Конденсат. Состав и физико-химические свойства
Стабильный газовый конденсат
Углеводородная жидкость, состоящая из тяжёлых углеводородов С 5+ , в которой растворено не более 2-3% масс. пропан-бутановой фракции. Установлены две группы (I и II) стабильного конденсата в зависимости от содержания примесей - воды, механических примесей, хлористых солей .
В соответствии со стандартом ОСТ 51.65 - 80 стабильный конденсат определяется как смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов, удовлетворяющая требованиям по ряду физико-химических показателей. Основной показатель - давление насыщенных паров - при плюс 38є С должен составлять 66650 Па (500 мм рт. ст.). Таким образом, упругость паров стабильного конденсата должна быть такова, чтобы при нормальном атмосферном давлении обеспечивалось его хранение в жидком состоянии до температуры порядка плюс 60є С.
Свойства транспортируемого флюида
Свойства нефти, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу или перевозки в танкерных цистернах, зависят от её состава. Свойства нефти определяет количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми, ароматическим углеводородами и другими компонентами. Эти свойства необходимо учитывать на всех этапах обращения с нефтью (и нефтепродуктами):
· при товарно-учётных операциях;
· при перекачке или при перевозке;
· при переработке и использовании в качестве топлива.
Плотность. Плотность обычно изменяется в пределах от 650 до 920 кг/м 3 . Используется также понятие относительной плотности, которая определяется отношением плотности жидких углеводородов к плотности воды при 20є С. Точное определение плотности жидких углеводородов имеет большое коммерческое значение, поскольку объёмы используемых резервуаров хорошо известны, и это позволяет точнее определять коммерческий вес перекачиваемого продукта .
Общее свойство плотностей жидких углеводородов - они уменьшаются с ростом температуры (1 нефтяной баррель = 42 галлона = 0,158988 м 3 = 159 л).
Из следующего графика следует (см. рис. 2.), что для рассмотренных нефтей при росте температуры на 100 гр. Цельсия их плотность уменьшается на 120-150 кг/м 3 , т.е. на 15-18%.
Рис. 2.
Коэффициент объёмного сжатия - величина, характеризующая изменение относительного объёма жидкости при изменении давления на единицу. Характерные значения этого коэффициента для нефти и конденсата находятся в интервале (5-15).10 - 4 1/МПа, т.е. эти продукты обладают малой сжимаемостью.
Столь большие значения коэффициента объёмного сжатия нефти и жидких углеводородов ответственны за сильные гидравлические удары в трубопроводах, возникающих при возникновении нестационарности при движении транспортируемого продукта.
Общая закономерность - коэффициент объёмного сжатия уменьшается по мере роста плотности жидкости .
Коэффициент объёмного расширения - величина, характеризующая относительное изменение объёма жидкости при изменении температуры на 1є С.
Особенно высоким коэффициентом объёмного расширения среди жидких углеводородов обладают сжиженные углеводородные газы. При одном и том же повышении температуры пропан (бутан) расширяется в 16,1 (11,2) раза больше, чем вода, и в 3,2 (2,2) раза больше, чем такой нефтепродукт, как керосин.
При повышении температуры СУГ, расширяясь, создают опасные напряжения в металле, которые могут привести к разрушению резервуаров. Это следует учитывать при заполнении последних, сохраняя требуемый для безопасной эксплуатации объем паровой фазы, т.е. необходимо предусматривать паровую "подушку". Для резервуаров, где проектный рост температуры хранящегося продукта не превышает 40° С, степень заполнения принимается равной 0,85, при большей проектной разности температур - степень заполнения принимается ещё меньше.
Подавляющая часть перекачиваемых в магистральных трубопроводах жидких углеводородов при условиях транспортировки относятся к т. н. ньютоновским жидкостям, основным свойством которых является способность к движению даже при приложения к ним минимального напряжения сдвига.
Обеспечивая перекачку жидкой углеводородной смеси в однофазном состоянии и с сохранением её "ньютоновских" свойств обеспечивается не только минимальные энергетические потери на её транспортировку, но и стабильные условия её перекачки.
Для этого при транспортировке жидких углеводородных смесей поддерживаются необходимые термобарические параметры, а сами жидкие смеси в случае необходимости соответствующим образом обрабатываются с целью достижения ими необходимых для трубопроводной транспортировки свойств .
