ГОСТ Р 54389-2011

Група А22

НАЦІОНАЛЬНИЙ СТАНДАРТ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ

КОНДЕНСАТ ГАЗОВИЙ СТАБІЛЬНИЙ

Технічні умови

Стабільний gas condensate. Specifications

ГКС 75.060
ОКП 027132

Дата введення 2012-07-01

Передмова

Цілі та принципи стандартизації в Російській Федерації встановлені Федеральним законом від 27 грудня 2002 р. N 184-ФЗ "Про технічне регулювання", а правила застосування національних стандартів Російської Федерації - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизація в Російській Федерації. Основні положення"

Відомості про стандарт

1 РОЗРОБЛЕНО Товариством з обмеженою відповідальністю "Науково-дослідний інститут природних газів та газових технологій - Газпром ВНДІГАЗ" (ТОВ "Газпром ВНДІГАЗ")

2 ВНЕСЕН Технічним комітетом зі стандартизації ТК 52 "Природний та скраплені гази"

3 ЗАТВЕРДЖЕНИЙ І ВВЕДЕНИЙ У ДІЮ Наказом Федерального агентства з технічного регулювання та метрології від 30 серпня 2011 р. N 247-ст

4 ВВЕДЕНО ВПЕРШЕ


Інформація про зміни до цього стандарту публікується в інформаційному покажчику "Національні стандарти", що видається щорічно, а текст змін і поправок- у щомісячно видаються інформаційними покажчиками "Національні стандарти". У разі перегляду (заміни) або скасування цього стандарту відповідне повідомлення буде опубліковане у щомісячному інформаційному покажчику "Національні стандарти". Відповідна інформація, повідомлення та тексти розміщуються також в інформаційній системі загального користування - на офіційному сайті національного органу Російської Федерації зі стандартизації у мережі Інтернет

1 Область застосування

1 Область застосування

Цей стандарт поширюється на конденсат газовий стабільний, підготовлений на установках первинної переробки до транспортування та/або застосування як сировини для подальшої переробки на території Російської Федерації та на експорт.

2 Нормативні посилання

У цьому стандарті використано нормативні посилання на такі стандарти:

ГОСТ Р 8.580-2001 Державна система забезпечення єдності вимірів. Визначення та застосування показників прецизійності методів випробувань нафтопродуктів

ГОСТ Р ИСО 3675-2007 Нафта сира та нафтопродукти рідкі. Лабораторний метод визначення густини з використанням ареометра

ДСТУ ISO 14001-2007 Системи екологічного менеджменту. Вимоги та посібник із застосування

ГОСТ Р 50802-95 Нафта. Метод визначення сірководню, метил- та етилмеркаптанів

ГОСТ Р 51069-97 Нафта та нафтопродукти. Метод визначення густини, відносної густини та густини в градусах API ареометром

ГОСТ Р 51330.5-99 (МЕК 60079-4-75) Електроустаткування вибухозахищене. Частина 4. Метод визначення температури самозаймання

ГОСТ Р 51330.11-99 (МЕК 60079-12-78) Електроустаткування вибухозахищене. Частина 12. Класифікація сумішей газів і пар з повітрям за безпечними експериментальними максимальними зазорами та мінімальними займистими струмами.

ГОСТ Р 51858-2002 Нафта. Загальні технічні умови

ГОСТ Р 51947-2002 Нафта та нафтопродукти. Визначення сірки методом енергодисперсійної рентгенофлуоресцентної спектрометрії

ГОСТ Р 52247-2004 Нафта. Методи визначення хлорорганічних сполук

ГОСТ Р 52340-2005 Нафта. Визначення тиску парів методом розширення

ГОСТ Р 52659-2006 Нафта та нафтопродукти. Методи ручного відбору

ГОСТ Р 53521-2009 Переробка газу. Терміни та визначення

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартів безпеки праці. Організація навчання безпеки праці. Загальні положення

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартів безпеки праці. Пожежна безпека. Загальні вимоги

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартів безпеки праці. Загальні санітарно-гігієнічні вимоги до повітря робочої зони

ГОСТ 12.1.007-76. Система стандартів безпеки праці. Шкідливі речовини. Класифікація та загальні вимоги безпеки

ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартів безпеки праці. Електробезпека. Загальні вимоги та номенклатура видів захисту
________________
* На території Російської Федерації документ не діє. Діє ГОСТ Р 12.1.019-2009, тут і далі за текстом
 
ГОСТ 12.1.044-89 (ISO 4589-84) Система стандартів безпеки праці. Пожежвибухонебезпечність речовин та матеріалів. Номенклатура показників та методи їх визначення

ГОСТ 12.4.010-75 Система стандартів безпеки праці. Засоби індивідуального захисту. Перчатки спеціальні. Технічні умови

ГОСТ 12.4.011-89 Система стандартів безпеки праці. Засоби захисту працюючих. Загальні вимоги та класифікація

ГОСТ 12.4.020-82 Система стандартів безпеки праці. Засоби індивідуального захисту рук Номенклатура показників якості

ГОСТ 12.4.021-75 Система стандартів безпеки праці. Системи вентиляційні. Загальні вимоги

ГОСТ 12.4.068-79 Система стандартів безпеки праці. Засоби індивідуального дерматологічного захисту. Класифікація та загальні вимоги

ГОСТ 12.4.103-83 Система стандартів безпеки праці. Одяг спеціальний захисний, засоби індивідуального захисту ніг та рук. Класифікація

ГОСТ 2.4.111-82* Система стандартів безпеки праці. Костюми чоловічі для захисту від нафти та нафтопродуктів. Технічні умови
________________
* Ймовірно, помилка оригіналу. Слід читати: ГОСТ 12.4.111-82. - Примітка виробника бази даних.

