Состав газа в газопроводе: Какой газ используется в жилых домах

Что такое природный газ

Природный газ — смесь углеводородов, предмет религиозного культа, спора ученых и важнейший сырьевой ресурс. Он невидим и не имеет запаха. В России его больше, чем где-либо в мире.

Из чего состоит природный газ

Основу природного газа составляет метан (CH₄) — простейший углеводород (органическое соединение, состоящее из атомов углерода и водорода). Обычно в его состав также входят более тяжелые углеводороды, гомологи метана: этан (C₂H₆), пропан (C₃H₈), бутан (C₄H₁₀) и некоторые неуглеводородные примеси.

Природный газ может существовать в виде газовых залежей, находящихся в пластах некоторых горных пород, в виде газовых шапок (над нефтью), а также в растворенном или кристаллическом виде.

Запах газа

Что интересно, ни один из названных газов не имеет ни цвета, ни запаха. Характерный неприятный запах, с которым в быту сталкивался практически каждый человек, придается газу искусственно и называется одорацией. В качестве одорантов, то есть неприятно пахнущих веществ, обычно используют серосодержащие соединения. Человек может уловить запах одного из самых распространенных одорантов — этантиола — даже если одна часть этого вещества придется на 50 миллионов частей воздуха. Именно благодаря одорации можно легко устанавливать утечки газа.

Этап добавления одоранта
с неприятным запахом.

Природный газ без запаха

Природный газ
с неприятным запахом

Спор ученых

Относительно происхождения природного газа (как, впрочем, и нефти) среди ученых до сих пор не существует единого мнения. Две основные концепции — биогенная и минеральная — утверждают разные причины образования углеводородных полезных ископаемых в недрах Земли.

Минеральная теория

Образование полезных ископаемых в пластах горных пород — часть процесса дегазации Земли. Из-за внутренней динамики Земли углеводороды, находящиеся на больших глубинах, поднимаются в зону наименьшего давления, образуя в результате газовые и нефтяные залежи.

Биогенная теория

Живые организмы, погибшие и опустившиеся на дно водоемов, разлагались в безвоздушном пространстве. Опускаясь все глубже из-за геологических движений, остатки разложившейся органики превратились под воздействием термобарических факторов (температуры и давления) в углеводородные полезные ископаемые, в том числе — в природный газ.

 

Невидимые поры

Довольно распространено ложное представление о том, что газ находится под землей в неких пустотах, из которых легко полностью извлекается. На самом деле газ может находиться внутри горной породы, имеющей пористую структуру настолько мелкую, что человеческим глазом ее увидеть нельзя. Держа в руках кусок песчаника, извлеченного с огромной глубины, достаточно сложно представить, что внутри заключен природный газ.

Поклонение газу

Человечество знает о существовании природного газа давно. И, хотя уже в IV веке до н. э. в Китае его научились использовать для отопления и освещения, долгое время яркое пламя, не оставляющее пепла, являлось предметом мистического и религиозного культа для некоторых народов. Например, на Апшеронском полуострове (современная территория Азербайджана) в VII веке был воздвигнут храм огнепоклонников Атешгях, служения в котором проходили вплоть до XIX века.

Кстати, недалеко от храма Атешгях в 1859 году была совершена первая в России попытка (довольно кратковременная) использовать природный газ в промышленных целях — на нефтеперегонном заводе в Баку.

Термоламп и первый газ в России

История российской газовой промышленности начинается в 1811 году. Тогда изобретатель Петр Соболевский создал первую установку для получения искусственного газа — термоламп. Выступив с докладом об этом на заседании Всероссийского общества любителей словесности, наук и художеств, по указу Александра I Соболевский был награжден орденом за свое изобретение. А несколькими годами позже, в 1819 году, на Аптекарском острове в Санкт-Петербурге зажглись первые газовые фонари. Таким образом, история газовой промышленности в России началась почти 200 лет назад — в 2011 году у нее был юбилей.

В середине 20-х годов XX века во всем СССР было добыто 227,7 млн кубометров газа. В 2010 году Группой «Газпром» было добыто 508,6 млрд кубометров газа.

Россия занимает первое место в мире по объему запасов природного газа. Доля «Газпрома» в этих запасах составляет около 70%. Таким образом, «Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа.

С наступлением XX века началось активное развитие российской газовой промышленности: впервые разрабатывались газовые месторождения, утилизировался попутный (нефтяной) газ.

Русская смекалка

Однако до XX века в России природный газ являлся побочным продуктом при добыче нефти и назывался попутным газом. Не существовало даже самих понятий газового или газоконденсатного месторождений. Обнаруживались они случайно, например при бурении артезианских скважин. Однако известен случай, когда во время бурения такой скважины находчивый саратовский купец, увидев вместо воды пламя, построил на этом месте стекольный и кирпичный заводы. Промышленники постепенно начали осознавать, что природный газ может быть крайне полезен.

• Как доставить газ без опасности

  Состояние газопроводов постоянно контролируется. В этом людям помогают высокотехнологичные «свиньи», которые ползают по трубам в труднодоступных местах.

• Как оценивают величину запасов углеводородов

  В мире нет единой системы, по которой бы классифицировались запасы углеводородов, но существуют некоторые принятые стандарты. Россия не так давно приблизила к ним свою систему.

Какой газ используется в квартирах, жилых домах?

В системы газоснабжения и отопления жилых объектов подается природный газ, который после добычи из недр проходит долгий путь предварительной переработки. Во время этого процесса в газ добавляют различные вещества, позволяющие использовать его в бытовых целях максимально эффективно и безопасно.

1 Состав и давление газа в квартирах

В жилых домах и квартирах мы используем газ, в состав которого входит не только метан, но и целый ряд дополнительных компонентов. Предварительная очистка газа и добавление в него примесей необходима для обеспечения максимальной безопасности использования инженерных систем в домах. Основой топлива выступает метан, содержание которого может составлять 70-98 %, также в газе присутствуют:

• бутан;
• пропан;
• углекислый газ;
• пар воды;
• сероводород.

В состав газа входит метан и ряд дополнительных компонентов

В кухонные плиты и системы теплоснабжения метан попадает после прохождения по специальным магистралям десятков тысяч километров. В таких трубопроводах давление очень высокое и может составлять до 11,8 МПа. Для бытового потребления такое давление является слишком большим, потому на газораспределительных станциях его снижают до 1,2 МПа. В этих коммуникационных объектах осуществляется и дополнительная очистка метана.

Из школьной программы мы знаем, что природный газ не имеет цвета и запаха, но во время переработки ему придают специфический аромат путем добавления одорантов – веществ, хорошо распознающихся человеческим обонянием. Метан с запахом намного безопаснее в эксплуатации, аромат можно заметить во время утечки и предотвратить возникновение аварийных ситуаций, возгораний и взрывов.

Газ в городских квартирах имеет запах благодаря этантиолу и этилмеркаптану. Это сильно пахнущие жидкости, распыляемые в метан во время его переработки.

2 Насколько токсичен и взрывоопасен природный газ

С детства людям прививают осторожное отношение к природному газу, нам рассказывают о его опасности, и это действительно так. Однако токсичность метана очень сильно преувеличена, при его вдыхании практически невозможно отравиться. Откуда тогда берутся погибшие в загазованных помещениях? Жертвы газа погибают не от отравления, а от банального удушья. В составе природного газа присутствует углекислый газ, который вытесняет из окружающего пространства кислород. Именно из-за этого в загазованных помещениях дышать очень сложно, а иногда, при отсутствии вентиляции, попросту невозможно.

Главная опасность метана заключается в его пожаро- и взрывоопасности. Эти характеристики зависят от множества факторов, в частности от температуры окружающей среды и давления. Взрывоопасные ситуации возникают в случаях, когда метана в помещении становится более 15 % от общего объема воздушной массы. Определить процентное содержание метана в воздухе невозможно, для этого требуется специализированное измерительное оборудование.

Неспособность человека определить уровень опасности в многоквартирном доме из-за газа в воздухе вынуждает нас при первых признаках наличия метана в комнате в скорейшем порядке перекрывать систему газоснабжения. Почувствовав характерный аромат природного газа, необходимо не только перекрыть подачу топлива по всем приборам в квартире, но также отключить оборудование, при работе которого используются электрические импульсы, именно они могут стать причиной воспламенения и взрыва.

В загазованных помещениях опасность для человека может представлять не только работающее от сети электроснабжения оборудование, но также приборы, функционирующие от батареек и аккумуляторов. Практика показывает, что при концентрации природного газа в 15 % и более причиной взрыва может стать даже мобильный телефон или включенный ноутбук. При обнаружении характерного запаха бытового метана следует быстро отключить все имеющиеся в доме приборы, обеспечить хорошую вентиляцию в квартире (открыть окна и двери), а также оповестить о случившемся аварийные службы.

3 Можно ли обезопасить себя от аварии при эксплуатации оборудования

В жилых и нежилых объектах газ используется повсеместно, потому жизненно важно знать правила эксплуатации газового оборудования, чтобы защитить себя и своих близких от возможных аварийных ситуаций.

Следует ежегодно проверять газовое оборудование с помощью специалистов

Снизить до минимума вероятность утечек газа, пожаров и взрывов можно, выполняя следующие рекомендации профессионалов:

1. Своевременное обслуживание оборудования. Ежегодно нужно вызывать специалистов, чтобы они проверяли состояние газового оборудования и тягу в помещениях.
2. Качественная вентиляция. В комнатах с установленной плитой или отопительным котлом всегда должна быть функционирующая система естественной циркуляции воздуха. И зимой и летом решетки вентиляции должны быть открытыми и не изолированными.
3. Отключение неиспользуемой техники. Газовое оборудование обязательно нужно отключать и перекрывать газоснабжение, если вы уходите или уезжаете из дома на длительное время. Это же касается и электрической техники.
4. Контроль над работой техники. Работающее газовое оборудование нельзя надолго оставлять без присмотра.
5. Грамотные действия в случае ЧП. При обнаружении утечки метана и стойкого специфического запаха в комнате обязательно нужно вызывать аварийные службы.

Эти правила очень просты, и их соблюдение не требует от собственника квартиры существенных финансовых или временных затрат, однако многие забывают о том, какие опасности таит газоснабжение, а потому при использовании данной инженерной системы не помнят даже о самых элементарных техниках безопасности.

4 О чем расскажет цвет пламени конфорок

Пламя в конфорках может иметь самые разные оттенки, которые свидетельствуют об особенностях сгорания топлива. Насыщенный голубой цвет огня говорит об однородной структуре газа, который подаётся в кухонную плиту. Однородное и качественное топливо сгорает полностью, выделяет в окружающую среду максимальное количества тепла и минимальный объем вредных веществ.

Нередки случаи, когда собственники квартир замечают в своих конфорках пламя ярко-красного или желтого цвета. Любые оттенки, отличные от голубого, свидетельствуют о том, что в горелку поступает топливо низкого качества с примесями воздуха. Низкокачественное топливо не только может быть достаточно опасным при использовании, но еще и осуществляет значительно худший нагрев. Плохое качество газа приведет к тому, что для работы системы теплоснабжения придется тратить больший объем дорогостоящего ресурса и больше платить по коммунальным счетам.

Из-за этого рекомендуем обращать внимание на цвет огня на плите и в котле. Чаще всего виновниками подачи в квартиры низкокачественного топлива выступают управляющие компании. Представители УК порой намеренно снижают содержание углекислоты и углеводорода в топливе, чтобы повысить свои доходы. В любом случае, обнаружение изменения цвета пламени является отличным поводом для обращения в ответственные органы за разъяснениями.

Некачественная работа системы газоснабжения может не только повысить расходы пользователей квартиры или дома, но также привести к преждевременному износу установленного оборудования, выходу его из строя и даже возникновению аварийных ситуаций. Мы напрямую заинтересованы в том, чтобы в наши дома поставляли природный газ высокого качества, потому при возникновении любых подозрений о содержании в топливе примесей следует провести проверку имеющейся техники, вызывав на дом газовиков.

Природный газ не так прост, как порою кажется ⋆ Geoenergetics.ru

СМИ и интернет пестрят статьями «Газ – наше все!» и «да что мы можем, кроме самого простого – газ качать?» Одновременно ругают и хвалят Газпром и НОВАТЭК, одновременно газ и двигатель бюджета и тормоз модернизации экономики.

Криков и рассуждений пруд пруди, а вот ответов на наши любимые «детские» вопросы найти – постараться надо.