Вязкость. От вязкости транспортируемого продукта зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку жидких углеводородов и др. Особенностью вязкости как физического свойства жидкость является очень широкий спектр её значений для разных углеводородных жидких систем, а также её сильная зависимость от температуры транспортировки. Общее свойство вязкости жидких углеводородов - она уменьшается с ростом температуры.
В международной системе единиц СИ динамическая (молекулярная, сдвиговая) вязкость измеряется в пуазах (сантипуазах, сПз) или в мПа. с: вязкость жидких углеводородов изменяется в широком интервале - от 0,5 до 250 мПа. с.
Температура застывания - это такая температура, при достижении которой нефть (нефтепродукт) в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45є в течение 1 мин. Переход нефти из жидкого состояния в твёрдое происходит постепенно, в некотором интервале температур. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти определяется как переход от свободно-дисперсного золя в связанно-дисперсное состояние (гель).
Температура нефти (жидкого углеводородного продукта), перекачиваемой по подводному трубопроводу, зависит (кроме температуры на входе в трубопровод) зависит от температуры придонного слоя морской воды в случае, когда трубопровод уложен на морское дно без заглубления, или от температуры грунта в случае, когда трубопровод находится в подводной траншее.
Температура перекачиваемой жидкости определяет величину вязкости и другие её реологические характеристики и таким образом влияет на режим перекачки; она определяет возможность застывания нефти (жидкого углеводородного продукта) в случае, если её температура достигает значения температуры застывания.
Поскольку обычно температура транспортируемого продукта понижается при его передвижении по трубопроводу, это может приводить к заметному росту его вязкости и коэффициента гидравлического сопротивления и, как следствие, к увеличению гидравлических потерь на трение, до тех пор, пока температура продукта падает. Иногда, это может привести к полной остановке трубопровода .
Если транспортируемая нефть относится к парафинистым или высокопарафинистым (неньютоновским для условий транспортировки) средам, подобные колебания загрузки осложняют эксплуатацию трубопроводов, особенно в случае морских месторождений и подводных трубопроводов. Транспорт продукции с низкой производительностью приводит к образованию застойных зон и накапливанию парафиноотложений (иногда, даже при использовании ингибиторов парафиноотложений) с постепенным повышением перепада давления в трубопроводе.
Главной причиной образования парафиновых отложений является температурный фактор - её уменьшение при транспортировке, а распределение парафиновых отложений в трубопроводе определяется особенностями его теплового режима.
На непротяжённых морских трубопроводах, чаще всего промысловых, иногда используется технология, основанная на использовании попутного подогрева продукта, который происходит из-за нагрева стенок труб.
Любой конденсат получается после перехода газообразного вещества в жидкое из-за снижения давления или температуры. В недрах земли существуют не только газовые, но и газоконденсатные залежи. Когда давление и температура снижаются в результате бурения скважины, образуется газовый конденсат – смесь жидких углеводородов, отделившихся от газа.
Под конденсатностью понимают содержание жидких УВ в газе в пластовых условиях (см 3 /м 3).
Газоконденсатный фактор - величина, обратная конденсатности.
Различают сырой и стабильный конденсаты . Под сырым подразумевают УВ, при стандартных условиях находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, пропаном, бутанами). Конденсат, состоящий только из жидких УВ (от пентанов и выше) при стандартных условиях принято называть стабильными.
По физическим свойствам конденсаты характеризуются большим разнообразием. Плотность конденсатов меняется от 0,677 до 0,827 г/см 3 ; показатель преломления от 1,39 до 1,46; молекулярная масса - от 92 до 158.
Состав. Многочисленными исследованиями установлена генетическая связь подстилающих (образовавших) их нефтей. Конденсаты, как и нефти, состоят из УВ трех типов - метановых, нафтеновых и ароматических.
Однако распределение этих групп УВ в конденсатах имеют следующие особенности в отличие от нефтей:
1) абсолютное содержание (в ср.) ароматических УВ в бензиновых фракциях конденсатов выше, чем в нефтях;
2) встречаются бензиновые фракции, в которых содержится одновременно большое количество нафтеновых и ароматических УВ;
4) концентрации разветвленных метановых УВ ниже концентрации нормальных структур;
5) на долю этилбензола среди ароматических УВ состава С 8 Н 10 приходится в ср. значительно меньший %, чем в нефтях.