ГОСТ 12.4.112-82 Система стандартів безпеки праці. Костюми жіночі для захисту від нафти та нафтопродуктів. Технічні умови

ГОСТ 17.1.3.05-82 Охорона природи. Гідросфери. Загальні вимоги до охорони поверхневих та підземних вод від забруднення нафтою та нафтопродуктами

ГОСТ 17.1.3.10-83 Охорона природи. Гідросфери. Загальні вимоги до охорони поверхневих та підземних вод від забруднення нафтою та нафтопродуктами під час транспортування трубопроводом

ГОСТ 17.1.3.12-86 Охорона природи. Гідросфери. Загальні правила охорони вод від забруднення під час буріння та видобутку нафти та газу на суші

ГОСТ 17.1.3.13-86 Охорона природи. Гідросфери. Загальні вимоги щодо охорони поверхневих вод від забруднення

ГОСТ 17.2.3.02-78 Охорона природи. атмосфера. Правила встановлення допустимих викидів шкідливих речовин промисловими підприємствами

ГОСТ 17.4.2.01-81 Охорона природи. Ґрунти. Номенклатура показників санітарного стану

ГОСТ 17.4.3.04-85 Охорона природи. Ґрунти. Загальні вимоги до контролю та охорони від забруднення

ГОСТ 1510-84 Нафта та нафтопродукти. Маркування, упаковка, транспортування та зберігання

ГОСТ 1756-2000 (ІСО 3007-99) Нафтопродукти. Визначення тиску насиченої пари

ГОСТ 2177-99 (3405-88) Нафтопродукти. Методи визначення фракційного складу

ГОСТ 2477-65 Нафта та нафтопродукти. Метод визначення вмісту води

ГОСТ 2517-85 Нафта та нафтопродукти. Методи відбору проб

ГОСТ 3900-85 Нафта та нафтопродукти. Методи визначення густини

ГОСТ 6370-83 Нафта, нафтопродукти та присадки. Метод визначення механічних домішок

ГОСТ 11851-85 Нафта. Метод визначення парафіну

ГОСТ 14192-96 Маркування вантажів

ГОСТ 19121-73 Нафтопродукти. Метод визначення вмісту сірки спалюванням у лампі

ГОСТ 19433-88 Вантажі небезпечні. Класифікація та маркування

ГОСТ 21534-76 Нафта. Методи визначення вмісту хлористих солей

ГОСТ 31340-2007 Попереджувальне маркування хімічної продукції. Загальні вимоги

Примітка - При користуванні цим стандартом доцільно перевірити дію стандартів посилань за відповідними покажчиками, складеними на 1 січня поточного року, та за інформаційними покажчиками, опублікованими в поточному році. Якщо посилальний документ замінено (змінено), то при користуванні цим стандартом слід керуватися замінним (зміненим) стандартом. Якщо посилальний документ скасовано без заміни, то положення, в якому дано посилання на нього, застосовується у частині, яка не стосується цього посилання.

3 Терміни та визначення

У цьому стандарті застосовані терміни за ГОСТ Р 53521, а також наступні терміни з відповідними визначеннями:

3.1 газовий конденсат стабільний;КГС: Газовий конденсат, що одержується шляхом очищення нестабільного газового конденсату від домішок та виділення з нього вуглеводнів С-С, що відповідає вимогам цього стандарту.

Стабільний газовий конденсат отримують шляхом первинної переробки нестабільного газового конденсату.

4 Технічні вимоги

4.1 КМР має відповідати вимогам таблиці 1.


Таблиця 1 - Вимоги до КМР

4.3 В умовному позначенні КГС вказують його групу залежно від значень концентрації хлористих солей, масової частки сірководню та метил- та етилмеркаптанів.

Приклад умовного позначення КМР - Конденсат газовий стабільний, 1 група, ДЕРЖСТАНДАРТ Р.

5 Вимоги безпеки

5.1 За ступенем впливу на організм людини КМС належить до 4-го класу небезпеки за ГОСТ 12.1.007.

Контакт з КГС шкідливо впливає на центральну нервову систему, викликає подразнення шкірного покриву, слизових оболонок очей і верхніх дихальних шляхів.

Працюючи з КГС враховують гранично допустимі концентрації (ГДК) шкідливих речовин КГС повітря робочої зони, встановлені ГОСТ 12.1.005 і гігієнічними нормативами . ГДК шкідливих речовин у повітрі робочої зони, що містяться в КГС, по вуглецю аліфатичним граничним С-С у перерахунку на вуглець - 900/300 мг/м (де 900 мг/м - максимальна разова ГДК, а 300 мг/м - середньозмінна ГДК) .

КГС, що містить сірководень (дигідросульфід) з масовою часткою понад 20 млн, вважають сірководневмісним відповідно до ГОСТ Р 51858 і відносять до 2-го класу небезпеки. Для сірководню (дигідросульфіду) максимальна разова ГДК в повітрі робочої зони - 10 мг/м, максимальна разова ГДК сірководню (дигідросульфіду) в суміші з граничними аліфатичними вуглеводнями С-С в повітрі робочої зони - 3,0 мг/м , клас .

Контроль вмісту шкідливих речовин у повітрі робочої зони здійснюють відповідно до ГОСТ 12.1.005.

5.2 КГС відносять до легкозаймистих рідин 3-го класу за ГОСТ 19433.

5.3 Пари КМС утворюють із повітрям вибухонебезпечні суміші з температурами: спалахи - нижче 0 °С, самозаймання - вище 250 °С. Для КГС конкретного складу концентраційні межі займання визначають за ГОСТ 12.1.044.

Категорія вибухонебезпечності та група вибухонебезпечних сумішей парів КГС з повітрям - ІІА та Т3 за ГОСТ Р 51330.11 та ГОСТ Р 51330.5 відповідно.

5.4 Вимоги безпеки при роботі з КГС повинні бути не нижчими від вимог ГОСТ 12.1.004, правил безпеки та правил електробезпеки за ГОСТ 12.1.019.

