GOST R 54389-2011

Grupa A22

STANDARDUL NAȚIONAL AL ​​FEDERATIEI RUSE

CONDENS DE GAZ STABIL

Specificații

Condens stabil de gaz. Specificații

OK 75.060
OKP 027132

Data introducerii 2012-07-01

cuvânt înainte

Obiectivele și principiile standardizării în Federația Rusă stabilit prin Legea federală din 27 decembrie 2002 N 184-FZ „Cu privire la reglementarea tehnică” și regulile de aplicare a standardelor naționale ale Federației Ruse - GOST R 1.0-2004 „Standardizarea în Federația Rusă. Dispoziții de bază”

Despre standard

1 DEZVOLTAT de Societate cu răspundere limitată„Institutul de Cercetare a Gazelor Naturale și Tehnologii Gazelor – Gazprom VNIIGAZ” (LLC „Gazprom VNIIGAZ”)

2 INTRODUS de Comitetul Tehnic de Standardizare TC 52 „Gaze naturale și lichefiate”

3 APROBAT ȘI PUNERE ÎN VIGOARE prin Ordinul Agenției Federale pentru Reglementare Tehnică și Metrologie din 30 august 2011 N 247-st

4 INTRODUS PENTRU PRIMA Oara


Informațiile despre modificările aduse acestui standard sunt publicate în indexul de informații publicat anual „Standarde naționale”, iar textul modificărilor și amendamentelor.- în panouri informative publicate lunar „Standarde naționale”. În cazul revizuirii (înlocuirii) sau anulării acestui standard, un anunț corespunzător va fi publicat în indexul de informații publicat lunar „Standarde naționale”. Sunt de asemenea plasate informații relevante, notificări și texte Sistem informatic uz comun - pe site-ul oficial al organismului național al Federației Ruse pentru standardizarea pe internet

1 domeniu de utilizare

1 domeniu de utilizare

Acest standard se aplică condensului de gaz stabil preparat la unitățile de procesare primară pentru transport și/sau utilizare ca materie primă pentru prelucrare ulterioară pe teritoriul Federației Ruse și pentru export.

2 Referințe normative

Acest standard utilizează referințe normative la următoarele standarde:

GOST R 8.580-2001 Sistem de stat pentru asigurarea uniformității măsurătorilor. Definirea și aplicarea indicatorilor de precizie a metodelor de testare pentru produsele petroliere

GOST R ISO 3675-2007 Țiței și produse petroliere lichide. Metodă de laborator pentru determinarea densității cu ajutorul unui hidrometru

GOST R ISO 14001-2007 Sisteme de management de mediu. Cerințe și ghid de aplicare

GOST R 50802-95 Ulei. Metodă de determinare a hidrogenului sulfurat, metil și etil mercaptani

GOST R 51069-97 Ulei și produse petroliere. Metodă pentru determinarea densității, a densității relative și a gravitației API cu un hidrometru

GOST R 51330.5-99 (IEC 60079-4-75) Echipament electric rezistent la explozie. Partea 4. Metoda de determinare a temperaturii de autoaprindere

GOST R 51330.11-99 (IEC 60079-12-78) Echipamente electrice rezistente la explozie. Partea 12: Clasificarea amestecurilor de gaze și vapori cu aer în funcție de distanțe maxime experimentale și curenți minimi de aprindere

GOST R 51858-2002 Ulei. Specificații generale

GOST R 51947-2002 Ulei și produse petroliere. Determinarea sulfului prin spectrometrie de fluorescență cu raze X cu dispersie de energie

GOST R 52247-2004 Ulei. Metode de determinare a compușilor organoclorați

GOST R 52340-2005 Ulei. Determinarea presiunii vaporilor prin metoda expansiunii

GOST R 52659-2006 Ulei și produse petroliere. Metode de selecție manuală

GOST R 53521-2009 Prelucrarea gazelor naturale. Termeni și definiții

GOST 12.0.004-90 Sistem de standarde de securitate a muncii. Organizarea instruirii in domeniul securitatii muncii. Dispoziții generale

GOST 12.1.004-91 Sistem de standarde de securitate a muncii. Siguranța privind incendiile. Cerințe generale

GOST 12.1.005-88 Sistemul standardelor de securitate a muncii. Cerințe generale sanitare și igienice pentru aerul din zona de lucru

GOST 12.1.007-76 Sistem de standarde de securitate a muncii. Substanțe dăunătoare. Clasificare și cerințe generale de siguranță

GOST 12.1.019-79 * Sistemul standardelor de securitate a muncii. Siguranta electrica. Cerințe generale și nomenclatura tipurilor de protecție
________________
* Documentul nu este valabil pe teritoriul Federației Ruse. Valabil GOST R 12.1.019-2009, în continuare în text
 
GOST 12.1.044-89 (ISO 4589-84) Sistem de standarde de securitate a muncii. Pericol de incendiu și explozie al substanțelor și materialelor. Nomenclatorul indicatorilor și metodele de determinare a acestora

GOST 12.4.010-75 Sistem de standarde de securitate a muncii. Facilităţi protectie personala. Mănușile sunt speciale. Specificații

GOST 12.4.011-89 Sistemul standardelor de securitate a muncii. Mijloace de protecție a lucrătorilor. Cerințe generale și clasificare

GOST 12.4.020-82 Sistem de standarde de securitate a muncii. Echipament individual de protectie pentru maini. Nomenclatorul indicatorilor de calitate

GOST 12.4.021-75 Sistemul standardelor de securitate a muncii. Sisteme de ventilație. Cerințe generale

GOST 12.4.068-79 Sistemul standardelor de securitate a muncii. Echipament individual de protectie dermatologic. Clasificare și cerințe generale

GOST 12.4.103-83 Sistem de standarde de securitate a muncii. Îmbrăcăminte specială de protecție, echipament individual de protecție pentru picioare și brațe. Clasificare

GOST 2.4.111-82* Sistemul standardelor de securitate a muncii. Costume de barbat pentru protectie impotriva uleiului si produselor petroliere. Specificații
________________
*Probabil o eroare originală. Ar trebui să citească: GOST 12.4.111-82. - Nota producătorului bazei de date.