Таким образом конденсаты состоят из более простых соединений, чем нефти. В нефтях преобладают циклопентановые УВ, в конденсатах - циклогексановые. Ароматические УВ в нефтях обычно сосредоточены в высококипящих фракциях, в конденсатах, наоборот, в низкокипящих. Содержание серы в конденсатах колеблется от 0-1,2%. В отдельных залежах или скважинах могут быть обнаружены конденсаты, УВ состав которых может отклоняться от общих закономерностей, это связано с геологическими особенностями конкретного района.
Конденсаты заметно отличаются и по фракционному составу. В среднем они на 60-80% выкипают до 200С, но есть конденсаты (или нефтеконденсатные смеси), конец кипения которых 350-500С, содержащие в своем составе асфальтены.
В процессе разработки газоконденсатных залежей состав конденсатов меняется. По мере снижения давления происходит частичная конденсация УВ в пласте, и эта часть в основном уже не извлекается на поверхность. В результате этого происходит изменение количественной и качественной характеристики пластовой газоконденсатной смеси - изменение группового УВ состава. При снижении давления происходит выпадение в пласт высококипящих фракций конденсата, и плотность его уменьшается. Иногда плотность конденсатов, напротив, увеличивается, что в основном характерно для разрабатываемых газовых шапок.
ГОСТ Р 54389-2011
Группа А22
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
КОНДЕНСАТ ГАЗОВЫЙ СТАБИЛЬНЫЙ
Технические условия
Stable gas condensate. Specifications
ОКС 75.060
ОКП 027132
Дата введения 2012-07-01
Предисловие
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании" , а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 "Природный и сжиженные газы"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 августа 2011 г. N 247-ст
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок
- в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования
- на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет
1 Область применения
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на конденсат газовый стабильный, подготовленный на установках первичной переработки к транспортированию и/или к применению в качестве сырья для дальнейшей переработки на территории Российской Федерации и на экспорт.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов
ГОСТ Р ИСО 3675-2007 Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра
ГОСТ Р ИСО 14001-2007 Системы экологического менеджмента. Требования и руководство по применению
ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов
ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром
ГОСТ Р 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения
ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам
ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии
ГОСТ Р 52247-2004 Нефть. Методы определения хлорорганических соединений
ГОСТ Р 52340-2005 Нефть. Определение давления паров методом расширения
ГОСТ Р 52659-2006 Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора
ГОСТ Р 53521-2009 Переработка природного газа. Термины и определения
ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.019-79 * Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 12.1.019-2009 , здесь и далее по тексту
ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения
ГОСТ 12.4.010-75 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия
ГОСТ 12.4.011-89 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация
ГОСТ 12.4.020-82 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты рук. Номенклатура показателей качества
ГОСТ 12.4.021-75 Система стандартов безопасности труда. Системы вентиляционные. Общие требования
ГОСТ 12.4.068-79 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты дерматологические. Классификация и общие требования
ГОСТ 12.4.103-83 Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация
ГОСТ 2.4.111-82* Система стандартов безопасности труда. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия
________________
* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ 12.4.111-82 . - Примечание изготовителя базы данных.
ГОСТ 12.4.112-82 Система стандартов безопасности труда. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия
ГОСТ 17.1.3.05-82 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами
ГОСТ 17.1.3.10-83 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу
ГОСТ 17.1.3.12-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше
ГОСТ 17.1.3.13-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных вод от загрязнения
ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями
ГОСТ 17.4.2.01-81 Охрана природы. Почвы. Номенклатура показателей санитарного состояния
ГОСТ 17.4.3.04-85 Охрана природы. Почвы. Общие требования к контролю и охране от загрязнения
ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение
ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров
ГОСТ 2177-99 (3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава
ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определения парафина
ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов
ГОСТ 19121-73 Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе
ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка
ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
ГОСТ 31340-2007 Предупредительная маркировка химической продукции. Общие требования
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и по информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 53521 , а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 конденсат газовый стабильный;
КГС: Газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов С-С, отвечающий требованиям настоящего стандарта.
Примечание - Стабильный газовый конденсат получают путем первичной переработки нестабильного газового конденсата.