Что такое вообще природный газ, одинаков ли он во всех трубах и во всех скважинах или нет? Почему специалисты по газу говорят, что он не пахнет, а на кухнях у себя мы любую утечку именно носом и чуем? Заглянешь в профессиональные статьи – там сам черт ногу сломит от кубометров, тонн, британских термальных единиц и прочих тонн условного топлива. Так что же происходит на всевозможных буровых установках, компрессорных станциях, отличий газоперерабатывающих заводов от газоперерабатывающих комбинатов, почему так много денег требуется для сжижения газа, а на регазификацию сжиженного – в разы меньше. И почему, в конце концов, сжиженный газ на кораблях-газовозах требует температуры в -162 градуса, а в зажигалках с ним все в порядке и при положительных температурах? Несмотря на задуманную краткость, слов придется нам написать, а вам прочитать достаточно много, так что это только начало, но «порции» большими не будут. Как всегда – минимум формул и объем, необходимый не столько для глубокого погружения в органическую химию и физические свойства газа, сколько для понимания того, насколько непрост такой «простой и привычный» нам природный газ, из чего складывается цена на него, почему газ трубопроводный всегда будет дешевле газа сжиженного, зачем строят в Амурской области газоперерабатывающий завод и чем он будет отличаться от планируемого там же газоперерабатывающего комбината.

Затаенное дыхание планеты

Итак, что такое, собственно говоря, природный газ? Пожалуй, одно из самых неудачных названий, придуманных человеком, поскольку оно не отражает и толику удивительных свойств этого творения матушки-природы. Газ… То, что мы вдыхаем – это тоже газ, и то, что мы выдыхаем – тоже газ. А «природный газ» – это затаенное дыхание планеты, дарящее нам возможность извлечь из него миллиарды джоулей энергии, получить удивительные, невиданные в природе вещества – полиэтилены и полипропилены, пластмассы, краски, растворители, удобрения, топливо для моторов наших машин. Природный газ – это небольшое чудо, щедрый подарок природы, без освоения тайн которого наша цивилизация была бы совсем иной, менее комфортной, менее уютной и, в то же время – менее опасной.

Природный газ – чудо, но чудо опасное. Концентрируясь в воздухе, он способен стать причиной отравлений и страшных пожаров. Это он, природный газ, как грозный языческий бог, забирает жизни людей, утративших бдительность и осторожность. И это он же, но покоренный нашим умом, нашими трудами – дарит свет и тепло, вращает турбины генераторов и помогает нести покупки из супермаркетов. Природный газ… Нет, что-то правильное в этом название все же есть – это дыхание природы, дающее нам возможность ее же, природу, покорить. Покорить мрак ночи и холода зимы, перенести без вреда зной лета в прохладных помещениях, без труда приготовить самые изысканные блюда. Подарок щедрый и опасный, привычный и необычный, об удивительных свойствах которого знать должен каждый.

Когда говорят о культуре, почему-то чаще всего вспоминают литературу и изобразительное искусство, скульптуру, балет, музыку и поэзию. Неумение разбираться во всем этом служит основанием обзывать человека «дикарем». Но наша с вами цивилизация – это не только изящные искусства, не только песни и пляски. Наша цивилизация – цивилизация моторов и электричества, цивилизация нефти, газа, атома. Наша цивилизация – это одухотворенный, неистовый и осмысленный протест против Второго закона термодинамики: мы не хотим и не позволяем расти энтропии на нашей Земле. И делаем мы это потому, что каждый из нас – сгусток энергии, воли и разума, отрицающего тепловую смерть. Наша цивилизация – это неуклонное, год за годом и век за веком покорение энергии, подчинение ее нашему уму и желаниям. Нашу цивилизацию создали удивительные люди – ученые, конструкторы, инженеры, простые рабочие, исповедовавшие религию техносферы, читающие евангелия энергомашин, служившие молебны энергопусков, вместо свечей ставившие громадины опор электропередач, читавшие молитвы законов электромагнетизма, физики и химии. Их схимна – глубочайшие скважины в недоступных местах, покоренные реки, перегороженные плотинами, гудящие провода и тихая, беззвучная мощь атомных реакторов, компрессорные станции, которые гонят сконцентрированную энергию на тысячи и тысячи километров. Совершаемые ими таинства их религии дают нам свет и тепло, заставляют работать двигатели насосов и тепловозов, самолетов и кораблей, автомобилей и ракет. Не зная основ религии и культуры техносферы, имеем ли мы право причислять себя к знатокам культуры?..

Газовое ассорти

То, что мы называем привычной идиомой «природный газ» – всегда смесь разных газов, которые образовались в незапамятные времена в недрах нашей планеты при анаэробном разложении органических веществ. Органические вещества – это понятно, «анаэробный» – значит, при отсутствии воздуха. Сжало-сдавило в тех недрах органику так, что места для воздуха просто не осталось, и осталась органика вот в таких ловушках на миллионы лет. Залегает природный газ в пластах земных пород отнюдь не одинаково, лежит он в разных частях планеты разное количество лет, образуется он при чуточку разных давлениях и температурах, да и органика, из которой он образовался, вовсе не была неким «единым стандартом». Потому в разных месторождениях природный газ – разный. Разное количество химических веществ в его составе, разные пропорции в этом «ассорти», потому и обработка, которой его надо подвергать, прежде, чем «затолкать» в трубу, в топку электростанции и в маленькие конфорки на кухне, на разных месторождениях всякий раз индивидуальна, всякий раз требует творческого подхода к разработке технологий переработки.

Какие-то месторождения природного газа «в полном порядке» – в газовых залежах, добывать его из них легко и приятно. Впрочем, о «легкости» мы еще не раз поговорим, легко это делать только в сравнении с трудами, которые приходится тратить, чтобы забрать его из газовых шапок нефтегазовых месторождений или из раствора в нефти и воде – бывают и такие случаи. При нормальных условиях, то есть при нуле градусов Цельсия и атмосферном давлении в 762 мм ртутного столба (они же – 101,325 кПа, килопаскалей) природный газ всегда в газообразном состоянии, уж простите за это «масло масляное». Встречается газ и в кристаллообразном состоянии, в виде естественных газогидратов, но про подобную газовую экзотику вспомним попозже.

Молекула метана

Основная часть природного газа – это метан, его в химической подземной смеси обычно от 70 до 98%. Разброс достаточно большой, но чему тут удивляться – и состав органики, из которой он образовался, мог быть совершенно разным, и температуры с давлением, при которых матушка-природа нам его припасала – тоже разные. СН₄ – вот несложная химическая формула метана, к 1 атому углерода «приклеены» 4 атома водорода. Для нас с вами важнее всего, что этот газ, не имеющий ни цвета, ни запаха, чрезвычайно горюч и даже взрывоопасен при концентрации в воздухе выше 4,5%. За время существования нашей цивилизации «на счету» метана жизни сотен тысяч, если не миллионов горняков – именно метан при малейшем нарушении правил безопасности взрывается и горит в шахтах всего мира. Но есть и обратная сторона медали – его теплотворность обеспечивает газовые электростанции тем количеством электроэнергии, которая обеспечивает технологические промышленные производства и нашу с вами комфортную жизнь. Да и в конфорках газовых плит горит все тот же метан, к которому прибавляют остро пахнущие вещества, помогающие нам уловить малейшую его утечку. 1 кубометр метана при сгорании дает столько же тепла, сколько 1,5 кубометра неочищенного природного газа (в среднем, конечно) или 1,2 литра дизельного топлива.

В природном газе практически всегда содержатся более тяжелые углеводороды – этан, пропан и бутан. Этан, С₂Н₆ точно так же бесцветен и не имеет запаха, но еще более горюч, чем метан, однако как топливо его не используют – намного больше пользы и прибыли можно получить, используя его для производства этилена. Но о химической переработке составляющих природного газа – попозже, пока просто зафиксируем: этан полезнее для химиков, чем для энергетиков.

Молекулы пропана и бутана, Рис.: промтехгаз.рф

Пропан, С₃Н₈ бесцветен, без запаха. От природного газа его отделяют, поскольку для него есть масса других способов применения. Это им мы режем металл, греем битум и асфальт, это он служит топливом для переносных электрогенераторов, это он находится в баллонах красного цвета на наших дачах и в багажниках автомобилей. Удобен, чертяка – для его хранения в баллонах достаточно давления в 10-15 атмосфер, при горении дает температуру в 466 градусов. Бутан, С₄Н₁ – бесцветен, но уже имеет специфический запах. Используют в смеси с пропаном как топливо для автомобилей, чтобы повысить октановое число, смесь пропана и бутана горит в наших зажигалках, ценен для химической промышленности как сырье для производства бутилена.

Газовая терминология

И еще пару слов – про запас, на тот случай, если кому-то из вас доведется читать статьи на узкоспециализированных сайтах, статьи профессионалов, которые не просто «глубоко погружены в материал», а которые внутри этого материала просто таки живут. Очень часто в таких источниках мелькают термины, которые с первого взгляда кажутся совершенно непонятными и порой сбивают с толку.

Метан, этан, пропан и бутан частенько «обзывают» загадочным словом «гомологи». Тут ничего хитрого нет, смотрите. Вот метан: 1 атом углерода и 4 атома водорода, СН₄. Вот этан: 2 атома углерода и 6 атомов водорода, С₂Н₆. Добавляем еще 1 атом углерода и еще 2 атома водорода, и вот перед нами формула пропана – С₃Н₈. Еще 1 атом углерода и еще 2 атома водорода, и вот уже бутан – С₄Н₁₀. Гомологи – соединения одного класса, отличающиеся по составу на целое число групп СН₂, не более того. Встречается и деление природных газов разных месторождений на сухие (бедные) и жирные (богатые). Тоже ничего хитрого, сухие газы – те, в которых метана порядка 95-96%, а содержание других гомологов незначительно. Сухие газы обычно содержатся в чисто газовых месторождениях, а жирные газы – это обычно попутные нефтяные, в них гомологов метана порой бывает десятки процентов.

Гомологический ряд алканов, Рис.: infourok.ru

Поскольку нефть и газ имеют очень схожий углеводородный состав, газ является естественным спутником нефти, содержится практически во всех известных нефтяных месторождениях. По сути нефть с растворенным в ней газом подобна газированным напиткам. При больших пластовых давлениях газа в нефти много, но после вскрытия нефтяной ловушки давление падает, газ начинает бурно выделяться. Откройте крышку бутылки с лимонадом – вот вам и самая примитивная модель нефтяного месторождения. Сначала газа выделяется много, потом остается только небольшое количество пузырьков. Увидели? Заодно и задумайтесь, так ли легко нефтяникам и газовикам отделить попутный газ от нефти. Ну, а жирный газ содержит столько тяжелых гомологов метана, что из него выгоднее получать сжиженный газ. Видите – фраза, которая до прочтения этой небольшой статьи показалась бы вам абракадаброй, стала уже понятной. Много в жирном газе этана, пропана и бутана, его выгоднее не гнать в магистральный трубопровод для дальнейшего сжигания, а переработать, чтобы получить отдельные составляющие, фракции, в чистом виде. Жирные газы в 99% случаев – это сопутствующие нефтяные газы, которые нужно выделить из нефти, чтобы сделать ее товарной. Товарная нефть, в соответствии с российскими и мировыми стандартами, должна содержать не более 1-2% газа, в силу чего любая нефтяная компания – одновременно и «немножко газовая». Принадлежность любого нефтяного промысла – многоступенчатые сепараторы, в которых от нефти отделяют воду и попутные газы.

Факел с попутным газом, Фото: tatgazinvest.ru

Часто встречается еще один термин, обычно в виде аббревиатуры – ШФЛУ, которая расшифровывается как «широкая фракция легких углеводородов». Опять же – тот, кто сочинил такое название, был либо шутником, либо участником всемирного тайного заговора химиков-газовиков или нефтяниками, которые вот так отомстили газовикам за то, что приходится возиться с газом. Вот есть слово «легких» и, по логике, в эту самую фракцию должны в обязательном порядке входить метан и этан. Но – «скажем логике «нет»! В составе ШФЛУ как раз метан и этан должны находиться в минимальном количестве, не более 5%. Это невозможно понять, это нужно просто запомнить: в составе широкой фракции легких углеводородов самых легких углеводородов – нет. ШФЛУ состоит из пропана с бутаном и более тяжелых гомологов. У всех газов, которые тяжелее бутана, тоже есть имена собственные, но звучат они настолько вычурно, что забивать ими голову нет никакого смысла. Обозначают их как «С₅ и выше» — вот и все. Более-менее запоминаемое название – пентан, следующий гомолог метана после бутана. «Пента» – пять, формула очевидна – С₅Р₁₂. Нефтяники отделяют газ от нефти за счет сепарирования, сжимают его на компрессорах и перегоняют на газовые промысла или сразу на ГПЗ (газоперерабатывающие заводы), и вот там уже от природного газа методом охлаждения отделяют ШФЛУ – замечательное сырье для химической промышленности.

Примеси родные и посторонние

Кроме углеводородов, которыми являются перечисленные «зверушки», в природном газе всегда наличествуют и другие вещества. Углекислый газ (СО₂) и сероводород (Н₂S) в газовой смеси появляются в приповерхностных слоях, где появляется возможность взаимодействовать с кислородом. А на больших глубинах газ вступает во взаимодействие с сульфатными пластовыми водами (воды с содержанием солей серной кислоты), и в результате всевозможных реакций выделяется чистая сера (S). Эти трое – углекислый газ, сероводород и сера в составе природного газа есть всегда.

