Состав природного газа

В процессе анаэробного (метанового или бескислородного) брожения в недрах земли происходит биодеструкция органических веществ с выделением свободного метана (СН4 — простейший парафиновый углеводород). Это явление можно описать уравнением реакции: органические вещества + H2O CH4 + C5H7NO2 + CO2 + NH4+H2CO3. В результате образуется полезное природное ископаемое. Оно залегает пластами под землей и находится в газообразном или кристаллическом (в виде газогидратов — соединения метана с водой, устойчивые при повышенных давлениях и низких температурах, находятся в многолетнемерзлых породах) состоянии. Кроме того, он может быть растворен в воде или в нефти. Состав природного газа не постоянен и меняется от месторождения к месторождению.

Видео: Shell Helix Ultra c технологией PurePlus: меньше расход на долив

Основным компонентом этого полезного ископаемого является метан, его содержание лежит в пределах от 91 до 98 %. Также содержатся более тяжелые парафиновые углеводороды: бутан (C4H10), пропан (C3H8), этан (C2H6). Присутствуют неорганические вещества, к которым относятся: водород (H2), азот (N2), диоксид углерода (СО2), сероводород (H2S), гелий (Не), пары воды (Н2О). Свойства и состав природного газа, а также методы испытаний регламентируются ГОСТ 5542-87. Этот межгосударственный стандарт разработан и введен в СССР, а в настоящее время действует в ряде стран СНГ. Он распространяется на газы природные горючие, которые используют, как топливо и сырье в промышленности, а также в качестве топлива в коммунально-бытовом хозяйстве.

Залегает он на глубине от одного до нескольких километров (ниже, чем нефть), так как он образуется при большем давлении и более высоких температурах. Глубина его залегания зависит от месторождения, Например, рядом с Новым Уренгоем его добывают на глубине 6 км. Добытый, с помощью скважин, из-под земли газ поступает в системы сбора, а затем его готовят и транспортируют к потребителю. Для подготовки рядом с месторождением монтируют и пускают специальную установку, которая предназначена для удаления воды (мешает транспортировке) и сернистых соединений (являются коррозионно активными веществами, которые сокращают срок службы оборудования и могут привести к аварийной ситуации). Состав природного газа анализируется до и после его осушки в абсорбционных колонах и очистке от сероводорода.

Видео: Промышленный хроматограф Хромос ПГХ-1000

На установках также выделяют гелий. В этом случае решают две задачи. Первая — инертный гелий (Не) снижает качественные характеристики, предусмотренные ГОСТ 5542-87, например, теплоту сгорания. Вторая — выделенный на установке низкотемпературного разделения гелий является необходимым во многих отраслях народного хозяйства ценным продуктом, его получают на месторождениях с содержанием более 0,1 %. Добытый гелий под большим давлением транспортируют к потребителям в стальных баллонах. Качественный состав гелия, как и состав природного газа, анализируют на содержание примесей в специальных химических лабораториях.

Содержание углеводородных компонентов анализируют по ГОСТ 23781-87. Согласно данному нормативному документу определяют химический состав природного газа хроматографическими методами. Гелий, водород, азот, кислород и метан — на хроматографе с детектором по теплопроводности, в котором установлена хроматографическая колонка с молекулярными ситами. Углеводороды и диоксид углерода — на хроматографе с детектором по теплопроводности и с колонкой заполненной сферохромом, обработанным эфиром ТЭГМ. Содержание компонентов С4-С8 — на хроматографе с пламенно-ионизационным детектором и хроматографической колонкой, заполненной инертным твердым носителем (хроматоном), обработанным скваланом или диметилсиликоном. Рассчитывают состав природного газа в процентах объемных.

Исследуют также и другие характеристики, определяющие качество продукта, на разных стадиях производства: от момента добычи до поставки потребителю. Например, содержание воды устанавливают по точке росы, ГОСТ 20060-83. Относительную плотность, высшую и низшую теплоту сгорания рассчитывают в соответствии с ГОСТ 22667-82 и на основании компонентного состава, полученного с помощью хроматографических методов анализа по ГОСТ 23781-87. Для определения сероводорода (H2S) и меркаптановой серы (RSH) применяют один из трех методов (фотокалориметрический, потенциометрический или йодометрический), которые описывает ГОСТ 22387.2-97 и выбирают в зависимости от содержания анализируемых компонентов. Все исследования, на основании которых становится известным состав природного газа, проводят в химических лабораториях, которые должны отвечать требованиям ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2009.