4 Технические требования
4.1 КГС должен соответствовать требованиям таблицы 1.
Таблица 1 - Требования к КГС
Наименование показателя | Значение для группы | Метод испытания |
|
1 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | |||
2 Массовая доля воды, %, не более | |||
3 Массовая доля механических примесей, %, не более | |||
4 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм, не более | |||
5 Массовая доля серы, % | |||
6 Массовая доля сероводорода, млн (ppm), не более | |||
7 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн (ppm), не более | |||
8 Плотность при 20 °С, кг/м; | |||
15 °С, кг/м | Не нормируют. Определение по требованию потребителя | ||
9 Выход фракций, % до температуры, °С: 100 | Не нормируют. Определение обязательно | ||
11 Массовая доля хлорорганических соединений, млн (ppm) | Не нормируют. Определение по требованию потребителя | ||
Примечания 1 По согласованию с потребителями допускается выпуск КГС давлением насыщенных паров не более 93,3 (700) кПа (мм рт.ст.). 2 Для организаций, перерабатывающих сернистое сырье и введенных в эксплуатацию до 1990 г., допускается по согласованию с потребителями и транспортными компаниями превышение значения по показателю 6 для КГС группы 2 до 300 млн (ppm) и по показателю 7 для КГС группы 2 до 3000 млн (ppm). 3 Если хотя бы по одному из показателей КГС относят к группе 2, а по другим - к группе 1, то КГС признают соответствующим группе 2. 4 Показатели 5-7 определяют по требованию потребителя только для конденсатов с содержанием сернистых соединений (в пересчете на серу) более 0,01% массовых. |
|||
4.3 В условном обозначении КГС указывают его группу в зависимости от значений концентрации хлористых солей, массовой доли сероводорода и метил- и этилмеркаптанов.
Пример условного обозначения КГС
-
Конденсат газовый стабильный, 1 группа, ГОСТ Р.
5 Требования безопасности
5.1 По степени воздействия на организм человека КГС относится к 4-му классу опасности по ГОСТ 12.1.007 .
Контакт с КГС оказывает вредное воздействие на центральную нервную систему, вызывает раздражение кожного покрова, слизистых оболочек глаз и верхних дыхательных путей.
При работе с КГС учитывают предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ КГС в воздухе рабочей зоны, установленные ГОСТ 12.1.005 и гигиеническими нормативами . ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны, содержащихся в КГС, по углеродам алифатическим предельным С-С в пересчете на углерод - 900/300 мг/м (где 900 мг/м - максимальная разовая ПДК, а 300 мг/м - среднесменная ПДК).
КГС, содержащий сероводород (дигидросульфид) с массовой долей более 20 млн, считают сероводородсодержащим в соответствии с ГОСТ Р 51858 и относят ко 2-му классу опасности. Для сероводорода (дигидросульфида) максимальная разовая ПДК в воздухе рабочей зоны - 10 мг/м, максимальная разовая ПДК сероводорода (дигидросульфида) в смеси с алифатическими предельными углеводородами С-С в воздухе рабочей зоны - 3,0 мг/м, класс опасности 2 .
Контроль содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны осуществляют в соответствии с ГОСТ 12.1.005 .
5.2 КГС относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОСТ 19433 .
5.3 Пары КГС образуют с воздухом взрывоопасные смеси с температурами: вспышки - ниже 0 °С, самовоспламенения - выше 250 °С. Для КГС конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044 .
Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров КГС с воздухом - IIА и Т3 по ГОСТ Р 51330.11 и ГОСТ Р 51330.5 соответственно.
5.4 Требования безопасности при работе с КГС должны быть не ниже требований ГОСТ 12.1.004 , правил безопасности - и правил электробезопасности по ГОСТ 12.1.019 .
5.5 Работающие с КГС должны выполнять требования правил безопасности и быть обучены правилам безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004 и мерам пожарной безопасности в соответствии с нормами пожарной безопасности Федерального закона и Приказа МЧС .
5.6 При работе с КГС следует применять индивидуальные средства защиты в соответствии с ГОСТ 12.4.010 , ГОСТ 12.4.011 , ГОСТ 12.4.020 , ГОСТ 12.4.068 , ГОСТ 12.4.103 , ГОСТ 12.4.111 , ГОСТ 12.4.112 и типовыми отраслевыми нормами, утвержденными в установленном порядке.
