Безопасность труда в газовом хозяйстве


Е. В. Стасева











            БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ


Учебное пособие


















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2021

УДК 331.453
ББК 65.246
      С77



Рецензент:
доцент кафедры безопасности жизнедеятельности Ростовского государственного университета путей сообщения (ФГБОУ ВО РГУПС), кандидат технических наук А. Г. Хвостиков







      Стасева, Е. В.
С77 Безопасность труда в газовом хозяйстве : учебное пособие / Е. В. Стасева. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2021. - 188 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-0598-0

     Рассмотрено современное состояние травмобезопасности при проектировании, строительстве и эксплуатации объектов газового хозяйства и сосудов, работающих под давлением. Представлен комплекс мероприятий по обеспечению промышленной безопасности на объектах газоснабжения и газораспределения. Приведены способы и средства защиты работников от опасных факторов производственной среды, сведения и понятия о системах газоснабжения и газораспределения.
     Для студентов и аспирантов, изучающих нефтегазовое дело и охрану труда. Может быть полезно специалистам газовой отрасли и работникам служб охраны труда предприятий.

УДК 331.453
                                                             ББК 65.246







ISBN 978-5-9729-0598-0

©СтасоваЕ. В.,2021
       © Издательство «Инфра-Инженерия», 2021
                              © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2021

    Оглавление


   Введение........................................................ 7

1. ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ................................. 8
   1.1. История развития газовой отрасли........................... 8
   1.2. Природный газ и его основные физико-химические свойства... 11
   1.3. Преимущества и недостатки использования газового топлива.. 14
   1.4. Основы разработки газовых месторождений. Технология добычи газа.......................................................... 16
   1.5. Система сбора и подготовка газа и газового конденсата..... 22
   1.6. Принципиальная технологическая схема магистрального трубопроводного транспорта газа............................... 28
   1.7. Технология осушки, очистки, одоризации и хранения газа....

2. СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ...................... 35
   2.1. Общие сведения и понятия о системах газоснабжения и газораспределения........................................... 35
   2.2. Газораспределительные станции............................. 38
       2.2.1. Назначение, общие требования к территории газораспределительной станции.............................. 38
       2.2.2. Состав оборудования и описание технологической схемы газораспределительной станции.............................. 39
       2.2.3. Оборудование газораспределительной станции. Блок (узел) переключения............................................... 41
       2.2.4. Блок (узел) очистки газа на газораспределительной станции. Назначение и устройство.................................... 44
       2.2.5. Блок (узел) подогрева газа на газораспределительной станции. Назначение, устройство и работа подогревателя газа....................................................... 47
       2.2.6. Блок (узел) редуцирования газораспределительной станции. 49
       2.2.7. Блок (узел) учета газа.............................. 53
       2.2.8. Блок (узел) одоризации. Назначение, устройство и принцип работы..................................................... 53
   2.3. Требования по безопасной эксплуатации газораспределительной станции....................................................... 55

3

3. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ НА ОБЪЕКТАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ.............................. 58
   3.1. Статистика аварийности и травматизма на объектах газоснабжения
       и газораспределения..................................... 58
   3.2. Основные причины и факторы, способствующие возникновению иразвитиюаварийныхситуаций................................. 61
   3.3. Российское законодательство в области промышленной безопасности опасных производственных объектов............. 67
       3.3.1. Определения и категории опасных производственных
            объектов........................................... 68
       3.3.2. Классификация опасных производственных объектов...... 70
       3.3.3. Идентификация и регистрация опасного производственного объекта................................................. 73
       3.3.4. Нормативно-правовая база разработки декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта.. 75
       3.3.5. Состав декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта. Анализ опасности и риска в декларации промышленной безопасности.................. 77
       3.3.6. Экспертиза промышленной безопасности опасных производственных объектов и декларации промышленной безопасности............................................ 78

4. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕПУНКТЫ................................. 83
   4.1. Общие сведения, назначение, технологическая схема...... 83
   4.2. Очистка газа в газораспределительных пунктах. Назначение и применяемое оборудование................................. 84
   4.3. Предохранительные клапаны на газораспределительных пунктах. Назначение и устройство.................................... 89
   4.4. Регуляторы давления газораспределительных пунктов. Назначение, устройство и принцип действия.............................. 92
   4.5. Общие требования безопасности к размещению, отоплению и эксплуатации газораспределительных пунктов............... 94