Попутный нефтяной газ, Рис.: РИАНОВОСТИ

Азот, гелий, аргон и другие инертные газы в составе природного газа тоже присутствует практически всегда, хоть и в минимальных количествах, от 0,01% до 0,15%. Но случаются и редкие исключения – к примеру, в нашем Оренбургском месторождении содержание гелия доходит до 10%, поэтому там рядом с газоперерабатывающим заводом (ГПЗ) построен и работает гелиевый завод.

Кроме того, во всех без исключения нефтеносных и газоносных пластах есть вода, и выходящий из скважины газ всегда содержит то или иное количество воды в виде водяного пара. Наличие водяных паров в газе – это гарантированная коррозия трубопроводов и оборудования и шанс появления в них гидратов, снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение трубопровода. При снижении давления в газе, что в многокилометровых газопроводах просто неизбежно, вода выделяется в чистом виде, и на наших северных месторождениях она способна не только заставить ржаветь внутреннюю поверхность труб и оборудования, но еще и просто превратиться в лед. Трубы начинают закупориваться, измерительная и контрольная аппаратура и вовсе выходит из строя.

При таком сложном составе, который еще и разнится от одного месторождения к другому, нет ничего удивительного в том, что природный газ перед любым способом его использования приходится «чистить» – и от того, что вредно, и от того, что слишком ценно, чтобы гореть в топках электростанций.

Не всякий газ пригоден для трубы

Разобравшись с непростым составом природного газа, продолжим наше знакомство с технологией его транспортировки по трубам. Нам кажется, что этот маленький «ликбез» необходим как прививка от многочисленных критиканов, любящих многословно разглагольствовать о том, как «отсталая Россия пихает трубы под землю, оттуда прет газ, а ничего технически сложного ватники освоить не способны». Мягко сказать – это заблуждение, грубо – получится совсем уж нецензурно…

Газопровод «Южный поток», Фото: gazprom.ru

Скважина пробурена, магистральный трубопровод проложен – что, стыкуем, врубаем компрессорные станции вдоль трубы, и вот уже все в полном порядке, пора идти подсчитывать прибыль? Да даже мечтать об этом не приходится! Газ, поступающий из скважины, к транспортировке по трубопроводу не готов совершенно, абсолютно и категорически. Прежде всего, он несет с собой механические примеси – пыль, частички грунта. Давление в трубопроводах, которое обеспечивают компрессорные станции – 75 атмосфер, и вот эти самые механические примеси под таким давлением будут внутри трубы вести себя, как наждак, стирая поверхность. Такое же абразивное воздействие получат арматура, детали и оборудование компрессорных и газораспределительных станций, контрольно-измерительная аппаратура.

Все газы тяжелее метана в трубопроводах норовят конденсироваться и оседать в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе – это гарантированная коррозия трубопроводов и оборудования, а еще – шанс появления в них гидратов, снегоподобного веществ, способных полностью перекрыть сечение трубопровода. Еще хлеще ведет себя сероводород, который в присутствии влаги образует серную и сернистую кислоты, которые в буквальном смысле слова разъедают трубы, арматуру и оборудование. Углекислый газ понижает температуру сгорания газа, ухудшает его химический состав, и тоже ведет к коррозии. В общем, неподготовленный к транспортировке природный газ – это просто фильм ужасов для любого специалиста по трубопроводам. А потому давайте знакомиться с тем, что обеспечивает всех нас приличным по своему составу газом.

Перерождение газа начинается на его месторождении

Просим любить и жаловать – УКПГ, установка комплексной подготовки газа:

Фото: gazprom.ru

или вот такая – тут в снегу:

Фото: gazprom.ru

Красиво, не так ли? Но универсальной, типовой УКПГ просто не существует – для каждого месторождения приходится подбирать индивидуальный комплект оборудования, ведь в каждом месторождении химический состав природного газа чуточку разный, способ очистки зависит и от климатических, температурных условий местности, в которой находится месторождение. УПКГ не стоит у каждой скважины отдельно, ее делают централизованной для всего месторождения, при разработке которого обычно используется не одна, а множество скважин. Соответственно, приходится монтировать систему труб от скважин к месту расположений УКПГ и в этих «паутинах», кажущихся постороннему глазу полным хаосом, сокрыт понятный только специалистам порядок, продуманность. «Ткнуть трубу и качать бабки»? Ну-ну.

В состав УКПГ входят (мы просто перечислим, не раскрывая подробных технических и технологических деталей):

• блок предварительной очистки (сепарации), обеспечивающий отделение от газа механических примесей, капельной влаги и жидких углеводородов;
• технологические установки очистки, осушки и охлаждения газов;
• дожимные компрессорные станции;
• вспомогательные системы производственного назначения (операторная, установки со средствами связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения, склады химических абсорбентов и пр.)

Каким бы ни был состав газа на том или ином месторождении, в магистральный газопровод должна поступать одна и та же смесь, требования к которой собраны в ОСТ 51.40-83. В них – предельные нормы содержания воды, углекислого газа, тяжелых углеводородов, сероводорода, кислорода, температура газа при том или ином времени года и требования по теплоте сгорания. Только в таком виде газ допускают до поступления в магистральный газопровод – не прямиком из недр Земли, а после многоступенчатой системы очистки, осушки, подогрева или охлаждения. По сути, каждое УКПГ – большая химическая и физическая лаборатория, исправность функционирования которых обеспечивают специалисты с высшим образованием, соглашающиеся трудиться в очень непростых порой условиях. Мы с вами прекрасно знаем, что наш газ добывается в Сибири, в полярных районах, на шельфах северных морей. Полярные ночи, морозы и снегопады – специалисты и аппаратура обязаны выдерживать все, что выпадает на их долю. Да-да, ради того, чтобы мы поутру могли спокойно кипятить чайник и жарить яичницу, включив на кухне свет, днем и ночью работают те, о ком мы так редко вспоминаем.

Фото: gazprom. ru

УКПГ, которую вы видели на фотографии – далеко не самая большая и не самая мощная. В октябре 1966 года была запущена Пунгинская УПКГ мощностью 6 млрд кубометров газа в год, и на тот момент это был всесоюзный рекорд. В мае 1972 была запущена УКПГ на Медвежьем месторождении – 8,5 млрд кубов в год, в 1993 начала работу УКПГ Комсомольского месторождения, удерживающая пальму первенства и поныне – 32 млрд кубометров ежегодно.

Химия – не только жизнь, но еще и деньги

Как вы понимаете, этот сверхкороткий рассказ может быть развернут в повесть, в роман. УКПГ для газовых месторождений и для месторождений газоконденсатных, осушка газа охлаждением и осушка химическая, абсорбционная и адсорбционная, этиленгликоли, осушка твердым поглотителем… Это действительно серьезная наука, но для общего понимания того, что происходит в точке входа природного газа в магистральный трубопровод сказанного вполне достаточно. В следующий раз мы постараемся понять, зачем Газпром строит в Амурской области газоперерабатывающий завод и почему СИБУР решил, что должен разместить рядом с ним свой будущий газоперерабатывающий комбинат. Да и чем, собственно, отличается завод от комбината?

И совсем отдельная история – как приходится подготавливать природный газ к сжижению, как выглядит сам процесс сжижения и почему получить жидкий газ на Ямале удается немного дешевле, чем в Персидском заливе. Да, заодно разберемся, почему жидкий газ в зажигалке остается жидким и при дневной температуре, а газ, который везут по морю специализированные танкеры, должен иметь температуру -160 градусов и не выше. В том, что мы называем «природным газом» – множество тайн и загадок, которые таковыми стали просто потому, что химию в школе мы изучали давным-давно, да, порой, еще и кое-как. Попробуем вспомнить, заодно присоединив к забытому информацию сугубо экономическую – что сколько стоит, что выгоднее оставлять сырьем, а что – переработать, прикинув выгодную глубину переработки. Наука наукой, а деньги любят счет. Вряд ли будущие статьи будут трудными для понимания, ведь молекулы куда как менее загадочны и таинственны, чем атом, так что нет сомнений – справимся!

Фото: gazprom.ru

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

Договор поставки газа

Форма оферты

Форма договора

Порядок заключения договора поставки природного газа

Регламентируется постановлением Правительства РФ № 549 от 21. 07. 2008 года

Для заключения договора поставки газа заявителю необходимо предоставить в абонентскую службу ООО «Газпром межрегионгаз Брянск» по месту нахождения газифицируемого дома (квартиры) оферту на заключение договора поставки газа с приложением следующих документов:

   Копия паспорта РФ.
   Документы, подтверждающие право собственности заявителя в отношении помещений, газоснабжение которых необходимо обеспечить, или иные основания пользования этими помещениями (cвидетельство о регистрации права, договор купли-продажи, договор социального найма).
   Документы, подтверждающие количество лиц, проживающих в жилых помещениях многоквартирных домов и жилых домов (справка о количестве зарегистрированных или домовая книга).
Документы, подтверждающие состав и тип газоиспользующего оборудования, входящего в состав внутридомового газового оборудования, и соответствие этого оборудования установленным для него техническим требованиям (паспорта на газовое оборудование).
   Документы, подтверждающие тип установленного прибора (узла) учета газа, место его присоединения к газопроводу, дату опломбирования прибора учета газа заводом-изготовителем или организацией, осуществлявшей его последнюю поверку, а также установленный срок проведения очередной поверки (при наличии такого прибора) (свидетельство о поверке и/или паспорт на счетчик газа).
    Копия договора о техническом обслуживании внутридомового газового оборудования и аварийно-диспетчерском обеспечении.
Документы, подтверждающие размеры общей площади жилых и отапливаемых вспомогательных помещений, а также размер (объем) отапливаемых помещений надворных построек, — при наличии отопительных газовых приборов (технический паспорт помещения/дома).
   Копия акта об определении границы раздела собственности (при наличии).

   После проверки наличия технической возможности подачи газа Потребителю, комплектности и правильности оформления представленных документов, достоверности содержащихся в них сведений, если нет оснований для отказа, Поставщик заключает Договор поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан в 2-х экземплярах на неопределенный срок.

   Техническая возможность признается наличествующей, если на территории муниципального образования, где расположено помещение (жилой дом), газоснабжение которого необходимо обеспечить, имеется газораспределительная сеть, мощность которой позволяет газоснабжающей организации обеспечить подачу газа во исполнение всех заключенных ею договоров и к которой подключен газопровод, входящий в состав внутридомового газового оборудования заявителя.

Основания для отказа заключения договора поставки газа:

   Отсутствие у заявителя газопровода, входящего в состав внутридомового газового оборудования, присоединенного к газораспределительной сети, и газоиспользующего оборудования, отвечающих установленным для таких газопровода и оборудования техническим требованиям, а также подключенного к входящему в состав внутридомового газового оборудования газопроводу прибора учета газа, отвечающего установленным для таких приборов требованиям.
   Отсутствие у заявителя договора о техническом обслуживании внутридомового газового оборудования и аварийно-диспетчерском обеспечении, срок действия которого истекает не ранее года с даты подачи заявителем оферты.
   Отсутствие технической возможности подачи газа.
Предоставление не полного комплекта документов, или выявление в документах недостоверных сведений.

Форма оферты

Форма договора 

Зарубежная транспортировка российского газа | ООО «Газпром экспорт»

Транспортировка газа для поставки зарубежным покупателям осуществляется по уникальной, не имеющей аналогов в мире системе газоснабжения, соединяющей месторождения российского севера с соседними странами, а также по газопроводу «Сила Сибири», запуск в эксплуатацию которого стал одним из ключевых событий 2019 года.

 

Газотранспортные коридоры через Украину

Через территорию Украины проходит ряд магистральных газопроводов. Вместе они образуют крупнейший газотранспортный коридор проектной мощностью свыше 100 млрд куб. м, по которому российский газ может поставляться потребителям в Центральной, Западной и Южной Европе.

Для обеспечения бесперебойных поставок российского природного газа в страны Дальнего Зарубежья при непосредственном участии ООО «Газпром экспорт» 30 декабря 2019 г. заключено Соглашение между ПАО «Газпром» и НАК «Нафтогаз Украины» о транспортировке природного газа через территорию Украины, действующее до 31 декабря 2024 г.
 

• «Уренгой – Помары – Ужгород», «Братство», «Прогресс»
  Поставки по газопроводу «Братство» начались в 1967 г. В 1984 был построен первый в мире трансконтинентальный газопровод «Уренгой – Помары – Ужгород», проектной мощностью 32 млрд куб. м газа в год. В 1988 году был построен газопровод «Прогресс» («Ямбург — Западная граница СССР»), мощностью 26 млрд куб. м. На территории Украины его маршрут совпадает с маршрутом газопровода «Уренгой — Помары — Ужгород».
  Эти газопроводы в составе «украинского коридора» обеспечивают транзит газа в направлении Словакии. В Словакии газопровод разделяется, одна из ветвей переходит в Чехию, другая — в Австрию.   

