Контроль за качеством природного газа транспортируемого по магистральным газопроводам

Таблица 3. Технические показатели конденсатосборников типа «расширительная камера*

Диаметр X толщина стенки труб газопровода, мм	Рабочее давление, МПа	Расширительная камера	Сборник жидкости
		Длина, мм	Диаметр Ч толщина внутренней трубы, мм	Длина внутренней трубы, мм	Длина переходов, мм	Масса, кг	Диаметр X толщина стенки, мм	Длина, мм	Объем, мм	Масса,кг
723x20	6,4	11,4	325Ч9	2100	700	4200	Сборник жидкости отсутствует*
823Ч14	5,5	14,3	519Ч9	2850	900	4335	То же
1020Ч2П	5,5	12,8	682Ч6	3700	900	8901	720Ч18	5200	1,8	1925
1020Ч20	6,4	10,0	720Ч14	3000	900	503С	720Ч14	8680	3,1	2395
1200Ч20	5,5	20,2	820Ч12	3050	1100	12460	Сборник жидкости отсутствует*

* Имеется один патрубок для присоединения конденсатосборника.

На магистральных газопроводах устанавливают продувочные свечи. На газопроводах диаметром до 500 мм их устанавливают не ближе 5 м от запорного устройства и на высоте не менее чем 3 м от уровня земли. При большем диаметре газопровода они должны быть установлены не ближе 15 м от запорного устройства и не менее 300 м от зданий, сооружений или населенных пунктов. Диаметр свеч должен быть таким, чтобы участок газопровода, на котором они установлены, опорожнялся за 1,5--2 ч. Наиболее напряженное время для эксплуатации газопровода -- зимнее. Это обусловлено его максимальной пропускной способностью, понижением температуры, труднодоступностью к отдельным трубопроводам и другими факторами. Поэтому эксплуатационный персонал газопроводов в летнее время осуществляет тщательную подготовку к работе в зимних условиях. В частности, выявляются и устраняются утечки газа в газопроводе, запорных устройствах, арматуре. Ремонтируются подводные и воздушные участки трубопроводов, переходы через шоссейные и железные дороги, мосты, подъездные пути, засыпаются оголенные участки трубопроводов. Проводятся профилактический осмотр и ремонт оборудования, средств КИП на компрессорных и газораспределительных станциях.

Важное значение имеют также подготовка и эксплуатация газопровода в условиях весеннего паводка. С этой целью необходимо наблюдать за состоянием береговых укреплений, опор газопровода, устранять скопления льда и заторы. Необходимо также создать запасы труб, строительных материалов, оборудования для обеспечения ремонта газопровода.

Эксплуатационный персонал должен обеспечить надежную работу всей запорной арматуры. При этом необходимо иметь в виду, что из-за отсутствия необходимого количества смазки могут наблюдаться коррозия уплотнительных поверхностей кранов, потеря герметичности. Краны необходимо периодически осматривать, набивать вовремя смазку после каждого открытия и закрытия, при увеличении зазора между конусом и пробкой подтягивать пробку регулировочным винтом. При эксплуатации задвижек важно следить за чистотой резьбы шпинделя, не допускать утечек через сальниковые устройства и фланцевые соединения. Утечки через фланцевые соединения устраняют подтяжкой болтовых соединений или же смелой прокладки между фланцами. Эти работы проводятся только на опорожненном газопроводе.

2.2 Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость

Классификация и категории участков магистральных трубопроводов. Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления подразделяются на два класса:

I класс- при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа включительно;

II класс- при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра подразделяются на четыре класса:

I класс- диаметром свыше 1000 до 1400 мм;

II класс- диаметром менее 1000 до 500 мм;

класс -- диаметром менее 500 до 300 мм;

класс -- диаметром менее 300 мм.

Участки магистральных трубопроводов в зависимости от условий работы при расчете па прочность подразделяются па категории: В, I -IV. При этом к категории В относятся:

переходы нефте- и нефтопродуктопроводов диаметром 1000 мм и более через водные преграды (реки) и прибрежные участки при подземной и надземной прокладке;

газопроводы внутри зданий и на территории компрессорных, газораспределительных станций и станций подземного хранения газа.

К категории I относятся:

- переходы через водные преграды газопроводов диаметром более 1000 мм и нефтепроводов диаметром менее 1000 мм;

- переходы через болота III типа;

- переходы через железные и автомобильные дороги газопроводов при подземной прокладке и нефтепроводов при надземной прокладке;

- участки газо- и нефтепроводов, проложенные в тоннелях;

- узлы подключения компрессорных станций к магистральному газопроводу:

- всасывающие и нагнетательные нефтепроводы и нефтепро-дуктопроводы, примыкающие к территории нефтеперекачивающих станции;

- нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, проложенные параллельно рекам, каналам и озерам с зеркалом воды в межень 25 м и более, имеющим рыбохозяйственное значение, а также выше населенных пунктов и промышленных предприятий;

- нефтепроводы внутри зданий и территорий нефтеперекачивающих станций.

Трубопроводы категории В имеют коэффициент условий работы при расчете на прочность m = 0,6, а категории I -- m = 0,75. Трубопроводы категорий I и В подвергаются предварительному гидравлическому испытанию при давлении р_исп= 1,25р_раб, а переходы нефте- и нефтепродуктопроводов категории В через водные преграды испытываются при давлении р_исп = 1,5 р_раб. При этом допускается повышение испытательного давления до величины, вызывающей напряжение в металле труб не более 0,9--1 предела текучести.

Категории магистральных трубопроводов определяются в соответствии с табл.4.

Таблица 4

Назначение трубопровода	Категория магистрального трубопровода при прокладке
	подземной	наземной	надземной
Транспортирование природного газа D < 1200 мм	IV	IV	IV
D > 1200 мм	III	III	III
Транспортирование нефти или
нефтепродуктов:
D < 700 мм	IV	IV	IV
D>700 мм	III	III	III

Коэффициенты условий работы т для трубопроводов и их участков И, III и IV категорий соответственно равны 0,75; 0,9 и 0,9. При этом трубопроводы и их участки II, III и IV категорий могут не подвергаться предварительному испытанию.

В соответствии со СНиП 11*45--75 категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды допускается повышать на одну категорию.

