Термодинамические свойства природных газов и требования к качеству продукта, который подается потребителю
Лекция №2
3 Термодинамические свойства природных газов и требования к качеству продукта, который подается потребителю
3.1 Требования к качеству газа. В зависимости от дальнейшего использования добытого газа, он должен отвечать требованиям соответствующих нормативных документов по качеству. Качество газа, поступающего с промыслов, должно обеспечивать надежную и эффективную работу оборудования объектов системы, в которую он подается.
Показатели качества газа, транспортируемого от месторождений Украины потребителю, регламентируют:
- технические условия на газ природный горючий, который подается в магистральные газопроводы ТУ У 11.1-20077720-001:2010 "Газ природний горючий, що подається в магістральні газопроводи. Технічні умови";
- государственный стандарт ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия».
Согласно требованиям нормативных документов, добываемый из месторождений газ может быть подан:
- в транзитный газопровод экспортного газа или магистральный газопровод І класса (в таком случае качество газа, подаваемого в трубопровод, регламентируют внешнеэкономические контракты и межгосударственные договора);
Рекомендуемые материалы
- газопровод отвод с рабочим давлением более 2,45 МПа;
- магистральный газопровод ІІ класса с рабочим давлением меньше 2,45 МПа;
- непосредственно потребителю.
Требования нормативных документов к качеству природного газа регламентируют в основном его термодинамические свойства. При подаче газа в магистральный газопровод должно быть обеспечено отсутствие жидкостной фазы и механических примесей в потоке, а также лимитируется содержание тяжелых углеводородов и соединений серы, а при подаче коммунально-бытовому потребителю – необходимо обеспечить требования санитарно-гигиенических условий эксплуатации бытовых помещений, безопасность жизнедеятельности и тепловые характеристики.
Доведение качества природного газа, добываемого на месторождениях, до требований нормативных документов осуществляют на объектах газодобывающего предприятия в процессе его подготовки.
Основные показатели качества природного газа и граничные показатели параметров в соответствии с ТУ У 11.1-20077720-001:2010 приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 – Требования к качеству добываемого газа
| Название показателя | Граничные показатели для газопроводов-отводов с давлением более 2,45 МПа | Граничные показатели для МГ ІІ класса с давлением менее 2,45 МПа | Граничные показатели для газа, подаваемого коммунально-бытовым предприятиям | |||
| с 01.05 до 30.09 | с 01.10 до 30.04 | май, сентябрь | с 01.06 до 31.08 | с 01.10 до 30.04 | ||
| Температура точки росы по влаге, 0С | -3 приведенная к давлению 3,92 МПа | -5 приведенная к давлению 3,92 МПа | 0 приведенная к давлению 2,45 | +5 приведенная к давлению 2,45 | -5 приведенная к давлению 2,45 | ниже чем температура газа при условиях отбора |
| Температура точки росы газа по углеводородам при температуре газа не ниже нуля 0С, не выше | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ниже чем температура газа при условиях отбора |
| Концентрация сероводорода, г/м3, не более | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 |
| Масса меркаптановой серы, г/м3, не более | 0,036 | 0,036 | 0,036 | 0,036 | 0,036 | 0,036 |
| Концентрация кислорода, об.%, не более | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 1,0 |
| Концентрация механических примесей, г/м3, не более | 0,001 | 0,001 | 0,001 | 0,001 | 0,001 | 0,001 |
| Теплота сгорания ниже, МДж/м3 (ккал/м3), при 20 0С і 101,325 кПа, не меньше | 31,8 (7600) | 31,8 (7600) | 31,8 (7600) | 31,8 (7600) | 31,8 (7600) | 31,8 (7600) |
| Область значений числа Воббе (высшего), МДж/м3 (ккал/м3) | не регламентируется | 41,2-54,5 (9850-13000) | ||||
| Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, % не более | не регламентируется | 5 |
3.2 Влагосодержание природных газов. В пластовых условиях жидкость и газ находятся в равновесном состоянии, которое нарушается при подъеме газа на поверхность и транспортировании к местам подготовки и потребления. Вследствие нарушения равновесного состояния во время транспортирования газа происходит конденсация капель жидкости из газового потока, образование гидравлических пробок, влияющих на работу системы газопроводов межпромыслового транспорта газа, магистрального транспорта газа и даже при его подаче потребителям низконапорными сетями. Под влиянием жидкости в полости газопровода могут развиваться коррозионные процессы, скачкообразно меняться технологический режим эксплуатации скважин, снижаться добыча газа. Кроме того, возможны процессы, связанные с перераспределением масс жидкости в трубопроводе, конечным результатом которых может быть залповый выброс жидкости на технологическое оборудование объектов газодобывающей и газотранспортной системы.
Наличие влаги в природном газе характеризируют абсолютная и относительная влажность газовой смеси.