5.5 Ті, хто працює з КМС, повинні виконувати вимоги правил безпеки та бути навчені правилам безпеки праці відповідно до ГОСТ 12.0.004 та заходів пожежної безпеки відповідно до норм пожежної безпеки Федерального закону та Наказу МНС.

5.6 Під час роботи з КГС слід застосовувати індивідуальні засоби захисту відповідно до ГОСТ 12.4.010, ГОСТ 12.4.011, ГОСТ 12.4.020, ГОСТ 12.4.068, ГОСТ 12.4.103, ГОСТ 12.4.112, ГОСТ 12.4.112, ГОСТ 12.4.112. нормами, затвердженими у порядку.

5.7 Санітарно-гігієнічні вимоги до показників мікроклімату та допустимого вмісту шкідливих речовин у повітрі робочої зони повинні відповідати ГОСТ 12.1.005.

5.8 Усі будівлі, приміщення, лабораторії, в яких здійснюють операції з КМР, повинні бути забезпечені вентиляцією, що відповідає вимогам ГОСТ 12.4.021 та санітарних правил, повинні відповідати вимогам пожежної безпеки та мати засоби пожежогасіння відповідно до Федерального закону. Також у них має бути передбачений комплекс протипожежних заходів відповідно до правил безпеки , будівельних норм і правил , норм пожежної безпеки та зведень правил щодо пожежної безпеки .

Штучне освітлення та електроустаткування будівель, приміщень та споруд повинно відповідати вимогам вибухобезпеки згідно з Постановою Уряду Російської Федерації.

6 Вимоги охорони навколишнього середовища

6.1 При проведенні робіт з КГС повинні виконуватись вимоги, встановлені законодавством Російської Федерації в галузі охорони навколишнього середовища, а система екологічного менеджменту повинна відповідати ДСТУ ISO 14001. У цьому має забезпечуватися неперевищення нормативів допустимого на довкілля.

6.2 Правила встановлення допустимих викидів КМР в атмосферу здійснюють відповідно до ГОСТ 17.2.3.02

Нормативи викидів КГС в атмосферне повітря, шкідливих фізичних впливів на атмосферне повітря та тимчасово узгоджених викидів встановлюються, розробляються та затверджуються відповідно до Федерального закону про охорону атмосферного повітря у порядку, визначеному Постановою Уряду Російської Федерації.

Гігієнічні вимоги до забезпечення якості атмосферного повітря населених місць регламентуються санітарними правилами та чинним законодавством України.

6.3 Загальні вимоги до охорони поверхневих та підземних вод встановлені Федеральним законом, ГОСТ 17.1.3.05, ГОСТ 17.1.3.10, ГОСТ 17.1.3.12, ГОСТ 17.1.3.13.

ГДК КМР у воді об'єктів культурно-побутового користування та господарсько-питного призначення - не більше 0,1 мг/дм за санітарними нормами та правилами. ГДК КМС у воді водних об'єктів рибогосподарського значення не більше 0,05 мг/дм відповідно до Наказу Росриболовства.

6.4 Охорону ґрунту від забруднення КГС здійснюють відповідно до ГОСТ 17.4.2.01, ГОСТ 17.4.3.04 та чинного законодавства Російської Федерації.

Санітарно-епідеміологічні вимоги до якості ґрунту регламентуються санітарними правилами.

6.5 Діяльність по поводженню з відходами виробництва здійснюється відповідно до санітарних правил і регулюється Федеральним законом .

Порядок розробки та затвердження нормативів утворення відходів та лімітів на їх розміщення визначено Наказом Мінприроди Російської Федерації.

6.6 При транспортуванні та застосуванні КМР повинні бути передбачені заходи, що виключають потрапляння його до систем побутової та зливової каналізації, а також у відкриті водойми та ґрунт. Місця можливих розливів КМС повинні мати обвалування та систему спеціального дренажу. Попередження та ліквідацію аварійних ситуацій, пов'язаних із розливом КМР, здійснювати відповідно до плану ліквідації аварійних розливів КМР.

7 Правила приймання

7.1 КМР приймають партіями. Партією вважають кількість КДС, що відправляється на одну адресу та супроводжується документами про якість за ГОСТ 1510 (паспорт якості).

7.1.1 За партію КМР приймають:

- на вузлі обліку при безперервному перекачуванні конденсатопроводом перекачана за певний період кількість КМР, заміряна приладами обліку та узгоджена постачальником (вантажовідправником) та споживачем (вантажоодержувачем);

- на вузлі обліку при відвантаженні у транспортні засоби - кількість КМС, визначена за погодженням між постачальником та споживачем.

7.2 Для перевірки відповідності КМР вимогам цього стандарту проводять приймально-здавальні випробування за показниками, наведеними в таблиці 1.

7.3 Відбір КГС проводять за ГОСТ 2517 та ГОСТ Р 52659 .

7.4 Документ про якість (паспорт), що видається виробником або продавцем (на підприємствах, що здійснюють зберігання готової до реалізації продукції), повинен містити:

- найменування виробника (продавця);

- найменування та групу КДС;

- нормативні значення показників, встановлені цим стандартом для цієї групи КГС;

- Фактичні значення цих характеристик, визначені за результатами випробувань;

- номер резервуара (номер партії), з якого ця проба КМР відібрано;

- дату відбору;

- Дату проведення аналізу КМР.

Документ про якість (паспорт) підписується керівником підприємства або уповноваженою ним особою та засвідчується печаткою.

7.6. При невідповідності будь-якого з показників вимогам цього стандарту або розбіжностям за цим показником проводять повторні випробування тієї ж проби, якщо її відібрано з пробовідбірника, встановленого на потоці, або повторно відібраної проби, якщо її відібрано з резервуара або іншої ємності.

Результати повторних випробувань розповсюджують на всю партію.

7.7 При розбіжностях в оцінці якості КМС між постачальником і споживачем проводять випробування арбітражної проби, що зберігається. Випробування проводять у лабораторії, визначеній угодою сторін. Результати випробувань арбітражної проби вважають остаточними та вносять до документа про якість на цю партію КМР.