2.2.1 Нагрузки и воздействия на трубопровод

При расчете трубопроводов учитывают нагрузки и воздействия на них при сооружении, испытании и эксплуатации. В зависимости от времени воздействия нагрузки подразделяются по СНиП П-45--75 на постоянные и временные (длительные, кратковременные, особые).

К постоянным нагрузкам и воздействиям относятся следующие.

1. Собственный вес единицы длины трубопровода

q_тр= n_вp_сgр/4(D²_н- D²_в) ?рD_cpдсg ? 0,247D_cpд

где n_в= 1,1 -- коэффициент перегрузки от собственного веса трубопровода;

р_с -- плотность стали; D_н, D_в -- соответственно наружный и внутренний диаметры трубопровода; д--толщина стенки трубы.

Вес изоляции и различных устройств, которые могут быть в трубопроводе, при расчете надземных переходов принимают равным 10 % собственного веса трубы.

2. Давление грунта на трубопровод

q_гр= n_гp_гgh

где q_г=1,2 -- коэффициент перегрузки; р_г --плотность грунта; h -- средняя глубина заложения оси трубопровода.

3. Гидравлическое давление воды, определяемое весом столба воды над рассматриваемой точкой (с коэффициентом перегрузки 1):

q_в= n_вgh_в

где q_в -- плотность воды; h_в- высота столба воды.

4. Воздействие предварительного напряжения, создаваемого за счет упругого изгиба на поворотах трубопровода. Продольные напряжения, возникающие в трубопроводе от упругого изгиба (с коэффициентом перегрузки 1), определяются по формуле

ј_и= ± ЕD/2R

где Е -- модуль упругости (для стали Е = 2,1 * 10⁵ МПа); R -- радиус упругого изгиба трубопровода.

Для подземных трубопроводов нормативный температурный перепад принимается в расчетах не менее 233 К, для надземных не менее 223 К.

К кратковременным нагрузкам (продолжительностью от нескольких секунд до нескольких месяцев) относятся следующие:

1. Снеговая нагрузка на единицу длины трубопровода:

q_с = n_cс_{cн н}D_н10^-3

где n_c=1,4 -- коэффициент перегрузки; р_сн._н --нормативная снеговая нагрузка, приходящаяся на 1 м² горизонтальной проекции трубопровода, МПа.

Нормативная снеговая нагрузка определяется следующим образом:

с_{cн н}= с₀С_сн,

где с₀ -- вес снегового покрова на 1 м^г горизонтальной поверхности земли; С_сн = 0,4-- коэффициент перехода от веса снегового покрова к снеговой нагрузке на одиночный трубопровод; для более сложных конструкций надземных трубопроводов коэффициент С_сн определяется по СНиП П-45--75. 2. Нагрузка от обледенения 1 м трубы

q_л = 1,7 bD_Hn_л

где b -- толщина слоя льда, превышаемая один раз в 5 лет; n_л -- коэффициент перегрузки.

3. Ветровая нагрузка на 1 м трубопровода перпендикулярно к его осевой вертикальной плоскости:

q_в = (q_н.с + q_н.д) D_H

где q_н.с -- нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки; q_н.д -- нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки.

Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений при расчете на прочность определяется по формулам:

R₁ = R_1Hm/K₁K_H, R₂ = R_2Hm/K₂K_H

где R₁, R₂ -- расчетные сопротивления но пределу прочности н по пределу текучести соответственно; т -- коэффициент условий работы трубопровода, определяемый в зависимости от его категории; К₁, К₂ -- коэффициенты безопасности по материалу; К_H -- коэффициент надежности.

Коэффициент К₁ для труб различного типа изменяется ох 1,34 до 1,56, а коэффициент K₂ --от 1,1 до 1,2 и определяются по СНиП 11-45--75. Коэффициент надежности К_н зависит от диаметра трубопровода и рабочего давления и изменяется от 1 до 1,15.

2.2.2 Проверка прочности и устойчивости подземных и надземных трубопроводов

Подземные трубопроводы и надземные, проложенные в насыпи, проверяют по СНиП П-45--75 по прочности, деформациям, па общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия на обводненных участках.

Прочность таких трубопроводов проверяют по условию

ј_{пр N}? ш₂R₁

Здесь ш₂ -- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях; при ј_{пр N} ? 0 коэффициент ш₂=1, а при сжимающих продольных осевых напряжениях, когда ј_{пр N} <0, коэффициент ш₂ определяется по формуле

ш₂= ?1-0,75(ь_кц/ R₁)² - 0,5 ь_кц/ R₁

где ь_кц -- кольцевые напряжения от внутреннего давления.

Продольные осевые напряжения ј_{пр N} от расчетных нагрузок и воздействий на трубопровод определяют с учетом упругопластической работы металла труб.

С учетом нагрузок от внутреннего давления, температурных воздействий и действия упругого изгиба при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные напряжения определяются из выражения

ј_{пр N} = мь_кц -- бЕДt± ЕD_H/2R_min

где R_min, -- минимальный радиус упругого изгиба.

Для трубопроводов, прокладываемых в районах горных выработок, продольные осевые растягивающие напряжения определяются по формуле

ј_{пр N} = ј₀ l/р(1-cos рl_k/l)

где l_k -- длина зоны срыва грунта относительно трубы в рас тянутой зоне; l -- длина зоны растяжения; ј₀ -- интенсивность силового воздействия деформаций грунта..

Деформации трубопроводов проверяют исходя из условий

ј_{пр. н} ? ш₃ С/К_н R_2н

ј_{кц. н} ? С/К_н R_2н

где ј_{пр. н} - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок п воздействий; ј_{кц. н} -- кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, определяемые по формуле

ј_{кц. н} = сD_вн/2д

С -- коэффициент, принимаемый равным 1 для трубопроводов III и IV категорий, 0,85 для трубопроводов I и II категорий и 0,65 для категории В; ш₃ -- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях ( ј_{пр. н} >0) ш₃ =1, а при сжимающих (ј_{пр. н} <0) ш₃ определяется по формуле

Проверка общей устойчивости подземных трубопроводов в продольном направлении по СНиП 11-45--75 проводится в плоскости наименьшей жесткости системы по условию

S ? m N_кр.