  Транзит российского газа по территории Чехии идет в направлениях пунктов Вайдхаус и Гора Св. Катерины как с ужгородского направления, так и по газопроводу «Ямал — Европа» через пункты входа Ольбернау и Брандов.

  Австрия играет важную роль в доставке природного газа в Италию, Венгрию, Словению и Хорватию.  

   
• «Союз» 
  Газопровод по маршруту «Оренбург — Западная граница СССР» был построен в результате подписания «Оренбургского соглашения». Он был введен в эксплуатацию в 1980 г. Его проектная мощность составляет 26 млрд куб. м газа в год. Транспортируемый по «Союзу» газ может поставляться в направлении Словакии, Венгрии и Румынии.
   
• Газотранспортный коридор через Румынию
  Еще одним направлением транзита российского газа через Украину является Молдавия и Румыния. В 1986 г. было начато строительство транзитного газопровода, по которому газ через территорию Румынии поставлялся в Болгарию, Турцию, Грецию и Северную Македонию. В 2002 г. построена вторая нитка этого газопровода.

 

«Северный поток»

Газопровод «Северный поток» мощностью 55 млрд куб. м в год позволяет транспортировать газ потребителям Западной Европы, минуя транзитные страны. «Северный поток» включает в себя две нитки мощностью 27,5 млрд куб. м в год каждая. Маршрут трубопровода проходит по дну Балтийского моря от бухты Портовая близ Выборга, до побережья Германии в районе Грайфсвальда. Протяженность «Северного потока» составляет 1224 км. Целевыми рынками поставок по этому газопроводу являются Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Дания и другие страны.

 

«Ямал – Европа»

Газопровод «Ямал — Европа» проходит по территории России, Белоруссии, Польши до Германии. Строительство газопровода началось в 1994 г. в приграничных районах Германии и Польши, и уже в 1996 г. первые участки магистрали были введены в эксплуатацию. Строительство белорусского участка газопровода «Ямал — Европа», инвестором которого стал Газпром, началось в 1997 г. После введения в строй в 2006 г. последней КС в Белоруссии газопровод «Ямал — Европа» вышел на проектную мощность — 33 млрд куб. м в год.

 

«Голубой поток»

Газопровод «Голубой поток» предназначен для прямых поставок российского газа в Турцию, минуя страны-транзитеры. Общая протяженность сухопутных и морского участков газопровода составляет 1213 км — от района Изобильное в Ставропольском крае до Анкары в Турции. Строительство газопровода завершено в декабре 2002 г., а в феврале 2003 г. начались промышленные поставки газа. В 2019 г. объем транспортировки газа по «Голубому потоку» составил около 11 млрд куб. м.

 

«Выборг – Иматра»

Газопровод для поставок российского газа в Финляндию является частью газотранспортной системы Ленинградской области. Его мощность составляет 6 млрд куб. м в год.

ОСТ 51.40-83 Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы. Технические условия / 51 40 83

УТВЕРЖДАЮ

Министр газовой промышленности

В.А. Динков

«31» марта 1983 г.

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ,
ПОДАВАЕМЫЕ В МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

Технические условия

ОСТ 51.40-83

 

Директор ВНИИГАЗа                                                            А.И. Гриценко

Руководитель газоаналитической

лаборатории, руководитель темы                                         А.К. Карпов

Руководитель лаборатории

стандартизации                                                                       В.П. Булычев

Руководитель отдела технологии

транспорта газа                                                                       Г.Э. Одишария

Руководитель лаборатории

промыслового сбора газа и конденсата                               А. М. Сиротин

СОГЛАСОВАНО

Начальник Технического Управления                                 А.Д. Седых

Начальник Управления по добыче

газа и газового конденсата                                                    В.А. Коновалов

Начальник Управления по переработке

природного газа                                                                      В.А. Степанюк

Начальник Центрального диспетчерского

управления ЕСГ СССР                                                          В.И. Халатин

Начальник Управления по транспортировке

и поставкам газа                                                                     В.Г. Курченков

Директор ВНИИЭГазпрома                                                  В.Е. Мармылев

ЦК профсоюза: исх. № 02Ф-0644-172

от 06.05.83 г.

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ, ПОДАВАЕМЫЕ В МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ Технические условия

ОСТ 51.40-83 Взамен ОСТ 51-40-74

Приказом Министерства газовой промышленности от 1 апреля 1983 г. № ВД-183 срок введения установлен

с 1 июня 1983 г.

до 01.07 1993 г.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Несоблюдение стандарта преследуется по закону.

Настоящий стандарт распространяется на газы горючие природные, подаваемые из газовых и газоконденсатных месторождений и с газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы.

Для природного газа, подаваемого с месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г., показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых производственными объединениями для каждого газодобывающего района.

Стандарт не распространяется:

на газы месторождений, подаваемые для обработки на головных сооружениях и газоперерабатывающих заводах;

на газы, подаваемые в надземные магистральные газопроводы;

на газы, подаваемые в газопроводы, предназначенные для газоснабжения отдельных потребителей непосредственно с месторождений (завода).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

По физико-химическим показателям природные газы должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице.

Таблица

Наименование показателя	НОРМЫ				Метод испытания
	Макроклиматические районы
	Умеренный		Холодный
	с 1.V по 30.IX	с 1.Х по 30.IV	с 1.V по 30.IX	с 1.Х по 30.IV
1. Точка росы газа по влаге,°С, не выше	0	-5	-10	-20	По ГОСТ 20060-83
2. Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше*)	0	0	-5	-10	По ГОСТ 20061-84
3. Масса механических примесей в 1 м3, г, не более	0,003	0,003	0,003	0,003	По ГОСТ 22387.4-77
4. Масса сероводорода в 1 м3, г, не более	0,02	0,02	0,02	0,02	По ГОСТ 22387.2-83
5. Масса меркаптановой серы в 1 м3, г, не более	0,036	0,036	0,036	0,036	По ГОСТ 17556-81
6. Объемная доля кислорода, % объемн., не более	1,0	1,0	1,0	1,0	По ГОСТ 23781-87 и 22387. 3-77
*) Для газов, в которых содержание углеводородов С5+ высшие не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам не нормируется.

Примечания: 1. Климатические районы по ГОСТ 16350-80.

2. Допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям.

3. Допускается определять точку росы газа по влаге и по углеводородам другими методами с нормированной погрешностью измерения.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.1. Природные горючие газы по токсикологической характеристике относятся к веществам 4 класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76.

2.2. Природные углеводородные газы не оказывают токсического действия на организм человека, но при высоких концентрациях вызывают отравления, связанные с асфиксией из-за недостатка кислорода.

2.3. Углеводороды природных газов в организме человека не кумулируются.

2.4. Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны равна 300 мг/м³ в пересчете на углерод (ГОСТ 12.1.005-76).

Определение содержания углеводородов в воздухе рабочей зоны может производиться стационарными или переносными газоанализаторами типа УГ-2, ГХ-4, ТГ-5 или другими анализаторами для контроля содержания углеводородов в воздухе рабочей зоны.

2.5. Углеводороды природных газов в воздушной среде токсичных соединений не образуют.

2.6. При добыче и переработке природного газа сернистые соединения (сероводород), содержащиеся в нем, могут образовывать пирофорные соединения с железом. Предотвращение самовозгорания (обезвреживание) пирофорных соединений производится в соответствии с «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», утвержденными Госгортехнадзором СССР.

2.7. Для обеспечения безопасности работающих вся аппаратура и оборудование должны быть герметичными, производственные помещения обеспечены вентиляцией по ГОСТ 12.4.021-75. Другие меры и средства защиты работающих от воздействия природного газа, требования к личной гигиене работающих регламентируются «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», «Правила безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов» утв. Миннефтепромом, Мингазпромом и Госгортехнадзором СССР 11.03.86 г.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.8. При поставке природного газа с повышенным содержанием сероводорода и меркаптанов по техническим условиям должны быть установлены дополнительные требования безопасности в соответствующем разделе технических условий.

2.9. Природные горючие газы относятся к группе горючих веществ, способных образовывать с воздухом взрывоопасные смеси.

Концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом, об., %: нижний — 5, верхний — 15, для природного газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют в соответствии с ГОСТ 12.1.044-84.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.10. Категория взрывоопасной смеси 11АТ1.

2.11. Другие пожаровзрывоопасные свойства природных газов приняты по метану и приведены в справочном приложении.

2.12. Номенклатуру видов пожарной техники и огнетушащих средств устанавливают в соответствии с «Нормами положенности противопожарного оборудования и первичных средств пожаротушения на объектах Министерства газовой промышленности», согласованными с ГУПО МВД СССР и утвержденными Министерством газовой промышленности.

3.1. Приемка природного газа производится по физико-химическим показателям, предусмотренным настоящим стандартом.

3.2. Отбор проб газа по ГОСТ 18917-82. Места отбора проб, периодичность и пункты контроля качества газа на соответствие требованиям настоящего стандарта устанавливают по согласованию с потребителем.

3.3. При получении неудовлетворительных результатов испытаний проводят повторные испытания по показателям, давшим отрицательные результаты. Результаты повторных испытаний считают окончательными.

3.2, 3.3. (Новая редакция, Изм. № 1).

3.3а Результаты периодических испытаний качества газа распространяются на объем газа, поданный в трубопровод, за период между данным и последующим испытаниями.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

3.4. В спорных случаях производятся совместные контрольные измерения всех показателей качества газа представителями обеих сторон. Результаты измерений оформляются двусторонним актом.

3.5. Порядок разрешения спорных вопросов по физико-химическим показателям газа устанавливается в соглашениях между поставщиком и потребителем.

Справочное

Минимальная энергия зажигания                                                         0,28 мДж

Максимальная нормальная скорость горения                                     0,338 м/сек

Максимальное давление взрыва                                                           7,2 кгс/см²

Минимальное взрывоопасное содержание кислорода

при разбавлении метановоздушных смесей (% объемн.):

углекислым газом                                                                                   15,6

азотом                                                                                                       12,8

Минимальная концентрация предупреждения взрыва при

аварийном истечении метана и тушения факела в закрытых

объемах (% объемн.):

углекислого газа                                                                                     26

азота                                                                                                         39

Температура самовоспламенения                                                         537 °С

(Измененная редакция, Изм. № 1).

 

ПЕРЕЧЕНЬ
документов, на которые даны ссылки в стандарте

(Измененная редакция, Изм. № 1).

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

О газе. Полезная статья — ГазПлюс

Самый распространенный в быту газ это природный газ.
Еще есть сжиженный газ. Мы специализируемся на работе с природным газом.

Газы и их свойства.
Состав и свойства природного газа.
Повышенная опасность газа, сопутствующая эксплуатации газ. оборудования жилых зданий, обусловлена свойствами газ. топлива.
Состав природного газа: Метан 98% и примеси.
Газ не имеет цвета, запаха и вкуса.
Теплопроизводительность газа — 8500 Ккалл/м³.
Температура воспламенения газа — 645 градусов C.
Пределы взрываемости газа — 5-15 %.
Давление взрыва газа — 8-10 Кгс/см².
Плотность газа — 0,73 кг/м3.
Так как газ не имеет запаха, для придания газу запаха с целью распознавания газа в воздухе используется одоризация:
Внесение в состав газа сильнопахнущего вещества, одоранта. В газ добавляется этилмеркаптан в количестве 16 грамм на 1000 м³ природного газа.
Это позволяет обнаружить газ при его концентрации в воздухе 1%, что составляет 1/5 от нижнего предела взрываемости газа (5%).
1% — опасная концентрация газа.

Отрицательные и положительные свойства газ. топлива.
Положительные свойства газа — газ относительно дешевое топливо, экологически чистое, газ легко поддается автоматизации, легко транспортируем.
Отрицательные свойства газа — газ взрывоопасен, пожароопасен, газ действует на организм человека удушающе, продукты неполного сгорания газа — отравляюще.

Горение газа. Горение газ. топлива.
Условия горения газ топлива:
Непрерывный подвод газа, непрерывный подвод воздуха в достаточном количестве.
Перемешивание газа с воздухом.
Температура воспламенения газа.

Продукты полного сгорания газ. топлива: углекислый газ, пары воды.
Продукты неполного сгорания газа: угарный газ, сажа, водород, природный газ.

Определение полноты сгорания газа.
При полном сгорании газа процесс горения протекает спокойно, пламя полупрозрачное, с голубовато-зеленым оттенком.
Если пламя или часть его имеет желтовато-красный оттенок — сгорание газа не полное.

Технические характеристики газопровода — обзор

13 ОКТЯБРЯ: ОБЗОР ДИЗАЙНА ПОБЕЖДАЕТ ВЕНТИЛЯТОРА

Эдгар только что закончил подводить итоги своих предварительных выводов на основе контрактного проектирования заказчика. Спецификация трубопроводного газа была неполной, но Джонни Бент, инженер проекта по врезке трубопровода, согласился созвать встречу для решения этого вопроса.