8 Методи випробувань

8.1 Тиск насиченої пари, вихід фракцій, масову частку сірководню та легких меркаптанів визначають у точкових пробах, відібраних за ГОСТ 2517 або ГОСТ Р 52659 .

Інші показники якості КГС визначають в об'єднаній пробі, відібраної за ГОСТ 2517 або ГОСТ Р 52659.

8.2 Тиск насичених пар КГС визначають за ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340 або.

Допускається застосовувати метод згідно з приведенням до тиску насиченої пари за ГОСТ 1756 .

8.3 Масову частку води визначають за ГОСТ 2477.

Дозволяється застосовувати метод або .

При розбіжностях щодо оцінки якості КГС масову частку води визначають за ГОСТ 2477 з допомогою безводного ксилолу чи толуолу.

8.4 Масову концентрацію хлористих солей у КГС визначають за ГОСТ 21534. При проведенні аналізу у водну витяжку додають 1 см 6 моль/дм сірчаної кислоти і кип'ятять щонайменше 30 хв. Допускається застосовувати метод згідно з .

8.5 Масову частку сірки визначають за ГОСТ Р 51947, ГОСТ 19121 або .

8.6 Щільність КГС при температурі 20 ° С визначають за ГОСТ 3900, при температурі 15 ° С - за ГОСТ Р 51069, ГОСТ Р ISO 3675 або -.

Щільність КГС на потоці трубопроводі визначають щільномірами.

8.7 Визначення масової частки органічних хлоридів у КГС виконують за ГОСТ Р 52247 або .

Для отримання фракції, що википає до температури 204 °С, допускається використання апаратури згідно з ГОСТ 2177 (метод Б).

8.8 У разі розбіжностей щодо оцінки якості показника, що визначається за цим стандартом декількома методами, арбітражним вважають метод, зазначений першим у таблиці 1.

8.9 Розбіжності, що виникають в оцінці якості КМР за будь-яким із показників, вирішуються з використанням ГОСТ Р 8.580.

9 Маркування, упаковка, транспортування та зберігання

9.1 Маркування КГС - за ГОСТ 14192, ГОСТ 19433 та ГОСТ 31340.

9.2 Транспортування КМС - за ГОСТ 1510 та відповідно до правил перевезення вантажів, встановлених на кожному виді транспорту.

9.3 Основний обсяг КГС відносять до небезпечних вантажів 3-го класу за ГОСТ 19433. Підклас небезпеки КМР, що постачається, і номер ООН встановлює вантажовідправник.

9.4 Упаковка та зберігання КМР за ГОСТ 1510 .

10 Гарантії виробника

10.1 Виробник гарантує відповідність якості КМР вимогам цього стандарту за умови дотримання умов транспортування та зберігання протягом 6 місяців з дати виготовлення, зазначеної в документі про якість (паспорт якості).

10.2 Після закінчення гарантійного терміну зберігання проводять випробування КМР на відповідність вимогам цього стандарту для ухвалення рішення про можливість його застосування або подальшого зберігання в установленому порядку.

Додаток А (рекомендований). Форма документа про якість (паспорт якості) конденсату газового стабільного

Результати випробувань конденсату газового стабільного

Електронний текст документа
підготовлений ЗАТ "Кодекс" та звірений за:
офіційне видання
М: Стандартінформ, 2012

Газовий конденсат - це суміш рідких вуглеводнів,

що виділяється з природних газів при експлуатації газоконденсатних покладів внаслідок зниження пластових тисків та температури.

Інша назва конденсату – це «біла нафта», оскільки зазвичай конденсат прозорий, або слабо-жовтого кольору від домішок нафти.

Газоконденсат служить основою для отримання палива або продуктів нафтохімічної промисловості. Так з газового конденсату одержують різні види реактивного, дизельного чи котельного палива чи бензини високої якості. Для поліпшення якості бензинові фракції, одержувані з конденсату, піддають додаткової обробки.

У надрах нашої землі залягають різні копалини. У тому числі – газ та газоконденсат. Виявивши дані поклади, видобувна компанія бурить свердловину в товщу землі, намагаючись дістатися газомістких пластів. Під час буріння тиск у пластах зменшується і паралельно знижується температура. Як відомо, будь-який конденсат з'являється тоді, коли значно знижується температура навколишнього середовища, або тиск. Ось і у разі видобутку газу відбувається саме цей процес. Тиск і температура падають і при цьому з газу починають виділятися рідкі вуглеводні змішаного складу. Це і є біла нафта.

4. Властивості природних газівПриродний газ – це корисна копалина в газоподібному стані. Воно використовується в дуже широких межах як паливо. Але сам природний газ не використовується як паливо, із нього виділяють його складові для окремого використання. До 98% природного газу становить метан, також до його складу входять гомологи метану - етан, пропан та бутан. Іноді можуть бути вуглекислий газ, сірководень та гелій. Природний газ безбарвний і не має запаху (у тому випадку, якщо не має у своєму складі сірководню), він легший за повітря. Властивості окремих складових природного газу Метан - безбарвний газ без запаху, легше повітря. Етан – безбарвний газ без запаху та кольору, трохи важчий за повітря. Не використовується як паливо. Пропан - безбарвний газ без запаху, отруйний. Бутан – за властивостями близький до пропану, але має більшу щільність. Вдвічі важче за повітря. Вуглекислий газ – безбарвний газ без запаху, але із кислим смаком. На відміну від інших компонентів газу (за винятком гелію), вуглекислий газ не горить. Гелій – безбарвний, дуже легкий від кольору і запаху. Чи не горить. Чи не токсичний, але при підвищеному тиску може викликати наркоз, як і інші інертні гази. Сірководень – безбарвний важкий газ із запахом тухлих яєць. Дуже отруйний, навіть за дуже маленької концентрації викликає параліч нюхового нерва. Природний газ має декілька небезпечних властивостей: Токсичність. Це найнебезпечніша властивість. Вона залежить від складу газу. Наприклад, метан та етан у чистому вигляді не отруйні, але при нестачі кисню в повітрі призводять до задухи. Небезпечні для здоров'я також гази, у складі яких дуже багато оксиду вуглецю та сірководню. Вибух. Всі природні гази, у складі яких є кисень, утворюють речовину, яка може вибухнути за наявності джерела вогню. Кожен газ має певну температуру займання, яка залежить від його молярної маси. Природні гази вибухають не завжди, а лише в тому випадку, якщо в їхньому складі занадто багато кисню.