Здесь S -- эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемое по формуле

S =(мь_кц+ бЕДt)F

где F-- площадь поперечного сечения стенок трубы; N_кр -- продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Проверка против всплытия подводных трубопроводов, прокладываемых на переходах через водные преграды и на обводненных участках, проводится по условию

Б ? К_M (К_нв q_в + Б_изг +Б_пр.с-- q_тр --q_доп),

где Б -- необходимая пригрузка (вес балласта под водой) или расчетное усилие анкерного устройства на единицу длины трубопровода; К_M -- коэффициент безопасности по материалу, равный для анкерных устройств 1, для железобетонных грузов 1,05, при сплошном обетонировании трубопровода в опалубке 1,07, при сплошном обетонировании торкретированием 1,1 и при балластировке грунтом 1,2; К_нв -- коэффициент надежности при расчете устойчивости трубопровода против всплытия, равный 1,05--1,1; q_в -- расчетная выталкивающая сила воды (с учетом изоляции); q_тр -- расчетный вес трубопровода с футеровкой и изоляцией на воздухе; Б_изг -- расчетная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по дну траншеи; Б_пр.с --расчетная величина пригрузки, необходимая для предотвращения подъема трубопровода на криволинейных участках в вертикальной плоскости под воздействием внутреннего давления и температурных воздействий; q_доп --расчетный вес перекачиваемого продукта на воздухе, дополнительных устройств обледенения трубы в воде.

Выталкивающая сила поды на единицу длины трубопровода определяется по формуле

q_в=0,8D²_нс_вg

где с_в -- плотность воды.

На рис. 6. дана номограмма для расчета трубопровода на устойчивость.

Рис. 6. Номограмма для расчета трубопровода на устойчивость.

2.3 Метод определения компонентного состава углеводородного газа и углеводородов С₁ - С₆ (метода - А) по ГОСТУ 23781-87

Метод основан на сочетании газожидкостной и газоадсорбционной хроматографии с использованием детектора по теплопроводности.

Углеводороды С₁ - С₆ и диоксид углерода разделяли методом газожидкостной хроматографии, а не углеводородные компоненты (водород, кислород, азот, гелий)--методом газоадсорбционной хроматографии.

Анализ проводили в изотермическом режиме параллельно на двух колонках. Результаты анализа объединяли.

I.Методика отбора пробы.

1. Пробу газа для анализа отбирали по ГОСТу 18917--82 и непосредственно из пробоотборной линии, по которой подается газ из газопровода к месту установки хроматографа.

2. Пробу газа подаём в кран-дозатор хроматографа непосредственно из пробоотборника (контейнера) или газовой пипетки через фильтр-патрон, заполненный хлористым кальцием для осушки газа от влаги и уплотненный по краям стекловатой или металлической сеткой для улавливания механических загрязнений.

3. Пробу очищали, предварительно пропуская газ с небольшой скоростью через трубку, заполненную аскаритом, не сорбирующим углеводороды, установленную перед краном-дозатором. При этом удаляем и диоксид углерода. Количество удаленных из пробы кислых газов учитывали при вычислении результатов анализа по данным определений сероводорода по ГОСТу 22387.2-83 и диоксида углерода хроматографическим анализом без очистки от сероводорода.

4. Перед вводом пробы в хроматограф пробоотборник нагревали до температуры на 10°С выше температуры газа при отборе пробы, и выдерживали при этой температуре 3--4 ч.

II.Применяемые аппаратуры и материалы

Хроматограф газовый двухколоночный, оснащен детектором по теплопроводности. Чувствительность детектора по теплопроводности должна быть такой, чтобы высота пика, соответствующего объемной доле пентана 0,5%, была не менее 2 .см.

Оснащения хроматографа:

1) кран - дозатор, позволяющий вводить пробы газа объемом от 0,25 до 5,0 см³.

термостат, обеспечивающий установленную температуру с погрешностью не более 0,2°С при изотермическом режиме хроматографирования;

разделительные колонки из нержавеющей стали, стекла или других материалов, не изменяющих состава газа.

Твердые адсорбенты: молекулярные сита 13Х (NaX) или 5А (СаА)у порапак.

Твердые инертные носители: сферохром, инертон, хроматон, хезасорб, хромосорб или другие.

Неподвижные жидкие фазы: триэтиленгликолевый эфир масляной кислоты (триэтиленгликольдибутират ТЭГМ) и другие жидкие фазы, позволяющие в изотермическом режиме разделять предельные углеводороды до гексана, а также диоксид углерода.

Растворители: эфир этиловый технический по ГОСТ 6265--74 или ацетон по ГОСТ 2603--79.

Кальцин хлористый гранулированный по ГОСТ 4161--77 или кальций хлористый (обезвоженный) чистый aскарит. Спирт этиловый ректификованный, технический по ГОСТ 18300--87. Известь натронная.

Линейка измерительная по ГОСТ 427--75 или другие аналогичного типа, лупа измерительная с ценой деления 0,1 мм., секундомер по ГОСТ 5072--79., посуда лабораторная фарфоровая по ГОСТ 9147--80., набор сит «Физприбор» или сита аналогичного типа, форвакуумный насос типа ВН-461-М или насос другого типа, эксикатор, шприц медицинский, шкаф сушильный, обеспечивающий нагрев до 150°С., газы-носители чистотой не менее 99,9%: гелий газообразный, аргон по ГОСТ 10157--79, водород по ГОСТ 3022--80 и азот по ГОСТ 9293--74.,смеси для градуировки хроматографа приготавливали из газов чистотой не менее 99 %, градировочные смеси метана, диоксида углерода, этана, пропана и бутанов готовили на гелий, градировочные смеси азота, кислорода, водорода и гелия готовили на аргоне. В качестве градировочной смеси для кислорода и азота использовали осушенный воздух, свободный от углеводородных примесей.

III. Подготовительные работы проведения анализа.

1.Подготовили газохроматографических колонок следующим образом:

Хорошо очищенные от загрязнений хроматографические колонки промывали растворителем и высушивали в токе чистого сухого воздуха.

