GOST R 54389-2011

Gruppe A22

NATIONALER STANDARD DER RUSSISCHEN FÖDERATION

GASKONDENSAT, STABIL

Technische Bedingungen

Stabiles Gaskondensat. Spezifikationen

OKS 75.060
OKP 027132

Datum der Einführung: 01.07.2012

Vorwort

Die Ziele und Grundsätze der Normung in der Russischen Föderation sind im Bundesgesetz vom 27. Dezember 2002 N 184-FZ „Über technische Vorschriften“ festgelegt, und die Regeln für die Anwendung nationaler Normen der Russischen Föderation sind GOST R 1.0-2004 „Normung in“. der Russischen Föderation.

Standardinformationen

1 ENTWICKELT von der Gesellschaft mit beschränkter Haftung „Forschungsinstitut für Erdgase und Gastechnologien – Gazprom VNIIGAZ“ (LLC „Gazprom VNIIGAZ“)

2 EINGEFÜHRT vom Technischen Komitee für Normung TC 52 „Erd- und Flüssiggase“

3 GENEHMIGT UND IN KRAFT getreten durch Verordnung des Bundesamtes für technische Regulierung und Metrologie vom 30. August 2011 N 247-st

4 ZUM ERSTEN MAL VORGESTELLT


Informationen über Änderungen dieser Norm werden im jährlich erscheinenden Informationsindex „National Standards“ sowie im Text der Änderungen und Ergänzungen veröffentlicht- V monatlich veröffentlichte Informationsverzeichnisse „National Standards“. Im Falle einer Überarbeitung (Ersetzung) oder Aufhebung dieser Norm wird die entsprechende Mitteilung im monatlich veröffentlichten Informationsindex „Nationale Normen“ veröffentlicht. Relevante Informationen, Hinweise und Texte werden auch im öffentlichen Informationssystem veröffentlicht - auf der offiziellen Website des nationalen Gremiums der Russischen Föderation für Standardisierung im Internet

1 Einsatzbereich

1 Einsatzbereich

Diese Norm gilt für stabiles Gaskondensat, das in primären Verarbeitungsanlagen zum Transport und/oder zur Verwendung als Rohstoff für die Weiterverarbeitung in der Russischen Föderation und für den Export hergestellt wird.

2 Normative Verweise

Diese Norm verwendet normative Verweise auf die folgenden Normen:

GOST R 8.580-2001 Staatliches System zur Gewährleistung der Einheitlichkeit der Messungen. Bestimmung und Anwendung von Präzisionsindikatoren für Prüfmethoden für Erdölprodukte

GOST R ISO 3675-2007 Rohöl und flüssige Erdölprodukte. Labormethode zur Bestimmung der Dichte mit einem Aräometer

GOST R ISO 14001-2007 Umweltmanagementsysteme. Anforderungen und Gebrauchsanweisungen

GOST R 50802-95 Öl. Methode zur Bestimmung von Schwefelwasserstoff, Methyl- und Ethylmercaptanen

GOST R 51069-97 Öl und Erdölprodukte. Methode zur Bestimmung der Dichte, der relativen Dichte und der API-Dichte mit einem Aräometer

GOST R 51330.5-99 (IEC 60079-4-75) Explosionsgeschützte elektrische Geräte. Teil 4. Methode zur Bestimmung der Selbstentzündungstemperatur

GOST R 51330.11-99 (IEC 60079-12-78) Explosionsgeschützte elektrische Geräte. Teil 12. Klassifizierung von Gemischen aus Gasen und Dämpfen mit Luft anhand sicherer experimenteller maximaler Abstände und minimaler Zündströme

GOST R 51858-2002 Öl. Allgemeine technische Bedingungen

GOST R 51947-2002 Öl und Erdölprodukte. Bestimmung von Schwefel mittels energiedispersiver Röntgenfluoreszenzspektrometrie

GOST R 52247-2004 Öl. Methoden zur Bestimmung chlororganischer Verbindungen

GOST R 52340-2005 Öl. Bestimmung des Dampfdrucks durch Expansionsmethode

GOST R 52659-2006 Öl und Erdölprodukte. Manuelle Auswahlmethoden

GOST R 53521-2009 Verarbeitung von Erdgas. Begriffe und Definitionen

GOST 12.0.004-90 System der Arbeitssicherheitsstandards. Organisation von Arbeitssicherheitsschulungen. Allgemeine Bestimmungen

GOST 12.1.004-91 System der Arbeitssicherheitsstandards. Brandschutz. Allgemeine Anforderungen

GOST 12.1.005-88 System der Arbeitssicherheitsstandards. Allgemeine sanitäre und hygienische Anforderungen an die Luft im Arbeitsbereich

GOST 12.1.007-76 System der Arbeitssicherheitsstandards. Gefährliche Substanzen. Klassifizierung und allgemeine Sicherheitsanforderungen

GOST 12.1.019-79 * System der Arbeitssicherheitsstandards. Elektrische Sicherheit. Allgemeine Anforderungen und Nomenklatur der Schutzarten
________________
* Das Dokument ist auf dem Territorium der Russischen Föderation nicht gültig. Es gilt GOST R 12.1.019-2009, im Folgenden im Text
 
GOST 12.1.044-89 (ISO 4589-84) System der Arbeitssicherheitsstandards. Brand- und Explosionsgefahr von Stoffen und Materialien. Nomenklatur der Indikatoren und Methoden zu ihrer Bestimmung

GOST 12.4.010-75 System der Arbeitssicherheitsstandards. Individuelle Schutzmittel. Spezielle Fäustlinge. Technische Bedingungen

GOST 12.4.011-89 System der Arbeitssicherheitsstandards. Schutzausrüstung für Arbeitnehmer. Allgemeine Anforderungen und Klassifizierung

GOST 12.4.020-82 System der Arbeitssicherheitsstandards. Persönliche Schutzausrüstung für die Hände. Nomenklatur der Qualitätsindikatoren

GOST 12.4.021-75 System der Arbeitssicherheitsstandards. Lüftungssysteme. Allgemeine Anforderungen

GOST 12.4.068-79 System der Arbeitssicherheitsstandards. Dermatologische persönliche Schutzausrüstung. Klassifizierung und allgemeine Anforderungen

GOST 12.4.103-83 System der Arbeitssicherheitsstandards. Spezielle Schutzkleidung, persönliche Schutzausrüstung für Beine und Arme. Einstufung

GOST 2.4.111-82* System der Arbeitssicherheitsstandards. Herrenanzüge zum Schutz vor Öl und Erdölprodukten. Technische Bedingungen
________________
*Wahrscheinlich ein Fehler im Original. Sollte lauten: GOST 12.4.111-82. - Hinweis des Datenbankherstellers.