Поряд із звичними нафтою і газом видобувні компанії витягують з надр землі не таку відому, але не менш важливу корисну копалину - газовий конденсат. У той же час темпи розвитку газоконденсатної галузі, як світової в цілому, так і російської зокрема, поки що вкрай низькі.

Що таке конденсат і як його одержують?

У процесі бурових робіт з газової суміші, що знаходиться в покладах, утворюється безбарвна або слабозабарвлена ​​рідина - це газовий конденсат. Він є сумішшю вуглеводнів рідкого типу. Вміст рідкої частини в кубометрі конденсату коливається в межах 10-700 кубічних сантиметрів (за масою - 5-10 г на той самий об'єм). Своєю назвою дана фракція зобов'язана механізму її утворення шляхом конденсації з природних газів.

Як і будь-який конденсат, газовий також випадає в момент переходу речовини з газоподібного в рідке через зниження тиску і температури. В даному випадку в ролі речовин, що зріджуються виступають важкі вуглеводні, що містяться в пластах. У природних умовах поклади бензино-гасових фракцій та більш високомолекулярних компонентів знаходяться під тиском до 60 МПа, при бурінні воно різко знижується. Основна маса даної сировини витягується на газоконденсатно-нафтових та чистих газоконденсатних родовищах. Конденсат, хоч і в менших кількостях, утворюється при переробці попутного нафтового газу при сепарації «чорного золота» в промислових умовах.

Поклади газового конденсату бувають первинними та вторинними. Перші знаходяться на глибинах понад 3,5 кілометри, в їх освіті не беруть участь скупчення нафти. У свою чергу вторинні поклади виникають при зворотному випаровуванні нафтової сировини. Крім цього, поклади газоконденсату класифікуються за рівнем насиченості. Так, відмінною властивістю насичених пластів є ідентичність показників тиску в надрах та тиску початку конденсації. Ненасичені поклади характеризуються рівнем пластового тиску, величина якого більша за відмітку, при якому починається процес конденсації.

Видобуток газового конденсату пов'язаний з певними технологічними труднощами. Справа в тому, що при переході в рідкий стан вуглеводні залишаються в каналах породи, вилучення сировини з яких є дуже трудомістким. Для запобігання «застряганню» конденсату в надрах операторам видобутку доводиться підтримувати звичайний для покладів тиск штучним шляхом. В даний час не вироблено ефективного методу максимального вилучення конденсату, застосовується більшою мірою технологія зворотного закачування газу в пласт після його відбензинювання, тобто відфільтровування найбільш цінних компонентів.

Що роблять із цієї сировини?

Газовий конденсат є повноцінним корисними копалинами і не поступається ні за своїм значенням для економіки, ні за багатим набором цінних компонентів чистого природного газу та нафти. Втім, за складом конденсат набагато ближчий до нафтової сировини, ніж до «блакитного палива». Саме тому видобувні компанії обов'язково додатково вказують кількість газового конденсату у своїй звітності про створення родовищ вуглеводнів. Хоча в основному конденсат видобувається операторами газових родовищ, на професійному жаргоні він отримав відому назву - «біла нафта».

Основні сфери застосування газоконденсату – це виробництво палива та продуктів нафтохімії. У паливному сегменті з конденсату виробляється готове до застосування пальне в широкому асортименті - від популярних бензинів марок до палива для котелень. Зокрема виробляється бензин Аі-80, Аі-92, Аі-95. Бензинове пальне, яке виходить з газового конденсату, має низьку детонаційну стійкість, тому у виробничому процесі доводиться додатково використовувати антидетонатори.

Також із конденсату виробляється широкофракційне паливо для дизелів швидкохідних транспортних засобів, яке може використовуватись у суворому кліматі – температурі до мінус 30 градусів за Цельсієм. Крім того, випускається газоконденсатне паливо з присадками, придатне для використання в умовах ще більших холодів. Для отримання пального зимового застосування газоконденсат проходить процедуру депарафінізації, інакше паливо має високу температуру застигання та помутніння, тобто може використовуватися лише у літній період.

Для задоволення потреб промислових та комунально-побутових підприємств у паливі з конденсату виробляють технічні пропан, бутан та їх суміші. У нафтохімічній сфері газоконденсатна сировина виступає в ролі бази для отримання ароматичних вуглеводнів (ксилолу, олуолу, бензолу) та олефінів – складових для подальшого виробництва волокон, смол, каучуку та пластмас. У ролі сировинних компонентів виступають ізопентанова, пентан-гексанова фракції, що виділяються з конденсату, і ті ж суміші бутану і пропану.

Від видобутку до переробки

Для одержання згаданих продуктів видобутий газовий конденсат відправляється на переробку. Виробничий процес передбачає насамперед перетворення нестабільного газоконденсату на стабільний. Останній відрізняється тим, що він не містить розчинених газів. Такі гази - це в основному фракції бутану та метану - утворюються у складі сировини при видобутку, коли тиск знижується до рівня 4-8 МПа у міру вибірки основних об'ємів конденсату.

На переробних потужностях конденсат доводиться до потрібного стану за допомогою процедури дегазації та очищення домішок. Отримана стабільна сировина в залежності від місця, де її виробляють, підрозділяється на промисловий (якщо переробка здійснюється поруч із свердловиною) та заводський (що відправляється на газопереробні заводи). Нестабільний конденсат після проходження деетанізації транспортується під власним тиском магістралями-конденсатопроводами. Після прибуття на ГПЗ такий вихідний матеріал піддається первинній переробці, в результаті якої виходять бензин, дизельне паливо, скраплені гази, мазут.