Две подготовленные колонки заполняли молекулярными ситами (цеолитами) NaX (13X) фракции 0,25--0,50 мм. Перед заполнением, цеолиты прокаливали при температуре 350°С в течение 3--4 ч с одновременной откачкой форвакуумным насосом, затем охлаждали в эксикаторе;

Для заполнения колонки один конец закрывали стекловолокном и заполняли цеолитом при легком постукиваний (вибрации) и подключили к выходу колонки вакуумный насос через ресивер давлением до 0,4 МПа.

Когда колонка заполнился полностью, постепенно выравнивали давление с атмосферным и другой конец колонки также уплотняли стекловолокном.

Разделительную и сравнительную колонки устанавливали в хроматограф в соответствии с требованиями к монтажу и эксплуатации хроматографа и затем активировали, продувая сухим газом-носителем (не подключая к детектору) при 110°С в течение 5--8 ч. После активизации колонки подключали к детектору хроматографа.

Две другие колонки, заполняли сферохромом. Носитель для одной (разделительной) колонки пропитывали эфиром ТЭГМ и применяли для разделения этана, диоксида углерода, пропана, бутанов, пентанов и гексанов. Твердый носитель с размером зерен 0,25--0,50 мм отсеивали и сушили при 110 ⁰С не менее 3 ч до постоянной массы. Охлажденный носитель обрабатывали эфиром ТЭГМ, взятым в количестве 15% к массе носителя, в одном из растворителей. Твердый носитель был покрыт раствором жидкой фазы. Растворитель удаляли нагреванием на водяной бане при перемешивании смеси. После охлаждения и тщательного перемешивания материал был готовым для использования его в качестве насадки колонки.

Колонку заполняли насадкой. Заполненные разделительную и сравнительную колонки устанавливали в хроматограф и активировали, продувая при 50°С в течение 5--6 ч газом-носителем, и затем подключали к детектору. После заполнения колонки порапаком для наиболее полного разделения компонентов ее активировали при температуре 230°С в токе газа-носителя в течение 10--12 ч. Наладка, проверка герметичности, вывод хроматографа на режим -- провели согласно инструкции по монтажу и эксплуатации хроматографа. Ток детектора устанавливали в зависимости от технической характеристики детектора и газа-носителя.

Методика проверки разделяющей способности колонок

Разделяющую способность колонки с цеолитом для анализа кислорода и азота проверяли по анализу воздуха. Испытания проводили с использованием гелия в качестве газа-носителя. Кислород и азот в этих условиях разделился до конца, т. е. основание пиков было на нулевой линии, критерий разделения К?1. Для анализа на гелий и водород в качестве газа-носителя использовали аргон и разделяющую способность колонки проверяли введением пробы, содержащей водород и гелий примерно в равных количествах (в диапазоне 0,4% по объему), К?1. Разделительную способность колонки с ТЭГМ проверяли по анализу пробы природного газа. В качестве газа-носителя применяли водород. Полученная хроматограмма показала четкое разделение метана + неуглеводородные газы, этана, диоксида углерода, пропана, бутанов, пентанов и гексанов. Разделение проводили таким образом, что пик диоксида углерода можно было измерить при его объемной доле в газе 0,1% и объеме пробы не более 1 см³.

IV. Проведение анализа

Анализ природного газа проводили в изотермическом режиме на двух хроматографах. Перед началом измерении устанавливали рабочие режимы анализа и проверяли стабильность нулевой линии при максимальной чувствительности прибора.

Пробу газа подаём в кран-дозатор хроматографа через осушительный патрон с хлористым кальцием, продувая газом на атмосферу через водяной маностат и вводили пробу в хроматограф. Пробу перед подачей на колонку с эфиром ТЭГМ очищали от сероводорода. Содержание сероводорода, удаленного из пробы, учитывали в расчетах анализа. Пробу газа, содержащего в ней диоксида углерода и сероводорода, на колонку с цеолитом, подаём через трубку, заполненную аскаритом и соответственно делали поправку на объем пробы. После ввода пробы записывали хроматограмму а также, установили масштаб записи каждого пика в зависимости от концентрации компонентов и условии наибольшего значения высоты пика.

Методика определение неуглеводородных компонентов и метана на колонке с цеолитом

Гелий, водород, кислород и азот определяли на колонке с цеолитом при следующих условиях:

диаметр колонки, м ……………………………….….2 - 3

диаметр колонки, мм………………………..3 - 4

температура термостата, ⁰С …………………….40 - 50

расход газоносителя, дм³/ч ………………….………….2 - 5

объем пробы, см³ ……………………………..……………1 - 3

газ - носитель …………………………………………….аргон

Кислород (совместно с аргоном) и азот определяли при тех же рабочих условиях, но в качестве газа-носителя применяли гелий. Объемную долю водорода и гелия рассчитывали методом абсолютной калибровки. Градировочную газовую смесь выбрали так, что она была, достаточно близка к концентрации компонентов в пробе. Хроматограмма разделения газа на колонке с цеолитами приведен на рис. 7._

1--гелий; 2--водород; 3--кислород; 4--азот; 5--метан

Рис. 7. Хроматограмма разделения газа на колонке с цеолитами

Порядок выхода компонентов и относительное время удерживания компонентов (газ-носитель аргон) приведены в табл. 5.

Порядок выхода и относительное время удерживания компонентов

Таблица 5

Компонентов	Относительное время удержания
Гелий	0,25
Водород	0,29
Кислород	0,47
Азот	0,59
Метан	1,0

2.3.1 Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы (O'z DSt 948:1999)

Настоящий стандарт распространяется на газы горючие природные, подаваемые с головных сооружений газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ газа в магистральные газопроводы и транспортируемые по ним.

Стандарт не распространяется на газы, для последующей подготовки и переработки на головных сооружениях и газоперерабатывающих заводах по промысловым газопроводам, а также на газы, подаваемые с этих объектов или подземных хранилищ газа непосредственно потребителю по отдельному газопроводу.

Газы горючие природные должны быть подготовлены к транспорту по магистральным газопроводам в соответствии с требованиями технологической документации, утверждённой в установленном порядке.

Хроматограмма разделения газа на электронных приборах отобранного на газопроводах Навои-2 и 86км 2нитках приведена рис 8,9

По физико-химическим показателям и компонентного состава природные газы должны соответствовать нормам, указанным в таблице 6.