GOST 12.4.112-82 System der Arbeitssicherheitsstandards. Damenanzüge zum Schutz vor Öl und Erdölprodukten. Technische Bedingungen

GOST 17.1.3.05-82 Naturschutz. Hydrosphäre. Allgemeine Anforderungen zum Schutz von Oberflächen- und Grundwasser vor Verschmutzung durch Öl und Erdölprodukte

GOST 17.1.3.10-83 Naturschutz. Hydrosphäre. Allgemeine Anforderungen zum Schutz des Oberflächen- und Grundwassers vor Verschmutzung durch Öl und Erdölprodukte beim Pipelinetransport

GOST 17.1.3.12-86 Naturschutz. Hydrosphäre. Allgemeine Regeln zum Schutz des Wassers vor Verschmutzung beim Bohren und Fördern von Öl und Gas an Land

GOST 17.1.3.13-86 Naturschutz. Hydrosphäre. Allgemeine Anforderungen zum Schutz von Oberflächengewässern vor Verschmutzung

GOST 17.2.3.02-78 Naturschutz. Atmosphäre. Regeln zur Festlegung zulässiger Schadstoffemissionen durch Industrieunternehmen

GOST 17.4.2.01-81 Naturschutz. Böden. Nomenklatur der Indikatoren für den Hygienezustand

GOST 17.4.3.04-85 Naturschutz. Böden. Allgemeine Anforderungen zur Kontrolle und zum Schutz vor Verschmutzung

GOST 1510-84 Öl und Erdölprodukte. Etikettierung, Verpackung, Transport und Lagerung

GOST 1756-2000 (ISO 3007-99) Erdölprodukte. Bestimmung des Sättigungsdampfdrucks

GOST 2177-99 (3405-88) Erdölprodukte. Methoden zur Bestimmung der fraktionalen Zusammensetzung

GOST 2477-65 Öl und Erdölprodukte. Methode zur Bestimmung des Wassergehalts

GOST 2517-85 Öl und Erdölprodukte. Probenahmemethoden

GOST 3900-85 Öl und Erdölprodukte. Methoden zur Bestimmung der Dichte

GOST 6370-83 Öl, Erdölprodukte und Zusatzstoffe. Methode zur Bestimmung mechanischer Verunreinigungen

GOST 11851-85 Öl. Methode zur Paraffinbestimmung

GOST 14192-96 Kennzeichnung der Ladung

GOST 19121-73 Erdölprodukte. Methode zur Bestimmung des Schwefelgehalts durch Brennen in einer Lampe

GOST 19433-88 Gefahrgut. Klassifizierung und Kennzeichnung

GOST 21534-76 Öl. Methoden zur Bestimmung des Gehalts an Chloridsalzen

GOST 31340-2007 Warnhinweise für chemische Produkte. Allgemeine Anforderungen

Hinweis – Bei der Verwendung dieser Norm empfiehlt es sich, die Gültigkeit der Referenznormen anhand der entsprechenden Indizes zu überprüfen, die zum 1. Januar des laufenden Jahres erstellt wurden, und anhand der im laufenden Jahr veröffentlichten Informationsindizes. Wenn das Referenzdokument ersetzt (geändert) wird, sollten Sie sich bei der Verwendung dieser Norm an der ersetzenden (geänderten) Norm orientieren. Wird das Referenzdokument ersatzlos gelöscht, so gilt die Bestimmung, in der darauf verwiesen wird, soweit diese Verweisung nicht berührt wird.

3 Begriffe und Definitionen

In dieser Norm werden Begriffe gemäß GOST R 53521 sowie die folgenden Begriffe mit entsprechenden Definitionen verwendet:

3.1 stabiles Gaskondensat; KGS: Gaskondensat, das durch Reinigung instabilen Gaskondensats von Verunreinigungen und Abtrennung von C-C-Kohlenwasserstoffen daraus gewonnen wird und die Anforderungen dieser Norm erfüllt.

Hinweis – Stabiles Gaskondensat wird durch Primärverarbeitung von instabilem Gaskondensat gewonnen.

4 Technische Anforderungen

4.1 KGS müssen den Anforderungen der Tabelle 1 entsprechen.


Tabelle 1 – Anforderungen an KGS

4.3 Im Symbol KGS wird seine Gruppe in Abhängigkeit von der Konzentration an Chloridsalzen, dem Massenanteil an Schwefelwasserstoff sowie Methyl- und Ethylmercaptanen angegeben.

Beispiel für das Symbol KGS - Stabiles Gaskondensat, Gruppe 1, GOST R.

5 Sicherheitsanforderungen

5.1 Nach dem Grad der Einwirkung auf den menschlichen Körper gehört KGS zur 4. Gefahrenklasse nach GOST 12.1.007.

Der Kontakt mit CGS hat eine schädliche Wirkung auf das Zentralnervensystem und führt zu Reizungen der Haut, der Schleimhäute der Augen und der oberen Atemwege.

Bei der Arbeit mit CGS werden die durch GOST 12.1.005 und Hygienestandards festgelegten maximal zulässigen Konzentrationen (MPC) von Schadstoffen von CGS in der Luft des Arbeitsbereichs berücksichtigt. Die im CGS enthaltene maximal zulässige Konzentration von Schadstoffen in der Luft des Arbeitsbereichs für aliphatische Kohlenstoffe C-C in Bezug auf Kohlenstoff beträgt 900/300 mg/m (wobei 900 mg/m die maximal zulässige Einzelkonzentration ist). 300 mg/m ist die schichtdurchschnittliche maximal zulässige Konzentration.

CGS, das Schwefelwasserstoff (Dihydrosulfid) mit einem Massenanteil von mehr als 20 Millionen enthält, gilt gemäß GOST R 51858 als schwefelwasserstoffhaltig und wird in die Gefahrenklasse 2 eingestuft. Für Schwefelwasserstoff (Dihydrosulfid) beträgt der maximale Einzel-MPC in der Luft des Arbeitsbereichs 10 mg/m, der maximale Einzel-MPC von Schwefelwasserstoff (Dihydrosulfid) gemischt mit aliphatischen gesättigten Kohlenwasserstoffen C-C in der Luft des Arbeitsbereichs beträgt 3,0 mg /m, Gefahrenklasse 2.

Die Kontrolle des Schadstoffgehalts in der Luft des Arbeitsbereichs erfolgt gemäß GOST 12.1.005.

5,2 kg werden gemäß GOST 19433 als brennbare Flüssigkeiten der Klasse 3 eingestuft.

5.3 CGS-Dämpfe bilden mit Luft explosionsfähige Gemische mit folgenden Temperaturen: Blitzschlag – unter 0 °C, Selbstentzündung – über 250 °C. Für CGS einer bestimmten Zusammensetzung werden die Konzentrationsgrenzen der Zündung gemäß GOST 12.1.044 bestimmt.

Die Explosionsgefahrenkategorie und die Gruppe explosiver Gemische von CGS-Dämpfen mit Luft sind IIA und T3 gemäß GOST R 51330.11 bzw. GOST R 51330.5.

5.4 Sicherheitsanforderungen beim Arbeiten mit CGS dürfen nicht niedriger sein als die Anforderungen von GOST 12.1.004, Sicherheitsregeln – und elektrische Sicherheitsregeln gemäß GOST 12.1.019.

5.5 Personen, die bei CGS arbeiten, müssen die Anforderungen der Sicherheitsvorschriften einhalten und in den Arbeitssicherheitsvorschriften gemäß GOST 12.0.004 und Brandschutzmaßnahmen gemäß den Brandschutznormen des Bundesgesetzes und der Verordnung des Ministeriums für Notsituationen geschult sein .

5.6 Bei der Arbeit mit CGS sollte persönliche Schutzausrüstung gemäß 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 und verwendet werden Standardindustriestandards, die gemäß dem festgelegten Verfahren genehmigt wurden.

5.7 Hygiene- und Hygieneanforderungen an Mikroklimaindikatoren und der zulässige Schadstoffgehalt in der Luft des Arbeitsbereichs müssen GOST 12.1.005 entsprechen.

5.8 Alle Gebäude, Räumlichkeiten und Labore, in denen Arbeiten mit CGS durchgeführt werden, müssen mit einer Belüftung ausgestattet sein, die den Anforderungen von GOST 12.4.021 und den Hygienevorschriften entspricht, müssen den Brandschutzanforderungen entsprechen und über Feuerlöschgeräte gemäß Bundesgesetz verfügen. Sie müssen außerdem eine Reihe von Brandschutzmaßnahmen gemäß den Sicherheitsvorschriften, Bauvorschriften und -vorschriften, Brandschutznormen und Brandschutzvorschriften bereitstellen.