Типовий алгоритм переробки нестабільного конденсату має такий вигляд:

• Після вилучення з надр суміш транспортується на встановлення комплексної підготовки.
• За допомогою установки здійснюється сепарація конденсату та газової частини.
• Газ, отриманий у результаті сепарації, подається до врізання газопровід магістрального типу, а звідти передається споживачам.
• Конденсат, у свою чергу, перекачується до врізання конденсатопроводу, звідки подається до іншої установки, призначеної для підготовки сировини до транспортування.
• Установка підготовки сировини здійснює деетанізацію конденсату. Продукти переробки розподіляються так: деетанізований конденсат (84%), газ деетанізації (14,7%). На втрати припадає ще 1,3%.
• Далі газ деетанізації, як і газ сепарації, подається до газопроводів і транспортується споживачам.
• Деетанізований конденсат надходить у конденсатопровід і вирушає на стабілізаційний завод. Вже там сировина переробляється до отримання зріджених газів, стабільного конденсату та дизпалива.
• Для подальшої переробки стабілізована сировина перевозиться наливним транспортом або перекачується спеціальними трубопровідними системами на нафтохімічні та інші підприємства.

Світовий галузевий ринок та ситуація в Росії

Незважаючи на впровадження ефективних технологій переробки конденсату, на сучасному етапі освоєння надр обсяги його видобутку у всьому світі значно поступаються показникам вилучення базових вуглеводнів - нафти та газу. Така ситуація склалася історично та пов'язана з тим, що газоконденсатна галузь порівняно молода. Протягом тривалого часу нафтові компанії були зацікавлені лише у видобуванні «чорного золота», а газові – розробляли традиційні поклади. Необхідність освоєння родовищ газоконденсату збільшується в міру виснаження звичайних газових блоків.

Росія ж може похвалитися значними запасами газового конденсату. Розвідані ресурси та перспективні поклади оцінюються геологами загалом у 2 млрд тонн. Проте темпи освоєння родовищ конденсату зростають вкрай повільно. Зокрема, середньорічний видобуток останніх років коливається в межах 30 млн. тонн, у тому числі на шельфових ділянках - на рівні 2,5 млн. тонн. Зростання показника вилучення сировини щороку становить до 5–10% на рік. Нагадаємо, Пронедра писали раніше, що у «Газпромі» пообіцяли збільшити видобуток конденсату на 10% за три роки.

Нарощування видобутку, водночас, припадає здебільшого на сухопутні блоки, тоді як у шельфових зонах її інтенсивність падає. Серед російських регіонів за рівнем вилучення конденсату лідирує Уральський федеральний округ, де видобувається до 76% цієї сировини. Приєднання Криму до Росії практично не змінило статистику видобутку – рівень видобутку на півострові у розрізі загальноросійського показника не перевищує 0,16%.

Можливості переробних потужностей у Росії значно перевищують видобуток. Російські підприємства за рік здатні переробити понад 56 млн. тонн сировини, проте річний обсяг поставок конденсату на стабілізацію - у півтора рази менший. Хоча прогноз з видобутку газового конденсату як у Росії, і у всьому світі загалом, є позитивним і передбачає щорічне зростання цього показника, є певні чинники, які стримують розвиток галузі. Основною причиною повільних темпів приросту та затягування у питаннях розробки нових родовищ є дефіцит спеціалізованих трубопровідних систем для транспортування конденсату.

Крім того, що Росія не зуміла налагодити сталий розвиток видобутку конденсату, а також забезпечення ним внутрішнього ринку та завантаження національних переробних потужностей, вона, як і раніше, серйозно поступається основним експортерам сировини за обсягами поставок. Основним гравцем міжнародного ринку газоконденсату є США, які забезпечують чи не третину постачання. Інші обсяги поділили між собою Канада, Австралія, Алжир та американські держави. Російський експорт поки мінімальний. Наприклад, група «Газпром» постачає за кордон близько 250 тис. до 600 тис. тонн такої сировини на рік. Коливання обсягу експорту у бік зменшення пов'язані з перерозподілом обсягів постачання користь внутрішнього ринку.

Невеликими темпами, але в цілому експорт цієї сировини з Росії зростає. Перед РФ відкриваються досить реальні перспективи освоїти масштабні постачання Азійсько-Тихоокеанський регіон, ринок якого характеризується безперервним збільшенням попиту. Налагодженню експорту до Азії сприятиме і чисто географічний чинник, який мінімізує транспортно-логістичні витрати.

Втім, оптимістичні прогнози для Росії не підтримують скептично налаштовані галузеві аналітики, які передбачають, що й азіатський ринок буде повністю завойований американськими та австралійськими постачальниками. Спроби стимулювати і врегулювати газоконденсатний сегмент у Росії, зокрема шляхом анулювання мит експорту та перегляду фіскальних виплат, поки що носять характер тимчасових рішень і свідчать лише у тому, що довгострокова стратегія розвитку галузі нині країни відсутня.

Незважаючи на ситуацію, що склалася, не можна не відзначити і позитивні зрушення, які зіграли на користь розширенню національного газоконденсатного бізнесу. На нинішньому етапі російський ринок конденсату мало залежить від факторів зовнішнього характеру та залишається стабільним. Досвід останніх років продемонстрував, що на газоконденсатний промисел не впливають навіть такі потужні важелі, як коливання курсів валют та зміни податкового законодавства.

Незалежно від зовнішніх потрясінь останніх років, російські оператори, які орієнтуються на зарубіжних покупців, продовжують експортні поставки, а підприємства, зацікавлені в участі у ринку, стабільно забезпечують наявність достатньої пропозиції. Стійкості галузі сприяє її висока економічна рентабельність. Зокрема, ступінь прибутковості переробки газового конденсату вищий, ніж нафти.