2.4 Методы и приборы определения качества сжиженных углеводородных газов

В зависимости от назначения, климатических условий и свойств I способу и установки по использованию сжиженных газов могут быть разделены на следующие основные группы: с естественным испарением сжиженных газов; с искусственным испарением сжиженных газов; с искусственным испарением и последующим смешением их паров с воздухом или с другими газами. Подробно эти способы и установки описаны и приведены в [27-29].

Не останавливаясь на преимуществах и недостатках этих способов газоиспользования, укажем, что основные, приемы эксплуатации установок в зимнее и летнее время определяются главным образом качеством (свойствами) поставляемых сжиженных газов.

Применение тяжелого сжиженного газа, т. е. газа с низким давлением паров, в зимнее время, особенно в установках с естественным испарением, практически невозможно, так как при низких температурах не будет обеспечен необходимый съем паров. Даже в установках с искусственным испарением применение газа с низким давлением паров вызывает затруднения из-за выпадения конденсата в трубопроводных коммуникациях.

Наиболее выгодны в этом отношении установки с искусственным испарением и последующим смешением паров сжиженных газов с воздухом или другими газами.

Таким образом, сжиженные углеводородные газы должны обладать качествами, обеспечивающими бесперебойность газоснабжения в любое время года в газоиспользующих установках любого типа.

Естественно поэтому, что стандартизация производства сжиженных газов и методов контроля их качества имеет важное значение в упорядочении отношений между поставщиками и потребителями газа и создает предпосылки технического совершенствования и повышения экономичности техники и технологии получения, транспорта, хранения, распределения и использования сжиженных газов.

Сжиженные газы состоят в основном из пропана и бутана (изобутана и н-бутана). При получении этих продуктов из попутных газов, газов конденсатных месторождений и некоторых других источников в качестве примесей могут находиться небольшие количества этана, пентана и других предельных углеводородов. В том случае если сжиженные газы получаются из газов термической и термокаталитической переработкой жидкого и твердого топлива (крекинг, пиролиз, коксование и др.), они в небольших количествах могут содержать непредельные углеводороды алифатического ряда (этилен, пропилен, бутилен и др.).

Из многих физических и термодинамических свойств сжиженных газов некоторые являются определяющими при решении многих вопросов безопасного транспорта, хранения, распределения и использования этого вида горючего. Кроме компонентного состава к таким параметрам относятся, прежде всего, плотность и давление паров сжиженных углеводородных газов. Ниже приводится описание приборов и методов определения плотности и давление паров сжиженных углеводородных газов.

2.4.1 Определение плотности сжиженных газов

Плотность сжиженных углеводородных газов, хотя и не является контролируемым стандартами параметром, однако имеет весьма важное значение, главным образом в коммерческих расчетах. Это объясняется тем, что все операции по купле и продаже сжиженного газа осуществляются исходя из единицы массы. Между тем для учета сжиженного газа во многих случаях (заполнение железнодорожных и автомобильных цистерн, наполнение резервуаров и т. д.) приходится определять его объем, так как взвешивание газа трудно осуществимо. Поэтому важно знать плотность и объем газа, чтобы определить его массу.

Однако следует иметь в виду, что сжиженные газы транспортируются, хранятся, а иногда и используются в жидком состоянии. Жидкое состояние этого продукта поддерживается давлением собственных паров, т.е. сжиженные газы транспортируются и хранятся в двухфазовом состоянии. При этом в. паровой фазе находятся в основном наиболее летучие компоненты. Естественно поэтому, что определением плотности сжиженных газов из пробы, отобранной из паровой фазы, нельзя получить объективные данные, так как основная масса продукта (менее летучего и более тяжелого) находится не в паровой, а в жидкой фазе. Наиболее достоверные данные могут быть получены из пробы, отобранной из жидкой фазы и испаренной в газометр, а плотность сжиженного газа может быть определена с помощью газового пикнометра.

Однако этот метод, хотя и является весьма точным, требует значительного времени и практически неприменим для сортов сжиженного газа, содержащего пентан и более тяжелые углеводороды, кипящие при температурах выше 36°С. Поэтому для определения плотности насыщенных сжиженных углеводородных газов был разработан простой и доступный прибор (рис. 10.), измерительным органом которого является специальный ареометр. Прибор состоит из чугунной подставки, в которую заглушённым концом 2 ввинчивается тройник 3, ко второму его концу жестко присоединен нижний фланец 4.

В тройник 3 ввинчивается впускной вентиль 14, присоединяемый к емкости отбора пробы жидкого газа (например, пробоотборнику) с помощью латунной спирали или дюритового шланга. Нижний несущий фланец 4 и аналогичный верхний прижимной имеют углубления, в которые помещены кольцевые прокладки 11 из бензостойкой резины. В эти углубления установлена измерительная трубка 8, изготовленная из органического или обыкновенного стекла, рассчитанная на давление 20 кг/см². Длина ее 700 мм, внутренний диаметр ЗОн-32 мм. Крепится она тремя стяжными болтами 6 и гайками 12. Для обеспечения жесткости на стяжные болты надеваются два фланца жесткости 7, закрепляемые на болтах с помощью винтов 13. Верхний фланец снабжен гнездом, в которое ввинчивается вентиль 10, служащий для выпуска продуктов из прибора.



Рис 10. Прибор для определения плотности сжиженных газов

Для замера плотности сжиженного газа в измерительную трубку 8 помещается ареометр, градуированный на измерение относительной плотности жидкости от 0,49 до 0,60 по воде и снабженный, в нижней части термометром, указывающим величину температуры продукта.

Методика-работы на приборе сводится к следующему: прибор тщательно продувают парами сжиженного газа; затем при закрытом верхнем вентиле плавным открыванием вентиля 14, предварительно присоединенного к источнику забора пробы газа (к пробоотборнику, баллону, цистерне и т.д.), наполняют измерительную трубку 8 сжиженным газом до метки на трубке; выждав5-И 5мин(пока: стабилизируется температура в приборе), записывают показания ареометра с точностью до третьего знака (первый и второй знаки берут из надписей шкалы ареометра, а третий определяют визуально) с термометра; показания ареометра при данной температуре пересчитывают на стандартную температуру.

Для безопасности при пользовании прибором на его стеклянную трубку надевают кожух, изготовленный из 3+5 мм органического стекла. Метод расчета и градуировки ареометров для сжиженных углеводородных газов приводится в этой главе.

