. Особенностью вязкости как физического свойства жидкость является очень широкий спектр её значений для разных углеводородных жидких систем, а также её сильная зависимость от температуры транспортировки. Общее свойство вязкости жидких углеводородов - она уменьшается с ростом температуры.

В международной системе единиц СИ динамическая (молекулярная, сдвиговая) вязкость измеряется в пуазах (сантипуазах, сПз) или в мПа. с: вязкость жидких углеводородов изменяется в широком интервале - от 0,5 до 250 мПа. с.

Температура застывания - это такая температура, при достижении которой нефть (нефтепродукт) в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45є в течение 1 мин. Переход нефти из жидкого состояния в твёрдое происходит постепенно, в некотором интервале температур. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти определяется как переход от свободно-дисперсного золя в связанно-дисперсное состояние (гель).

Температура нефти (жидкого углеводородного продукта), перекачиваемой по подводному трубопроводу, зависит (кроме температуры на входе в трубопровод) зависит от температуры придонного слоя морской воды в случае, когда трубопровод уложен на морское дно без заглубления, или от температуры грунта в случае, когда трубопровод находится в подводной траншее.

Температура перекачиваемой жидкости определяет величину вязкости и другие её реологические характеристики и таким образом влияет на режим перекачки; она определяет возможность застывания нефти (жидкого углеводородного продукта) в случае, если её температура достигает значения температуры застывания.

Поскольку обычно температура транспортируемого продукта понижается при его передвижении по трубопроводу, это может приводить к заметному росту его вязкости и коэффициента гидравлического сопротивления и, как следствие, к увеличению гидравлических потерь на трение, до тех пор, пока температура продукта падает. Иногда, это может привести к полной остановке трубопровода .

Если транспортируемая нефть относится к парафинистым или высокопарафинистым (неньютоновским для условий транспортировки) средам, подобные колебания загрузки осложняют эксплуатацию трубопроводов, особенно в случае морских месторождений и подводных трубопроводов. Транспорт продукции с низкой производительностью приводит к образованию застойных зон и накапливанию парафиноотложений (иногда, даже при использовании ингибиторов парафиноотложений) с постепенным повышением перепада давления в трубопроводе.

Главной причиной образования парафиновых отложений является температурный фактор - её уменьшение при транспортировке, а распределение парафиновых отложений в трубопроводе определяется особенностями его теплового режима.

На непротяжённых морских трубопроводах, чаще всего промысловых, иногда используется технология, основанная на использовании попутного подогрева продукта, который происходит из-за нагрева стенок труб.

Наряду с месторождениями нефти и газа большое значение для энергетики России, стран Ближнего Востока и государств АТР представляют разработки газовых конденсатов. Это продукт в подготовленном для транспортировки виде представляет собой смесь высококипящих сложных углеводородов типа С5+, то есть в которых число углеродных атомов в молекулах больше пяти.

Виды газового конденсата определяются типом месторождений, на которых его добывают как основное или сопутствующее ископаемое. Больше всего его добывают в газоконденсатных месторождениях, меньше — в газовых и нефтяных.

Добыча газа и газового конденсата

Она ведется с больших глубин — от 2 до 5 км. В газоносных пластах при огромном давлении (до 60 МПа) и высокой температуре конденсат физически не присутствует — он образуется (конденсируется в жидкость) только при выходе смеси на поверхность, когда существенно понижаются температура и давление среды.

Газожидкостное вещество, извлекаемое из месторождений, нестабильно, поскольку содержит, кроме газа:

1. легкие углеводороды: метан, бутан, пропан, этан;
2. водометанольную жидкость;
3. стабильный конденсат, который нужно отделить от остальных компонентов.

Путем сложных и многостадийных технологических операций очистки продукта от газов, механических примесей, серы, хлористых солей и воды получают жидкий (при нормальном давлении) конденсат, транспортируемый для переработки на нефтехимические и топливные предприятия. Плотность газового конденсата — от 660 до 840 кг/м³.

Переработка газового конденсата

Очищенная смесь состоит из молекул углеводородов с количеством атомов углерода от 5 до 30. Температуры кипения конденсата — от 150 до 320 ºС.

Представляет собой светлую жидкость соломенного или желтого цвета. Отличается высоким выходом светлых нефтепродуктов (75-98 процентов). Это означает, что из газового конденсата получают намного больше бензина, дизельного топлива, чем из нефти, в которой выход светлых продуктов не превышает 40 процентов.

Газовый конденсат нефти , являющийся сопутствующим на нефтяных месторождениях, может иметь более темную окраску (коричневую) из-за присутствия нефти.

Свойства газового конденсата определяются его фракционным составом, который, в свою очередь, зависит от типа месторождения, глубины залегания, срока эксплуатации и других факторов.

Главными компонентами конденсата являются бензиновая фракция с температурой кипения от 30 до 200 ºС, керосиновая (200-300 ºС) и высококипящая, из которой получают другие продукты.