GOST 12.4.112-82 Sistem de standarde de securitate a muncii. Costume de damă pentru protecție împotriva uleiului și a produselor petroliere. Specificații

GOST 17.1.3.05-82 Protecția naturii. Hidrosferă. Cerințe generale pentru protecția apelor de suprafață și subterane împotriva poluării cu petrol și produse petroliere

GOST 17.1.3.10-83 Protecția naturii. Hidrosferă. Cerințe generale pentru protecția apelor de suprafață și subterane împotriva poluării cu petrol și produse petroliere în timpul transportului prin conducte

GOST 17.1.3.12-86 Protecția naturii. Hidrosferă. Reguli generale protecția apelor împotriva poluării în timpul forajelor și producției de petrol și gaze pe uscat

GOST 17.1.3.13-86 Protecția naturii. Hidrosferă. Cerințe generale pentru protecția apelor de suprafață împotriva poluării

GOST 17.2.3.02-78 Protecția naturii. Atmosfera. Reguli pentru stabilirea emisiilor permise de substanțe nocive de către întreprinderile industriale

GOST 17.4.2.01-81 Protecția naturii. Solurile. Nomenclatorul indicatorilor de stare sanitară

GOST 17.4.3.04-85 Protecția naturii. Solurile. Cerințe generale de control și protecție împotriva poluării

GOST 1510-84 Ulei și produse petroliere. Marcare, ambalare, transport și depozitare

GOST 1756-2000 (ISO 3007-99) Produse petroliere. Determinarea presiunii vaporilor de saturație

GOST 2177-99 (3405-88) Produse petroliere. Metode de determinare a compoziției fracționate

GOST 2477-65 Ulei și produse petroliere. Metodă de determinare a conținutului de apă

GOST 2517-85 Ulei și produse petroliere. Metode de eșantionare

GOST 3900-85 Ulei și produse petroliere. Metode de determinare a densității

GOST 6370-83 Ulei, produse petroliere și aditivi. Metodă de determinare a impurităților mecanice

GOST 11851-85 Ulei. Metoda de determinare a parafinei

GOST 14192-96 Marcarea mărfurilor

GOST 19121-73 Produse petroliere. Metodă de determinare a conținutului de sulf prin ardere într-o lampă

GOST 19433-88 Mărfuri periculoase. Clasificare și etichetare

GOST 21534-76 Ulei. Metode de determinare a conținutului de săruri clorurate

GOST 31340-2007 Etichetarea de avertizare a produselor chimice. Cerințe generale

Notă - La utilizarea acestui standard este recomandabil să se verifice valabilitatea standardelor de referință conform indicilor relevanți întocmiți la 1 ianuarie a anului în curs și conform indicilor de informații publicati în anul curent. Dacă documentul de referință este înlocuit (modificat), atunci când utilizați acest standard, ar trebui să vă ghidați după standardul de înlocuire (modificat). În cazul în care documentul la care se face referire este anulat fără înlocuire, prevederea în care este dat linkul către acesta se aplică în măsura în care această legătură nu este afectată.

3 Termeni și definiții

Acest standard folosește termenii conform GOST R 53521, precum și următorii termeni cu definițiile corespunzătoare:

3.1 condens stabil de gaz; KGS: Condens de gaz obținut prin curățarea condensului de gaz instabil de impurități și separarea hidrocarburilor C-C din acesta, care îndeplinește cerințele acestui standard.

Notă - Condensul de gaz stabil este obținut prin prelucrarea primară a condensului de gaz instabil.

4 Cerințe tehnice

4.1 KGS trebuie să respecte cerințele din Tabelul 1.


Tabelul 1 - Cerințe pentru KGS

4.3 În simbolul KGS, grupul său este indicat în funcție de valorile concentrației de săruri clorură, fractiune in masa hidrogen sulfurat și metil și etil mercaptani.

Exemplu simbol KGS - Condens de gaz stabil, grupa 1, GOST R.

5 Cerințe de siguranță

5.1 În funcție de gradul de impact asupra corpului uman, KGS aparține clasei de pericol a 4-a conform GOST 12.1.007.

Contactul cu CHC are un efect nociv asupra sistemului nervos central, provoacă iritații ale pielii, mucoaselor ochilor și tractului respirator superior.

Când se lucrează cu KGS, se iau în considerare concentrațiile maxime admise (MPC) de substanțe nocive ale KGS în aerul zonei de lucru, stabilite prin GOST 12.1.005 și standardele de igienă. MPC al substanțelor nocive din aerul zonei de lucru, conținute în KGS, pentru carbonii alifatici limita C-Cîn termeni de carbon - 900/300 mg/m (unde 900 mg/m este MPC maxim unic, iar 300 mg/m este MPC de schimbare medie).

KGS care conține hidrogen sulfurat (dihidrosulfură) cu o fracție de masă mai mare de 20 de milioane este considerată care conține hidrogen sulfurat în conformitate cu GOST R 51858 și este atribuită clasei de pericol a 2-a. Pentru hidrogen sulfurat (dihidrosulfură), MPC maxim unic în aerul zonei de lucru este de 10 mg/m, MPC maxim unic pentru hidrogen sulfurat (dihidrosulfură) amestecat cu hidrocarburi saturate alifatice С-С în aerul de zona de lucru este de 3,0 mg/m, clasa de pericol 2.

Controlul conținutului de substanțe nocive din aerul zonei de lucru se efectuează în conformitate cu GOST 12.1.005.

5,2 KGS se referă la lichide inflamabile din clasa a 3-a conform GOST 19433.