Абсолютная влажность определяет содержание водяных паров в единице объема газа, относительная влажность – отношение абсолютной влажности в условиях эксплуатации газопровода к его влагоемкости, т.е. к количеству влаги в единице объема газа, которое содержится при условиях насыщения. Единица измерения относительной влажности – проценты. Влагосодержание природных газов зависит от давления, температуры газа, компонентного состава газа и воды. Методика его определения представлена в приложении А.
Температура, при которой газ полностью насыщен водяными парами, называется температурой точки росы данного газа по влаге (ТТР). ТТР по влаге является наиболее важным параметром транспортной кондиции газа. При достижении температурой газа температуры точки росы в условиях постоянного давления пары воды, которые присутствуют в газе, стают насыщенными, происходит процесс их конденсации на стенках трубопровода и при благоприятных гравитационных условиях накапливание жидкости на нижней образующей трубы.
3.3 Удельное массовое содержание тяжелых углеводородов. Конденсат в виде фракций С5+высшие в природном газе будет конденсироваться из газа газоконденсатных месторождений при достижении температурой газа определенной величины, названой температурой точкой росы по углеводородам. Этот показатель в перечне требований нормативных документов более жестко регламентируется в весенне-летний период вследствие того, что подготовка газа на промысле может осуществляться при температуре, которая значительно выше, чем температура окружающей среды газопровода, транспортирующего подготовленный газ.
Как и в случае с влагой, показатель температуры точки росы по углеводородам при благоприятных термодинамических и скоростных условиях влияет на процесс образования гидравлических пробок в полости газопровода. Кроме того, он играет важную роль в материальном балансе углеводородов, добываемых на месторождении и получаемых в процессе очистки газа на объектах газодобывающего предприятия.
Потому для полной характеристики природного газа необходимо знать содержание в нем тяжелых углеводородов.
Для определения удельного массового содержания тяжелых углеводородов в исследуемом потоке газа при известном его компонентном составе используют формулу:
, г/м3, (1.21)
де yі – объемное (мольное) содержание і-того компонента (пентаны, гексаны, нонаны, октаны и высшие);
Мі – молекулярная масса і-того компонента.
3.4 Содержание сероводорода. Наличие в газе сероводорода H2S способствует развитию коррозии внутренней поверхности газопроводов, газоперекачивающих агрегатов, арматуры, загрязняет атмосферу помещений токсичными продуктами. В соответствии с ГОСТ 5542-87 в 1 м3 газа должно быть не более 0,02 г сероводорода.
3.5 Содержание механических примесей. Наличие в газе механических примесей (песок, окалина и т.д.) вызывает эрозию и повышенный износ стенок трубопроводов, деталей проточных частей компрессорных агрегатов, приводит к засорению контрольно-измерительных приборов и увеличивает вероятность возникновения аварийных ситуаций на компрессорных станциях, газопроводах, газораспределительных станциях.
3.6 Содержание кислорода. В природном газе кислорода нет. При строительстве или ремонте газопроводов кислород может попасть в газ, если продувка трубопровода выполнена не полностью. Наличие кислорода в газе может привести к образованию взрывоопасных смесей, а если в газе есть сероводород – к выделению чистой серы.
3.7 Содержание двуокиси углерода. В сухом газе СО2 образует балластную смесь, которая снижает калорийность газа. В природных газах, транспортируемых по газопроводам, содержится относительно небольшое количество двуокиси углерода. Содержание СО2 в газе не должно превышать 2%.
3.8 Содержание меркаптановой и органической серы. Меркаптановая сера входит в состав газа в небольшом количестве, она вводится в газ для придания ему запаха в качестве одоранта. Установленное нормами содержание одоранта в газе обусловлено необходимым уровнем запаха и равно 16 г на
1000 м3 газа.
Наличие в газе органической серы в количестве большем, чем 30-50 мг/м3 ограничивает его использование без дополнительной очистки.
Если Вам понравилась эта лекция, то понравится и эта - 3.5 Общие правила взаимодействия с объектами.
3.9 Число Воббе – это основной показатель качества газа, используемого в бытовых газовых горелках. Он определяет режим горения в бытовых приборах, взаимозаменяемость газов различных составов для обеспечения нормального режима горения.
Число Воббе (W) устанавливает взаимосвязь теплоты сгорания газа (Q) и относительной плотности газа по воздуху (∆):
(1.21)
Значение числа Воббе для газовых і газоконденсатных месторождений лежит в пределах 40195–50244 кДж/м3 , для нефтяных месторождений – 46057–60711 кДж/м3.
Исходя из условий нормальной работы газових приборов установлено номинальное значение числа Воббе, на которое эти приборы отрегулированы.
Число Воббе природного газа, который транспортируется по магистральным газопроводам, лежит в пределах от 11000 до 12000 кДж/м3. При этом отношение максимального значения числа Воббе к минимальному не превышает 1,1, что отвечает рекомендациям Международного газового союза по допустимым отклонениям.