Глава III. Подбор состава и технологии ингибирующих компонентов природного газа транспортируемого по магистральным газопроводам

3.1 Мероприятия по борьбе с гидратами на газопромыслах и магистральных газопроводах

Подразделяются на 3 группы: 1) только разрушающие гидраты (понижением давления в газопроводе ниже давления образования гидратов при данной температуре); 2) разрушающие гидраты и предупреждающие их образование (подогревом газа выше температуры образования гидратов, вводом в газопровод реагентов (ингибиторов); 3) предупреждающие образование гидратов (осушкой газа перед подачей его в газопровод).

Метод понижения давлении газа заключается в том, что участок газопровода, где образовалась гидратная пробка (что определяется по увлеченному на 2-6 атм перепаду против обычного перепада для этого участка и по шуму в месте образования пробки за счет дросселирования газа), отсекается с обеих сторон ближайшими линейными кранами, после чего из этого участка через свечи (также с обеих сторон пробки) стравливается газ. Через некоторое время свеча до пробки закрывается, открывается байпасный кран линейного крана перед пробкой и перепускаемым газом проверяется наличие пробки. Этот метод для эксплуатирующегося газопровода применять не всегда возможно, а особенно если в газопроводе образовалась большая гидратно-ледяная пробка, так как на ее разложение требуется много времени, а остановке газопровода на длительный срок влечет за собой перерыв в газоснабжении потребителей, что недопустимо. Он может быть рекомендован только для газопроводов, снабжающих газом неответственных потребителей, имеющих резервное топливо, переход на которое не связано с дополнительными затратами. Вместе с тем этот метод может оказаться единственно возможный методом для ликвидации сложных гидратных или гидратно-ледяных пробок, закупоривших полностью все сечение какого-либо участка газопровода.

Полная закупорка газопровода при эксплуатации -- явление очень редкое и может иногда возникнуть в момент ликвидации гидратной пробки (с частичной закупоркой газопровода) путем снижения давления газа в газопроводе, когда это снижение осуществляется очень быстро и только с одной стороны пробки. В этом случае возникают большие скорости движения газа, которые сдвигают весь осадок в газопроводе, гидратную пробку или часть ее, уплотняют их, в результате чего происходит полная закупорка газопровода. Для ликвидации таких пробок требуется длительная остановка газопровода с вырезом окон в газопроводе, разогревом трубы и откачкой жидкости из газопровода через вырезанные окна.

Метод подогрева газа. Подогрев газа (газопровода) может быть осуществлен паром, горячей водой, открытым огнем или другим теплоносителем в теплообменниках. На магистральных газопроводах этот метод не применяют ввиду сложности его организации. Им пользуются только па газовых промыслах и только в качестве предупреждающего средства. Для предупреждения гидратообразования в регулирующих клапанах, трубопроводах и замерной диафрагме, смонтированных на ГРС, применяется подогрев газа по проекту, разработанному институтом Гипрогаз Газпрома.

Подогрев газа осуществляется в специальном теплообменнике водой от отопительных котлов ГРС типа ВНИИСТО-Мч. Также для этих целей на некоторых ГРС в порядке рационализации в последнее время начали обогревать регулирующие клапаны горячей водой, подведенной от отопительного котла ГРС. Для обогрева клапана вода подается в специально изготовленную по форме и размерам корпуса клапана металлическую рубашку, которая к нему герметически приваривается.

Ввод химических реагентов, препятствующих образованию гидратов. Для этих целей могут применяться гликоли, хлористый кальций, аммиак, метанол и другие реагенты. При наличии в газе СО₂ аммиак применять не рекомендуется, так как он дает осадок в виде твердого карбоната аммония, который удалять из газопровода трудней, чем гидраты. Действие реагентов заключается в том, что их пары с водяными парами дают растворы, переводящие водяные пары в конденсат, который выделяется из газа. Поглощение из газа воды значительно понижает точку росы газа, что создает условие для разложения образовавшегося ранее гидрата и предупреждения его образования.

Температура же замерзания реагенто-водного раствора (спирто- водного и др.) значительно ниже температуры замерзания воды. Этот раствор затем улавливается в дриппах и удаляется из газопровода.

В настоящее время в деле борьбы с гидратообразованнем пока имеет широкое применение метиловый спирт (метанол). Метанол представляет собой сильно ядовитую бесцветную, легко воспламеняющуюся жидкость, по вкусу в запаху напоминающую винный спирт. Небольшое количество метанола (10--15 г), выпитое человеком, вызывает тяжелое отравление организма, ведущее к слепоте и даже смерти.

Метанол обладает следующими физико-химическими свойствами: химическая формула СН₃0Н; молекулярный вес 32,043 гмол; плотность в жидком состоянии при 20° С р_ж =0.7915 г/см³, при 10°С - 0,8008 г/см³, при 0°С -- 0,81 г/см³ температура кипения при 1 абс. атм 64,7°С; критическое давление 78,5 кгс/см²; критическая темпе ратура 240° С; плотность при Р_кр и Т_кр равна 272 кг/м³; динамнчс ;кая вязкость при 0°С -- 0,0087 г/см ·сек; пределы взрываемости паров в % по объему от 6,72 до 36,5.

3.2 Жидкие осушители и их свойства

Для извлечения влаги из природного газа можно применять различные

осушители, которые должны иметь:

а) высокую поглотительную способность в широком интервале концентраций, давления и температур;

б) низкие давления насыщенных паров, чтобы потери, связанные с их испарением, были незначительными;

в) температуру кипения, отличающуюся от температуры кипения воды настолько, что отделение поглощенной воды от осушителя могло бы осуществляться простыми методами;

г)плотность, отличающуюся от плотности углеводородного конденсата для обеспечения четкого разделения простыми способами;

д) низкую вязкость в условиях эксплуатации, обеспечивающую хороший контакт с газом в абсорбере, теплообменниках и другом массообменном оборудовании;

е) высокую селективность в отношении компонентов газа, т.е. низкую взаиморастворимость с ними;

ж)нейтральные свойства, т.е. не вступать в химические реакции с ингибиторами, применяемыми в процессе добычи газа;

з) малую коррозионную активность;

и) низкую вспениваемость в условиях контакта с газовой смесью;

к) высокую устойчивость против окисления и термического разложения.