Vaporii de 5,3 KGS formează amestecuri explozive cu aerul cu temperaturi: flash - sub 0 °C, autoaprindere - peste 250 °C. Pentru KGS cu o compoziție specifică, limitele concentrației de aprindere sunt determinate conform GOST 12.1.044.

Categoria de explozie și grupul de amestecuri explozive de vapori KGS cu aer - IIA și T3 conform GOST R 51330.11 și, respectiv, GOST R 51330.5.

5.4 Cerințele de siguranță atunci când lucrați cu KGS nu trebuie să fie mai mici decât cerințele GOST 12.1.004, regulile de siguranță - și regulile de siguranță electrică în conformitate cu GOST 12.1.019.

5.5 Cei care lucrează cu CGS trebuie să respecte cerințele regulilor de siguranță și să fie instruiți în regulile de siguranță a muncii în conformitate cu GOST 12.0.004 și măsurile Siguranța privind incendiileîn conformitate cu standardele de securitate la incendiu din Legea federală și Ordinul Ministerului Situațiilor de Urgență.

5.6 Când lucrați cu KGS, ar trebui să utilizați mijloace individuale protecție în conformitate cu GOST 12.4.010, GOST 12.4.011, GOST 12.4.020, GOST 12.4.068, GOST 12.4.103, GOST 12.4.111, GOST 12.4.112 și standardele industriale standard aprobate în modul prescris.

5.7 Cerințele sanitare și igienice pentru indicatorii de microclimat și conținutul admis de substanțe nocive în aerul zonei de lucru trebuie să respecte GOST 12.1.005.

5.8 Toate clădirile, spațiile, laboratoarele în care se efectuează operațiuni cu CGS trebuie să fie prevăzute cu ventilație care îndeplinește cerințele GOST 12.4.021 și normele sanitare, trebuie să respecte cerințele de siguranță la incendiu și să aibă echipament de stingere a incendiilor în conformitate cu legea federală. . De asemenea, ar trebui să prevadă un set de măsuri de prevenire a incendiilor în conformitate cu regulile de siguranță, codurile și reglementările de construcție, standardele de siguranță la incendiu și codurile de siguranță la incendiu.

Iluminatul artificial și echipamentele electrice ale clădirilor, spațiilor și structurilor trebuie să îndeplinească cerințele de siguranță la explozie, în conformitate cu Decretul Guvernului Federației Ruse.

6 Cerințe de mediu

6.1 La efectuarea lucrărilor cu CGS, cerințele stabilit prin lege Federația Rusă în domeniul protecției mediu inconjurator, iar sistemul de management de mediu trebuie să respecte GOST R ISO 14001. În același timp, trebuie să se asigure că nu sunt depășite standardele de impact admisibil asupra mediului.

6.2 Regulile pentru stabilirea emisiilor permise de CHC în atmosferă sunt efectuate în conformitate cu GOST 17.2.3.02

Standardele pentru emisiile de CGS în aerul atmosferic, efectele fizice nocive asupra aerului atmosferic și emisiile convenite temporar sunt stabilite, dezvoltate și aprobate în conformitate cu lege federala privind protecția aerului atmosferic în modul stabilit de Decretul Guvernului Federației Ruse.

Cerințele igienice pentru asigurarea calității aerului atmosferic în zonele populate sunt reglementate de normele sanitare și de legislația actuală a Federației Ruse.

6.3 Cerințele generale pentru protecția apelor de suprafață și subterane sunt stabilite de Legea federală, GOST 17.1.3.05, GOST 17.1.3.10, GOST 17.1.3.12, GOST 17.1.3.13.

MPC KGS în apa obiectelor de uz cultural și casnic și în uz casnic și potabil - nu mai mult de 0,1 mg / dm3 conform normelor și regulilor sanitare. MPC KGS în apa corpurilor de apă cu importanță pentru pescuit nu este mai mare de 0,05 mg / dm3, în conformitate cu Ordinul Agenției Federale pentru Pescuit.

6.4 Protecția solului împotriva poluării CGS se realizează în conformitate cu GOST 17.4.2.01, GOST 17.4.3.04 și cu legislația actuală a Federației Ruse.

Cerințele sanitare și epidemiologice pentru calitatea solului sunt reglementate de norme sanitare.

6.5 Activitățile de gestionare a deșeurilor se desfășoară în conformitate cu regulile sanitare și sunt reglementate de Legea federală.

Procedura de elaborare și aprobare a standardelor de generare a deșeurilor și a limitelor pentru eliminarea acestora este stabilită de Ordinul Ministerului Resurselor Naturale al Federației Ruse.

6.6 La transportul și utilizarea CGS, trebuie luate măsuri pentru a preveni pătrunderea acestuia în sistemele de canalizare menajeră și pluvială, precum și în corpurile de apă deschise și în sol. Locurile cu posibile scurgeri de KGS ar trebui să aibă un dig și un sistem special de drenaj. Prevenirea și lichidarea situațiilor de urgență asociate cu deversarea KGS se efectuează în conformitate cu planul de lichidare a deversărilor de urgență a KGS.

7 Reguli de acceptare

Se acceptă 7,1 KGS în loturi. Un lot este considerat a fi cantitatea de KGS trimisă la o adresă și însoțită de documente de calitate în conformitate cu GOST 1510 (pașaport de calitate).

7.1.1 Următoarele sunt acceptate ca lot de KGS:

- la statia de contorizare cu pompare continua prin conducta de condens, cantitatea de gaz pompata pe o anumita perioada de timp, masurata prin aparate de contorizare si agreata de furnizor (expeditor) si consumator (destinatar);

- la stația de contorizare când este expediat la vehicule- numarul de CGS, determinat prin acord intre furnizor si consumator.

7.2 Pentru a verifica conformitatea CGS cu cerințele acestui standard, se efectuează teste de acceptare conform indicatorilor din tabelul 1.