Künstliche Beleuchtung und elektrische Ausrüstung von Gebäuden, Räumlichkeiten und Bauwerken müssen den Explosionsschutzanforderungen gemäß dem Dekret der Regierung der Russischen Föderation entsprechen.

6 Umweltanforderungen

6.1 Bei der Durchführung von Arbeiten mit CGS müssen die in der Gesetzgebung der Russischen Föderation im Bereich Umweltschutz festgelegten Anforderungen erfüllt sein und das Umweltmanagementsystem muss GOST R ISO 14001 entsprechen. Gleichzeitig muss sichergestellt werden, dass die Standards für zulässige Auswirkungen auf die Umwelt nicht überschritten werden.

6.2 Die Regeln zur Festlegung zulässiger CKW-Emissionen in die Atmosphäre werden gemäß GOST 17.2.3.02 durchgeführt

Normen für Emissionen von CKW in die Luft, schädliche physikalische Auswirkungen auf die Luft und vorübergehend vereinbarte Emissionen werden gemäß dem Bundesgesetz zum Schutz der Luft in der durch den Regierungsbeschluss festgelegten Weise festgelegt, entwickelt und genehmigt der Russischen Föderation.

Hygienische Anforderungen zur Gewährleistung der Qualität der atmosphärischen Luft in besiedelten Gebieten werden durch Hygienevorschriften und die geltende Gesetzgebung der Russischen Föderation geregelt.

6.3 Allgemeine Anforderungen zum Schutz von Oberflächen- und Grundwasser werden durch das Bundesgesetz GOST 17.1.3.05, GOST 17.1.3.10, GOST 17.1.3.12, GOST 17.1.3.13 festgelegt.

MPC KGS im Wasser von Kultur- und Haushaltsgegenständen sowie Haushalts- und Trinkzwecken – nicht mehr als 0,1 mg/dm gemäß Hygienestandards und -vorschriften. MPC KGS im Wasser von Gewässern von fischereilicher Bedeutung beträgt gemäß der Verordnung des Bundesamtes für Fischerei nicht mehr als 0,05 mg/dm.

6.4 Der Schutz des Bodens vor Kontamination durch CGS erfolgt gemäß GOST 17.4.2.01, GOST 17.4.3.04 und der aktuellen Gesetzgebung der Russischen Föderation.

Sanitäre und epidemiologische Anforderungen an die Bodenqualität werden durch Hygienevorschriften geregelt.

6.5 Tätigkeiten zum Umgang mit Industrieabfällen werden in Übereinstimmung mit den Hygienevorschriften durchgeführt und sind durch Bundesgesetz geregelt.

Das Verfahren zur Entwicklung und Genehmigung von Standards für die Abfallerzeugung und Grenzwerten für deren Entsorgung wird durch die Verordnung des Ministeriums für natürliche Ressourcen der Russischen Föderation festgelegt.

6.6 Beim Transport und bei der Verwendung von CGS müssen Maßnahmen getroffen werden, um zu verhindern, dass es in die Haus- und Regenwasserkanalisation sowie in offene Gewässer und Böden gelangt. Orte, an denen CGS austreten kann, müssen über eine Böschung und ein spezielles Entwässerungssystem verfügen. Die Vorbeugung und Reaktion auf Notfälle im Zusammenhang mit KGS-Verschüttungen muss in Übereinstimmung mit dem KGS-Notfall-Reaktionsplan erfolgen.

7 Annahmeregeln

7.1 KGS wird in Chargen angenommen. Als Charge gilt die Menge an KGS, die an eine Adresse gesendet und von Qualitätsdokumenten gemäß GOST 1510 (Qualitätspass) begleitet wird.

7.1.1 Folgendes wird als Charge von CGS akzeptiert:

- an der Messstation beim kontinuierlichen Pumpen durch eine Kondensatleitung die über einen bestimmten Zeitraum gepumpte CGS-Menge, gemessen mit Messgeräten und vereinbart zwischen Lieferant (Versender) und Verbraucher (Empfänger);

- an der Messstation beim Verladen in Fahrzeuge - die Menge an KGS, die durch Vereinbarung zwischen dem Lieferanten und dem Verbraucher festgelegt wird.

7.2 Um die Übereinstimmung des CGS mit den Anforderungen dieser Norm zu überprüfen, werden Abnahmetests gemäß den in Tabelle 1 angegebenen Indikatoren durchgeführt.

7.3 Die Auswahl von CGS erfolgt gemäß GOST 2517 und GOST R 52659.

7.4 Das vom Hersteller oder Verkäufer (bei Unternehmen, die verkaufsfertige Produkte lagern) ausgestellte Qualitätsdokument (Reisepass) muss enthalten:

- Name des Herstellers (Verkäufers);

- Name und Gruppe des CGS;

- Standardwerte der Merkmale, die durch diese Norm für diese CGS-Gruppe festgelegt wurden;

- tatsächliche Werte dieser Merkmale, ermittelt aus Testergebnissen;

- Tanknummer (Chargennummer), aus der diese CGS-Probe entnommen wurde;

- Datum der Auswahl;

- Datum der CGS-Analyse.

Das Qualitätsdokument (Reisepass) wird vom Betriebsleiter oder einer von ihm bevollmächtigten Person unterschrieben und mit einem Siegel beglaubigt.

7.6 Wenn einer der Indikatoren nicht den Anforderungen dieser Norm entspricht oder Uneinigkeit über diesen Indikator besteht, werden Wiederholungstests an derselben Probe durchgeführt, wenn diese von einem am Bach installierten Probenehmer entnommen wird, oder an einer erneut ausgewählten Probe wenn es aus einem Tank oder einem anderen Behälter entnommen wird.

Die Ergebnisse wiederholter Tests werden auf die gesamte Charge angewendet.

7.7 Kommt es bei der Beurteilung der Qualität des CGS zu Meinungsverschiedenheiten zwischen Anbieter und Verbraucher, wird das hinterlegte Schlichtungsmuster geprüft. Die Tests werden in einem von den Parteien vereinbarten Labor durchgeführt. Die Testergebnisse der Schlichtungsprobe gelten als endgültig und werden in das Qualitätsdokument für diese CGS-Charge aufgenommen.

8 Testmethoden

8.1 Der gesättigte Dampfdruck, die Fraktionsausbeute und der Massenanteil an Schwefelwasserstoff und leichten Mercaptanen werden in Stichproben bestimmt, die gemäß GOST 2517 oder GOST R 52659 entnommen wurden.

Die übrigen Qualitätsindikatoren des CGS werden in einer kombinierten Stichprobe ermittelt, die nach GOST 2517 oder GOST R 52659 ausgewählt wurde.

8.2 Der gesättigte Dampfdruck des CGS wird gemäß GOST 1756, GOST R 52340 oder bestimmt.

Es ist zulässig, die Methode gemäß der Reduzierung auf den gesättigten Dampfdruck gemäß GOST 1756 anzuwenden.

8.3 Der Massenanteil von Wasser wird nach GOST 2477 bestimmt.

Es ist erlaubt, die Methode oder zu verwenden.

Bei Uneinigkeit bei der Beurteilung der Qualität von CGS wird der Massenanteil an Wasser gemäß GOST 2477 mit wasserfreiem Xylol oder Toluol bestimmt.