Уолтер заменил Эдгара рядом с проектором и начал описывать конструкцию компрессора и чертежи расположения объекта.«Мы смогли реализовать ваши идеи, Арло. Похоже, что мы можем сэкономить от 400 000 до 500 000 долларов, используя компрессор с впускным и выпускным соплами, выходящими из верхней части корпуса компрессора. Это упростит фундамент и снизит затраты на строительство ».

«Замечательно», — сказал Арло с сияющим лицом.

«Ну, мне это ни черта не нравится», — сказал хриплый голос со стульев у задней стены.

«Давайте сделаем перерыв», — сказал Арло. «Сара, у тебя есть офис, где мы с Дипом можем поговорить?»

«Конечно, воспользуйтесь столом в моем офисе.Это две двери по коридору слева. Мы отложим до вашего возвращения.

«Что значит тебе это не нравится, Дип? Разве вам не нравится экономить деньги компании? »

«Ваши глупые идеи экономии обойдутся нам в простое больше, чем вы когда-либо мечтали. Даже обычное обслуживание компрессора с верхними форсунками займет два с половиной дня, чтобы снять, заменить и проверить этот газовый трубопровод высокого давления. Это более 1 миллиона долларов потерянных продаж газа прямо сейчас. Я этого не допущу! Стандартный дизайн El Dinero требует нижних форсунок, и именно этим он и будет — и точка.

«Дип, ты знаешь, как это повлияет на график. Если нам придется изменить конструкцию компрессора сейчас, неизвестно, сколько времени мы потеряем, а в базовом случае график уже сжат ».

«Арло, меня не волнует твой график. Это твоя проблема.» Дип встал из-за стола и вышел из здания.

Сара подумала, что Арло выглядел так, будто он только что попал в аварию. «Сара, я не думаю, что нам нужно продвигаться дальше с обзором конструкции, пока мы не решим эту проблему с форсунками.Не могли бы вы попросить ваших сотрудников оценить изменение нижних форсунок, чтобы мы могли изучить наши варианты? Отправьте форму запроса на изменение с чертежами, спецификацией материалов, ценами поставщиков и влиянием на график. Мне это нужно до 28 октября ».

«Хорошо, Арло, но это всего две недели. К тому времени будет сложно изменить ситуацию без сотрудничества с поставщиком упаковки компрессора. Тебе лучше поговорить с Четом.

«Я позвоню ему», — сказал Арло, собираясь уходить.

Химический состав природного газа

Природный газ — это природная газовая смесь, состоящая в основном из метана.Газ, поставляемый Enbridge Gas, поступает от производителей Западной Канады, США и Онтарио. Хотя газ из этих источников имеет аналогичный анализ, это не совсем то же самое. В таблице ниже представлены типичные компоненты природного газа в нашей системе и типичные диапазоны этих значений (с учетом различных источников).

Обратите внимание, что нет никакой гарантии следующего состава в вашем месте или в качестве общего среднего значения системы. Поскольку разные источники газа поступают в газовую систему Enbridge в разных местах, точный состав на любом участке будет варьироваться в зависимости от региона и с течением времени.Средняя теплотворная способность системы будет зависеть от смеси источников газа (которые все больше контролируются нашими клиентами) и, следовательно, может отличаться от типичного значения, указанного ниже.

Компоненты состава природного газа

Компонент	Типичный анализ (мол. %)	Диапазон (мол.%)
Метан	94.7	87,0 — 98,0
Этан	4,2	1,5 — 9,0
Пропан	0,2	0,1 — 1,5
iso — бутан	0,02	след — 0,3
нормальный — бутан	0,02	след — 0,3
изо — пентан	0.01	след — 0,04
нормальный — пентан	0,01	след — 0,04
Гексаны плюс	0,01	след — 0,06
Азот	0,5	0,2 — 5,5
Двуокись углерода	0,3	0.05 — 1.0
Кислород	0,01	след — 0,1
Водород	0,02	след — 0,05
Удельный вес	0,58	0,57 — 0,62
Полная теплотворная способность (МДж / м 3 ), в сухом виде *	38,8	36.0 — 40,2
Число Воббе (МДж / м 3 )	50,9	47,5 — 51,5

* Общая теплотворная способность — это общая теплота, полученная при полном сгорании при постоянном давлении единицы объема газа в воздухе, включая тепло, выделяемое при конденсации водяного пара в продуктах сгорания (газ, воздух и горение). продукты, взятые при стандартной температуре и давлении).

Сера:

Типичное содержание серы в газовой системе Enbridge составляет от 3 до 6 мг / м ³ .Это включает от 3 до 5 мг / м ³ серы в одоранте (меркаптане), добавляемом в газ по соображениям безопасности.

Водяной пар:

Содержание водяного пара в природном газе в газовой системе Enbridge составляет менее 65 мг / м ³ и обычно составляет от 16 до 32 мг / м ³ .

Типичные характеристики горения природного газа:

Обратите внимание, что нет гарантии, что характеристики горения в вашем месте будут точно такими, как показано. Показанные свойства являются средними по газовой системе Enbridge.

• Точка воспламенения: 564 ^o C *
• Пределы воспламеняемости: 4% — 15% (объемный% в воздухе) *
• Теоретическая температура пламени (стехиометрическое соотношение воздух / топливо): 1953 ^o C *
• Максимальная скорость пламени: 0,36 м / с *

* Информация взята из отчета Ortech № 26392, Расчеты характеристик горения для типичного состава газа Союза, 2017.

Газопереработка и рынки ШФЛУ

Промежуточный газ: рынки переработки газа и ШФЛУ

Углеводороды, содержащиеся в природном газе

После того, как кислые газы, конденсаты и водяной пар удаляются из газа во время подготовки газа, газ содержит преимущественно метан (C ₁ H ₄ ), если это обедненный газ или сухой газ , но может также содержат меньшие количества более тяжелых углеводородов, таких как этан (C ₂ H ₆ ), пропан (C ₃ H ₈ ), нормальный и изобутан (C ₄ H ₁₀ и iC ₄ H ₁₀ ) и пентан (C ₅ H ₁₂ ) плюс некоторые более тяжелые молекулы (C ₆ H ₁₄₊ ). Небольшие количества инертных газов и незначительные количества других компонентов, включая минимальные количества водяного пара, также могут присутствовать в газовом потоке. Инертные газы и водяной пар снижают эффективную теплотворную способность газа, но если они присутствуют в относительно небольших количествах, поток газа обычно приемлем для рынка.

Добываемые газы могут иметь различный углеводородный состав в зависимости от того, как они созревают в недрах и как достигают поверхности.Типичные углеводородные составы трех добываемых газов показаны в Таблице 1 ниже. В их числе:

• Сухой газ , полученный из коллектора, в котором углеводороды «созрели» в нефтематеринских породах, подвергаясь воздействию достаточно высокой температуры в течение геологического времени, чтобы преобразовать их почти во весь метан , углеводород с одним атомом углерода.
• Rich Gas (иногда называемый Wet Gas ) добывается из коллектора, где углеводороды не созрели достаточно, чтобы полностью преобразовать их в метан.Таким образом, этот газовый поток будет содержать метана плюс смесь следующих более тяжелых углеводородных молекул : этана, пропана, бутана и пентана, смесь, которую часто называют жидкостью природного газа или газоконденсатным газом .
• Попутный газ образуется в виде смеси паров углеводородов во время отделения сырой нефти во время добычи, поскольку его температура и давление снижаются от пласта к условиям на поверхности. По мере прохождения сырой нефти через сепараторы, попутный газ поднимается в каждом сепараторе, выходит из верхней части и затем направляется в скруббер для отделения захваченных жидкостей.Затем богатая газовая фаза проходит соответствующую обработку. Чем легче нефть, тем больше доля попутного газа. Сырая нефть со средним содержанием, скажем, 35º API, может иметь газонефтяное соотношение (GOR), равное 1000 SCF на баррель сырой нефти. Конденсаты будут иметь очень высокий газовый фактор, а темная тяжелая нефть будет иметь очень низкую добычу попутного газа, если таковая будет.

Как вы можете видеть в таблице ниже, состав более тяжелых углеводородных молекул в попутном газе может быть выше, чем в насыщенном газе.Гексан и гептаны (C ₆ и C ₇ соответственно) плюс некоторая часть насыщенного газа будут выпадать в виде жидкости в сепараторах и в виде капель в газоочистителе.

		MOL Процент *
		Попутный газ Газ	Влажный (богатый) Газ	Сухой Газ
Компонент	Обозначение	Абу-Даби Закум	Алжир Hassi-R	Северное море Вест-Соле
Метан	К 1	76.0	83,5	94,4
Этан	К 2	11,4	7,0	3,1
Пропан	К 3	5,4	2,0 ​​	0,5
изобутан	i-C 4	1.1	0,4 ​​	0,1
н-бутан	н.к. 4	1,1	0,4 ​​	0,1
Пентан Плюс	К 5+	1,3	0,4 ​​	0,2
Азот	№ 2	1. 1	6,1	1,1
Двуокись углерода	CO 2	2,3	0,2	0,5
Сероводород	H 2 S	0,3	0,0	0,0
Теплотворная способность (БТЕ / фут 3 )		1,276.2	1,130,9	1052,3
* MOL% =% по объему при атмосферном давлении

Таблица 1: Углеводородный состав трех типичных источников добываемого газа.
(Примечание: измеряется в мольных процентах, что соответствует объемным процентам при стандартной температуре и давлении).

Сухой газ содержит очень высокий процент метана — это означает, что только очень скромные количества более тяжелых углеводородов могут быть извлечены из этого газового потока в виде жидкостей.

Метан (CH ₄ ) : используется как чистое горючее топливо ( Рисунок 7 ) или как сырье для производства метанола, аммиачных / карбамидных удобрений или для преобразования в углеводородные жидкости высокой чистоты, как правило именуется GTL («Газ-жидкость»). Его теплотворная способность составляет 1010 британских тепловых единиц на стандартный кубический фут (BTU / SCF), а температура кипения составляет -259 ° F (-162 ° C) при атмосферном давлении. (Примечание: БТЕ — это количество тепловой энергии, необходимое для повышения температуры 1 фунта воды на 1 ° F при 60 ° F.Это означает, что 1000 SCF метана содержат около 1 миллиона БТЕ).

Рисунок 7: Метан, используемый в качестве очищающего горючего или нефтехимического сырья.

Таким образом, сухой газ

после обработки может быть сжат и доставлен непосредственно в трубопровод для транспортировки на рынок или сжижения для получения СПГ ( «Сжиженный природный газ», ) для перевозки судном на удаленные рынки (см. Рисунок 2 ).

И Rich Gas , и Попутный газ имеют значительные концентрации углеводородов от C ₂ до C ₅₊ , которые в умеренных процентах могут поставляться на рынок в смеси с метаном.Однако из-за их ценности как жидкостей они обычно разделяются и продаются на рынках жидкостей. Обратите внимание, что C ₆ и C ₇₊ следует извлекать в виде конденсатов или смешивать с сырой нефтью. Более легкие компоненты (от C ₂ до C ₅ ) извлекаются во время переработки газа, однако на некоторых рынках, таких как Япония и Корея, они могут оставаться в газе, поскольку их газораспределительная система рассчитана на более высокое качество газа. . Эти углеводородные компоненты имеют значительную ценность, поэтому нам следует уделить время их потенциальному использованию, процессам извлечения и рыночной стоимости.

Свойства сжиженного природного газа

Более легкие углеводородные молекулы (от C ₂ до C ₅ ), их основные свойства и рынки сбыта показаны ниже.

Этан: (C ₂ H ₆ ) также можно отделить от газового потока и использовать в качестве топлива с более высокой теплотворной способностью, но его основное применение — это сырье для производства этилена, очень универсального олефина нефтехимия и основное сырье для производства пластмасс (рис. 8) .Превращение этана в этилен производится с использованием широко используемого процесса парового крекинга , где этан в присутствии пара в течение 1 секунды при температуре 1500 ° F (870 ° C) превращается во многие продукты, включая этилен и пропилен. Теплотворная способность этана составляет 1770 BTU / SCF, что выше, чем у метана, а его температура кипения составляет -127 ° F (-89 ° C), что также выше, чем у метана. Чтобы помочь с преобразованием единиц измерения, обратитесь к Таблица 2 .

Рис. 8: Этан, сырье для производства этилена, основное сырье для производства пластмасс.

Преобразование единиц тепловой энергии
1 миллион БТЕ равен	252 164 ккал	ккал
	1,055 Мегаджоули	МДж
	1.055 Гигаджоули	ГДж
	1 Декатерм	Dth
	293.1 киловатт-час	кВтч

Таблица 2: Эквивалент тепловой энергии 1 млн БТЕ. Стандартная единица измерения в США — Dth, а в Европе применяется кВтч.