7.3 Selecția KGS se efectuează în conformitate cu GOST 2517 și GOST R 52659.

7.4 Documentul de calitate (pașaportul) emis de producător sau vânzător (la întreprinderile care depozitează produse gata de vânzare) trebuie să conțină:

- numele producatorului (vanzatorului);

- denumirea si grupa KGS;

- valorile normative ale caracteristicilor stabilite prin prezentul standard pentru acest grup de CGS;

- valorile reale ale acestor caracteristici determinate din rezultatele testelor;

- numărul rezervorului (numărul lotului) din care a fost prelevată această probă de CGS;

- data selecției;

- data analizei CGS.

Documentul de calitate (pașaportul) este semnat de șeful întreprinderii sau de o persoană împuternicită de acesta și atestat cu sigiliu.

7.6 Dacă vreunul dintre indicatori nu respectă cerințele acestui standard sau există dezacord cu privire la acest indicator, aceeași probă este retestată dacă este prelevată de la un prelevator instalat pe cursul de apă, sau o probă reluată dacă este prelevată. dintr-un rezervor sau alt container.

Rezultatele testelor repetate sunt extinse la întregul lot.

7.7 În caz de dezacord în evaluarea calității SSC între furnizor și consumator, se efectuează teste ale probei de arbitraj stocate. Testele se efectuează într-un laborator stabilit prin acordul părților. Rezultatele testelor probei de arbitraj sunt considerate finale și sunt incluse în documentul de calitate pentru acest lot de CGS.

8 Metode de testare

8.1 Presiunea vaporilor saturați, randamentul de fracție, fracția de masă de hidrogen sulfurat și mercaptani ușori sunt determinate în probe punctuale prelevate conform GOST 2517 sau GOST R 52659.

Restul indicatorilor de calitate KGS sunt determinați într-un eșantion combinat prelevat conform GOST 2517 sau GOST R 52659.

8.2 Presiunea vaporilor saturați a KGS este determinată conform GOST 1756, GOST R 52340 sau.

Este permisă aplicarea metodei în conformitate cu reducerea presiunii de vapori saturați în conformitate cu GOST 1756.

8.3 Fracția de masă a apei este determinată conform GOST 2477.

Puteți utiliza metoda sau.

În caz de dezacord în evaluarea calității CGS, fracția de masă a apei este determinată conform GOST 2477 folosind xilen anhidru sau toluen.

8.4 Concentrarea în masă Sărurile de clor în KGS sunt determinate conform GOST 21534. În timpul analizei, la extractul apos se adaugă 1 cm 6 mol/dm de acid sulfuric și se fierbe timp de cel puțin 30 de minute. Este permisă aplicarea metodei conform.

8.5 Fracția de masă a sulfului este determinată conform GOST R 51947, GOST 19121 sau,.

8.6 Densitatea KGS la o temperatură de 20 ° C este determinată conform GOST 3900, la o temperatură de 15 ° C - conform GOST R 51069, GOST R ISO 3675 sau -.

Densitatea CGS pe debitul din conductă este determinată de densitometre.

8.7 Determinarea fracției de masă a clorurilor organice în KGS se realizează conform GOST R 52247 sau conform.

Pentru a obține o fracție care fierbe până la o temperatură de 204 °C, este permisă utilizarea echipamentului în conformitate cu GOST 2177 (metoda B).

8.8 În caz de dezacord în evaluarea calității unui indicator determinat conform prezentului standard prin mai multe metode, metoda indicată mai întâi în Tabelul 1 este considerată a fi arbitraj.

8.9 Dezacordurile apărute în evaluarea calității CGS pentru oricare dintre indicatori sunt rezolvate folosind GOST R 8.580.

9 Marcare, ambalare, transport și depozitare

Marcaj 9,1 KGS - conform GOST 14192, GOST 19433 și GOST 31340.

9.2 Transportul KGS - în conformitate cu GOST 1510 și în conformitate cu regulile de transport de mărfuri stabilite pentru fiecare mod de transport.

9.3 Volumul principal de CGS este clasificat ca mărfuri periculoase din clasa a 3-a conform GOST 19433. Subclasa de pericol a KGS furnizată și numărul ONU sunt stabilite de expeditor.

9.4 Ambalarea și depozitarea KGS în conformitate cu GOST 1510.

10 Garanții ale producătorului

10.1 Producătorul garantează că calitatea CGS îndeplinește cerințele prezentului standard, sub rezerva condițiilor de transport și depozitare, timp de 6 luni de la data fabricării indicată în documentul de calitate (certificat de calitate).

10.2 După expirarea perioadei de depozitare de garanție, KGS este testat pentru conformitatea cu cerințele acestui standard pentru a lua o decizie cu privire la posibilitatea utilizării sau depozitării ulterioare în modul prescris.

Anexa A (recomandat). Formular de document privind calitatea (certificat de calitate) a condensului de gaz stabil

Rezultatele testelor de condens de gaz stabil

Textul electronic al documentului
pregătit de CJSC „Kodeks” și verificat cu:
publicație oficială
M.: Standartinform, 2012

Orice condensat se obtine dupa trecerea unei substante gazoase la lichid datorita scaderii presiunii sau temperaturii. În măruntaiele pământului nu există doar gaze, ci și depozite de condens de gaze. Când presiunea și temperatura scad ca urmare a forării unui puț, se formează condens de gaz - un amestec de hidrocarburi lichide separate de gaz.

Sub condensînțelegerea conținutului de hidrocarburi lichide din gaz în condiții de rezervor (cm 3 /m 3).

Factorul de condens al gazului este inversul condensului.

Distinge brutȘi condensuri stabile. Hidrocarburile brute sunt înțelese ca fiind în stare lichidă în condiții standard cu componente gazoase (metan, etan, propan, butani) dizolvate în ele. Un condensat format numai din hidrocarburi lichide (din pentani și mai sus) este de obicei numit stabil în condiții standard.