Крім того, в силу виробничих особливостей обсяг випуску світлих нафтопродуктів на заводах з переробки газоконденсату вище, ніж на підприємствах, що працюють з нафтою, хоча, нагадаємо, нафтопереробка в Росії представлена ​​досить широко. Сприятливі вихідні умови все ж таки дають надію на те, що розвиток російського газоконденсатного сегменту проходитиме якщо й не швидко, але стабільно, а отже, прогнози оптимістів щодо запуску східного напрямку експорту з часом можуть і здійснитися.

Рідкі суміші вуглеводнів (всі вони відрізняються різною будовою молекул і киплять при високій температурі), які виділяються як побічний продукт на газоконденсатних, газових та нафтових родовищах, об'єднуються загальною назвою - газові конденсати. Склад та кількість їх залежать від місця та умов видобутку, тому варіюються у широких межах. Однак їх можна розділити на два типи:

• стабільний газовий конденсат у вигляді бензино-гасових фракцій (а іноді й високомолекулярних рідких компонентів нафти),
• нестабільний продукт, до складу якого крім вуглеводнів С5 і вище, входять газоподібні вуглеводні у вигляді метан-бутанової фракції.

Конденсат може надходити від трьох типів свердловин, де видобувається:

1. Сира нафта (він йде у вигляді попутного газу, який може залягати під землею окремо від сирої нафти (пластами) або бути розчиненим у ній).
2. Сухий природний газ (відрізняється низьким вмістом розчинених у ньому вуглеводнів, вихід конденсату невисокий).
3. Вологий природний газ (видобувається на газоконденсатних родовищах і відрізняється високим вмістом бензинового конденсату).

Кількість рідких компонентів у природних газах варіюється від 0,000010 до 0,000700 м³ на 1 м³ газу. Наприклад, вихід стабільного газового конденсату на різних родовищах:

• Вуктильське (Республіка Комі) - 352,7 г/м³;
• Уренгойське (Західний Сибір) - 264 г/м³;
• Газлінське (Середня Азія) - 17 г/м³;
• Шебелинське (Україна) - 12 г/м³.

Природний газовий конденсат є багатокомпонентною сумішшю різних рідких вуглеводнів з низькою щільністю, в якій присутні газоподібні компоненти. Він конденсується з сирого газу під час зниження температури при (нижче точки роси вуглеводнів, що видобуваються). Його часто називають просто "конденсат" чи "газовий бензин".

Схеми відділення конденсату від газу чи нафти різноманітні і залежить від родовища і призначення продуктів. Як правило, на технологічній установці, спорудженій поряд з газовим або газоконденсатним родовищем, видобутий газ готують до транспортування: відокремлюють воду, очищають до певної межі від сірчистих сполук, транспортують споживачеві вуглеводні С1 і С2, невелику їх частку (від видобутого) закачують у пласти підтримання тиску. Виділена фракція (після видалення з неї компонентів С3, але з невеликим їх вмістом) і є той газовий конденсат, який спрямовується у вигляді сировинного потоку на нафтопереробні заводи або установки нафтохімічного синтезу. Транспортування здійснюється трубопроводом або наливним транспортом.

Газовий конденсат використовується як сировина для виробництва бензину з невисоким октановим числом, для підвищення якого застосовуються антидетонаційні добавки. Крім того, продукт характеризується високою температурою помутніння та застигання, тому його використовують для отримання літнього палива. Як газовий конденсат застосовуються рідше, оскільки потрібна додаткова депарафінізація. Цей напрямок використовує менше третини добованих конденсатів.

Найбільш цікавим технологічним рішенням є використання такого продукту як широка фракція легких вуглеводнів для нафтохімічного синтезу. З її одержання починається переробка газового конденсату. Глибокіші процеси продовжуються на установках піролізу, де ШФЛУ застосовується як сировина для отримання таких важливих мономерів, як етилен, пропілен та багато інших супутніх їм продуктів. Потім етилен прямує на установки полімеризації, з нього одержують поліетилен різних марок. В результаті виходить поліпропілен. Бутилен-бутадієнова фракція використовується для виготовлення каучуку. Вуглеводні С6 і вище є сировиною для виробництва нафтохімічного синтезу (одержують бензол), і тільки фракція С5, що є сировиною для отримання найцінніших продуктів, поки що використовується неефективно.

Стабільний газовий конденсат

Вуглеводнева рідина, що складається з важких вуглеводнів 5+ , в якій розчинено не більше 2-3% мас. пропан-бутанової фракції. Встановлено дві групи (I та II) стабільного конденсату залежно від вмісту домішок – води, механічних домішок, хлористих солей.

Відповідно до стандарту ОСТ 51.65 - 80 стабільний конденсат визначається як суміш вуглеводнів метанового, нафтенового та ароматичного рядів, що задовольняє вимогам щодо низки фізико-хімічних показників. Основний показник - тиск насиченої пари - при плюс 38є С повинен становити 66650 Па (500 мм рт. ст.). Таким чином, пружність парів стабільного конденсату повинна бути такою, щоб при нормальному атмосферному тиску забезпечувалося його зберігання в рідкому стані до температури порядку плюс 60?

Властивості транспортованого флюїду

Властивості нафти, що характеризують можливість транспортування трубопроводом чи перевезення танкерних цистернах, залежить від її складу. Властивості нафти визначає кількісне співвідношення між парафіновими, нафтеновими, ароматичними вуглеводнями та іншими компонентами. Ці властивості необхідно враховувати всіх етапах поводження з нафтою (і нафтопродуктами):

· При товарно-облікових операціях;

· При перекачуванні або при перевезенні;

· При переробці та використанні як паливо.