8.4 Die Massenkonzentration von Chloridsalzen im CGS wird gemäß GOST 21534 bestimmt. Geben Sie bei der Analyse 1 cm 6 mol/dm3 Schwefelsäure zum wässrigen Extrakt hinzu und kochen Sie es mindestens 30 Minuten lang. Es ist zulässig, die Methode gemäß anzuwenden.

8.5 Der Massenanteil von Schwefel wird nach GOST R 51947, GOST 19121 oder, bestimmt.

8.6 Die Dichte von KGS bei einer Temperatur von 20 °C wird nach GOST 3900, bei einer Temperatur von 15 °C – nach GOST R 51069, GOST R ISO 3675 oder – bestimmt.

Die Dichte des CGS anhand der Strömung in der Rohrleitung wird mit Dichtemessgeräten bestimmt.

8.7 Die Bestimmung des Massenanteils organischer Chloride in CGS erfolgt nach GOST R 52247 oder nach.

Um eine Fraktion zu erhalten, die bei einer Temperatur von 204 °C siedet, ist die Verwendung von Geräten gemäß GOST 2177 (Methode B) zulässig.

8.8 Im Falle von Meinungsverschiedenheiten bei der Bewertung der Qualität eines nach dieser Norm bestimmten Indikators mit mehreren Methoden gilt die in Tabelle 1 zuerst angegebene Methode als schiedsgerichtlich.

8.9 Meinungsverschiedenheiten bei der Beurteilung der Qualität des CGS für einen der Indikatoren werden mithilfe von GOST R 8.580 gelöst.

9 Kennzeichnung, Verpackung, Transport und Lagerung

9.1 Kennzeichnung von KGS – gemäß GOST 14192, GOST 19433 und GOST 31340.

9.2 Transport von KGS – gemäß GOST 1510 und gemäß den für jede Transportart festgelegten Regeln für den Transport von Gütern.

9.3 Die Hauptmenge an KGS wird gemäß GOST 19433 als Gefahrgut der Klasse 3 eingestuft. Die Gefahrenklasse des gelieferten CHS und die UN-Nummer werden vom Versender bestimmt.

9.4 Verpackung und Lagerung von KGS gemäß GOST 1510.

10 Herstellergarantie

10.1 Der Hersteller garantiert, dass die Qualität des KGS den Anforderungen dieser Norm entspricht, vorbehaltlich der Transport- und Lagerbedingungen für 6 Monate ab dem im Qualitätsdokument (Qualitätspass) angegebenen Herstellungsdatum.

10.2 Nach Ablauf der garantierten Lagerzeit wird das CGS auf Übereinstimmung mit den Anforderungen dieser Norm geprüft, um über die Möglichkeit seiner Verwendung oder weiteren Lagerung in der vorgeschriebenen Weise zu entscheiden.

Anhang A (empfohlen). Form eines Dokuments über die Qualität (Qualitätspass) von stabilem Gaskondensat

Testergebnisse für stabiles Gaskondensat

Elektronischer Dokumententext
erstellt von Kodeks JSC und überprüft gegen:
offizielle Veröffentlichung
M.: Standartinform, 2012

Gaskondensat ist eine Mischung aus flüssigen Kohlenwasserstoffen,

aus Erdgasen bei der Ausbeutung von Gaskondensatvorkommen infolge eines Rückgangs des Lagerstättendrucks und der Lagerstättentemperatur freigesetzt.

Eine andere Bezeichnung für Kondensat ist „Weißöl“, da Kondensat aufgrund von Ölverunreinigungen meist transparent oder leicht gelb gefärbt ist.

Gaskondensat dient als Grundlage für die Gewinnung von Kraftstoffen oder petrochemischen Produkten. So werden aus Gaskondensat verschiedene Arten von Strahl-, Diesel- oder Kesseltreibstoff oder hochwertiges Benzin gewonnen. Zur Qualitätsverbesserung werden aus Kondensat gewonnene Benzinfraktionen einer weiteren Aufbereitung unterzogen.

In den Tiefen unserer Erde liegen verschiedene Mineralien. Einschließlich Gas und Gaskondensat. Nachdem das Bergbauunternehmen diese Vorkommen entdeckt hat, bohrt es einen Brunnen in die Tiefe der Erde und versucht, an gashaltige Schichten zu gelangen. Während des Bohrens sinkt der Druck in den Formationen und gleichzeitig sinkt die Temperatur. Wie Sie wissen, tritt Kondensation dann auf, wenn entweder die Umgebungstemperatur oder der Umgebungsdruck deutlich sinkt. Dies ist genau der Prozess, der bei der Gasproduktion abläuft. Der Druck und die Temperatur sinken, und gleichzeitig beginnen flüssige Kohlenwasserstoffe gemischter Zusammensetzung aus dem Gas freigesetzt zu werden. Das ist „Weißöl“.

4. Eigenschaften von Erdgasen Erdgas ist ein Mineral im gasförmigen Zustand. Es wird häufig als Brennstoff verwendet. Erdgas selbst wird jedoch nicht als Brennstoff verwendet; seine Bestandteile werden zur getrennten Verwendung getrennt. Bis zu 98 % des Erdgases besteht aus Methan; es enthält auch Methanhomologe – Ethan, Propan und Butan. Manchmal können Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff und Helium vorhanden sein. Erdgas ist farb- und geruchlos (sofern es keinen Schwefelwasserstoff enthält) und leichter als Luft. Eigenschaften einzelner Bestandteile von Erdgas Methan ist ein farbloses, geruchloses Gas, leichter als Luft. Ethan ist ein farbloses, geruchloses und farbloses Gas, etwas schwerer als Luft. Nicht als Kraftstoff verwendet. Propan ist ein farb- und geruchloses Gas, das giftig ist. Butan hat ähnliche Eigenschaften wie Propan, weist jedoch eine höhere Dichte auf. Doppelt so schwer wie Luft. Kohlendioxid ist ein farbloses, geruchloses Gas mit saurem Geschmack. Im Gegensatz zu anderen Bestandteilen von Erdgas (außer Helium) verbrennt Kohlendioxid nicht. Helium ist farblos, sehr hell in Farbe und Geruch. Brennt nicht. Es ist nicht giftig, kann aber bei erhöhtem Druck wie andere Edelgase Narkose verursachen. Schwefelwasserstoff ist ein farbloses schweres Gas mit dem Geruch fauler Eier. Sehr giftig, schon in sehr geringen Konzentrationen führt es zu einer Lähmung des Riechnervs. Erdgas hat mehrere gefährliche Eigenschaften: Toxizität. Dies ist die gefährlichste Eigenschaft. Es kommt auf die Zusammensetzung des Gases an. Beispielsweise sind Methan und Ethan in reiner Form nicht giftig, führen aber bei Sauerstoffmangel in der Luft zum Ersticken. Auch Gase, die zu viel Kohlenmonoxid und Schwefelwasserstoff enthalten, sind gesundheitsgefährdend. Explosivität. Alle sauerstoffhaltigen Erdgase bilden eine Substanz, die in Gegenwart einer Feuerquelle leicht explodieren kann. Jedes Gas hat eine bestimmte Zündtemperatur, die von seiner Molmasse abhängt. Erdgase explodieren nicht immer, sondern nur, wenn sie zu viel Sauerstoff enthalten.

Neben dem üblichen Öl und Gas gewinnen Bergbauunternehmen aus den Eingeweiden der Erde eine nicht so bekannte, aber nicht weniger wichtige Mineralressource – Gaskondensat. Gleichzeitig ist das Entwicklungstempo der Gaskondensatindustrie sowohl weltweit im Allgemeinen als auch in Russland im Besonderen immer noch äußerst niedrig.

Was ist Kondensat und wie wird es gewonnen?