După proprietăți fizice condensatele se caracterizează printr-o mare diversitate. Densitate condensurile variază de la 0,677 la 0,827 g/cm3; indicele de refracție de la 1,39 la 1,46; masa moleculara - de la 92 la 158.

Compoziţie. Numeroase studii au stabilit relația genetică a uleiurilor subiacente (formate). Condensurile, ca și uleiurile, constau din trei tipuri de hidrocarburi - metan, naftenic și aromatic.

Cu toate acestea, distribuția acestora Grupuri HC în condensate au urmatoarele particularitatile spre deosebire de uleiuri:

1) conținutul absolut (în cf.) de hidrocarburi aromatice în fracțiile de benzină ale condensatelor este mai mare decât în ​​uleiuri;

2) există fracții de benzină care le conțin pe ambele un numar mare de hidrocarburi naftenice și aromatice;

4) concentrația de hidrocarburi metanice ramificate este mai mică decât concentrația structurilor normale;

5) ponderea etilbenzenului dintre hidrocarburile aromatice din compoziţia C 8 H 10 se încadrează în cf. % mult mai mic decât în ​​uleiuri.

Astfel, condensatele sunt compuse din compuși mai simpli decât uleiurile. În uleiuri predomină hidrocarburile ciclopentanice, în condensate - hidrocarburile ciclohexanice. Hidrocarburile aromatice din uleiuri sunt de obicei concentrate în fracții cu punct de fierbere ridicat, în condensate, dimpotrivă, în fracții cu punct de fierbere scăzut. Conținutul de sulf în condensate variază între 0-1,2%. În depozitele sau puțurile individuale pot fi găsite condens, a căror compoziție de hidrocarburi se poate abate de la modelele generale, acest lucru se datorează caracteristicilor geologice ale unei anumite zone.

Condensatele sunt vizibil diferite si prin compunerea fracționată. În medie, se fierb cu 60-80% până la 200C, dar există condens (sau amestecuri ulei-condens), al căror punct de fierbere este de 350-500C, care conțin asfalteni.

În timpul dezvoltării depozitelor de condens gazos, compoziția condensului se modifică. Pe măsură ce presiunea scade, are loc condensarea parțială a hidrocarburilor în rezervor, iar această parte practic nu mai este extrasă la suprafață. Ca urmare, are loc o modificare a caracteristicilor cantitative și calitative ale amestecului de condensat gazos din rezervor - o schimbare a compoziției grupului de hidrocarburi. Odată cu scăderea presiunii, fracțiile de condens cu punct de fierbere ridicat cad în rezervor, iar densitatea acestuia scade. Uneori, densitatea condensului crește, dimpotrivă, ceea ce este caracteristic în principal capacelor de gaz dezvoltate.

Condensul gazos este un amestec de hidrocarburi lichide care se condensează din gazele naturale. Condensul gazos este un lichid incolor sau ușor colorat. În exterior, de regulă, condensatul de gaz este un lichid transparent. Culoarea acestui lichid poate varia de la galben pai la galben-maro. Ce determină culoarea unei substanțe?

Se pare că intensitatea culorii lichidului depinde de cantitatea de impurități de ulei conținute în acesta. Poate că ați auzit numele „ulei alb”. Deci - acesta este numele comun pentru condensatul de gaz.

Cum se separă condensul de gaz? Adânc în măruntaiele pământului nostru se află diverse fosile. Inclusiv gaz și condens de gaz. După ce au descoperit aceste zăcăminte, compania minieră forează un puț în pământ, încercând să ajungă la formațiunile purtătoare de gaze. În timpul forajului, presiunea în formațiuni scade și, în paralel, scade temperatura. După cum știți, orice condens apare atunci când temperatura ambiantă sau presiunea scade semnificativ. Acesta este exact procesul care are loc în cazul producerii gazelor. Scăderea presiunii și a temperaturii și, în același timp, hidrocarburile lichide cu compoziție mixtă (C5 și mai sus) încep să se separe de gaz. Acesta este „uleiul nostru alb”.

În același timp, cu cât parametrii barotermici sunt mai mari înainte de începerea condensului, cu atât este mai mare cantitatea de hidrocarburi care pot fi dizolvate în gazul produs. De asemenea, cantitatea de hidrocarburi este afectată de compoziția gazului din rezervor și de prezența „jantelor de ulei”. O jantă de ulei este o parte a unui rezervor care conține ulei, precum și gaz și condens. Condensul de gaz poate fi concentrat în rezervor în limite diferite - de la 5 g/m? până la 1000 g/m?. Dacă depozitele de gaze sunt situate la o adâncime mare, atunci pentru a obține condens, este necesar nu numai să scădeți temperatura gazului, ci și să îl absorbiți și să îl rectificați suplimentar.

Pentru a menține presiunea din rezervor la un nivel ridicat cât mai mult timp posibil, hidrocarburile din fracțiunea C1-C2 sunt pompate înapoi în puț. Ca urmare, așa-numitul condens „instabil” se obține direct din puț. Vine la consumatori prin sisteme conductoare speciale. Condensul instabil este supus unei purificări amănunțite de impurități, gazul este îndepărtat din compoziție. Acum devine „stabil”. Acest tip de condens de gaz ajunge la utilizatorul final fie prin conducte, fie prin transport în vrac.

Care este compoziția condensului de gaz? Compoziția condensului de gaz este influențată de mulți factori. Compoziția de hidrocarburi a condensatului și numărul de fracții din acesta sunt afectate de condițiile de formare; condiţiile în care are loc selecţia substanţei. Este foarte important să se țină cont de perioada de timp în care acest depozit este exploatat. Mai devreme, am menționat efectul „jantelor de ulei” prezente în rezervor asupra compoziției condensului. Condițiile de migrare a condensului de gaz în zăcământ în timpul formării acestuia, precum și compoziția chimică a gazului din rezervor, trebuie de asemenea luate în considerare. În general, conținutul de condensat de gaz este similar cu cel al petrolului. Dar, spre deosebire de petrol, condensatul de gaz nu conține substanțe rășinoase și asfaltene. Practic, include componente de benzină și kerosen.