Наличие второго компонента в осушителе, когда смесь готовят непосредственно на газообрабатывающем объекте, требует дополнительных емкостей и насосов для его хранения и закачки. Если из-за необходимости изменения качественных показателей (температуры застывания, вязкости и т.д.) применяют двухкомпонентный осушитель, то второй компонент должен отвечать тем же требованиям, что и все осушители. Желательно, чтобы разница между температурой кипения компонентов абсорбента и воды была как можно больше.

На установках комплексной подготовки газа некоторая часть осушителя попадает в водоемы и на почву, поэтому он должен быть неядовитым и способным к полному биологическому разрушению. Кроме того, осушители должны быть дешевыми и нетоксичными.

Этим требованиям в той или иной степени отвечают гликоли - этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), пропиленгликоль (ПГ), смеси гликолей с их эфирами и т.д.

Некоторые производные ди- и триэтиленгликоля и побочные вещества, получаемые при их производстве ( этилкарбитоль, тетраэтиленгликоль), хотя и обладают высокой гигроскопичностью, практически не применяют для осушки природного газа, что объясняется трудностями, связанными с регенерацией их насыщенных растворов и низкой избирательностью в отношении компонентов природного газа.

На практике в схемах установок абсорбционной осушки газа в качестве осушителей применяются высококонцентрированные растворы ДЭГа и ТЭГа.

Водные растворы других гликолей, а в частности этиленгликоля и пропиленгликоля, нашли применение в качестве ингибитора гидратообразования.

Гликоли являются двухатомными спиртами жирного ряда и с водой смешиваются во всех отношениях. Их водные растворы не вызывают коррозию оборудования. Это обстоятельство, по сравнению с другими абсорбентами, дает им дополнительное преимущество, так как позволяет изготовить оборудование из дешевых марок стали.

Важное свойство гликолей - способность понижать температуру замерзания водных растворов, что дает возможность использовать водные растворы гликолей как антигидратный ингибитор при минусовых температурах контакта. Чем ниже дипольный момент гликоля, тем больше его способность к ассоциации, понижению температуры замерзания раствора.

Основные свойства гликолей приведены в табл. 7-8 и на рис. 11-12, по данным [6, 11, 12, 26,]. Таблица 7

По данным табл. 7 можно отметить следующее - не приводится расшифровка состава органических примесей, содержащихся в гликолях (в ДЭГе - 1,3 и ТЭГе - 1,9 %). Эти примеси являются побочными продуктами их производства. Представляет интерес их физико-химические свойства с тем, чтобы оценить их термическую стабильность и влияние на надежность эксплуатации блока регенерации.

Таблица 8 Основные показатели ДЭГа и ТЭГа, производимых на предприятиях РФ

	Диэтиленгликоль		Триэтиленгликоль
Показатель	по ГОСТ 10136-77	по ТУ 6-01-5-88
	Марка А	Марка Б	Марка А	Марка Б
1. Внешний вид	Бесцветная или	Бесцветная или жел-
	Желтоватая проз-	товатая жидкость без
	рачная жидкость	механических приме сей
2. Плотность при 20 "С, г/см3	1,116-1,117	1,123-1,124	Не ниже 1,121
3. Массовая доля органических
примесей, %, не более,	0,4	1,8	2
в т.ч. моноэтиленгликоля	0,15	1,0	0,1	0,8
4. Массовая доля основного веще-
ства, %, не менее	99,5	98,0	98	90
5. Массовая доля воды, %, не более	0,05	0,2	0,1	0,3
6. Массовая доля кислот в пересчете	0,005	0,01	0,002	-
на уксусную кислоту, %, не более
7. Число омыления, мг гидроокиси
калия (КОН) на 1 г продукта, не	0, 1	0,3	-	-
более

Одним из важных свойств гликолей является снижение их температуры замерзания при растворении в них воды. Благодаря этому свойству гликоли находят применение при приготовлении различных теплоносителей. Это качество гликолей имеет важное значение и для транспортировки газа. Дело в том, что газ на выходе из абсорберов обязательно содержит гликоль в паровой фазе, и, как правило, в капельном виде. При снижении температуры газа в газопроводах гликоли поглощают дополнительную влагу из паровой фазы, что снижает его с растворами ДЭГа и ТЭГа. У триэтиленгликоля давление насыщенных паров меньше, чем у ДЭГа, следовательно, потер и ТЭГа за счет уноса с осушенным газом и при регенерации будут меньше. ТЭГ пр и высокой степени осушки дает более значительное понижение температуры точки росы, чем ДЭГ. Кроме того, ТЭГ имеет более высокую температуру начала разложения (206 °С), чем диэтиленгликоль (164 °С).

Для осушки газа можно применять также изомеры пропиленгликоля: 1,2 - пропиленгликоль CH₃CHOH-CH₂OH и 1,3-пропиленгликоль CH₂OH-CH₂-CH₂OH. Из них наибольший Возможно также применение ПГ в смеси с другими гликолями.

Упругость паров ПГ при обычных температурах выше, чем у ЭГа, ДЭГа и ТЭГа. Следовательно, потери ПГа с обрабатываемым газом при одинаковых условиях будут больше, чем остальных гликолей. Подача в абсорбер переохлажденного раствор а ПГа позволило бы снизить его потер и с осушенным газом.

Вязкость водных растворов гликолей растет с увеличением концентрации растворов и давления, уменьшается с повышением температуры. При вязкости выше 100 сП снижается интенсивность процесса массообмена между водяными парами и растворами, в результате чего не достигается равновесия между фазами.

Для снижения вязкости растворов гликолей к ним можно добавлять органические растворители, которые не должны способствовать образованию пены. Растворители должны быть гидроскопичными и иметь более низкую вязкость, чем гликоли. Растворителями могут служить бензоловый, фенилэтиловые, ароматические и циклические одноатомные спирты, гомологи циклогексана; гетероциклические одноатомные спирты - гомологи тетрагидрофурфуролового спирта; водорастворимые моно-эфиры полигидроспиртов и т.д. В качестве разбавителя может использоваться также метанол.