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ................................................... 97
   5.1. Опасности, возникающие при эксплуатации газового хозяйства. 97

4

   5.2. Основные способы безопасной эксплуатации газового хозяйства предприятий................................................. 97
   5.3. Присоединение газопроводов к действующим газовым сетям.. 101
   5.4. Обслуживание и профилактический ремонт газопроводов..... 103

6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОДДАВЛЕНИЕМ.................................................... 105
   6.1. Основные положения нормативных документов, регламентирующих эксплуатацию сосудов, работающих под давлением.............. 105
   6.2. Сосуды, работающие под давлением. Основные термины и определения............................................... 107
   6.3. Конструкция сосудов высокого давления. Документация и маркировка................................................ 109
   6.4. Опасности, возникающие при эксплуатации сосудов, работающих поддавлением................................................ 110
   6.5. Основные меры безопасной эксплуатации сосудов, работающих поддавлением................................................ 112
   6.6. Гидравлическое (пневматическое) испытание сосудов высокого давления.................................................... 114
   6.7. Оценка качества сварных соединений. Исправление дефектов в сварных соединениях....................................... 117
   6.8. Установка, регистрация, техническое освидетельствование и разрешение на эксплуатацию сосудов, работающих под давлением... 118 6.8.1. Установка и регистрация сосудов...................... 118
       6.8.2. Техническое освидетельствование и разрешение на ввод вэксплуатацию............................................ 121

7. БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ КОМПРЕССОРНЫХ И КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК........................................... 126
   7.1. Назначение, классификация и основные характеристики компрессорныхустановок...................................... 126
       7.1.1. Опасности, возникающие при работе компрессорных установок................................................ 129
       7.1.2. Основные способы и средства безопасной эксплуатации компрессорных установок.................................. 131
   7.2. Безопасность эксплуатации котельных установок........... 134
       7.2.1. Общие сведения о котельных установках............. 134

5

      7.2.2. Основные опасности и причины аварий, возникающие при эксплуатации котельных установок.................... 135
      7.2.3. Основные способы обеспечения безопасной эксплуатации котельных установок..................................... 136
      7.2.4. Нормативные документы, регламентирующие деятельность по безопасной эксплуатации котельных установок.......... 137

8. БЕЗОПАСНОСТЬТРУДАВГАЗОВОМХОЗЯЙСТВЕ......................... 139
   8.1. Выполнение газоопасных работ. Обнаружение мест утечек газа. Ликвидация мест утечек газа из наружных и подземных газопроводов................................................ 139
   8.2. Проведение аварийных работ............................ 141
   8.3. Газоанализаторы и газоиндикаторы. Назначение и принцип действия.................................................... 142
      8.3.1. Газоанализатор типа ПГФ.......................... 143
      8.3.2. Оптический газоиндикатор ШИ-3.................... 144
      8.3.3. Сигнализатор СТХ-5А.............................. 144
      8.3.4. ТечеискательТГГ-90............................... 145
      8.3.5. Измеритель метана ИМ-93.......................... 146
   8.4. Защитные и предохранительные устройства............... 147
   8.5. Оказание помощи пострадавшим.......................... 151

9. ЛОКАЛИЗАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ..................................................... 154
   9.1. Аварийно-диспетчерская служба, ее задачи и структура.. 154
   9.2. Оснащение аварийно-диспетчерской службы............... 158
   9.3. Выполнение аварийных работ. Планы по предотвращению иликвидацииаварий........................................... 161
      9.3.1. Сетевые модели работ по ликвидации аварий........ 161
      9.3.2. Основные меры по предотвращению аварий и несчастных случаев................................................. 166
   9.4. Расследование, учет и оформление аварий и несчастных случаев. 168
   9.5. Правила техники безопасности при ликвидации аварий.... 169
   Приложения................................................. 174
   Библиографический список................................... 183