Fracțiile de benzină fierb la o temperatură de +30 °С - +200 °С, kerosen - în intervalul +200 °С - +300 °С. Inclus în condens și o cantitate mică de componente cu punct de fierbere ridicat. Producția fracțiilor de benzină este de obicei mai mare de jumătate. Dacă rezervorul este situat la o adâncime mare, atunci componentele de kerosen și motorina predomină în compoziția sa. Condensurile care conțin metan și naftene sunt mai frecvente, mai rar - care conțin hidrocarburi aromatice sau naftenice.

La ce se folosește condensul de gaz? Condensul gazos servește ca bază pentru obținerea combustibilului sau a produselor din industria petrochimică. Deci din condensat de gaz sau benzină de înaltă calitate. Pentru îmbunătățirea calității, fracțiunile de benzină obținute din condens sunt supuse unei prelucrări suplimentare. Pentru a crește rezistența combustibilului la detonare, în compoziție se introduc agenți antidetonant. Fără o prelucrare suplimentară, aceste tipuri de combustibil pot fi folosite numai în sezonul cald, deoarece devin rapid tulburi și se solidifică. Pentru ca acești combustibili să funcționeze pe vreme rece, parafina este îndepărtată din compoziția lor.

Hidrocarburile aromatice, olefinele și alte molecule monomerice obținute în timpul prelucrării condensului gazos sunt utilizate pentru producerea de materiale plastice, cauciucuri sintetice, diverse fibre și rășini. Companiile miniere sunt interesate să dezvolte condens disponibile pe câmpuri mari. Au pus in functiune instalatii cu o capacitate unitara mare.

De exemplu, Gazprom deține zăcăminte cu rezerve de gaz condensat de peste 1 miliard de tone. Această companie produce aproximativ 13 milioane de tone de gaz condensat pe an.
Amestecurile lichide de hidrocarburi (toate au structuri moleculare diferite și fierb la temperaturi ridicate), care sunt eliberate ca produs secundar în condensatul de gaz, gaz și campuri petroliere, sunt unite printr-un nume comun - condensate de gaz. Compoziția și cantitatea lor depind de locul și condițiile de extracție, prin urmare variază foarte mult. Cu toate acestea, ele pot fi împărțite în două tipuri: condensat gazos stabil sub formă de fracții benzină-kerosen (și uneori componente lichide cu greutate moleculară mai mare a petrolului), un produs instabil, care, pe lângă hidrocarburile C5 și superioare, include și hidrocarburi gazoase. sub formă de fracție metan-butan .

Condensul poate proveni din trei tipuri de puțuri în care este produs: Țiței (se prezintă sub formă de gaz asociat, care poate apărea în subteran separat de țiței (straturi) sau poate fi dizolvat în acesta). Gaz natural uscat (caracterizat printr-un conținut scăzut de hidrocarburi dizolvate în el, randamentul de condensat este scăzut). Gaz natural umed (produs din câmpuri de condens de gaze și are un conținut ridicat de condensat de benzină). Cantitatea de componente lichide din gazele naturale variază de la 0,000010 la 0,000700 m? pentru 1 m? gaz. De exemplu, randamentul de condensat de gaz stabil la diferite câmpuri: Vuktylskoye (Republica Komi) - 352,7 g/m?; Urengoy (Siberia de Vest) - 264 g/m?; Gazlinskoe (Asia Centrală) - 17 g/m?; Shebelinskoe (Ucraina) - 12 g/m?.

Condensul de gaze naturale este un amestec multicomponent cu densitate scăzută de diferite hidrocarburi lichide care conțin componente gazoase. Se condensează din gazul brut în timpul scăderii temperaturii în timpul forării sondei (sub punctul de rouă al hidrocarburilor produse). Este adesea denumită pur și simplu „condens” sau „benzină”. Schemele de separare a condensului de gaze naturale sau petrol sunt variate si depind de domeniul si scopul produselor. De regulă, la o instalație de proces construită în apropierea unui câmp de gaz sau condens de gaz, gazul produs este pregătit pentru transport: apa este separată, este purificată într-o anumită măsură din compușii sulfului, hidrocarburile C1 și C2 sunt transportate către consumator, o mică parte din ele (din gazul produs) este pompată în rezervoare pentru menținerea presiunii. Fracția izolată (după îndepărtarea componentelor C3 din aceasta, dar cu un conținut mic din acestea) este condensatul gazos care este trimis ca flux de alimentare către rafinării sau unități de sinteză petrochimică. Transportul se realizează prin conducte sau transport în vrac.

Condensul de gaz la rafinării este folosit ca materie primă pentru producerea de benzină cu un număr octanic scăzut, pentru a crește aditivii antidetonant. În plus, produsul se caracterizează printr-un punct de turburare și un punct de curgere ridicat, deci este folosit pentru a produce combustibil de vară. La fel de combustibil diesel condensatul de gaz este utilizat mai rar, deoarece este necesară o deparafinare suplimentară. Această direcție folosește mai puțin de o treime din condensul produs.

Cel mai interesant solutie tehnologica este utilizarea unui astfel de produs ca o fracție largă de hidrocarburi ușoare pentru sinteza petrochimică. Odată cu primirea acestuia, începe procesarea condensului de gaz. Procesele mai profunde continuă la instalațiile de piroliză, unde NGL-urile sunt folosite ca materie primă pentru a produce monomeri importanți, cum ar fi etilena, propilena și multe alte produse conexe. Apoi etilena este trimisă la unități de polimerizare, din care se obține polietilenă de diferite grade. Ca rezultat al polimerizării propilenei, se obține polipropilenă. Fracția butilen-butadienă este utilizată pentru fabricarea cauciucului. Hidrocarburile C6 și mai sus sunt materii prime pentru producerea sintezei petrochimice (se obține benzen), iar doar fracția C5, care este o materie primă pentru obținerea celor mai valoroase produse, este încă folosită ineficient.