Следует отметить, что перечисленные реагенты не отвечают многим требованиям, предъявляемым к осушителям. Некоторые из них более летучи, что приводит к повышенным потерям реагентов, некоторые плохо регенерируются и т.д. Поэтому их применение на практике носит единичный характер. Добавление к диэтиленгликолю низкомолекулярных гликолей, таких как ЭГ и ПГ, снижает вязкость и температуру застывания его растворов. Согласно данным [31], раствор, состоящий из 50 % ЭГа и 50 % ДЭГа, при температуре -5 °С имеет вязкость 100 сП. Температура застывания такого раствора равна -38 °С. C таким абсорбентом процесс осушки можно вести при низких температурах контакта, что, в свою очередь, позволит снизить унос гликолей с осушенным газом и повысить эффективность использования холода окружающей среды.

Физиологические действия. Гликоли относятся к веществам с относительно низкой токсичностью. Вследствие незначительной летучести гликолей при недлительном пребывании человека в среде, насыщенной парами водных растворов гликолей, отравления организма не происходит. Свойства гликолей даны в табл. 9.

Таблица 9

Гликоли	ЛД50 при введении через рот (крысы), мл/кг	Допустимая доза при введении через рот крысы, г/кг	Продолжи- тельность испы- таний, сут	ЛД50 при кожной аппликации (кролики), мл/кг
ЭГ ДЭГ ТЭГ ПГ	7,4 28,3 28,3 34,6	0,28 0,18 0,33 -	30,0 30,0 30,0 -	20,0 11,9 20,0 20,0
ЛД*50 - количество гликоли в мл на 1 кг живой массы, принятое через рот, которое приводит к гибели 50 % животных в пределах до 4 сут. ЛД**50 - кожно-резорбтивная доза гликоля при контакте с жидкостью в течение 24 ч.

Длительное пребывание в среде, насыщенной парами этиленгликоля, вызывает раздражение глаз, верхних дыхательных путей, повышенную сонливость, кратковременный наркоз.

3.2.1 Сравнительная характеристика гликолей, используемых в качестве осушителя

В настоящее время для осушки природных газов на месторождениях стран СНГ в основном применяется раствор ДЭГа. Применение ТЭГа носит единичный характер, хотя известно, что за рубежом ТЭГ нашел более широкое применение, благодаря низким потерям его на установках осушки газа и другим технологическим преимуществам.

В настоящее время в России имеется возможность производить для нужд газовой промышленности триэтиленгликоль. Следовательно снимается ограничение в применении ТЭГа из-за его дефицитности.

Основными показателями, характеризующими гликоли как осушитель, являются депрессия точки росы газа по влаге, потери с осушенным газом, регенерируемость насыщенного раствора и т.д.

Ниже приводится сравнительная оценка показателей ДЭГа и ТЭГа, необходимых при выборе осушителя для установок осушки газа [20].

Депрессия по точке росы. В табл. 10 приведены данные, характеризующие глубину осушки газа водными растворами ДЭГа и ТЭГа, полученные с использованием кривых "точка росы - растворы гликоля - температура контакта", приведенных на рис. 14 и15.

Сравнивая данные из табл. 10 в контексте с требуемой глубиной осушки газа для северных газопроводов, можно указать, что при пониженных температурах контакта оба гликоля могут быть использованы практически с одинаковой технологической эффективностью.

Таблица 10

Что касается высоких температур контакта и высоких концентраций растворов, то преимущество ТЭГа очевидно. Особенно важное значение это преимущество имеет в летние месяцы, когда не удается охлаждать газ ниже температуры 25-30 °С.

В табл. 10 приведены теоретические данные. В условиях УКПГ практически никогда не достигается равновесная осушка газа. Следовательно потребуется раствор более высокой концентрации, получение которого более затруднительно.

В тех случаях, когда не возможно охладить газ ниже температуры 25-30°С, очень трудно достичь осушки газа до точки росы -10 °С и ниже с использованием растворов ДЭГа. К примеру, при давлении 4,0 МПа и температуре контакта 30 °С для осушки газа до точки росы -16 °С (эквивалент точке росы -10 °С при давлении 7,35 МПа, необходимой по ОСТ 51.40-83), требуется раствор ДЭГа концентрации 99,2 % мас. (с учетом реальных условий процесса не менее 99,5 % мас.). В виду ряда причин (износ оборудования, отсутствие эффективной системы очистки раствора гликоля от ингредиентов, недостаточная степень вакууммирования и т.д.) в условиях производства такая степень регенерации раствора практически трудно достижима. В то же время для осушки газа до такой глубины достаточно использовать раствор ТЭГа концентрации 98,4 % (с учетом реальных условий процесса не менее 98,6 % масс.), что легко достижимо. Требуемый уровень остаточного давления в системе составит не ниже 400 мм рт. ст.

Важным преимуществом ТЭГа является низкое давление его насыщенных паров, которое обеспечивает меньшие потери ТЭГа с осушенным газом в паровой фазе. По этой статье снижение потерь ТЭГа может составить 0,21,5 г/1000 м³ в интервале температур 10-20 °С, наиболее характерных для установок осушки газов северных месторождений. Эта цифра более существенна при температурах контакта 30 °С и выше и может составить 3-4 г/1000 м³.

3.2.2 Абсорбционная осушка газа от влаги

АБСОРБЦИЯ - процесс избирательного поглощения компонентов из газовых или паровых смесей жидкими поглотителями (абсорбентами).

Природный газ содержит углеводородный конденсат, пары воды и свободную влагу с растворенными в ней солями, которые могут вызвать трудности при его транспортировании по трубопроводу (главным образом, коррозию, образование гидратов или льда). Для предотвращения конденсации воды из газов при их охлаждении и образования гидратов одним из наиболее важных звеньев в процессе промысловой подготовки газа является осушка от влаги абсорбционным методом с применением жидких осушителей. В практике абсорбционной осушки углеводородных газов от воды в качестве абсорбентов чаще всего используются гликоли: этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ). Абсорбционный метод осушки газа жидкими поглотителями предусматривает извлечение из него влаги и обеспечение температуры точки росы по влаге, как правило, не ниже «минус» З0⁰С в соответствии с нормативными документами либо с учетом требований и параметров дальнейшей переработки газа[28, 29, 30].