6

    Введение


    Газовая промышленность является одной из главных составляющих топливно-энергетического комплекса, в который входят предприятия по добыче и переработке всех видов топлива и др. Природный газ как топливо имеет много положительных свойств, в частности, высокую теплотворную способность, транспортабельность, большую, по сравнению с нефтью и углем, экологичность. Значительное количество природного газа используется в химической промышленности, металлургии, строительной индустрии, машиностроении и других отраслях народного хозяйства.
    Производственная безопасность - это степень защищенности работников от вредного воздействия технологических процессов, условий и режимов труда на промышленном предприятии. Основными причинами возникновения аварийных и травмоопасных ситуаций являются: 1) неисправное состояние технического оборудования; 2) нарушение персоналом требований производственной безопасности; 3) нерациональная организация проведения опасных работ; 4) неисправность аппаратов автоматики и приборного обеспечения и др.
    Основной целью управления производственной безопасностью является: обеспечение безопасности персонала; профилактика аварийности, травматизма и профессиональных заболеваний; улучшение условий труда за счет снижения уровней воздействия вредных и опасных факторов. Производственная безопасность координируется положениями Федерального закона № 116-ФЗ от 21.07.97 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в ред. от 13.07.2015 г. с изм. на 29.07.2018 г.) [1], а также другими законами и нормативно-правовыми актами.
    В настоящий момент актуальны вопросы повышения эффективности мероприятий, направленных на повышение уровня безопасности промышленных объектов, защиту населения и территории от аварий на производственных объектах, снижение рисков их последствий.

7

    1. ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ


    1.1. История развития газовой отрасли

    Нефть и углеводородный газ известны человечеству уже несколько тысячелетий. Газовая промышленность - наиболее молодая отрасль топливного комплекса. Газ применяется в качестве топлива в промышленности, быту, а также как сырье для химической промышленности. В народном хозяйстве используется природный газ, добываемый из газовых месторождений, газ, добываемый попутно с нефтью, и искусственный газ, извлекаемый при газификации сланцев и угля [2].
    В развитии газовой отрасли можно выделить четыре периода:
    -  начало и развитие газовой промышленности (до 1950 г.);
    -  становление(1950-1956гг.);
    -  период до распада СССР (1956-1991 гг.);
    -  современный период (с 1991 г.).
    Газовая промышленность России зародилась в 1835 г., когда в Санкт-Петербурге методом сухой перегонки угля начали вырабатывать искусственный газ, названный светильным. В 60-х гг. XIX в. с его использованием началась газификация Москвы и к 1915 г. здесь пользовались газом 2700 квартир. Небольшие газовые заводы были построены также в Одессе и Харькове [3].
    Вместе с тем дореволюционная Россия значительно отставала в использовании газа от главных капиталистических стран мира. Так, если в Великобритании в 1891 г. светильный газ вырабатывали 594 завода, то в России в этом же году таких заводов было 30 (и еще 180 маломощных газогенераторных установок).
    С развитием добычи нефти люди вплотную соприкоснулись с нефтяным газом, являющимся ее неизбежным спутником. В 1880 г. нефтяной газ начали использовать как топливо в котельных Баку, а затем и Грозного.
    В 20-х гг. в СССР было известно всего пять газовых месторождений - «Дагестанские Огни», Мельниковское, Мелитопольское, Сураханское и Ставропольское. Общие запасы газа в них составляли около 200 млн м³, а добыча не превышала 15 млн м³ в год.
    До 30-х гг. значение природного газа недооценивалось. Поэтому целенаправленные поиски чисто газовых месторождений не велись. Положение изменилось после того, как в 1933 г. был создан «Главгаз». Уже в июле 1935 г. было открыто первое в Коми АССР чисто газовое месторождение - Седельское, а вступило в строй лишь в 1942 г. В последующем здесь же были открыты Вой-вожское (1943) и Нибельское (1945) газовые месторождения. К концу 30-х гг. было открыто более 50 месторождений природного газа в Азербайджане, Поволжье, на Северном Кавказе и в Средней Азии. Добыча природного газа достигла 3,4 млрд м³. В годы войны были открыты крупные по тем временам Елшанское и Курдюмское газовые месторождения в Саратовской области [2,3].

