Подготовка газа на газовых и газоконденсатных месторождениях имеет ряд особенностей. Уменьшение пластового давления в течение времени эксплуатации снижает давление сырого газа на входе в установку его подготовки. Для поддержания требуемого давления приходится со временем устанавливать дополнительное оборудование (дожимные компрессоры, насосы, сепараторы). Изменяется во времени и состав добываемого газа по мере падения пластового давления. Растет концентрация легких (до С4) и падает концентрация тяжелых (С5 и выше) углеводородов в газе и газовом конденсате. Общим принципом выбора схемы подготовки и переработки газа является их двухступенчатостъ. На первой ступени проводят промысловую подготовку газа для отделения капельной влаги, для его осушки и очистки от азота, углекислого газа и сернистых соединений, а на газоконденсатных месторождениях - для отделения от газа сырого газового конденсата и его стабилизации с целью подготовки газа и газового конденсата к транспорту в крупные центры переработки - ГПЗ и НПЗ.
Газ выносит из скважины взвешенную капельную жидкость (газовый конденсат и воду) и мелкие частицы горной породы, т. е. он является дисперсной системой с жидкой и твердой фазами. Для их отделения применяют физическую сепарацию в гравитационных, инерционных, центробежных и низкотемпературных сепараторах. Выбор типа сепаратора зависит от предъявляемых требований к процессу и от исходных характеристик газового потока. Смесь конденсата и воды со сборных пунктов и сепараторов поступает в разделители-отстойники, где воду отделяют от сырого газового конденсата. Стабилизацию сырого газового конденсата с целью удаления из него наиболее легких углеводородов С3-С5 проводят в стабилизаторах - ректификационных колоннах. Стабильный газовый конденсат должен иметь давление насыщенных паров не более 67-93 кПа (500-700 мм рт. ст.) для его дальнейшей транспортировки в железнодорожных цистернах.
Природный газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен отвечать требованиям действующих стандартов: он не должен вызывать коррозию трубопроводов, арматуры, приборов и т.п., качество газа должно обеспечить его транспорт в однофазном газообразном состоянии, т. е. в газопроводе не должны образовываться углеводородная жидкость, водяной конденсат и газовые гидраты.Влагосодержание углеводородных газов, воздуха и других газов оценивается абсолютной влажностью (в граммах водяных паров на 1 м3 газа) и относительной влажностью (в процентах или в долях единицы), а также температурой точки росы (точкой росы). Присутствие в природном газе влаги во время его транспортировки может приводить к нежелательным явлениям: образованию капельной влаги при компримировании газа, появлению гидрат-ных твердых соединений (микрокристаллов льда), забивающих газопроводы, арматуру и приборы контроля. Поэтому углеводородные и другие газы подвергают осушке, и мерой глубины такой осушки является точка росы - температура, при которой в газе начинает образовываться капельная влага (ГОСТ 20061-84). В борьбе с образованием газовых гидратов широко применяют ингибирование газа (введение ингибитора в поток газа). В качестве ингибиторов широкое распространение получили метанол (опасен, ядовит) для борьбы с гидратообразованием и гликоли (диэтиленгликоль и др.) для осушки газа. Для абсорбционной осушки природного и других углеводородных газов можно применять различные поглотители влаги, среди них распространены гликоли в виде высококонцентрированных растворов (99 % и более): этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Абсорбционная осушка газа осуществляется в колонных аппаратах - абсорберах. Некоторые показатели качества природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, приведены в табл. 1.2.
Летний период I длится с 1 мая по 30 сентября и зимний период II - с 1 октября по 30 апреля. Для северных месторождений влагосодержание подаваемого в газопроводы газа должно составлять 0,022 г/м3 (зимний период) и 0,044 г/м3 (летний период), которые соответствуют точкам росы минус 25 и минус 15 °С при давлении в газопроводе 5,5 МПа и при давлении 7,5 МПа - соответственно минус 23 и минус 14 °С.
Некоторые показатели качества стабильного газового конденсата для транспортировки железнодорожным транспортом и по трубопроводам представлены в табл. 1.3.
Для полной оценки товарного качества стабильного газового конденсата необходимо также определять и следующие характеристики: фракционный состав, содержание сернистых соединений, ароматических углеводородов и высококипящих парафиновых углеводородов, температуру застывания и др.