Пропан (C ₃ H ₈ ): следующая большая молекула углеводорода, имеет теплотворную способность 2516 BTU / SCF и температуру кипения -44 ° F (-42 ° C). Обычно его поддерживают в жидкой форме с помощью охлаждения (-50 ° F) или путем приложения давления 200 фунтов на квадратный дюйм на его защитную оболочку.Он используется в качестве жидкого топлива , обычно называемого одним из LPG s (« сжиженный нефтяной газ »), или в качестве сырья для производства этилена и пропилена нефтепродуктов в процессе парового крекинга. ( Рисунок 9 ).

Рис. 9: Пропан можно использовать в качестве жидкого топлива и называть его сжиженным нефтяным газом. Его также можно использовать в качестве сырья для производства нефтехимических продуктов.

Нормальный бутан (C ₄ H ₁₀ ): также является LPG , обычно продается как топливо , смешанное с пропаном ( «смесь LPG» ) в более теплом климате, где пропан сам по себе не может безопасно храниться в виде жидкости в контейнерах под давлением 200 фунтов на квадратный дюйм. Его теплотворная способность даже выше, чем у пропана, 3263 BTU / SCF, а его температура кипения составляет 31 ° F (-0,51 ° C) (, рис. 10a, ). Нормальный бутан также может быть смешан с бензином для обеспечения летучести или направлен в установку парового крекинга для получения бутадиена , основного компонента синтетического каучука .

Изобутан (iC ₄ H ₁₀ ): , который имеет свойства нагревания и испарения, очень близкие к свойствам нормального бутана, представляет собой молекулу, которая имеет радикал CH ₃ от атома углерода.Он используется в качестве хладагента, однако в основном он используется в производстве алкилата , ключевого ингредиента высокооктанового бензина, а также в качестве сырья для нефтехимии (, рис. 10b, ).

Рис. 10: a) Нормальный бутан обычно смешивается с пропаном в качестве жидкого топлива (смесь сжиженного нефтяного газа). Он также может быть сырьем для производства бутадиена. b) Изобутан в основном используется для производства алкилата, ключевого ингредиента высокооктанового бензина.

Пентан + (C ₅ H ₁₂₊ ) : смесь пентана и более тяжелых молекул, остающаяся после процесса разделения, часто обозначаемая как Природный бензин , используется в качестве добавки к бензину и в качестве нефтехимического сырья.Его температура кипения находится в диапазоне 82-97 ° F (28-35 ° C). Его теплотворная способность составляет приблизительно 4 009 БТЕ / SCF (, рисунок 11, ).

Рис. 11: Пентаны + используются в качестве сырья для смешивания бензинов и нефтехимии.

Теперь, когда мы знаем больше о свойствах жидких углеводородов, содержащихся в более богатом природном газе, мы должны потратить немного времени на изучение того, как отделить их от добытого газа, а затем понять их международные рынки .

Основы газопереработки

Существует несколько способов разделения смесей углеводородов природного газа на отдельные компоненты, и все они зависят от разницы в их точках кипения, давлениях и температурах. На рис. 12 мы суммируем в виде термометра точки кипения при атмосферном давлении, при которых каждый компонент превращается из газа в жидкость. Таким образом, мы видим, что если богатый природный газ охладить до -60 ° F (-51 ° C) при атмосферном давлении, все более тяжелые углеводороды, включая пропан, будут конденсироваться в виде жидкой смеси, обозначаемой как NGLs (» Жидкости природного газа «), при этом в качестве газа осталось только метана и этана .Этот случай применим, когда мы решили извлекать из газового потока только компоненты « пропан плюс » — этан остается в газовой фазе, смешанной с метаном.

Рис. 12: Этот термометр точки кипения показывает температуру при атмосферном давлении, при которой углеводород будет «закипать», то есть изменится с газа на жидкость при понижении температуры до точки кипения или от жидкости к газу при повышении температуры до точки кипения.

Если бы газ нужно было дополнительно охладить до -150 ° F (-101 ° C), мы увидим, что этан также конденсировался бы и стал бы частью смеси газоконденсатных жидкостей, при этом в газообразном состоянии останется только метан.

И, наконец, как вы могли догадаться, если мы охладим углеводороды до -260 ° F (-162 ° C) при атмосферном давлении, все углеводороды конденсируются в жидкость, и мы получим относительно богатый СПГ (« Liquefied Natural Газ «).

После надлежащей обработки для удаления кислых газов и водяного пара полученный поток обогащенного газа можно охладить до желаемой температуры обработки для образования газоконденсатных жидкостей с использованием процесса криогенного детандера , одного из двух наиболее широко используемых методов обработки природного газа.

Процесс криогенного детандера

Процесс криогенного детандера разделяет поток обогащенного газа на две фазы: метана и NGLs . Как показано на Рис. 13 , обогащенный входящий газ при давлении 500 фунтов на квадратный дюйм и температуре 100 ° F (38 ° C) сначала проходит через теплообменник, где он охлаждается встречным потоком холодного метана до температуры -30 ° F (-34 ° C). Это приводит к тому, что некоторые из более тяжелых компонентов входящего газа становятся жидкими, которые разделяются под действием силы тяжести в холодном сепараторе и затем перетекают в колонну деметанизатора .

Холодный газ, выходящий из холодного сепаратора, затем проходит через специальный клапан, называемый клапаном Джоуля Томпсона или, в качестве альтернативы, проходит через турбодетандер, что вызывает резкое падение давления газа с 450 до 225 фунтов на квадратный дюйм. psi и, что более важно, резкое падение температуры от температуры на входе до -160 ° F (-107 ° C). Это ниже точки кипения этана , и поэтому все углеводороды, кроме метана, теперь находятся в жидком состоянии, поскольку текучие среды текут в колонну деметанизатора (на самом деле не 100% этана и пропана. конденсируются как жидкости, небольшие количества уносятся и смешиваются с метаном).

Холодный метан отводится из верхней части колонны и проходит через теплообменник, где он нагревается. Затем его сжимают в трубопровод, используя турбодетандер для приведения в действие первого компрессора, и во многих случаях для достижения давления в трубопроводе требуется второй компрессор.

Жидкая смесь NGLs перемещается в нижнюю часть колонны деметанизатора и отводится в виде охлаждающей жидкости под значительным давлением для доставки по трубопроводу на любой из трех рынков: (а) нефтеперерабатывающий завод или (б) нефтехимический завод. установку или (c) установку фракционирования ШФЛУ для разделения на отдельные углеводородные компоненты.

Обратите внимание, что при более высоких давлениях ШФЛУ в трубопроводах остаются в жидком состоянии — даже при более высокой температуре грунта.

Рисунок 13: Схема технологического процесса криогенного расширителя Процесс .

Фотография типичной установки криогенного деметанизатора, сделанная во время строительства, показана на рис. 14 для производства Marcellus в Западной Вирджинии. Этот газоперерабатывающий завод Fort Beeler Cryo # 1, 120 млн. Куб.

Рис. 14: Подготовка и переработка газа на небольшом предприятии по добыче нетрадиционного газа в Западной Вирджинии (любезно предоставлено Caiman Energy LLC).

Вторым наиболее широко используемым методом разделения является процесс абсорбции :

Процесс абсорбции

• В процессе абсорбции входящая газовая смесь течет в абсорбционную колонну , заполненную обедненным абсорбирующим маслом (см. рисунок 15 ), который имеет сродство к газоконденсатным газам, извлекая до 40 процентов этана, 90 процентов пропан и почти 100 процентов более тяжелых компонентов.Абсорбирующая нефть «впитывает» ШФЛУ в газовом потоке, становится «богаче» более легкими углеводородами (от этана до пентанов) и выходит из нижней части колонны. В то же время сухой газ движется вверх и выходит из башни наверху, где он охлаждается, чтобы восстановить любые оставшиеся жидкости, которые вымываются. Холодный газ охлаждает входящий газ, а затем поступает на рынок. Богатое масло, выходящее из абсорбционной башни, затем подается в дистилляционную колонну , где смесь нагревается до температуры ниже точки кипения абсорбционного масла, но выше точки кипения газоконденсатных жидкостей. ШФЛУ, выходящие из верхней части, конденсируются и отправляются на рынок, в то время как обедненное абсорбционное масло рециркулирует в абсорбционную башню. Поскольку этот процесс не позволяет извлечь почти такое высокое процентное содержание различных углеводородных компонентов, как криогенный процесс, в наши дни он не так широко используется.

Рис. 15: Богатый газ разделяется на природный газ и СНГ в абсорбционной башне с использованием ШФЛУ, абсорбирующего нефть. Затем обогащенное масло нагревают в дистилляционной колонне для отделения СНГ от абсорбирующего масла, которое затем рециркулирует через колонну.

Фракционирование ШФЛУ

ШФЛУ разделяют на отдельные компоненты на установке фракционирования. Эта установка состоит из серии ректификационных колонн , как схематично показано на рис. 16, и, на фотографии , рис. 17, , по одной для каждой углеводородной фракции, которая должна быть отделена от потока ШФЛУ.

Рис. 16: Эта серия ректификационных колонн позволяет разделять газообразные углеводороды, поступающие слева, на отдельные углеводородные компоненты при все более низких давлениях.

ШФЛУ поступает по трубопроводу на завод фракционирования, показанный на Рис. 17 при давлении 500 фунтов на квадратный дюйм (34 бар), входит в первую колонну, колонну фракционирования деэтанизатора (желтая), где давление снижается до 425 фунтов на квадратный дюйм (29 бар), условия точки кипения этана , что заставляет эту фракцию выкипать и подниматься в верхнюю часть колонны. Затем он конденсируется и отправляется на нефтехимический завод, как правило, для производства этилена, или, в некоторых ограниченных случаях, отправляется по трубопроводу для продажи в качестве топлива на местные промышленные рынки.

Оставшиеся ГКЖ выходят из колонны деэтанизатора и направляются во вторую колонку, колонку депропанизации (красная), где давление понижается до 250 фунтов на кв. Дюйм (17 бар), что вызывает испарение пропана. , поднимаются в верхнюю часть колонны в виде газа, где он конденсируется до жидкого состояния, а затем хранится или транспортируется либо (а) в охлажденных (-500 ° F / -450 ° C), либо в контейнерах под давлением при 200 фунтах на квадратный дюйм (13,6 бар ).

Оставшиеся жидкости затем направляются в колонну де-бутанизатора (пурпурный), где давление снижается до 80–130 фунтов на квадратный дюйм (5–9 бар).В этих условиях как изобутан , так и нормальный бутан разделяются при немного разных давлениях в одной колонне « расщепитель бутана » или в двух отдельных колоннах. Они тоже конденсируются и хранятся или транспортируются под давлением.

Жидкости, которые не испаряются в колонне фракционирования бутана, называемые пентаном плюс фракция или природного бензина , выходят из колонны и хранятся или отправляются на рынок.

Рис. 17: На этой установке фракционирования в Мон-Бельвье, штат Техас, показано множество колонн и резервуаров для хранения, которые являются частью этого типа установки. Mont Belvieu является центром рынка сжиженного нефтяного газа в США, поскольку он имеет обширные складские помещения, в том числе подземные пещеры, и находится рядом с крупными химическими комплексами. Отдельные продукты могут быть легко загружены на корабли в близлежащем Хьюстонском судоходном канале для доставки на региональные и международные рынки.
Предоставлено ONEOK .

Пропан и бутаны, известные как СНГ , транспортируются на судах-рефрижераторах, трубопроводах и грузовиках и доставляются в контейнерах под давлением для использования в качестве топлива в домах и в промышленности.

Рис. 18: СНГ транспортируется в рефрижераторах, автоцистернах под давлением, «пуленепробиваемых» цистернах и меньших емкостях для приготовления пищи, ожидающих использования в качестве топлива для отопления и приготовления пищи.

Расположение газоперерабатывающих заводов

Газоперерабатывающие заводы могут быть построены на выходе из газоперерабатывающего завода или рядом с ним или на некотором расстоянии от его точки добычи, например, в центральном газоперерабатывающем центре, где собирается богатый газ с нескольких добывающих месторождений. и обработаны для восстановления жидкостей.В качестве альтернативы, перерабатывающий завод может быть расположен недалеко от крупного рыночного центра, где жидкости извлекаются из попутного газа и продаются по привлекательным ценам.

Четыре газоперерабатывающих завода в St Fergus, Шотландия , например, перерабатывают около 20 процентов газа, добываемого на месторождениях Северного моря ( Рисунок 19 ). После обработки сухой газ поступает в трубопровод Национальной транспортной системы, по которому газ транспортируется по всей Великобритании, а ШФЛУ отправляются в близлежащие центры фракционирования, такие как Моссморран, для разделения на различные компоненты.Эти жидкие продукты затем поставляются на местные, национальные и международные рынки.

Рисунок 19: Газоперерабатывающие заводы в Сен-Фергусе, Шотландия, перерабатывают около 20 процентов газа, добываемого на морских месторождениях Северного моря. Этот принадлежит и управляется ExxonMobil. Источник: Годовые отчеты ExxonMobil.