8

    Период становления газовой промышленности. Дальнейшее развитие газовой промышленности связано с открытием новых месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях, в Тюменской области и на Украине. В 1950 г. в Ставропольском крае были открыты Ставропольско-Полагнадское, Тахта-Кугультинское и Расшеватское газовые месторождения. На Украине введены в эксплуатацию Бильче-Валицкое (1954), Радковское (1958) и Шебелинское месторождения газа.
    21 сентября 1953 г. на окраине старинного сибирского села Березово ударил мощный газовый фонтан, возвестивший об открытии первой в Западной Сибири газоносной провинции. Скважина-первооткрывательница Р-1 поставила последнюю точку в спорах ученых о перспективах добычи газа в данном регионе. Благодаря этим событиям газ все шире стал использоваться как высококачественное и дешевое топливо в промышленности, начала осуществляться программа газификации городов и поселков, возросли объемы переработки природных и нефтяных газов. Добыча газа в этот период росла по 500-600 млн м³ в год и к концу 1955 г. составила 10,4 млрд м³.
    Период до распада СССР. Период после 1955 г. характеризуется бурным развитием газовой промышленности. К концу 50-х гг. в результате поисковых работ на Украине, Северном Кавказе, в Прикаспии и Узбекистане разведанные запасы газа были больше по сравнению с 1946 г. в 16 раз. В 60-е гг. поисковые работы велись на востоке страны. Были открыты крупные газовые месторождения в Западной Сибири (Пунгинское, Заполярное, Медвежье, Уренгойское), в Коми АССР (Вуктыльское), в Туркмении, в Узбекистане (Учкырское, Урта-булакское). Это позволило довести добычу газа в 1965 г. до 127,7 млрд м³, а к концу 1970 г. - до 198 млрд м³ [4].
    Начиная с 70-х гг., главным направлением развития газовой промышленности России стало освоение крупных залежей природного газа в Западной Сибири. Добыча газа здесь стремительно росла: с 10 млрд м³ в 1965 г. до 195,7 млрд м³ в 1981 г. Таким образом, всего за 20 лет в суровых условиях Западной Сибири был создан мощный Западно-Сибирский топливноэнергетический комплекс, включающий предприятия нефтяной и газовой промышленности.
    В 1980 г. в стране было добыто 435,2 млрд м³ природного газа. Начиная с 1981 г., ускоренное развитие газовой отрасли стало возможным благодаря освоению новых месторождений в Туркмении, Астраханской, Тюменской и Оренбургской областях. К концу 1985 г. добыча газа в СССР достигла 643 млрд м³. На долю Западной Сибири при этом приходилось 376 млрд м³, из которых 270 млрд м³ давало Уренгойское месторождение.
    Уже в 1984 г. СССР вышел на первое место в мире по добыче газа, опередив США. В 1990 г. добыча газа в стране составила 815 млрд м³.
    Современный период. Россия - одна из немногих стран мира, полностью удовлетворяющая потребности в газе за счет собственных ресурсов.
    В стране шесть газодобывающих регионов: Северный, Северо-Кавказский, Поволжский, Уральский, Западно-Сибирский и Дальневосточный. В Западной

9

Сибири добыча газа в основном сосредоточена в ЯНАО, а в Европейской части страны - в Оренбургской области (Волго-Уральская нефтегазовая провинция (НГП)), в Астраханской области (Прикаспийская НГП), в Республике Коми (Тимано-Печорская НГП) [3].
    Практически все запасы природного газа Волго-Уральской НГП сосредоточены на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ). В других регионах Волго-Уральской НГП - Пермский край, Самарская область, Удмуртская Республика, Татарстан, Башкортостан - добыча газа ограничивается выделением попутного нефтяного газа суммарным объемом 1,5-2,0 млрд м³ в год (на Оренбургском НГКМ добыча природного газа в 2002-2010 гг. стабилизировалась на уровне 20-22 млрд м³ в год).
    В России разведанные запасы, равные 47 трлн м³, сосредоточены в 770 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождениях, из которых 338 с разведанными запасами 21,6 трлн м³ вовлечены в разработку, а 73 подготовлены к промышленному освоению.
    Общие потенциальные ресурсы, при степени разведанности территории РФ, равной 24,5 %, оцениваются в 236 трлн м³. Сырьевой базе газовой отрасли свойственна высокая концентрация запасов, что создает благоприятные условия для вовлечения их в разработку. Так, в 20 уникальных месторождениях (более 500 млрд м³ в каждом) содержится более 75 % всех запасов (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др.), а в 115 крупных (запасы каждого от 30 до 500 млрд м³) - 22 %.
    Добыча газа в России в 1990-е гг. сокращалась: в 1991 г. - 643 млрд м³, в 1993 г. - 617, в 1995 г. - 595, в 1997 г. - 571. Причинами такой ситуации было падение промышленного производства, заниженная стоимость газа на внутреннем рынке, высокий уровень неплатежей, вступление крупнейших месторождений газа в стадию падающей добычи.
    Объем газодобычи в нашей стране в 1998 г. составил 591,1 млрд м³, в 1999 г. - около 590, в 2000 г. - 584,2, а в 2001 г. - 581,5 млрд м³. Ввод в разработку Заполярного месторождения в конце 2001 г. улучшил ситуацию, в результате чего объем добычи газа в России в 2002 г. вырос до 594,9, а в 2003 г. -до 633,5 млрд м³. Добыча газа в 2010 г. составила 650,8 млрд м³, это на 67,7 млрд м³ больше, чем в 2009 г.
    Основной газодобывающей компанией России является ОАО «Газпром» (на его балансе находится более 60 % отечественных запасов газа), учрежденное в феврале 1993 г. Из нефтяных компаний наибольший объем добычи газа приходится на «Лукойл», «Роснефть», «Сургутнефтегаз», ТНК-ВР. Основные независимые производители газа в нашей стране - «НОВАТЭК» и «Сибнефтегаз», а за рубежом - компании «Сонатрак» (Алжир), «Газюни» (Нидерланды), «Статойл» (Норвегия).
    Перспективы дальнейшего увеличения добычи газа связаны с освоением месторождений севера Тюменской области (Надым-Пур-Тазовский регион, полуостров Ямал), а также крупнейшего в Европе Штокмановского газоконденсатного месторождения (Баренцево море). Россия является крупнейшим в мире экс