5.7 Санитарно-гигиенические требования к показателям микроклимата и допустимому содержанию вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать ГОСТ 12.1.005 .
5.8 Все здания, помещения, лаборатории, в которых производят операции с КГС, должны быть обеспечены вентиляцией, отвечающей требованиям ГОСТ 12.4.021 и санитарных правил , должны соответствовать требованиям пожарной безопасности и иметь средства пожаротушения согласно Федеральному закону . Также в них должен быть предусмотрен комплекс противопожарных мероприятий в соответствии с правилами безопасности , строительными нормами и правилами , , нормами пожарной безопасности и сводами правил по пожарной безопасности .
Искусственное освещение и электрооборудование зданий, помещений и сооружений должно отвечать требованиям взрывобезопасности согласно Постановлению Правительства Российской Федерации .
6 Требования охраны окружающей среды
6.1 При проведении работ с КГС должны выполняться требования, установленные законодательством Российской Федерации в области охраны окружающей среды, а система экологического менеджмента должна соответствовать ГОСТ Р ИСО 14001 . При этом должно обеспечиваться непревышение нормативов допустимого воздействия на окружающую среду.
6.2 Правила установления допустимых выбросов КГС в атмосферу осуществляют в соответствии с ГОСТ 17.2.3.02
Нормативы выбросов КГС в атмосферный воздух, вредных физических воздействий на атмосферный воздух и временно согласованных выбросов устанавливаются, разрабатываются и утверждаются в соответствии с Федеральным законом об охране атмосферного воздуха в порядке, определенном Постановлением Правительства Российской Федерации .
Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха населенных мест регламентируются санитарными правилами и действующим законодательством Российской Федерации.
6.3 Общие требования к охране поверхностных и подземных вод установлены Федеральным законом , ГОСТ 17.1.3.05 , ГОСТ 17.1.3.10 , ГОСТ 17.1.3.12 , ГОСТ 17.1.3.13 .
ПДК КГС в воде объектов культурно-бытового пользования и хозяйственно-питьевого назначения - не более 0,1 мг/дм по санитарным нормам и правилам . ПДК КГС в воде водных объектов рыбохозяйственного значения не более 0,05 мг/дм в соответствии с Приказом Росрыболовства .
6.4 Охрану почвы от загрязнения КГС осуществляют в соответствии с ГОСТ 17.4.2.01 , ГОСТ 17.4.3.04 и действующим законодательством Российской Федерации.
Санитарно-эпидемиологические требования к качеству почвы регламентируются санитарными правилами .
6.5 Деятельность по обращению с отходами производства осуществляется в соответствии с санитарными правилами , и регулируется Федеральным законом .
Порядок разработки и утверждения нормативов образования отходов и лимитов на их размещение определен Приказом Минприроды Российской Федерации .
6.6 При транспортировке и применении КГС должны быть предусмотрены меры, исключающие попадание его в системы бытовой и ливневой канализации, а также в открытые водоемы и почву. Места возможных разливов КГС должны иметь обваловку и систему специального дренажа. Предупреждение и ликвидацию аварийных ситуаций, связанных с разливом КГС, осуществлять в соответствии с планом ликвидации аварийных разливов КГС.
7 Правила приемки
7.1 КГС принимают партиями. Партией считают количество КГС, отправляемое в один адрес и сопровождаемое документами о качестве по ГОСТ 1510 (паспорт качества).
7.1.1 За партию КГС принимают:
- на узле учета при непрерывном перекачивании по конденсатопроводу перекачанное за определенный период времени количество КГС, замеренное приборами учета и согласованное поставщиком (грузоотправителем) и потребителем (грузополучателем);
- на узле учета при отгрузке в транспортные средства - количество КГС, определенное по согласованию между поставщиком и потребителем.
7.2 Для проверки соответствия КГС требованиям настоящего стандарта проводят приемо-сдаточные испытания по показателям, приведенным в таблице 1.
7.3 Отбор КГС проводят по ГОСТ 2517 и ГОСТ Р 52659 .
