Склад природного газу
В процесі анаеробного (метанового або безкисневого) бродіння в надрах землі відбувається біодеструкція органічних речовин з виділенням вільного метану (СН4 - найпростіший парафіновий вуглеводень). Це явище можна описати рівнянням реакції: органічні речовини + H2O CH4 + C5H7NO2 + CO2 + NH4 + H2CO3. В результаті утворюється корисне природне викопне. Воно залягає пластами під землею і знаходиться в газоподібному або кристалічному (у вигляді газогідратів - з`єднання метану з водою, стійкі при підвищеному тиску і низьких температурах, знаходяться в многолетнемерзлих породах) стані. Крім того, він може бути розчинений у воді або в нафти. Склад природного газу не постійний і змінюється від родовища до родовища.
Відео: Уральські хіміки придумали альтернативний спосіб переробки природного газу
Основним компонентом цієї корисної копалини є метан, його зміст лежить в межах від 91 до 98%. Також містяться більш важкі парафінові вуглеводні: бутан (C4H10), пропан (C3H8), етан (C2H6). присутні неорганічні речовини, до яких відносяться: водень (H2), азот (N2), диоксид вуглецю (СО2), сірководень (H2S), гелій (Не), пари води (Н2О). Властивості і склад природного газу, а також методи випробувань регламентуються ГОСТ 5542-87. Цей державний стандарт розроблено і введено в СРСР, а в даний час діє в ряді країн СНД. Він поширюється на гази природні горючі, які використовують, як паливо і сировину в промисловості, а також в якості палива в комунально-побутовому господарстві.
Відео: Проектування і виробництво ШРП і ГРП в Білорусі Мінск.Газовое обладнання виготовлення в РБ
Залягає він на глибині від одного до декількох кілометрів (нижче, ніж нафта), так як він утворюється при більшому тиску і більш високих температурах. Глибина його залягання залежить від родовища, Наприклад, поряд з Новим Уренгоєм його видобувають на глибині 6 км. Добутий, за допомогою свердловин, з-під землі газ надходить в системи збору, а потім його готують і транспортують до споживача. Для підготовки поруч з родовищем монтують і пускають спеціальну установку, яка призначена для видалення води (заважає транспортуванні) і сірчистих сполук (є корозійно активними речовинами, які скорочують термін служби обладнання і можуть привести до аварійної ситуації). склад природного газу аналізується до і після його осушення в абсорбційних колонах і очищенню від сірководню.
На установках також виділяють гелій. В цьому випадку вирішують два завдання. Перша - інертний гелій (Не) знижує якісні характеристики, передбачені ГОСТ 5542-87, наприклад, теплоту згоряння. Друга - виділений на установці низькотемпературного поділу гелій є необхідним у багатьох галузях народного господарства цінним продуктом, його отримують на родовищах з вмістом більше 0,1%. Добутий гелій під великим тиском транспортують до споживачів в сталевих балонах. Якісний склад гелію, як і склад природного газу, аналізують на вміст домішок в спеціальних хімічних лабораторіях.
Відео: № 54. Органічна хімія. Тема 14. Джерела вуглеводнів. Частина 2. Фізичні властивості нафти
Зміст вуглеводневих компонентів аналізують по ГОСТ 23781-87. Згідно з цим нормативним документом визначають хімічний склад природного газу хроматографічних методами. Гелій, водень, азот, кисень і метан - на хроматографе з детектором за теплопровідністю, в якому встановлена хроматографічна колонка з молекулярними ситами. Вуглеводні та діоксид вуглецю - на хроматографе з детектором за теплопровідністю і з колонкою заповненої сферохромом, обробленим ефіром ТЕГМ. Зміст компонентів С4-С8 - на хроматографе з полум`яно-іонізаційним детектором і хроматографічної колонкою, заповненої інертним твердим носієм (хроматоном), обробленим скваланом або диметилсиликон. Розраховують склад природного газу в процентах об`ємних.
Досліджують також і інші характеристики, що визначають якість продукту, на різних стадіях виробництва: від моменту видобутку до поставки споживачеві. Наприклад, вміст води встановлюють по точці роси, ГОСТ 20060-83. Відносну щільність, вищу і нижчу теплоту згоряння розраховують відповідно до ГОСТ 22667-82 і на підставі компонентного складу, отриманого за допомогою хроматографічних методів аналізу по ГОСТ 23781-87. Для визначення сірководню (H2S) і меркаптанової сірки (RSH) застосовують один з трьох методів (фотокалоріметріческій, потенциометрический або Йодометричний), які описує ГОСТ 22387.2-97 і вибирають в залежності від вмісту аналізованих компонентів. Всі дослідження, на підставі яких стає відомим склад природного газу, проводять в хімічних лабораторіях, які повинні відповідати вимогам ГОСТ Р ISO / IEC 17025-2009.
