Требование к качеству попутного нефтяного газа
Масса меркаптановой серы, г/м3, не более. Точка росы газа по влаге, °С, не выше. Ь Климатические районы по ГОСТ 16 350. Теоретический объем воздуха (Vp), hmVhm 3. Объемная доля кислорода, %, не более. Низшая теплота сгорания (QH), МДж/нм3. Низшая теплота сгорания (QH), МДж/кг. Масса сероводорода, г/м3, не более. Влагосодержание (Н20), % насыщение. Наименование показателя. Двуокись углерода (С02… Читать ещё >
Требование к качеству попутного нефтяного газа (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Попутный нефтяной газ (ПНГ) — смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти. Они выделяются в процессе добычи и перегонки. К нефтяным газам также относят газы крекинга нефти, состоящие из предельных и непредельных (этилена, ацетилена) углеводородов.
Попутные нефтяные газы применяют как топливо и для получения различных химических веществ. Из нефтяных газов путем химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков.
Основными составляющими попутных нефтяных газов являются предельные углеводороды — гомологи метана от СН4 до С6Н14 (табл.3).
Суммарное содержание гексана (СбН14) и более тяжелых углеводородов в попутном газе, как правило, не превышает 1%, содержание пентана (C5H12) находится в пределах 2%. Кроме того, в попутных нефтяных газах присутствуют инертные газы, в основном, азот и углекислый газ, содержание которых изменяется от 1 до 5%. Учитывая, что суммарное содержание тяжелых углеводородов, начиная с пентана и инертных газов не превышает 8%, для приближенной оценки основных характеристик попутного газа нужно учитывать четыре первых гомолога метана.
По физико-химическим показателям попутные нефтяные газы должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в табл. 2.
Таблица 2 — Требования к качеству попутного нефтяного газа по ГОСТ 51.40−93 ОАО «Газпром».
Наименование показателя. | Значение для макроклиматических районов. | Метод испытания. | |||
Умеренный. | Холодный. | ||||
с 01.05 по 30.09. | с 01.10 по 30.04. | с 01.05 по 30.09. | с 01.10 по 30.04. | ||
1 Точка росы газа по влаге, °С, не выше. | — 3. | — 5. | — 10. | — 20. | По ГОСТ 20 060. |
2 Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше. | — 5. | — 10. | По ГОСТ 20 061. | ||
3 Температура газа, ° С. | Температура газа на входе и в самом газопроводе устанавливается проектом. | ||||
4 Масса сероводорода, г/м3, не более. | 0,007(0,02). | 0,007(0,02). | 0,007(0,02). | 0,007 *(0,02). | По ГОСТ 22 387.2. |
5 Масса меркаптановой серы, г/м3, не более. | 0,016(0,036). | 0,016(0,036). | 0,016(0,036). | 0,016(0,036)*. | По ГОСТ 22 387.2. |
6 Объемная доля кислорода, %, не более. | 0,5. | 0,5. | 1,0. | 1,0. | По ГОСТ 23 781. |
7 Теплота сгорания низшая, МДж/м3, при 20° С и 101, 325 кПа, не менее. | 32,5. | 32,5. | 32,5. | 32,5. | По ГОСТ 22 667. |
8 Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей. | Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов. |
Примечания:
* Допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям.
ь Климатические районы по ГОСТ 16 350.
ь Величины, заключенные в скобках п. п 4 и 5, действительны до 01.01.97.
ь Для месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г., показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых ГП и согласованных ОАО «Газпром».
ь Для газов, в которых содержание углеводородов C5+высш, не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам не нормируется.
Таблица 3 — Состав ПНГ различных месторождений (1,2,3… — 13 номера проб взятых с разных месторождений).
Компоненты. | ПНГ 1. | ПНГ 2. | ПНГ 3. | ПНГ 4. | ПНГ 5. | ПНГ 6. | ПНГ 7. | ПНГ 8. | ПНГ 9. | ПНГ 10. | ПНГ 11. | ПНГ 12. | ПНГ 13. |
Метан (СН4), %. | 76,39. | 74,33. | 83,47. | 66,85. | 73,30. | 84,652. | 75,869. | 92,373. | 82,18. | 89,93. | 91,306. | 89,08. | 70,32. |
Этан (С2Н6), %. | 6,46. | 7,99. | 3,1. | 6,42. | 10,19. | 2,51. | 14,037. | 4,738. | 5,89. | 2,95. | 1,76. | 6,77. | 13,39. |
Пропан (С3Н8), %. | 7,82. | 8,23. | 4,78. | 12,06. | 9,62. | 5,126. | 6,093. | 0,774. | 7,19. | 3,95. | 2,03. | 1,44. | 8,4. |
Изо-Бутан (i-C4H10), %. | 1,62. | 1,56. | 1,14. | 2,65. | 0,96. | 1,314. | 0,76. | 0,02. | 0,75. | 0,91. | 0,62. | 0,13. | 1,53. |
Н-Бутан (N-C4H10), %. | 2,63. | 3,23. | 2,07. | 5,37. | 2,25. | 2,727. | 1,39. | 0,021. | 1,3. | 0,15. | 1,1. | 0,23. | 3,11. |
Пентан (С5Н12), %. | 1,2. | 0,84. | 1,09. | 1,77. | 0,69. | 1,321. | 0,56. | 0,002. | 0,49. | 0,62. | 0,63. | 1,76. | |
Гексаны и выше (С6Н14), %. | 0,74. | 0,22. | 0,65. | 0,24. | 0,34. | 0,462. | 0,237. | 0,22. | 0,35. | 0,47. | 0,46. | ||
Двуокись углерода (С02), %. | 1,15. | 1,60. | 2,77. | 2,62. | 0,80. | 0,21. | 0,118. | 0,369. | 0,69. | 0,67. | 0,36. | 0,1. | 0,02. |
Азот (N2),. %. | 1,99. | 2,00. | 0,93. | 1,85. | 1,608. | 1,216. | 1,643. | 1,29. | 0,5. | 1,675. | 1,93. | 0,97. | |
Влагосодержание (Н20), % насыщение. | |||||||||||||
Плотность при 0 °C, кг/м3 | 1,024. | 1,03. | 0,952. | 1,172. | 1,019. | 0,94. | 0,96. | 0,771. | 0,924. | 0,847. | 0,834. | 1,07. | |
Низшая теплота сгорания (QH), МДж/нм3 | 47,253. | 47,084. | 43,189. | 52,433. | 47,451. | 44,617. | 45,872. | 36,968. | 43,652. | 40,726. | 39,725. | 38,105. | 50,951. |
Низшая теплота сгорания (QH), МДж/кг. | 46,135. | 45,729. | 45,369. | 44,%5. | 46,568. | 47,447. | 47,776. | 47,954. | 47,265. | 48,095. | 47,645. | 47,93. | 47,604. |
Число Воббе (WI), МДж/нм3 | 53,092. | 52,763. | 50,334. | 55,077. | 53,452. | 52,318. | 53,227. | 47,876. | 47,876. | 50,325. | 49,47. | 48,595. | 56,001. |
Теоретический объем воздуха (Vp), hmVhm 3 | 12,316. | 12,267. | 11,303. | 13,568. | 12,375. | 11,659. | 11,997. | 9,781. | 11,436. | 10,715. | 10,458. | 10,062. | 13,23. |