10

портером природного газа. В долгосрочной перспективе целесообразно строительство дополнительных модулей завода подземного газохранения (СПГХ) и расширение терминала. После 2012 г. начаты поставки сетевого газа в Китай и Корею (морской трубопровод) с месторождений проекта «Сахалин-1». В 2014 г. введена система «Западная Сибирь (единая система газоснабжения) -Восточная Сибирь - Дальний Восток» с отводами на Китай, которая соединена с газопроводной системой «Сахалин - Дальнереченск (отвод на Китай) - Владивосток - Находка - Сеул» в районе Хабаровска. На 2015-2020 гг. в районе Находки запланировано и ведется строительство завода по сжижению газа и терминала СПГХ.

    1.2.              Природный газ и его основные физико-химические свойства

    Горючие газы разделяются на естественные (природные) и искусственные. Природный газ - бесцветен, не имеет запаха, вкуса, легче воздуха, малотоксичен. Основным компонентом является газ метан: по санитарным нормам относится к 4-му классу опасности - малоопасным вредным веществам, ПДК = 300 мг/м³. Плотность приблизительно 0,7-1,1 кг/м³. Метан широко распространен в природе. Он всегда входит в состав пластовой нефти. Много метана растворено в пластовых водах на глубине 1,5-5 км. Газообразный метан образует залежи в пористых и трещиноватых осадочных породах [5].
    Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков. Они делятся на обломочные породы, а также породы химического, органического и смешанного происхождения.
    В основном месторождения нефти и газа приурочены к осадочным породам. Природные газы классифицируются по трем видам, обусловленным способами добычи. Природные газы подразделяют на следующие группы [6].
    1.     Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых углеводородов.
    2.     Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.
    3.     Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.
    Газ, в составе которого углеводороды Сз, С4 составляют не более 75 г/м³, называют сухим. При содержании более тяжелых углеводородов (свыше 150 г/м³) газ называют жирным. Газы газовых месторождений называются природными газами. Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые углеводороды, а также неуглеводородные компоненты: азот, углекислый газ, сероводород, гелий, аргон.