7.4 Документ о качестве (паспорт), выдаваемый изготовителем или продавцом (на предприятиях, осуществляющих хранение готовой к реализации продукции), должен содержать:
- наименование изготовителя (продавца);
- наименование и группу КГС;
- нормативные значения характеристик, установленные настоящим стандартом для данной группы КГС;
- фактические значения этих характеристик, определенные по результатам испытаний;
- номер резервуара (номер партии), из которого данная проба КГС отобрана;
- дату отбора;
- дату проведения анализа КГС.
Документ о качестве (паспорт) подписывается руководителем предприятия или уполномоченным им лицом и заверяется печатью.
7.6 При несоответствии любого из показателей требованиям настоящего стандарта или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости.
Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию.
7.7 При разногласиях в оценке качества КГС между поставщиком и потребителем проводят испытания хранящейся арбитражной пробы. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон. Результаты испытаний арбитражной пробы считают окончательными и вносят в документ о качестве на данную партию КГС.
8 Методы испытаний
8.1 Давление насыщенных паров, выход фракций, массовую долю сероводорода и легких меркаптанов определяют в точечных пробах, отобранных по ГОСТ 2517 или ГОСТ Р 52659 .
Остальные показатели качества КГС определяют в объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517 или ГОСТ Р 52659 .
8.2 Давление насыщенных паров КГС определяют по ГОСТ 1756 , ГОСТ Р 52340 или .
Допускается применять метод согласно с приведением к давлению насыщенных паров по ГОСТ 1756 .
8.3 Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 .
Допускается применять метод или .
При разногласиях в оценке качества КГС массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола.
8.4 Массовую концентрацию хлористых солей в КГС определяют по ГОСТ 21534 . При проведении анализа в водную вытяжку добавляют 1 см 6 моль/дм серной кислоты и кипятят не менее 30 мин. Допускается применять метод согласно .
8.5 Массовую долю серы определяют по ГОСТ Р 51947 , ГОСТ 19121 или , .
8.6 Плотность КГС при температуре 20 °С определяют по ГОСТ 3900 , при температуре 15 °С - по ГОСТ Р 51069 , ГОСТ Р ИСО 3675 или -.
Плотность КГС на потоке в трубопроводе определяют плотномерами.
8.7 Определение массовой доли органических хлоридов в КГС выполняют по ГОСТ Р 52247 или по .
Для получения фракции, выкипающей до температуры 204 °С, допускается использование аппаратуры по ГОСТ 2177 (метод Б).
8.8 В случае разногласий в оценке качества показателя, определяемого по настоящему стандарту несколькими методами, арбитражным считают метод, указанный первым в таблице 1.
8.9 Разногласия, возникающие в оценке качества КГС по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580 .
9 Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение
9.1 Маркировка КГС - по ГОСТ 14192 , ГОСТ 19433 и ГОСТ 31340 .
9.2 Транспортирование КГС - по ГОСТ 1510 и в соответствии с правилами перевозки грузов, установленными на каждом виде транспорта.
9.3 Основной объем КГС относят к опасным грузам 3-го класса по ГОСТ 19433 . Подкласс опасности поставляемого КГС и номер ООН устанавливает грузоотправитель.
9.4 Упаковка и хранение КГС по ГОСТ 1510 .
10 Гарантии изготовителя
10.1 Изготовитель гарантирует соответствие качества КГС требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования и хранения в течение 6 мес с даты изготовления, указанной в документе о качестве (паспорт качества).
10.2 По истечении гарантийного срока хранения проводят испытания КГС на соответствие требованиям настоящего стандарта для принятия решения о возможности его применения или дальнейшего хранения в установленном порядке.