Bei Bohrarbeiten entsteht aus dem in den Lagerstätten befindlichen Gasgemisch eine farblose oder leicht gefärbte Flüssigkeit – das sogenannte Gaskondensat. Es ist eine Mischung aus flüssigen Kohlenwasserstoffen. Der Gehalt des flüssigen Teils in einem Kubikmeter Kondensat liegt zwischen 10 und 700 Kubikzentimetern (nach Gewicht - 5 bis 10 Gramm bei gleichem Volumen). Diese Fraktion verdankt ihren Namen dem Mechanismus ihrer Entstehung – durch Kondensation aus Erdgasen.

Wie jedes Kondensat fällt auch Gaskondensat in dem Moment aus, in dem ein Stoff durch Druck- und Temperaturabfall vom gasförmigen in den flüssigen Zustand übergeht. Dabei wirken die in den Formationen enthaltenen schweren Kohlenwasserstoffe als verflüssigende Stoffe. Unter natürlichen Bedingungen stehen Ablagerungen von Benzin- und Kerosinfraktionen sowie höhermolekularen Komponenten unter einem Druck von bis zu 60 MPa, der beim Bohren jedoch stark abnimmt. Der Großteil dieses Rohstoffs wird aus Gaskondensatöl- und Reingaskondensatfeldern gewonnen. Kondensat entsteht, wenn auch in viel geringeren Mengen, bei der Verarbeitung von Erdölbegleitgas bei der Abtrennung von „schwarzem Gold“ unter industriellen Bedingungen.

Gaskondensatablagerungen sind primär und sekundär. Erstere befinden sich in Tiefen von mehr als 3,5 Kilometern; Ölansammlungen sind an ihrer Entstehung nicht beteiligt. Sekundäre Ablagerungen wiederum entstehen durch die umgekehrte Verdampfung von Erdölrohstoffen. Darüber hinaus werden Gaskondensatablagerungen nach dem Sättigungsgrad klassifiziert. Eine charakteristische Eigenschaft gesättigter Formationen ist daher die Identität des Drucks in der Tiefe und des Drucks zu Beginn der Kondensation. Ungesättigte Lagerstätten zeichnen sich durch einen Lagerstättendruck aus, dessen Wert über der Marke liegt, bei der der Kondensationsprozess beginnt.

Die Herstellung von Gaskondensat ist mit bestimmten technologischen Schwierigkeiten verbunden. Tatsache ist, dass Kohlenwasserstoffe beim Übergang in einen flüssigen Zustand in den Gesteinskanälen verbleiben, deren Gewinnung von Rohstoffen sehr arbeitsintensiv ist. Um zu verhindern, dass sich Kondensat im Untergrund „festsetzt“, müssen Produktionsbetreiber den für Ablagerungen üblichen Druck künstlich aufrechterhalten. Gegenwärtig wurde keine wirksame Methode zur maximalen Kondensatextraktion entwickelt. Meist wird die Technologie der erneuten Injektion von Gas in die Formation nach deren Auffüllung, also das Herausfiltern der wertvollsten Komponenten, verwendet.

Was wird aus diesem Rohstoff hergestellt?

Gaskondensat ist eine wertvolle mineralische Ressource und steht reinem Erdgas und Erdöl weder in seiner Bedeutung für die Wirtschaft noch in seinem Reichtum an wertvollen Bestandteilen nach. Die Zusammensetzung des Kondensats ähnelt jedoch viel eher dem Erdölrohstoff als dem „blauen Kraftstoff“. Aus diesem Grund sind Bergbauunternehmen verpflichtet, in ihren Berichten über die Erschließung von Kohlenwasserstofffeldern zusätzlich die Menge an Gaskondensat anzugeben. Obwohl Kondensat hauptsächlich von Gasfeldbetreibern produziert wird, hat es im Fachjargon den berühmten Namen „Weißöl“ erhalten.

Die Hauptanwendungsgebiete von Gaskondensat sind die Herstellung von Kraftstoffen und petrochemischen Produkten. Im Kraftstoffbereich wird Kondensat zur Herstellung von gebrauchsfertigem Kraftstoff in einem breiten Spektrum verwendet – von beliebten Benzinmarken bis hin zu Kraftstoff für Kesselhäuser. Es werden insbesondere Benzin AI-80, AI-92, AI-95 hergestellt. Benzinkraftstoff, der aus Gaskondensat gewonnen wird, weist eine geringe Detonationsfestigkeit auf, daher ist es notwendig, im Produktionsprozess zusätzlich Antiklopfmittel einzusetzen.

Aus Kondensat wird außerdem Breitfraktionskraftstoff für Dieselmotoren von Hochgeschwindigkeitsfahrzeugen hergestellt, der in rauen Klimazonen – Temperaturen bis zu minus 30 Grad Celsius – eingesetzt werden kann. Darüber hinaus wird Gaskondensat-Kraftstoff mit Additiven hergestellt, der für den Einsatz bei noch kälteren Bedingungen geeignet ist. Um eine brennbare Winternutzung zu erreichen, wird Gaskondensat einem Entparaffinierungsverfahren unterzogen, ansonsten hat der Kraftstoff einen hohen Stock- und Trübungspunkt, d. h. er kann nur im Sommer verwendet werden.

Um den Brennstoffbedarf von Industrie- und Kommunalbetrieben zu decken, werden aus Kondensat technisches Propan, Butan und deren Gemische hergestellt. Im petrochemischen Bereich dienen Gaskondensat-Rohstoffe als Basis für die Herstellung aromatischer Kohlenwasserstoffe (Xylol, Oluol, Benzol) und Olefine – Komponenten für die weitere Herstellung von Fasern, Harzen, Gummi und Kunststoffen. Die Rolle der Rohstoffe stellen die aus dem Kondensat isolierten Isopentan- und Pentan-Hexan-Fraktionen sowie die gleichen Mischungen aus Butan und Propan dar.

Vom Bergbau bis zur Verarbeitung

Zur Gewinnung der genannten Produkte wird das abgesaugte Gaskondensat einer Aufbereitung zugeführt. Im Produktionsprozess geht es vor allem darum, instabiles Gaskondensat in stabiles Gas umzuwandeln. Letzteres zeichnet sich dadurch aus, dass es keine gelösten Gase enthält. Solche Gase – dabei handelt es sich hauptsächlich um Butan- und Methanfraktionen – entstehen als Bestandteil des Rohmaterials bei der Produktion, wenn der Druck bei der Probenahme der Hauptkondensatmengen auf ein Niveau von 4–8 MPa absinkt.

In Aufbereitungsanlagen wird Kondensat durch einen Entgasungsprozess und die Reinigung von Verunreinigungen in den gewünschten Zustand gebracht. Der resultierende stabile Rohstoff wird je nach Ort seiner Produktion in Feld (wenn die Verarbeitung in der Nähe des Bohrlochs erfolgt) und Fabrik (an Gasaufbereitungsanlagen geschickt) unterteilt. Instabiles Kondensat wird nach der Deethanisierung unter eigenem Druck durch Kondensatleitungen transportiert. Nach der Ankunft in der Gasaufbereitungsanlage wird dieses Ausgangsmaterial einer Primärverarbeitung unterzogen, wodurch Benzin, Dieselkraftstoff, Flüssiggase und Heizöl entstehen.