Distilatul de gaz condensat este un analog al motorinei, aproape de acesta în densitate și alte caracteristici. Conține fracții de benzină și kerosen, dar lipsesc asfaltenele și substanțele rășinoase. Distilatul de gaz condensat este un lichid limpede cu un miros specific. Este ușor, mediu și greu, diferă în compoziție și întindere.

Putem spune că distilat de gaz condensat, al cărui preț este relativ scăzut, poate fi o alternativă excelentă la motorină. Și, de asemenea, datorită calității sale decente, acest produs a câștigat o popularitate imensă în industria petrochimică și a vopselei. 31/01/18

Condens de gaz stabil

Hidrocarbură lichidă, constând din hidrocarburi grele C 5+ , în care nu se dizolvă mai mult de 2-3% din masă. fracția propan-butan. S-au stabilit două grupe (I și II) de condensat stabil în funcție de conținutul de impurități - apă, impurități mecanice, săruri clorurate.

În conformitate cu standardul OST 51.65 - 80, condensatul stabil este definit ca un amestec de metan, hidrocarburi naftenice și aromatice care îndeplinește cerințele pentru o serie de parametri fizici și chimici. Indicatorul principal - presiunea vaporilor saturați - la plus 38 ° C ar trebui să fie 66650 Pa (500 mm Hg). Astfel, presiunea de vapori a unui condensat stabil trebuie să fie astfel încât la presiunea atmosferică normală să poată fi stocată în stare lichidă până la o temperatură de ordinul a plus 60 ° C.

Proprietățile fluidului transportat

Proprietățile petrolului care caracterizează posibilitatea transportului prin conducte sau transportului în cisterne depind de compoziția acestuia. Proprietățile uleiului determină raportul cantitativ dintre hidrocarburile parafinice, naftenice, aromatice și alte componente. Aceste proprietăți trebuie luate în considerare în toate etapele de manipulare a uleiului (și a produselor petroliere):

în operațiunile contabile de mărfuri;

la pompare sau în timpul transportului;

în timpul procesării și utilizării ca combustibil.

Densitate. Densitatea variază de obicei de la 650 la 920 kg/m 3 . Se folosește și conceptul de densitate relativă, care este determinat de raportul dintre densitatea hidrocarburilor lichide și densitatea apei la 20 ° C. Definiție precisă densitatea hidrocarburilor lichide este de mare importanță comercială, deoarece volumele rezervoarelor utilizate sunt bine cunoscute, iar acest lucru vă permite să determinați mai precis greutatea comercială a produsului pompat.

Proprietate generală densitățile hidrocarburilor lichide - acestea scad odată cu creșterea temperaturii (1 baril de petrol \u003d 42 galoane \u003d 0,158988 m 3 \u003d 159 l).

Din graficul următor (vezi Fig. 2.) rezultă că pentru uleiurile considerate cu creșterea temperaturii cu 100 gr. Celsius, densitatea lor scade cu 120-150 kg/m 3, adică. cu 15-18%.

Orez. 2.

Raportul de compresie volumetric este o valoare care caracterizează modificarea volumului relativ al unui lichid cu o modificare a presiunii pe unitate. Valorile caracteristice ale acestui coeficient pentru ulei și condens sunt în intervalul (5-15).10 - 4 1/MPa, adică. aceste produse au compresibilitate scăzută.

Asa de mari valori coeficienții de compresie volumetrice ai petrolului și hidrocarburilor lichide sunt responsabili pentru șocuri hidraulice puternice în conducte care apar atunci când apare instabilitatea în timpul deplasării produsului transportat.

Modelul general este că raportul de compresie volumetric scade pe măsură ce densitatea lichidului crește.

Coeficientul de dilatare volumetrică este o valoare care caracterizează modificarea relativă a volumului unui lichid cu o modificare a temperaturii cu 1 °C.

Gazele de hidrocarburi lichefiate au un coeficient de expansiune de volum deosebit de mare printre hidrocarburile lichide. Cu aceeași creștere a temperaturii, propanul (butanul) se extinde de 16,1 (11,2) ori mai mult decât apa și de 3,2 (2,2) ori mai mult decât un produs petrolier precum kerosenul.

Când temperatura crește, GPL-ul, în expansiune, creează tensiuni periculoase în metal, care pot duce la distrugerea rezervoarelor. Acest lucru ar trebui să fie luat în considerare la completarea acestuia din urmă, păstrând necesarul pentru operare sigură volumul fazei de vapori, adică trebuie prevăzută o pernă de abur. Pentru rezervoarele în care creșterea temperaturii de proiectare a produsului depozitat nu depășește 40 ° C, gradul de umplere este considerat egal cu 0,85, cu o diferență de temperatură de proiectare mai mare, gradul de umplere este luat și mai puțin.

Marea majoritate a pompat în conductele principale hidrocarburile lichide în condiții de transport aparțin așa-numitelor. Fluide newtoniene, a căror principală proprietate este capacitatea de a se mișca chiar și atunci când li se aplică o efort de forfecare minimă.

Asigurând pomparea unui amestec de hidrocarburi lichide în stare monofazată și menținerea proprietăților sale „newtoniene”, nu sunt asigurate doar pierderi minime de energie pentru transportul acestuia, ci și condiții stabile pentru pomparea acestuia.

Pentru a face acest lucru, în timpul transportului amestecurilor de hidrocarburi lichide, parametrii termobarici necesari sunt menținuți, iar amestecurile lichide în sine, dacă este necesar, sunt procesate corespunzător pentru a obține proprietățile necesare transportului prin conducte.