11

    Примерный состав одного из месторождений (Северо-Ставропольское) следующий: метан СНд = 98,7 %, этан СгШ = 0,33 %, пропан СзН = 0,12 %, бутан С4Н10 = 0,04 %, пентан С5Н12 = 0,01 %, углекислый газ СО2 = 0,1 %, азот N2 + редкие газы = 0,7 % (к редким газам относятся аргон, неон, гелий), кроме того, газы содержат воду, а также могут содержать сероводород, другие примеси - пыль и т. д. [5].
    Газы чисто газовых месторождений относятся к тощим газам. Тощие газы содержат тяжелые углеводороды (пропан, бутан, пентан, гексан) в количестве не более 50 г/м³. Второй вид газов относится к газоконденсатным месторождениям. Они состоят из смеси сухого газа и паров конденсата (бензин, лигроин, дизельное топливо, керосин), т. е. паров тяжелых углеводородов.
    Третий вид газов добывается одновременно с добычей нефти и называется попутным газом. Кроме метана они содержат значительное количество тяжелых углеводородов и относятся к жирным газам. Жирные газы представляют собой смесь сухого газа пропанобутановой фракции и газового бензина [6].
    Примеси тяжелых углеводородов изменяют свойства природного газа: повышают плотность, снижают температуру воспламенения, придают ему запах бензина.
    Искусственные горючие газы получают в результате термической обработки твердого или жидкого топлива на газовых заводах.
    Сжиженные газы являются смесью тяжелых углеводородов - пропана, бутана и др. Получают сжиженный газ из попутных нефтяных газов и газов газоконденсатных месторождений на газобензиновых заводах. При этом выделяют этан, пропан, бутан и газовый бензин [3].
    Сжиженный газ также не имеет цвета, запаха, вкуса. В жидком состоянии представляет собой масляную бесцветную жидкость в два раза легче воды. При повышении давления или понижении температуры пропанобутановая смесь из газообразного состояния переходит в жидкое и наоборот, т. е. с понижением давления или с повышением температуры переходит из жидкого в газообразное состояние.
    Количества воздуха для полного сгорания сжиженного газа требуется в 4 раза больше, чем при сгорании природного газа. Для полного сгорания одного объема природного газа (метана) требуется 10,5-11,5 объемов воздуха.
    Физические свойства газов. Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху [4].
    Молекулярная масса природного газа:

n
М = £ М.Xₜ,
i=1

где Mi - молекулярная масса i-го компонента;
    Xi - объемное содержание i-го компонента, доли единиц.

12

    Для реальных газов обычно М= 16-20.
    Плотность газа рассчитывается по формуле:


М М рг = — =------,
Vᵤ 24,05


где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях.
    Обычнозначение рг находитсявпределах0,73-1,0кг/м³.
    Чаще пользуются относительной плотностью газа по рг в, которая определяется по формуле:


                                           Р = Р р г. в     ,
Рв


где рг - плотность газа;
    рв - плотность воздуха при тех же значениях давления и температуры.
     Уравнение состояния газа используется для определения многих физических свойств природных газов. Оно устанавливает аналитическую зависимость между давлением, объемом и температурой. Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клапейрона - Менделеева [5]:


pV = NRT,


где p — давление;
    V — объем идеального газа;
    N — число киломолей газа;
    R — универсальная газовая постоянная;
    Т - температура.
    Это уравнение применимо для идеальных газов.
    Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому для них уравнение Клапейрона - Менделеева записывается в виде:

pV = ZNRT,

где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов.
    Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов - это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального V₃ газов при одинаковых термобарических условиях (т. е. при одинаковых давлении и температуре) [5]:


Z = V/Vи.

13

    Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов:


n
Р =у р X
Кр       Kpl i
i=1


5

где Ркр₁ и Ткр₁ - критическое давление и температура l-го компонента соответственно.
    Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие этого содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры [5].
    Объемный коэффициент пластового газа bг представляет собой отношение объема газа в пластовых условиях Vш.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, и определяется по уравнению Клапейрона - Менделеева:

b г = Vпл.г/Vст = Z (P ст Т (Р пл Тст)),

где Рпл, Тпл, Pст, Тст - давление и температура в пластовых и стандартных условиях соответственно.
    Объемный коэффициент bг имеет большое числовое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

    1.3.              Преимущества и недостатки использования газового топлива

    Использование газа в индустрии дает возможность автоматизировать производственно-технологические процессы, усовершенствовать санитарногигиенические условия на производстве и в быту. Газ более экономичный вид топлива, чем нефть и тем более уголь. Себестоимость добычи природного газа во много раз ниже себестоимости добычи угля, сланцев и торфа. Природный газ является ценным минеральным ресурсом как наиболее дешевое экологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего тепла земли). Именно поэтому необходим тщательный анализ возможности газовой промышленности как одной из важных отраслей экономики России [2].
    Газ отличают полнота сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирования процесса горения; высокий коэффициент полезного действия топливоиспользующих установок; экономичность и простота транспортировки к потребителю; возможность хранения в сжатом и

14