Группа канадских производителей решила построить собственный газопровод из Западной Канады в Чикаго и перерабатывать богатый газ на конце трубопровода в Чикаго, недалеко от Окс-Сабл, штат Иллинойс. Это привело к появлению трубопровода Alliance Pipeline (рис. 20) и его газоперерабатывающего завода около Aux Sable, штат Иллинойс.

Рисунок 20: Газ, добываемый и очищенный в Западной Канаде, транспортируется по трубопроводу Альянса в регион Чикаго, где газоперерабатывающий завод Aux Sable извлекает ШФЛУ для фракционирования на жидкие компоненты от C ₂ до C ₅ .

Жидкости, фракционированные на заводе, затем продаются на региональный рынок, за исключением C ₅₊ , который возвращается в Канаду для смешивания с битумом в Атасбаске для облегчения транспортировки на перерабатывающие заводы в Эдмонтоне.Сухой природный газ, в основном метан, продается на региональном газовом рынке Чикаго.

Катар — один из самых быстрорастущих источников поставок сжиженного газа в мире. Природный газ, добываемый на очень большом морском Северном месторождении, поставляет около 1 миллиона баррелей в день конденсата и ШФЛУ в качестве побочных продуктов очень крупных заводов по производству СПГ, расположенных в этой стране. Мы обсудим эти важные заводы СПГ в модуле СПГ.

Как вы транспортируете природный газ?

2020.09. 03.

Природный газ — один из важнейших источников энергии в мире. Практически каждой стране он нужен в больших количествах, но количество месторождений природного газа ограничено. Поэтому природный газ должен преодолевать большие расстояния, чтобы добраться до потребителя.

Важно отметить, что природный газ легко воспламеняется, поэтому для безопасного достижения цели транспортная система состоит из сложной сети трубопроводов.Помимо безопасности важны также скорость и эффективность.

Как вы транспортируете природный газ для выполнения всех этих условий, каковы основные части трубопроводов природного газа и как лучше всего транспортировать природный газ, когда транспортировка по трубопроводу невозможна?

Транспортировка природного газа

Системы природного газа можно разделить на три основные категории:

• Обработка
• Транспорт
• Хранилище

В процессе добычи природный газ обнаруживается, выносится на поверхность и приводится в состояние, пригодное для транспортировки. Если доставка может осуществляться с помощью международных трубопроводов, то некоторые компоненты необходимо удалить из природного газа, прежде чем его можно будет безопасно доставить в магистральные трубопроводы высокого давления.

Первый компонент, который необходимо удалить, — это жидкие углеводородные газы (HGL), но обычно он включает несколько других компонентов, таких как масло, вода и другие примеси, такие как сера, гелий, азот, сероводород и диоксид углерода.

Но что происходит, когда транспортировка по трубопроводу невозможна? Затем природный газ обычно транспортируют в сжиженном состоянии.Например, в регионах, которые находятся слишком далеко от мест добычи газа и нет соединительного трубопровода, но где созданы условия для автомобильного и водного транспорта. В этом случае вместо трубопроводов они доставляются на грузовые суда, так как СПГ можно очень хорошо и эффективно транспортировать по морю. Из одного кубометра сжиженного природного газа после регазификации получается около 600 кубометров природного газа в нормальных условиях.

Существенное отличие от природного газа, транспортируемого по трубопроводам, заключается в том, что при температуре хранения некоторые компоненты (вода, углеводороды, углекислый газ, ртуть) замерзают до твердого состояния: они должны быть почти полностью извлечены из сжиженного газа.В остальном все остальное такое же, как и в случае с природным газом, транспортируемым по трубопроводам в газообразном состоянии.

СПГ означает «сжиженный природный газ». По составу он почти такой же, как природный газ в традиционном понимании — только в охлажденном виде. Это означает, что он имеет температуру -162 ° C и его плотность ниже, чем у воды.

Это означает, что его следует хранить не так, как обычный природный газ. Как хранится природный газ? Больше информации здесь.

Но в большинстве случаев он по-прежнему транспортируется по международным трубопроводам.

Трубопроводы природного газа

Есть три типа трубопроводов:

• система сбора
• международная трубопроводная система
• распределительная система

Система сбора состоит из трубопроводов малого диаметра, работающих под низким давлением. Он транспортирует сырой природный газ от устья скважины на перерабатывающий завод. Если в природном газе есть компоненты, которые необходимо удалить (например, сера, сероводород, двуокись углерода), необходимо установить специальный сборный трубопровод, который не вызывает коррозии.

В некоторых регионах и странах, помимо международных трубопроводов, существуют также внутригосударственные трубопроводы, но технические и эксплуатационные детали по существу те же.

Это означает, что когда природный газ поступает в конечные точки (где он будет использоваться), он течет в трубопроводы меньшего диаметра, называемые магистральными. Это трубопроводы среднего размера, меньше, чем международные трубопроводы природного газа, но больше, чем трубопроводы, идущие непосредственно к домам и зданиям.

Компоненты трубопровода

Длина труб может составлять от 5 см до 125 см, в зависимости от их функции.Международная трубопроводная система больше, потому что через нее проходит гораздо больше природного газа.

Собственно трубопровод состоит из:

• Прочная углеродистая сталь
• Или высокотехнологичный пластик (если требуется гибкость, универсальность и простота замены)

На каждый трубопровод наносится специальное покрытие, предотвращающее коррозию, поскольку замена намного труднее и сложнее.

Природный газ также находится под давлением.Чтобы он оставался под давлением, вместе с транспортировкой требуется сжатие. Наряду со всей трубопроводной системой есть большие компрессорные станции, обычно расположенные на расстоянии от 60 до 150 км вдоль трубопровода.

Что считается природным газом высокого давления?

Высокое давление означает от 90 до 700 кг на квадратный сантиметр (см2). Поскольку природный газ является горючим материалом, необходимо соблюдать меры безопасности.

Есть детекторы утечек, маркеры (знаки на поверхности, где трубопроводы природного газа проходят под землей), регулярный отбор проб (случайный отбор проб для проверки их качества), тестирование, центры аварийного реагирования и воздушное патрулирование (самолеты, чтобы убедиться, что строительство не ведется. размещать слишком близко к системе трубопроводов).

Заключение

Система транспортировки природного газа — это в первую очередь гигантская международная трубопроводная сеть, состоящая из труб большого, среднего и малого диаметров.

При транспортировке природного газа самым важным фактором является безопасность. Природный газ — это горючий газ, и при неосторожном обращении он может вызвать человеческую катастрофу или стихийные бедствия.

Если транспортировка по трубопроводу невозможна, то природный газ обычно транспортируют в сжиженном состоянии, которое имеет температуру -162 ° C и его плотность ниже, чем у воды.Он называется сжиженным природным газом (СПГ) и транспортируется танкерами.

Кажется, что у использования природного газа много преимуществ, но есть и недостатки.

DOE Pulse

Рамановский датчик газа идеально подходит для
проводка быстро и непрерывно
измерения газовых потоков в
трубопровод или промышленный объект.

Повышение эффективности электростанций нашей страны является ключевым направлением исследований Национальной лаборатории энергетических технологий (NETL).Даже небольшое повышение эффективности процесса может привести к повышению выработки энергии и снижению воздействия на окружающую среду, связанного с использованием ископаемого топлива. Новый датчик состава газа, разработанный исследователями из NETL и Университета Питтсбурга в рамках программы NETL-Regional University Alliance, направлен на повышение эффективности процессов на газовых электростанциях.

Природный газ, наиболее распространенное газовое топливо, может иметь значительные колебания в углеводородном составе в зависимости от источника.Возможные виды топлива, такие как биогаз и свалочный газ, также имеют значительные различия по качеству, и операторы часто используют природный газ в качестве резервного. Все эти газы различаются по содержанию БТЕ, скорости пламени, индексу Воббе, разбавляющим газам и составу. Современные газовые турбины, работающие на обедненной смеси с низким уровнем выбросов, и поршневые двигатели требуют точного управления процессом сгорания для достижения оптимальной работы. Колебания в составе топливного газа могут привести к снижению эффективности, высоким выбросам загрязняющих веществ и повреждению турбины.Определение состава топливного газа в режиме реального времени позволит системе управления турбиной быстро регулировать и поддерживать оптимальные условия сгорания.

Признавая необходимость сенсорной системы, которая может быстро и надежно идентифицировать, характеризовать и определять концентрацию различных газов в газовой смеси, Drs. Майкл Бурик и Стивен Вудрафф, ученые-исследователи из NETL, и их академические коллеги в течение ряда лет проводили ряд экспериментов, которые в конечном итоге привели к разработке запатентованного анализатора рамановского состава газа в реальном времени.

Новый датчик основан на спектроскопии комбинационного рассеяния света и использует современные оптические волноводы, твердотельные лазеры и компактные спектрометры для уменьшения размера и увеличения чувствительности по сравнению с современными спектроскопическими системами, позволяющими считывать показания в одну секунду или меньше. Сочетание скорости, точности и измерения нескольких компонентов делает систему обнаружения газа хорошо подходящей для улучшения управления турбинами, работающими на природном газе, путем измерения состава входящего топлива или отфильтрованных выхлопных газов в режиме реального времени.Этот датчик принесет большую пользу энергетической отрасли, а также другим отраслям, использующим газообразные входящие или выходные потоки, за счет более разумного управления для повышения эффективности процесса и сокращения выбросов. Помимо экономии на топливе, внедрение этой технологии поможет снизить выбросы парниковых газов.

По словам доктора Бурича, «обнаружение газообразных компонентов может быть определено рядом методов, чаще всего с помощью газовой хроматографии или абсорбционной спектроскопии. Эти методы надежны, но для измерения и получения данных требуется больше времени.Новый датчик преодолевает это ограничение, предоставляя результаты в режиме реального времени ».

Новая газовая сенсорная система обеспечивает точное и непрерывное считывание относительных мольных процентов всех основных компонентов топливного газа, включая водород, монооксид углерода, диоксид углерода, метан, этан и пропан, а также кислород, азот и воду.

Впоследствии группа разработала прототип анализатора, который был испытан в полевых условиях в рамках соглашения о совместных исследованиях и разработках с GE Energy.После успешных полевых испытаний производитель приборов из США лицензировал эту технологию для коммерческого использования. Д-р Вудрафф прокомментировал: «Мы предприняли согласованные усилия, чтобы привлечь наших партнеров по отрасли к полевым испытаниям и возможностям лицензирования. Перенос передовых технологий на коммерческий рынок всегда невероятно удовлетворяет прикладных исследователей, и мы с нетерпением ждем появления новых коммерческих продуктов, включающих рамановскую технологию ».

Представлено Национальной лабораторией энергетических технологий Министерства энергетики США

Исследование фазового поведения при образовании газовых гидратов в многофазных трубопроводах с преобладанием газа с сырой нефтью и газовой смесью с высоким содержанием CO 2

1.

Ай Кришна Сахит, С. Дж., Педапати, С. Р. и Лал, Б. Применение искусственных нейронных сетей для измерения газовых гидратов в трубопроводах. Test Eng. Manag. 81 , 5769–5774 (2019).

Google Scholar

2.

Khan, M. S. et al. Оценка влияния алкильной цепи ионных жидкостей гидроксидов аммония на кинетику чистого метана и гидратов диоксида углерода. Энергия 13 , 3272 (2020).

Артикул Google Scholar

3.

Найгаард, Х. Ф. Свойства гидратов в многофазных транспортных системах. (1990).

4.

Хан, М. С., Лал, Б., Баво, К. Б., Кеонг, Л. К. и Бустам, А. Влияние соединений на основе аммония на уменьшение выбросов газовых гидратов: краткий обзор. Indian J. Sci. Technol. 10 , 1–6 (2017).

Google Scholar

5.

Чен Ф. и Япа П. Д. Оценка образования гидратов и разложения газов, выделяемых в глубоководном океаническом шлейфе. J. Mar. Syst. 30 , 21–32 (2001).

Артикул CAS Google Scholar

6.

Эриксон Д. и Браун Т. Гидраты природного газа, Анналы Нью-Йоркской академии наук Том 715 40–58 (Нью-Йоркская академия наук, Нью-Йорк, 1994).

Google Scholar

7.

Jakobsen, T., Sjöblom, J. & Ruoff, P. Кинетика образования газовых гидратов в в / в-эмульсиях модельная система трихлорфторметан / вода / неионное поверхностно-активное вещество изучалась с помощью диэлектрической спектроскопии. Colloids Surf. Physicochem. Англ. Asp. 112 , 73–84 (1996).

Артикул CAS Google Scholar

8.

Zheng, D., Che, D. & Liu, Y. Экспериментальное исследование газожидкостной двухфазной пробковой коррозии, усиливающей коррозию углекислого газа в вертикальном восходящем трубопроводе. Коррос. Sci. 50 , 3005–3020 (2008).

Артикул CAS Google Scholar

9.

Хан, М. С., Лал, Б., Кеонг, Л. К. и Ахмед, И. Хлорид тетраметиламмония в качестве двойного функционального ингибитора гидратов метана и диоксида углерода. Топливо 236 , 251–263 (2019).