Приложение А (рекомендуемое). Форма документа о качестве (паспорт качества) конденсата газового стабильного
Изготовитель/продавец | |||||||
Обозначение/группа КГС | |||||||
Дата проведения анализа | |||||||
Стандарт (ГОСТ Р | |||||||
Дата изготовления | |||||||
Номер резервуара (номер партии) | |||||||
Место отбора пробы | |||||||
Дата отбора пробы | |||||||
Результаты испытаний конденсата газового стабильного
Наименование показателя | Единица измерения | Результат испытаний |
|
Руководитель предприятия | |||||||||
Расшифровка подписи |
|||||||||
М.П.Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией |
|||||||||
Атмосферный воздух и воздух закрытых помещений, санитарная охрана воздуха. Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха населенных мест |
|||||||||
АСТМ Д 323-08* (ASTM D 323-08) | Метод определения давления насыщенных паров нефтепродуктов (метод Рейда) |
||||||||
________________ |
|||||||||
АСТМ Д 6377-08 (ASTM D 6377-08) | Стандартный метод определения давления паров сырой нефти VPCRx (метод расширения) |
||||||||
АСТМ Д 4006-07 (ASTM D 4006-07) | Вода в сырых нефтях. Метод дистилляции (Standard test method for water in crude oil by distillation) |
||||||||
АСТМ Д 4928-10 (ASTM D 4928-10) | Нефти сырые. Методы определения содержания воды кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру (Standard test methods for water in crude oils by coulometric Karl Fischer titration) |
||||||||
АСТМ Д 3230-09 (ASTM D 3230-09) | Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом (Standard test method for salts in crude oil (electrometric method) |
||||||||
ИСО 8754:2003 | Нефтепродукты. Определение содержания серы. Рентгеновская флуоресцентная спектрометрия на основе метода энергетической дисперсии (Petroleum products - Determination of sulfur content - Energy-dispersive X-ray fluorescence spectrometry) |
||||||||
АСТМ Д 4294-10 (ASTM D 4294-10) | Определение серы в нефтепродуктах методом энергодисперсионной рентгенофлюоресцентной спектрометрии (Standard test method for sulfur in petroleum and petroleum products by energy dispersive x-ray fluorescence spectrometry) |
||||||||
АСТМ Д 1298-05 (ASTM D 1298-05) | Метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в единицах API сырой нефти и жидких нефтепродуктов ареометром |
||||||||
ИСО 12185:1996 (ISO 12185:1996) | Нефть сырая и нефтепродукты. Определение плотности. Метод осцилляции U-образной трубки (Crude petroleum and petroleum products - Determination of density - Oscillating U-tube method) |
||||||||
АСТМ Д 5002-05 (ASTM D 5002-05) | Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти с использованием цифрового анализатора плотности (Standard test method for density and relative density of crude oils by digital density analyzer) |
||||||||
АСТМ Д 4929-07 (ASTM D 4929-07) | Стандартный метод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефти (Standard test methods for determination of organic chloride content in crude oil) |
||||||||
Электронный текст документа
подготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по:
официальное издание
М.: Стандартинформ, 2012
Газовый конденсат представляет собой бесцветную или слабоокрашенную жидкость. В природных условиях (в залежах), как правило, находится в газообразном состоянии. Конденсируется из природных (пластовых) газов при повышении давления (выше давления начала конденсации ) и/или понижении температуры (точка росы по углеводородам ). Состоит из бензиновых (интервал кипения от 30-80 до 200°С), керосиновых (200-300°С) и, в меньшей степени, более высококипящих компонентов. Для большинства газовых конденсатов выход бензиновых фракций составляет 70-85%.
В зависимости от наличия/отсутствия в продукте газов различают нестабильный газоконденсат (сырой газоконденсат ), который содержит в своём составе растворённые газы, и стабильный газоконденсат , получаемый путём дегазации нестабильного (в основном методом ректификации).
В свою очередь стабильный конденсат в зависимости от места производства делится на промысловый конденсат (lease condensate - англ.), получаемый непосредственно на промысле, рядом со скважиной, и заводской конденсат (plant condensate - англ), производимый на газоперерабатывающих заводах.
Источник
При уменьшении давления, по мере расходования газа, газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и пропадает для потребителя. Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С 3 и выше, а фракцию C 1 -С 2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно.
Ресурсы и запасы
На начало 2013 года в России перспективные ресурсы (C3) и разведанные извлекаемые запасы (A+B+C1) газового конденсата оценивались в 2 млрд тонн.
Накопление при использовании газовых двигателей
Газовый конденсат может накапливаться в автомобильном газовом оборудовании. Жидкость коричнево-бурого цвета, имеет неприятный въедливый запах бензольных смол (в зависимости от состава газовой горючей смеси) может иметь гамму запахов от резкого ацетонового до запаха табачного дыма (это зависит от состава присадок, которые добавляют для запаха газа). Рекомендуется регулярно сливать из газового редуктора. Желательно не касаться его руками, т.к. это может быть опасно для здоровья.