Ein typischer Algorithmus zur Verarbeitung instabilen Kondensats sieht folgendermaßen aus:

• Nach der Gewinnung aus dem Untergrund wird das Gemisch zu einer komplexen Kläranlage transportiert.
• Durch die Anlage wird der Kondensat- und Gasanteil getrennt.
• Das durch die Trennung gewonnene Gas wird vor der Einspeisung in die Hauptgasleitung zugeführt und von dort an die Verbraucher weitergeleitet.
• Das Kondensat wiederum wird zum Anschluss der Kondensatleitung gepumpt, von wo aus es einer weiteren Anlage zur Vorbereitung der Rohstoffe für den Transport zugeführt wird.
• Die Rohstoffaufbereitungsanlage deethanisiert das Kondensat. Die Verarbeitungsprodukte werden wie folgt verteilt: deethanisiertes Kondensat (84 %), deethanisiertes Gas (14,7 %). Weitere 1,3 % entfallen auf Verluste.
• Anschließend wird Deethanisierungsgas wie Trenngas in Gaspipelines eingespeist und zu Verbrauchern transportiert.
• Das entethanisierte Kondensat gelangt in die Kondensatleitung und wird zur Stabilisierungsanlage geleitet. Dort werden die Rohstoffe zu Flüssiggasen, stabilem Kondensat und Dieselkraftstoff verarbeitet.
• Zur Weiterverarbeitung werden stabilisierte Rohstoffe per Massentransport transportiert oder über spezielle Rohrleitungssysteme zu petrochemischen und anderen Unternehmen gepumpt.

Globaler Industriemarkt und die Situation in Russland

Trotz der Einführung effektiver Kosind die Produktionsmengen im gegenwärtigen Stadium der Bodenentwicklung weltweit deutlich geringer als die Gewinnung grundlegender Kohlenwasserstoffe – Öl und Gas. Diese Situation hat sich historisch entwickelt und ist darauf zurückzuführen, dass die Gaskondensatindustrie relativ jung ist. Lange Zeit waren die Ölkonzerne nur an der Gewinnung des „schwarzen Goldes“ interessiert, während die Gaskonzerne an der Erschließung traditioneller Vorkommen interessiert waren. Die Notwendigkeit, Gaskondensatfelder zu erschließen, steigt mit der Erschöpfung konventioneller Gasblöcke.

Russland hingegen verfügt über beeindruckende Gaskondensatreserven. Die erkundeten Ressourcen und vielversprechenden Lagerstätten werden von Geologen auf insgesamt 2 Milliarden Tonnen geschätzt. Allerdings nimmt die Geschwindigkeit der Entstehung von Kondensatablagerungen äußerst langsam zu. Insbesondere die durchschnittliche Jahresproduktion schwankte in den letzten Jahren um die 30 Millionen Tonnen, davon 2,5 Millionen Tonnen in Offshore-Bereichen. Die jährliche Wachstumsrate der Rohstoffgewinnung beträgt bis zu 5–10 % pro Jahr. Wir möchten Sie daran erinnern, dass Pronedra zuvor geschrieben hat, dass Gazprom versprochen hat, die Kondensatproduktion in drei Jahren um 10 % zu steigern.

Gleichzeitig erfolgt die Produktionssteigerung vor allem in den Onshore-Blöcken, während die Intensität in den Schelfzonen abnimmt. Unter den russischen Regionen ist der Föderationskreis Ural führend in der Kondensatrückgewinnung, wo bis zu 76 % dieses Rohstoffs gewonnen werden. Der Anschluss der Krim an Russland hat die Produktionsstatistik praktisch nicht verändert – das Produktionsniveau auf der Halbinsel liegt nach dem gesamtrussischen Indikator nicht über 0,16 %.

Die Kapazitäten der Raffineriekapazitäten in Russland übersteigen die Produktion deutlich. Russische Unternehmen sind in der Lage, mehr als 56 Millionen Tonnen Rohstoffe pro Jahr zu verarbeiten, die jährliche Menge an Kondensatlieferungen zur Stabilisierung ist jedoch eineinhalb Mal geringer. Obwohl die Prognose für die Gaskondensatproduktion sowohl in Russland als auch weltweit positiv ist und ein jährliches Wachstum dieses Indikators vorsieht, gibt es bestimmte Faktoren, die die Entwicklung der Branche behindern. Der Hauptgrund für das langsame Wachstum und die Verzögerungen bei der Erschließung neuer Felder ist der Mangel an spezialisierten Rohrleitungssystemen für den Kondensattransport.

Abgesehen davon, dass es Russland nicht gelungen ist, eine nachhaltige Entwicklung der Kondensatproduktion zu etablieren, es auf den heimischen Markt zu bringen und nationale Verarbeitungskapazitäten auszulasten, ist es den wichtigsten Rohstoffexporteuren hinsichtlich der Liefermengen immer noch deutlich unterlegen. Der Hauptakteur auf dem internationalen Gaskondensatmarkt sind die Vereinigten Staaten, die fast ein Drittel der Lieferungen liefern. Die restlichen Bände verteilten sich auf Kanada, Australien, Algerien und südamerikanische Länder. Die russischen Exporte sind immer noch minimal. Beispielsweise liefert der Gazprom-Konzern jährlich etwa 250.000 bis 600.000 Tonnen solcher Rohstoffe ins Ausland. Schwankungen des Exportvolumens nach unten gehen mit einer Umverteilung der Angebotsmengen zugunsten des Inlandsmarktes einher.

Langsam, aber insgesamt wächst der Export dieses Rohstoffs aus Russland. Die Russische Föderation hat durchaus reale Aussichten, umfangreiche Lieferungen in den asiatisch-pazifischen Raum zu meistern, dessen Markt durch eine kontinuierlich steigende Nachfrage gekennzeichnet ist. Der Aufbau von Exporten nach Asien wird auch durch einen rein geografischen Faktor erleichtert, der Transport- und Logistikkosten minimiert.

Allerdings werden optimistische Prognosen für Russland von skeptischen Branchenanalysten nicht unterstützt, die davon ausgehen, dass der asiatische Markt vollständig von amerikanischen und australischen Anbietern erobert wird. Versuche, das Gaskondensat-Segment in Russland anzukurbeln und zu regulieren, unter anderem durch die Abschaffung von Exportzöllen und die Änderung von Steuerzahlungen, haben bisher den Charakter von Übergangslösungen und deuten lediglich darauf hin, dass es derzeit keine langfristige Strategie für die Entwicklung der Branche in Russland gibt das Land.

Trotz der aktuellen Situation sind die positiven Entwicklungen nicht zu übersehen, die dem Ausbau des nationalen Gaskondensatgeschäfts zugute gekommen sind. Der russische Kondensatmarkt ist derzeit kaum von externen Faktoren abhängig und bleibt stabil. Die Erfahrungen der letzten Jahre haben gezeigt, dass die Gaskondensatproduktion selbst durch so starke Hebel wie Währungsschwankungen und Änderungen in der Steuergesetzgebung nicht beeinträchtigt wird.

Ungeachtet der externen Schocks der letzten Jahre exportieren russische Betreiber, die sich auf ausländische Käufer konzentrieren, weiterhin Lieferungen, und Unternehmen, die an einer Teilnahme am Inlandsmarkt interessiert sind, sorgen konsequent für die Verfügbarkeit ausreichender Lieferungen. Die Nachhaltigkeit der Branche wird durch ihre hohe wirtschaftliche Rentabilität erleichtert. Insbesondere ist die Rentabilität der Aufbereitung von Gaskondensat höher als die von Öl.

Darüber hinaus ist die Menge der in Gaskondensataufbereitungsanlagen produzierten Leichtölprodukte aufgrund der Produktionseigenschaften höher als in Unternehmen, die mit Öl arbeiten, obwohl die Ölraffination in Russland, wie wir uns erinnern, recht weit verbreitet ist. Die günstigen Ausgangsbedingungen lassen weiterhin darauf hoffen, dass die Entwicklung des russischen Gaskondensat-Segments, wenn auch nicht schnell, aber stetig voranschreitet und damit die Prognosen der Optimisten hinsichtlich der Einführung der östlichen Exportrichtung irgendwann wahr werden könnten.