Артикул CAS Google Scholar

10.

Хан, М.S. et al. Влияние алкильной цепи ионных жидкостей на основе аммония на ингибирование термодинамических гидратов для бинарного газа, богатого диоксидом углерода. J. Mol. Liq. 261 ​​, 283–290 (2018).

Артикул CAS Google Scholar

11.

Хан, М. С., Корнелиус, Б. Б., Лал, Б. и Бустам, М. А. Кинетическая оценка гидроксида тетраметиламмония (ионная жидкость) для диоксида углерода, метана и газовых гидратов бинарной смеси. Недавние Adv. Ионные жидкости https://doi.org/10.5772/32009 (2018).

Артикул Google Scholar

12.

Партун, Б., Сахит, С. Дж. К., Лал, Б., Маулуд, А. С. и Бин, Модели газовых гидратов. В Химические добавки для газовых гидратов 67–85 (Springer, Berlin, 2020). https://doi.org/10.1007/978-3-030-30750-9_4.

Google Scholar

13.

Яссим, Э., Абди, М. А. и Музычка, Ю. Новый подход к исследованию отложения гидратов в выкидных трубопроводах с преобладанием газа. J. Nat. Gas Sci. Англ. 2 , 163–177 (2010).

Артикул CAS Google Scholar

14.

Талатори С. и Барт Т. Скорость образования гидратов в эмульсиях сырая нефть / газ / вода с различной обводненностью. J. Pet. Sci. Англ. 80 , 32–40 (2011).

Артикул CAS Google Scholar

15.

Сахит, С. Дж. К., Педапати, С. Р. и Лал, Б. Исследование образования и диссоциации газовых гидратов в многофазных магистральных газопроводах. Заявл. Sci. 10 , 5052 (2020).

Артикул Google Scholar

16.

Xiang, C.-S. et al. Образование / диссоциация гидратов в эмульсионных системах (природный газ + вода + дизельное топливо). Энергии 6 , 1009–1022 (2013).

Артикул CAS Google Scholar

17.

Касим, А., Хан, М. С., Лал, Б. и Шарифф, А. М. Измерение фазового равновесия и моделирование солей четвертичного аммония с моноэтиленгликолем и без моноэтиленгликоля для гидратов диоксида углерода. J. Mol. Liq. 282 , 106–114. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2019.02.115 (2019).

Артикул CAS Google Scholar

18.

Ding, L. et al. Механизмы образования гидратов и закупоривания в различных схемах газожидкостного потока. Ind. Eng. Chem. Res. 56 , 4173–4184 (2017).

Артикул CAS Google Scholar

19.

Какати, Х., Кар, С., Мандал, А. и Лайк, С. Образование и диссоциация гидрата метана в эмульсии масло-в-воде. Energy Fuels 28 , 4440–4446 (2014).

Артикул CAS Google Scholar

20.

Дарабоина, Н., Пачитсас, С. и фон Солмс, Н. Образование и ингибирование гидратов природного газа в системах газ / сырая нефть / вода. Топливо 148 , 186–190 (2015).

Артикул CAS Google Scholar

21.

Yuha, YBM, Bavoh, CB, Lal, B. & Broni-bediako, E. Южноафриканский журнал химической инженерии Поведение фазы гидрата метана в буровом растворе на водной основе EMIM-Cl (WBM): эксперимент и моделирование изучение. South Afr. J. Chem. Англ. 34 , 47–56 (2020).

Артикул Google Scholar

22.

Chen, J. et al. Анализ образования, агломерации и диссоциации гидрата метана в дисперсной системе вода + дизельное топливо. Energy Convers. Manag. 86 , 886–891 (2014).

Артикул CAS Google Scholar

23.

Wang, Y., Fan, S. & Lang, X. Обзоры ингибиторов гидратов газа в трубопроводах с преобладанием газа и применение ингибиторов кинетических гидратов в Китае. Подбородок. J. Chem. Англ. 27 , 2118–2132 (2019).

Артикул CAS Google Scholar

24.

Чаудхари, П., Зерпа, Л. Э. и Сум, А. К. Корреляция для количественной оценки риска гидратной закупорки в трубопроводах для добычи нефти и газа на основе параметров транспортабельности гидратов. J. Nat. Gas Sci. Англ. 58 , 152–161 (2018).

Артикул Google Scholar

25.

Raza, A. et al. Выбор скважин на истощенных месторождениях нефти и газа для безопасного хранения CO ₂ : пример из Малайзии. Петролеум 3 , 167–177 (2017).

Артикул Google Scholar

26.

Траст, П.С. Основы трубопроводов и особенности трубопроводов природного газа. Краткое описание трубопровода. Пап. № 2 1–9 (2015).

27.

Касим, А., Хан, М.С., Лал, Б., Исмаил, М.С. и Ростани, К. Соли четвертичного аммония в качестве термодинамических ингибиторов гидратов в присутствии и в отсутствие моноэтиленгликоля для гидратов метана. Топливо 259 , 116219 (2020).

Артикул CAS Google Scholar

28.

Хан, М.С. et al. Термодинамическое влияние ионных жидкостей на основе аммония на границу раздела фаз гидратов CO ₂ . J. Mol. Liq. 238 , 533–539 (2017).

Артикул CAS Google Scholar

29.

Bavoh, C. B. et al. Ингибирующее действие аминокислот на гидрат углекислого газа. Chem. Англ. Sci. 171 , 331–339 (2017).

Артикул CAS Google Scholar

30.

Партун, Б., Сабил, К. М., Рослан, Х., Лал, Б. и Кеонг, Л. К. Воздействие ацетона на фазовую границу смешанных гидратов метана и диоксида углерода. Равновесие жидкой фазы. 412 , 51–56 (2016).

Артикул CAS Google Scholar

31.

Хан, М. С., Партун, Б., Баво, К. Б., Лал, Б. и Меллон, Н. Б. Влияние гидроксида тетраметиламмония на условия равновесия фаз газогидрата метана и диоксида углерода. Равновесие жидкой фазы. 440 , 1–8 (2017).

Артикул CAS Google Scholar

32.

Баво, К. Б., Хан, М. С., Лал, Б., Б. Т. Абдул Ганири, Н. И. и Сабил, К. М. Новые данные о границах фаз гидрата метана в присутствии водных аминокислот. Равновесие жидкой фазы. 478 , 129–133 (2018).

Артикул CAS Google Scholar

33.

van Cleeff, A. & Diepen, G.A.M. Газовые гидраты азота и кислорода. Рекл. des Trav. Чим. des Pays-Bas 79 , 582–586 (1960).

Артикул Google Scholar

34.

Насир, К., Сабил, К. М. и Партун, Б. CO ₂ Измерение и прогноз равновесия гидрат-жидкость-водяной пар богатой газовой смеси (H-Lw-V). Заявл. Мех. Матер. 625 , 386–389 (2014).

Артикул CAS Google Scholar

35.

Li, L., Zhao, S., Wang, S. & Rao, Y. CO ₂ Кинетика образования гидратов на основе модели химического сродства в присутствии GO и SDS. RSC Adv. 10 , 12451–12459 (2020).

Артикул CAS Google Scholar

36.

Азми Н., Мухтар Х. и Сабил К. М. Очистка природного газа с высоким содержанием CO ₂ путем образования газовых гидратов: термодинамическая проверка. J. Appl. Sci. 11 , 3547–3554 (2011).

ADS Статья CAS Google Scholar

37.

Корякина В.В., Иванова И.К., Семенов М.Е. Нефтяные эмульсии как среда образования гидратов природного газа. IOP Conf. Сер. Earth Environ. Sci. 193 , 20 (2018).

Артикул Google Scholar

38.

Руань, К., Динг, Л., Ши, Б., Хуанг, К., Гун, Дж. Исследование образования гидратов в газоэмульсионных многофазных проточных системах. RSC Adv. 7 , 48127–48135 (2017).

Артикул CAS Google Scholar

39.

Rasoolzadeh, A., Raeissi, S., Shariati, A. & Peters, C.J. Экспериментальное измерение и термодинамическое моделирование растворимости метана в триэтиленгликоле в диапазоне температур 343,16–444,95 K. J.Chem. Англ. Данные https://doi.org/10.1016/j.supflu.2020.104881 (2020).

Артикул Google Scholar

40.

Камаль М.С., Хусейн И.А., Султан А.С. и фон Солмс Н. Применение различных водорастворимых полимеров для ингибирования газовых гидратов. Обновить. Поддерживать. Energy Rev. 60 , 206–225 (2016).

Артикул CAS Google Scholar

41.

Sloan, E. Jr., Koh, C. & Koh, C. Клатратные гидраты природных газов (CRC Press, Boca Raton, 2007). https://doi.org/10.1201/9781420008494.

42.

Слоан, Э., Кох, К., Крик, Дж., И Сум, А. Гидраты природного газа в обеспечении потока. In Koh, C .; Sum, A., Eds .; Gulf Professional Publishing Elsevier BV, 2010.

43.

Zerpa, LE, Aman, ZS, Joshi, S., Rao, I., Sloan, ED, Koh, CA, & Sum, AK. газовые и водные системы.в Proceedings of the Offshore Technology Conference; Хьюстон, Техас, , 30 апреля — 3 мая 2012 г.

44.

Кар, С., Какати, Х., Мандал, А. и Лайк, С. Экспериментальное и модельное исследование кинетики образования гидрата метана в эмульсия сырой нефти в воде. Pet. Sci. 13 , 489–495 (2016).

Артикул CAS Google Scholar

45.

Аббаси А. и Хашим Ф. М. Разработка модели прогнозирования гидратообразования для подводного трубопровода. Pet. Sci. Technol. 35 , 443–450 (2017).

Артикул CAS Google Scholar

46.

Гарапати, Н. и Андерсон, Б. Дж. Статистическая термодинамическая модель и эмпирические корреляции для прогнозирования фазовых равновесий смешанных гидратов. Равновесие жидкой фазы. 373 , 20–28 (2014).

Артикул CAS Google Scholar

47.

Jorat, M.E. et al. Неорганическое улавливание атмосферного CO ₂ : решение для сокращения выбросов CO ₂ в Малайзии. Геология 8 , 1–14 (2018).

Артикул CAS Google Scholar

48.

Luo, W. et al. Экспериментальное исследование газожидкостного двухфазного потока при высокой скорости в наклонной трубе среднего размера и проверка методов расчета давления. Внутр.J. Heat Technol. 34 , 455–464 (2016).

ADS Статья Google Scholar

49.

Аль-Хадрами, Л. М., Шахид, С. М., Тунде, Л. О. и Аль-Сархи, А. Экспериментальное исследование режимов течения и градиентов давления трехфазного потока воздух-нефть-вода в горизонтальных трубах. Sci. Мир J. 2014 , 1–11. https://doi.org/10.1155/2014/810527 (2014).

Артикул CAS Google Scholar

50.

Leporini, M. et al. Транспортировка песка в многофазных смесях по горизонтальному трубопроводу: экспериментальное исследование. Петролеум 5 , 161–170 (2019).

Артикул Google Scholar

Свойства природного газа

Природный газ — это встречающаяся в природе смесь углеводородных и неуглеводородных газов, обнаруженная в пористых пластах под поверхностью земли. Это не чистый элемент, такой как кислород, а смесь газов, в которой углеводородные газы являются горючими компонентами и выделяют тепло.

Природный газ, распределяемый коммунальными предприятиями, различается по составу. Углеводороды, производящие тепло, состоят из элементов углерода и водорода. Метан (Ch5) — всегда самый крупный компонент. Этан, пропан (C3H8) и бутан — более тяжелые, «горячие» углеводороды, добываемые из скважин природного газа, и присутствуют в низкой концентрации. Азот, кислород и углекислый газ являются основными компонентами (99,9%) воздуха, но считаются загрязнителями природного газа.

Что такое природный газ?
Прочтите подробную статью Американской газовой ассоциации, ведущей организации газоснабжения и трубопроводов.Что такое природный газ?

Сжигание природного газа — это химическая реакция кислорода с горючим материалом, выделяющая тепло.

Есть три требования для горения. Если один из этих трех компонентов отсутствует, возгорание не произойдет.

• Топливо (в данном случае природный газ).
• Кислород.
• Источник возгорания.

Природный газ не будет гореть, если воспламеняемость смеси не будет составлять примерно от 4 до 15% газа на объем воздуха.Выше и ниже этих значений он не будет гореть. Самая эффективная или идеальная смесь — это около 10% газа.

Горючая смесь природного газа с воздухом также имеет очень высокую температуру воспламенения, около 1150 ° F, что почти вдвое превышает температуру воспламенения бензина. Вот возможные источники возгорания:

• Любое открытое пламя, такое как запальная лампа, спичка или зажженная свеча.
• Искра статического электричества.
• Выключатель света.
• Нагревательный элемент или двигатель в электрическом приборе.
• Двигатель внутреннего сгорания, работающий или запускаемый.
• Трансформатор электрический электрический.

  No related posts.