Пластовая продукция ряда месторождений наряду с газообразными компонентами содержит также пентан и более тяжелые углеводороды (С 5+). По форме статической отчетности 34 ТП углеводороды С 5+ принято называть газовым конденсатом. На практике пользуются также термином стабильный конденсат. Этот продукт наряду с углеводородом С 5 + содержит также пропан, бутан и другие соединения. Стабильные конденсаты отвечают требованиям ГОСТ 51.60-80.
Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером (Марковское), в других преобладают нафтеновые углеводороды (Устье-Чесальское, Бованенковское). В некоторых конденсатах содержатся в значительном количестве ароматические углеводороды. К примеру, в конденсатах Митрофановского, Некрасовского, Кульбешкакского, Усть-Лабинского месторождений их количество составляет 46-63%.
Стабильный конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели. Это зависит, с одной стороны, от снижения пластового давления месторождения, с другой - от режима эксплуатации установок, где производится выделение тяжелых углеводородов из газа. Так, снижение изотермы на установках НТС повышает степень конденсации углеводородов gs, С 6 , что в свою очередь приводит к увеличению содержания легких фракций в конденсате. Особенно существенно влияние температуры сепарации на фракционный состав конденсата при его незначительном содержании в пластовом газе и высоком содержании высококипящих фракций.
Физико-химические характеристики конденсатов определяют их товарные свойства.
Для оценки возможности получения из конденсатов отдельных марок моторных топлив установлена их единая технологическая классификация по отраслевому стандарту ОСТ 51.56-79 . Согласно этой классификации конденсаты анализируются по следующим показателям: давление насыщенных паров, содержание серы, фракционный состав, содержание ароматических углеводородов и парафинов, температура застывания.
I - бессернистые и малосернистые с массовой долей общей серы не более 0,05%. Эти конденсаты не нуждаютса в очистке от сернистых соединений;
II - сернистые с содержанием общей серы от 0,05 до 0,8%. Необходимость очистки конденсатов этого класса и его дистиллятных фракций в каждом конкретном случае решается в зависимости от исходных требований;
III - высокосернистые с содержанием общей серы выше 0,80%. Включение узла очистки от сернистых соединений в схемы переработки этих конденсатов обязательно.
По массовой доле ароматических углеводородов в газовых конденсатах они разделяются на три типа: А 1 , А 2 и А 3. К типам А 1 , А 2 и А 3 относятся конденсаты, содержащие более 20, 15-20 и менее 15% ароматических углеводородов соответственно.
H 1 - высокопарафинистые, во фракции которых с температурой кипения 200-320°С содержание комплексообразующих составляет не менее 25% (масс.). Из этих конденсатов можно получить жидкие, н-алканы и реактивное и дизельное топливо с использованием процесса депарафинизации;
Н 2 - парафинистые, во фракции 200-320°С содержится 18-25% (масс.) комплексообразующих;
Н 3 - малопарафинистые, содержание комплексообразующих во фракции 200-320 °С - 12-18% (масс.);
Н 4 - беcпарафинистые, содержание в дизельной фракции комплексообразующих - менее 12% (масс.).
По фракционному составу конденсаты подразделены на три группы - Ф 1 Ф 2 и Ф 3:
Ф 1 - конденсаты облегченного фракционного состава, содержащие бензиновые фракции не менее 80% (масс.), выкипающие не выше 250 °С;
Ф 2 - конденсаты промежуточного фракционного состава, выкипающие в пределах температур 250-320 °С;
Ф 3 - конденсаты выкипающие выше 320°С.
Таким образом, для газового конденсата устанавливается шифр технологической характеристики, по которому определяется целесообразное направление его переработки. К примеру, конденсат Шатлыкского месторождения обозначается шифром IА 3 Н 1 Ф 3 . Входящие в него символы расшифровываются следующим образом:
I - класс: содержание общей серы в конденсате составляет не более 0,05% (масс.); А 3 -тип конденсата: содержание ароматических углеводородов менее 15% (масс.);Н 1 -вид: высокопарафинистый конденсат, во фракции 200-320 °С содержание комплексообразующих выше 25% (масс.); Ф 3 - температура конца кипения выше 320 °С.
где ,gi - массовое содержание сернистых соединений в стабильном конденсате, %; M i -молярная масса сернистых соединений; т - число атомов серы в веществе.
