1.1.2. Газовые конденсаты

Газ многих месторождений выносит газовый конденсат, содержащий углеводороды от С₅Н₁₂ до С₂₀Н₄₂ в количестве 5-400 г/м³ газа. Основные физико-химические характеристики газовых конденсатов некоторых газоконденсатных месторождений приведены в табл. 1.2. [5]. Из данных табл.1.2 видно, что газовые конденсаты выкипают в интервале температур от 25 до 360 ⁰С и выше, при этом некоторые конденсаты имеют более высокую температуру начала кипения (103-210 ⁰С), а другие - более низкую температуру конца кипения (197-234 ⁰С).

Конденсаты разных месторождений сильно различаются по групповому химическому составу и содержанию общей серы. По содержанию общей серы резко выделяются конденсаты Оренбургского (1,18 % мас.), Астраханского (1,37 % мас.) и Карачаганакского (0,8 % мас.) месторождений.

Газовые конденсаты являются существенным ресурсом углеводородного сырья. Их суммарная добыча сейчас достигает 25-28 млн.т/год, что в среднем по России составляет примерно 40 г на 1 м³ добываемого газа.

1.2. Классификация продукции газоперерабатывающих заводов

Продукция, вырабатываемая на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) и газопромысловых установках (ГПУ), условно подразделяется на пять групп.

В первую группу входят газовые смеси, используемые как топливо. В этих газовых смесях основным компонентом является метан. В качестве других компонентов в состав смесей входят другие углеводороды, диоксид углерода, азот, сернистые соединения, суммарное содержание которых достигает нескольких процентов. Содержание сернистых соединений в газовых топливных смесях регламентируется, а содержание углеводородов – нет.

Таблица 1.2

Показатели качества газовых конденсатов некоторых месторождений России [5]

Газоконденсат	Плотность при 20С, кг/м	Вязкость кинема­ти­ческая при 20С, мм/с	Темпе­ратура застыва­ния, С	Содержание, % мас.						Выход фракций (С), % мас.
				серы общей	парафина	смол силика­гелевых	асфаль­тенов	ванадия, мкг/г	никеля, мкг/г	н.к.-180	180-350	выше 350
Астраханский	811,2	2,9	-24	1,4	2,2/57	2,9	0	0,2	-	41,5	34,4	22,4
Братский	724,4	1,1	-60	0,03	следы	следы	0	-	-	54,4	33,7	2,3
Верхне-Чонский	716,8	0,9	-60	0,14	0,2/51	2,0	следы	-	-	76,8	23,2	-
Герасимовский	719,8	-	-70	0,005	следы	1,8	0,4	-	-	80,0	12,5	7,5
Губкинский	786,2	1,9	-26	0,25	3,2/51	6,0	0,4	-	-	41,6	27,1	26,0
Заполярный	732,6	0,8	-53	0	1,0/50	0	0	-	-	70,6	29,4	-
Ингушский	717,7	0,8	-60	0,007	0,38	2,9	0	-	-	83,4	16,6	-
Калиновый	737,6	0,98	-72	0,014	следы	0	0	-	-	72,3	22,8	4,9
Ковыктинский	722,1	0,9	-60	0,12	0	0	0	-	-	65,3	-	5,1
Комсомольский	773,5	1,2	-60	0,11	0,9	1,1	0	-	-	74,1	-	9,04
Краснодарский	774,0	1,8	-28	0,04	5,9/50	2,9	0	-	-	46,9	31,6	17,9
Малоямальский	760,3	1,0	-42	0,01	-	следы	0	-	-	75,5	23,2	-
Нурминский	752,3	0,99	-60	0,01	-	0	0	-	-	85,7	13,1	-
Ныдинский	750,1	0,9	-43	0,05	-	-	-	-	-	68,0	28,3	-
Русановский	771,7	1,4	-30	0,04	0	0	0	0,1	-	50,3		7,64
Таас-Юряхский	661,0	0,6	-60	0,04	0,24	0,12	0	-	-	83,0		1,95
Тарасовский	760,0	1,2	-60	0,08	3,1/51	1,9	0	-	-	53,4	27,2	13,8
Уренгойский	801,8	2,3	-2	0,03	3,4/53	0	0	-	-	41,9	37,1	14,2
Шамановский	704,9	0,8	-60	0,03	следы	следы	0	-	-	79,5		3,06
Штокмановский	792,1	1,4	-54	0,04	-	0	0	0,1	-	53,5		8,97
Ямбургский	792,8	0,95	-60	0,02	следы	0	0	-	-	73,0	24,08	-
Ярактинский	704,5	0,75	-60	0,025	0	0	0	-	-	63,6		7,09

Примечания. -в знаменателе указана температура плавления парафина, ^С; - 280^С; -180-к.к.; 4-300^С; 5-200^С; 6-245^С; 7-260^С; 8-180-к.к.;9-240^С.

Вторая группа включает в себя газообразные технические чистые углеводороды (этан, пропан, бутаны) и гелий, а также смеси газовых компонентов определенного состава.

Третья группа состоит из углеводородов, относящихся ко второй группе, но в сжиженном виде, жидкого гелия и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Общим признаком этой группы является то, что в жидком состоянии при 20 ⁰С эти газы находятся при определенном избыточном давлении.

В четвертую группу входят продукты, находящиеся в нормальных условиях в жидком состоянии, такие как газовый конденсат и продукты его переработки.

К пятой группе относятся твердые продукты переработки природного газа – технический углерод и газовая сера.

Все продукты, входящие в состав вышеперечисленных групп, отличаются углеводородным составом, содержанием в них воды, механических примесей, диоксида углерода и сернистых соединений, температурами кипения и застывания и др.

1.3. Требования к качеству товарных продуктов

1.3.1. Товарный газ

В настоящее время товарные газы, подаваемые в магистральные газопроводы, должны отвечать требованиям ОСТ 51.40, основные из которых приведены в табл. 1.3.

При установлении показателей качества газов за основу взяты следующие условия:

- газ при транспортировании не должен вызывать коррозию.

Таблица 1.3

Требования к качеству товарного природного газа,

подаваемого в газопроводы

Показатель	Климатический район*
	умеренный		холодный
	л	з	л	з
Точка росы, 0С, не выше:
по влаге	0	-5	-10	-20
по углеводородам	0	0	-5	-10
Содержание кислорода, % об., не более	1,0	1,0	1,0	1,0
Содержание, г/м3, не более:
сероводорода	0,02	0,02	0,02	0,02
серы тиоловой	0,036	0,036	0,036	0,036
механических примесей	0,003	0,003	0,003	0,003

трубопроводов, арматуры, приборов и др. (содержание механических примесей, сероводорода, тиоловой (меркаптановой) серы и кислорода);

- качество газа должно обеспечивать его транспортирование в однофазном газообразном состоянии (точки росы газа по влаге и углеводородам);

- товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.