Щільність. Щільність зазвичай змінюється не більше від 650 до 920 кг/м 3 . Використовується також поняття відносної щільності, яка визначається ставленням щільності рідких вуглеводнів до щільності води при 20є С. Точне визначення щільності рідких вуглеводнів має велике комерційне значення, оскільки обсяги резервуарів, що використовуються добре відомі, і це дозволяє точніше визначати комерційну вагу продукту, що перекачується.

Загальна властивість щільностей рідких вуглеводнів - вони зменшуються зі зростанням температури (1 нафтовий барель = 42 галони = 0,158988 м 3 = 159 л).

З наступного графіка випливає (див. рис. 2.), що з розглянутих нафт при зростанні температури на 100 грн. Цельсія їх щільність зменшується на 120-150 кг/м 3 тобто. на 15–18%.

Мал. 2.

Коефіцієнт об'ємного стиску - величина, що характеризує зміну відносного обсягу рідини за зміни тиску на одиницю. Характерні значення цього коефіцієнта нафти і конденсату перебувають у інтервалі (5-15).10 - 4 1/МПа, тобто. ці продукти мають малу стисливість.

Такі великі значення коефіцієнта об'ємного стиснення нафти і рідких вуглеводнів відповідальні за сильні гідравлічні удари в трубопроводах, що виникають при виникненні нестаціонарності при русі продукту, що транспортується.

Загальна закономірність - коефіцієнт об'ємного стиску зменшується зі зростанням щільності рідини.

Коефіцієнт об'ємного розширення - величина, що характеризує відносну зміну об'єму рідини при зміні температури на 1?

Особливо високим коефіцієнтом об'ємного розширення серед рідких вуглеводнів мають скраплені вуглеводневі гази. При тому самому підвищенні температури пропан (бутан) розширюється в 16,1 (11,2) рази більше, ніж вода, і в 3,2 (2,2) рази більше, ніж такий нафтопродукт, як гас.

При підвищенні температури ЗВГ, розширюючись, створюють небезпечну напругу в металі, яка може призвести до руйнування резервуарів. Це слід враховувати при заповненні останніх, зберігаючи необхідний безпечної експлуатації обсяг парової фази, тобто. необхідно передбачати парову "подушку". Для резервуарів, де проектне зростання температури продукту, що зберігається, не перевищує 40° С, ступінь заповнення приймається рівною 0,85, при більшій проектній різниці температур - ступінь заповнення приймається ще менше.

Переважна частина рідких вуглеводнів, що перекачуються в магістральних трубопроводах, за умов транспортування відносяться до т.з. ньютонівським рідинам, основною властивістю яких є здатність до руху навіть при додатку до них мінімальної напруги зсуву.

Забезпечуючи перекачування рідкої вуглеводневої суміші в однофазному стані та зі збереженням її "ньютонівських" властивостей забезпечується не тільки мінімальні енергетичні втрати на її транспортування, а й стабільні умови її перекачування.

Для цього при транспортуванні рідких вуглеводневих сумішей підтримуються необхідні термобаричні параметри, а самі рідкі суміші у разі потреби відповідним чином обробляються з метою досягнення ними необхідних для трубопровідного транспортування властивостей.

В'язкість. Від в'язкості продукту, що транспортується, залежить вибір технології перекачування, енерговитрати на транспортування рідких вуглеводнів та ін. Особливістю в'язкості як фізичної властивості рідина є дуже широкий спектр її значень для різних вуглеводневих рідких систем, а також її сильна залежність від температури транспортування. Загальна властивість в'язкості рідких вуглеводнів - вона зменшується із зростанням температури.

У міжнародній системі одиниць СІ динамічна (молекулярна, зсувна) в'язкість вимірюється в пуазах (сантипуазах, сПз) чи мПа. з: в'язкість рідких вуглеводнів змінюється у широкому інтервалі – від 0,5 до 250 мПа. с.

Температура застигання- це така температура, при досягненні якої нафта (нафтопродукт) у пробірці не змінює рівня при нахилі пробірки на 45є протягом 1 хв. Перехід нафти з рідкого стану у тверде відбувається поступово, у певному інтервалі температур. З позицій фізико-хімічної механіки нафтових дисперсних систем температура застигання нафти визначається як перехід від вільно-дисперсного золю до пов'язано-дисперсного стану (гель).

Температура нафти (рідкого вуглеводневого продукту), що перекачується по підводному трубопроводу, залежить (крім температури на вході в трубопровід) залежить від температури придонного шару морської води у разі, коли трубопровід укладено на морське дно без заглиблення, або від температури ґрунту у разі, коли трубопровід знаходиться у підводній траншеї.

Температура рідини, що перекачується, визначає величину в'язкості та інші її реологічні характеристики і таким чином впливає на режим перекачування; вона визначає можливість застигання нафти (рідкого вуглеводневого продукту) у разі, якщо її температура сягає значення температури застигання.

Оскільки зазвичай температура продукту, що транспортується, знижується при його пересуванні по трубопроводу, це може призводити до помітного зростання його в'язкості і коефіцієнта гідравлічного опору і, як наслідок, до збільшення гідравлічних втрат на тертя, доки температура продукту падає. Іноді це може призвести до повної зупинки трубопроводу .

Якщо нафту, що транспортується, відноситься до парафіністи або високопарафіністи (неньютонівським для умов транспортування) середовищ, подібні коливання завантаження ускладнюють експлуатацію трубопроводів, особливо у разі морських родовищ і підводних трубопроводів. Транспорт продукції з низькою продуктивністю призводить до утворення застійних зон та накопичення парафіновідкладень (іноді навіть при використанні інгібіторів парафіновідкладень) з поступовим підвищенням перепаду тиску в трубопроводі.

Головною причиною утворення парафінових відкладень є температурний фактор - її зменшення під час транспортування, а розподіл парафінових відкладень у трубопроводі визначається особливостями його теплового режиму.

На непротяжних морських трубопроводах, найчастіше промислових, іноді використовується технологія, заснована на використанні попутного підігріву продукту, який відбувається через нагрівання стін труб.