Flüssige Mischungen von Kohlenwasserstoffen (die alle unterschiedliche Molekularstrukturen haben und bei hohen Temperaturen sieden), die als Nebenprodukt in Gaskondensaten, Gas- und Ölfeldern freigesetzt werden, werden zusammenfassend als Gaskondensate bezeichnet. Ihre Zusammensetzung und Menge hängen vom Standort und den Bedingungen der Gewinnung ab und variieren daher stark. Sie können jedoch in zwei Typen unterteilt werden:

• stabiles Gaskondensat in Form von Benzin- und Kerosinfraktionen (und manchmal höhermolekularen flüssigen Bestandteilen von Öl),
• ein instabiles Produkt, das neben Kohlenwasserstoffen C5 und höher auch gasförmige Kohlenwasserstoffe in Form einer Methan-Butan-Fraktion enthält.

Kondensat kann aus drei Arten von Brunnen stammen, in denen es entsteht:

1. Rohöl (es liegt in Form von Begleitgas vor, das getrennt vom Rohöl (in Schichten) unter der Erde liegen oder darin gelöst sein kann).
2. Trockenes Erdgas (weist einen geringen Gehalt an darin gelösten Kohlenwasserstoffen auf, die Kondensatausbeute ist gering).
3. Nasses Erdgas (wird aus Gaskondensatfeldern hergestellt und zeichnet sich durch einen hohen Gehalt an Benzinkondensat aus).

Die Menge an flüssigen Bestandteilen in Erdgasen variiert zwischen 0,000010 und 0,000700 m³ pro 1 m³ Gas. Beispielsweise die Ausbeute an stabilem Gaskondensat auf verschiedenen Feldern:

• Vuktylskoye (Republik Komi) – 352,7 g/m³;
• Urengoiskoje (Westsibirien) – 264 g/m³;
• Gazlinskoye (Zentralasien) – 17 g/m³;
• Shebelinskoe (Ukraine) – 12 g/m³.

Erdgaskondensat ist ein Mehrkomponentengemisch verschiedener flüssiger Kohlenwasserstoffe mit geringer Dichte, in dem gasförmige Bestandteile enthalten sind. Es kondensiert aus dem Rohgas, wenn die Temperatur sinkt (unter den Taupunkt der erzeugten Kohlenwasserstoffe). Es wird oft einfach „Kondensat“ oder „Gasbenzin“ genannt.

Die Schemata zur Kondensatabtrennung aus Erdgas oder Öl sind vielfältig und hängen vom Einsatzgebiet und Verwendungszweck der Produkte ab. In einer neben einem Gas- oder Gaskondensatfeld errichteten technologischen Anlage wird in der Regel das geförderte Gas für den Transport vorbereitet: Wasser wird abgetrennt, bis zu einem gewissen Grad von Schwefelverbindungen gereinigt, die Kohlenwasserstoffe C1 und C2 werden zum Verbraucher transportiert, a Ein kleiner Teil davon (der geförderten Menge) wird in die Formationen gepumpt, um den Druck aufrechtzuerhalten. Die abgetrennte Fraktion (nach der Entfernung von C3-Komponenten, jedoch mit einem geringen Anteil davon) ist das Gaskondensat, das als Zufuhrstrom an Ölraffinerien oder petrochemische Syntheseanlagen gesendet wird. Der Transport erfolgt per Pipeline oder Flüssigkeitstransport.

Gaskondensat wird nicht als Rohstoff für die Herstellung von Benzin mit niedriger Oktanzahl verwendet, zu deren Erhöhung Antiklopfadditive eingesetzt werden. Darüber hinaus zeichnet sich das Produkt durch einen hohen Trübungs- und Stockpunkt aus, weshalb es zur Herstellung von Sommerkraftstoff verwendet wird. Gaskondensat wird seltener als Gaskondensat verwendet, da eine zusätzliche Entparaffinierung erforderlich ist. Diese Richtung verbraucht weniger als ein Drittel des erzeugten Kondensats.

Die interessanteste technologische Lösung ist die Verwendung eines Produkts wie einer großen Fraktion leichter Kohlenwasserstoffe für die petrochemische Synthese. Mit dessen Erhalt beginnt die Aufbereitung des Gaskondensats. Tiefgreifendere Prozesse laufen in Pyrolyseanlagen ab, in denen NGLs als Ausgangsmaterial zur Herstellung wichtiger Monomere wie Ethylen, Propylen und vieler anderer verwandter Produkte verwendet werden. Anschließend wird das Ethylen zu Polymerisationsanlagen geleitet, in denen verschiedene Polyethylenqualitäten hergestellt werden. Das Ergebnis ist Polypropylen. Die Butylen-Butadien-Fraktion wird zur Herstellung von Gummi verwendet. Kohlenwasserstoffe C6 und höher sind der Rohstoff für die Produktion der petrochemischen Synthese (Benzol wird gewonnen), und nur die C5-Fraktion, die den Rohstoff für die Gewinnung wertvoller Produkte darstellt, wird noch nicht effektiv genutzt.

Stabiles Gaskondensat

Eine Kohlenwasserstoffflüssigkeit bestehend aus schweren Kohlenwasserstoffen C 5+, in der nicht mehr als 2-3 % der Masse gelöst sind. Propan-Butan-Fraktion. Abhängig vom Gehalt an Verunreinigungen – Wasser, mechanische Verunreinigungen, Chloridsalze – wurden zwei Gruppen (I und II) stabiler Kondensate gebildet.

Gemäß der Norm OST 51.65 – 80 wird stabiles Kondensat als eine Mischung aus Methan, naphthenischen und aromatischen Kohlenwasserstoffen definiert, die die Anforderungen einer Reihe physikalisch-chemischer Parameter erfüllt. Der Hauptindikator – der gesättigte Dampfdruck – sollte bei plus 38 °C 66650 Pa (500 mm Hg) betragen. Daher muss der Dampfdruck eines stabilen Kondensats so sein, dass es bei normalem Atmosphärendruck in flüssigem Zustand bis zu einer Temperatur in der Größenordnung von plus 60 °C gelagert werden kann.

Eigenschaften der transportierten Flüssigkeit

Die Eigenschaften des Öls, die die Möglichkeit des Transports durch eine Pipeline oder des Transports in Tanktanks charakterisieren, hängen von seiner Zusammensetzung ab. Die Eigenschaften von Öl werden durch das Mengenverhältnis zwischen Paraffin, naphthenischen, aromatischen Kohlenwasserstoffen und anderen Bestandteilen bestimmt. Diese Eigenschaften müssen in allen Phasen des Umgangs mit Öl (und Ölprodukten) berücksichtigt werden:

· während der Warenbuchhaltung;

· beim Pumpen oder Transportieren;

· wenn es verarbeitet und als Brennstoff verwendet wird.

Dichte. Die Dichte variiert normalerweise zwischen 650 und 920 kg/m3. Es wird auch das Konzept der relativen Dichte verwendet, die durch das Verhältnis der Dichte flüssiger Kohlenwasserstoffe zur Dichte von Wasser bei 20 °C bestimmt wird. Eine genaue Bestimmung der Dichte flüssiger Kohlenwasserstoffe ist von großer kommerzieller Bedeutung, da die Volumina der Die verwendeten Tanks sind bekannt und ermöglichen eine genauere Bestimmung des Handelsgewichts des gepumpten Produkts.