Viscozitate. Alegerea tehnologiei de pompare, consumul de energie pentru transportul hidrocarburilor lichide etc., depind de vâscozitatea produsului transportat.O caracteristică a vâscozității ca proprietate fizică a unui lichid este o gamă foarte largă de valori pentru diverse sisteme de hidrocarburi lichide, precum și dependența sa puternică de temperatura de transport. O proprietate comună a vâscozității hidrocarburilor lichide este că aceasta scade odată cu creșterea temperaturii.

ÎN sistem international Viscozitatea dinamică a unităților SI (moleculare, de forfecare) se măsoară în poise (centipoise, centipoise) sau în MPa. c: vâscozitatea hidrocarburilor lichide variază într-un interval larg - de la 0,5 la 250 MPa. din.

punct de curgere- aceasta este temperatura la care uleiul (produsul petrolier) din eprubetă nu modifică nivelul atunci când eprubeta este înclinată cu 45° timp de 1 min. Trecerea uleiului de la o stare lichidă la una solidă are loc treptat, într-un anumit interval de temperatură. Din punctul de vedere al mecanicii fizico-chimice a sistemelor de dispersie a petrolului, punctul de curgere al uleiului este definit ca trecerea de la un sol dispersat liber la o stare dispersată legată (gel).

Temperatura uleiului (produs de hidrocarburi lichide) pompat printr-o conductă subacvatică depinde (cu excepția temperaturii de la intrarea în conductă) depinde de temperatura stratului inferior al apei de mare în cazul în care conducta este așezată pe fundul mării. fără îngropare, sau asupra temperaturii solului în cazul în care conducta este situată într-un șanț subacvatic.

Temperatura lichidului pompat determină vâscozitatea și celelalte caracteristici reologice ale acestuia și afectează astfel modul de pompare; determină posibilitatea de solidificare a uleiului (produs de hidrocarbură lichidă) dacă temperatura acestuia atinge valoarea punctului de curgere.

Deoarece temperatura produsului transportat scade de obicei pe măsură ce se deplasează prin conductă, aceasta poate duce la o creștere vizibilă a vâscozității și a coeficientului de rezistență hidraulică și, ca urmare, la o creștere a pierderilor prin frecare hidraulică, atâta timp cât temperatura produsul scade. Uneori, acest lucru poate duce la oprirea completă a conductei.

Dacă țițeiul transportat este medii ceroase sau foarte ceroase (nenewtoniene pentru condițiile de transport), astfel de fluctuații de încărcare complică funcționarea conductelor, în special în cazul câmpurilor offshore și conductelor subacvatice. Transportul produselor cu productivitate scăzută duce la formarea de zone stagnante și la acumularea de depozite de ceară (uneori, chiar și cu utilizarea inhibitorilor de ceară) cu creșterea treptată a căderii de presiune în conductă.

Motivul principal pentru formarea depozitelor de parafină este factorul de temperatură - scăderea acestuia în timpul transportului, iar distribuția depozitelor de parafină în conductă este determinată de caracteristicile regimului său termic.

Pe conductele offshore neextinse, cel mai adesea conducte de câmp, uneori se utilizează o tehnologie bazată pe utilizarea încălzirii asociate a produsului, care are loc datorită încălzirii pereților conductei.

Alături de zăcămintele de petrol și gaze, dezvoltarea condensurilor de gaze este de mare importanță pentru sectorul energetic din Rusia, Orientul Mijlociu și regiunea Asia-Pacific.Acest produs sub formă pregătită pentru transport este un amestec de hidrocarburi complexe cu punct de fierbere ridicat de tip C5 +, adică în care numărul de atomi de carbon din molecule este mai mare de cinci.

Tipurile de condensat gazos sunt determinate de tipul câmpurilor de unde este extras ca mineral principal sau însoțitor. Cel mai mult este produs în zăcăminte de gaz condensat, mai puțin în gaz și petrol.

Producerea gazului și a condensatului gazos

Se efectuează de la adâncimi mari - de la 2 la 5 km. În formațiunile purtătoare de gaze la presiune enormă (până la 60 MPa) și temperatură ridicată, condensul nu este prezent fizic - se formează (condensează în lichid) numai atunci când amestecul iese la suprafață, când temperatura și presiunea mediului sunt redus semnificativ.

Substanța gaz-lichid extrasă din depozite este instabilă, deoarece conține, pe lângă gaz:

1. hidrocarburi ușoare: metan, butan, propan, etan;
2. apă-metanol lichid;
3. condens stabil pentru a fi separat de restul componentelor.

Prin complex și în mai multe etape operațiuni tehnologice purificarea produsului din gaze, impurități mecanice, sulf, săruri clorurate și apă, se obține condens lichid (la presiune normală), care este transportat pentru prelucrare la întreprinderile petrochimice și de combustibil. Densitatea condensului de gaz este de la 660 la 840 kg/m³.

Procesarea condensului de gaz

Amestecul purificat constă din molecule de hidrocarburi cu un număr de atomi de carbon de la 5 la 30. Punctul de fierbere al condensatului este de la 150 la 320 ºС.

Este un lichid pai deschis sau galben. Are un randament ridicat de produse petroliere ușoare (75-98 la sută). Aceasta înseamnă că din condensatul de gaz se obține mult mai multă benzină și motorină decât din petrol, în care randamentul produselor ușoare nu depășește 40 la sută.

Condens de gaz uleios, care este asociat cu câmpurile petroliere, poate avea o culoare mai închisă (maro) din cauza prezenței petrolului.

Proprietățile condensului de gaz sunt determinate de compoziția sa fracționată, care, la rândul său, depinde de tipul câmpului, adâncimea de apariție, durata de viață și alți factori.

Componentele principale ale condensului sunt fracția de benzină cu un punct de fierbere de 30 până la 200 °С, kerosenul (200-300 °С) și punctul de fierbere ridicat, din care se obțin alte produse.