Eine allgemeine Eigenschaft der Dichten flüssiger Kohlenwasserstoffe besteht darin, dass sie mit steigender Temperatur abnehmen (1 Barrel Öl = 42 Gallonen = 0,158988 m 3 = 159 l).

Aus der folgenden Grafik folgt (siehe Abb. 2.), dass für die betrachteten Öle ein Temperaturanstieg um 100 Grad vorliegt. Celsius sinkt ihre Dichte um 120-150 kg/m 3, d.h. um 15-18 %.

Reis. 2.

Der volumetrische Kompressionskoeffizient ist ein Wert, der die Änderung des relativen Volumens einer Flüssigkeit charakterisiert, wenn sich der Druck um eine Einheit ändert. Die charakteristischen Werte dieses Koeffizienten für Öl und Kondensat liegen im Bereich (5-15).10 - 4 1/MPa, d.h. Diese Produkte weisen eine geringe Kompressibilität auf.

Solch große Werte des volumetrischen Kompressionsverhältnisses von Öl und flüssigen Kohlenwasserstoffen sind für starke hydraulische Stöße in Rohrleitungen verantwortlich, die auftreten, wenn während der Bewegung des transportierten Produkts Unstetigkeiten auftreten.

Das allgemeine Muster besteht darin, dass das volumetrische Kompressionsverhältnis mit zunehmender Dichte der Flüssigkeit abnimmt.

Der Volumenausdehnungskoeffizient ist ein Wert, der die relative Volumenänderung einer Flüssigkeit bei einer Temperaturänderung um 1 °C charakterisiert.

Verflüssigte Kohlenwasserstoffgase haben unter den flüssigen Kohlenwasserstoffen einen besonders hohen Volumenausdehnungskoeffizienten. Bei gleichem Temperaturanstieg dehnt sich Propan (Butan) 16,1 (11,2) mal stärker aus als Wasser und 3,2 (2,2) mal stärker als ein Erdölprodukt wie Kerosin.

Bei steigender Temperatur dehnt sich LPG aus und erzeugt gefährliche Spannungen im Metall, die zur Zerstörung der Tanks führen können. Dies sollte beim Befüllen des letzteren berücksichtigt werden, um das für einen sicheren Betrieb erforderliche Volumen der Dampfphase aufrechtzuerhalten, d. h. Es ist notwendig, ein Dampfpolster bereitzustellen. Bei Tanks, bei denen der Auslegungstemperaturanstieg des gelagerten Produkts 40 °C nicht überschreitet, wird der Füllungsgrad mit 0,85 angenommen; bei einer größeren Auslegungstemperaturdifferenz wird der Füllungsgrad sogar noch geringer angenommen.

Die überwiegende Mehrheit der flüssigen Kohlenwasserstoffe, die unter Transportbedingungen in Hauptpipelines gepumpt werden, gehört zu den sogenannten. Newtonsche Flüssigkeiten, deren Haupteigenschaft die Fähigkeit ist, sich auch bei minimaler Scherbeanspruchung zu bewegen.

Durch die Gewährleistung des Pumpens eines flüssigen Kohlenwasserstoffgemisches in einem einphasigen Zustand und die Beibehaltung seiner „Newtonschen“ Eigenschaften werden nicht nur minimale Energieverluste für seinen Transport, sondern auch stabile Bedingungen für sein Pumpen gewährleistet.

Dazu werden beim Transport flüssiger Kohlenwasserstoffgemische die notwendigen thermobaren Parameter eingehalten und die Flüssigkeitsgemische selbst gegebenenfalls entsprechend aufbereitet, um die für den Pipelinetransport notwendigen Eigenschaften zu erreichen.

Viskosität. Die Wahl der Pumptechnologie, der Energieverbrauch für den Transport flüssiger Kohlenwasserstoffe usw. hängen von der Viskosität des transportierten Produkts ab. Eine Besonderheit der Viskosität als physikalische Eigenschaft einer Flüssigkeit ist die sehr große Bandbreite ihrer Werte für verschiedene Kohlenwasserstoffe Flüssigkeitssystemen sowie deren starke Abhängigkeit von der Transporttemperatur. Eine allgemeine Eigenschaft der Viskosität flüssiger Kohlenwasserstoffe besteht darin, dass sie mit steigender Temperatur abnimmt.

Im internationalen System der SI-Einheiten wird die dynamische (molekulare, Scher-)Viskosität in Poise (Centipoise, cP) oder in mPa gemessen. c: Die Viskosität flüssiger Kohlenwasserstoffe variiert in einem weiten Bereich – von 0,5 bis 250 mPa. Mit.

Fließpunkt- Dies ist die Temperatur, bei der das Öl (Erdölprodukt) im Reagenzglas seinen Füllstand nicht ändert, wenn das Reagenzglas 1 Minute lang um 45° geneigt wird. Der Übergang von Öl von flüssig zu fest erfolgt schrittweise über einen bestimmten Temperaturbereich. Aus Sicht der physikalisch-chemischen Mechanik dispergierter Erdölsysteme ist der Stockpunkt von Öl als Übergang von einem frei dispergierten Sol in einen gebundenen dispergierten Zustand (Gel) definiert.

Die Temperatur des Öls (flüssiges Kohlenwasserstoffprodukt), das durch eine Unterwasserpipeline gepumpt wird, hängt (mit Ausnahme der Temperatur am Eingang der Pipeline) von der Temperatur der unteren Meerwasserschicht ab, wenn die Pipeline ohne Wasser auf dem Meeresboden verlegt wird Erdverlegung oder von der Bodentemperatur, wenn sich die Rohrleitung in einem Unterwassergraben befindet.

Die Temperatur der gepumpten Flüssigkeit bestimmt den Viskositätswert und ihre anderen rheologischen Eigenschaften und beeinflusst somit den Pumpmodus; Es bestimmt die Möglichkeit der Verfestigung von Öl (flüssigem Kohlenwasserstoffprodukt), wenn seine Temperatur den Stockpunktwert erreicht.

Da die Temperatur des transportierten Produkts bei der Bewegung durch die Rohrleitung in der Regel abnimmt, kann dies zu einem merklichen Anstieg seiner Viskosität und seines hydraulischen Widerstandskoeffizienten und in der Folge zu einer Erhöhung der hydraulischen Reibungsverluste führen, solange die Temperatur ansteigt das Produkt fällt. Manchmal kann dies zu einem vollständigen Stillstand der Pipeline führen.

Handelt es sich bei dem transportierten Öl um eine wachshaltige oder stark wachshaltige (für Transportbedingungen nicht Newtonsche) Umgebung, erschweren solche Belastungsschwankungen den Betrieb von Pipelines, insbesondere im Fall von Offshore-Feldern und Unterwasserpipelines. Der Transport von Produkten mit geringer Produktivität führt zur Bildung von Stagnationszonen und zur Ansammlung von Paraffinablagerungen (manchmal auch bei Verwendung von Paraffinablagerungsinhibitoren) mit einem allmählichen Anstieg des Druckabfalls in der Rohrleitung.

Der Hauptgrund für die Bildung von Paraffinablagerungen ist der Temperaturfaktor – seine Abnahme während des Transports, und die Verteilung von Paraffinablagerungen in der Rohrleitung wird durch die Eigenschaften ihres thermischen Regimes bestimmt.

Bei kurzen Offshore-Pipelines, meist Feldpipelines, wird manchmal eine Technologie verwendet, die auf der Nutzung einer damit verbundenen Erwärmung des Produkts basiert, die durch die Erwärmung der Rohrwände entsteht.