Подготовка и компримирование газа

Кратко о главном

Товарный газ задают точки росы по воде и по углеводородам, содержание сероводорода, меркаптановой и общей серы, углекислого газа и кислорода, теплота сгорания. Каждое требование снимает свою угрозу: гидраты и коррозию, жидкость в трубе, токсичность и коррозию, недостаток энергии у потребителя.
Газ в пласте насыщен водой. Влагосодержание растёт с температурой почти так же быстро, как давление паров воды, и падает с давлением; при охлаждении лишняя вода выпадает — в шлейфах, за штуцерами, в трубопроводах.
Гидраты предупреждают подогревом, осушкой или ингибиторами. Метанол и гликоли снижают температуру гидратообразования тем сильнее, чем выше их концентрация в воде; формула Хаммершмидта годится для метанола примерно до 20–25 % по массе.
Осушают газ абсорбцией гликолем (ТЭГ, ДЭГ) или адсорбцией на силикагеле и цеолитах; адсорбенты дают самые низкие точки росы, нужные перед глубоким охлаждением.
Жидкие углеводороды извлекают охлаждением газа: дросселированием в низкотемпературной сепарации, холодильными установками, турбодетандерами. Дросселированию нужен свободный перепад давления, которого с истощением месторождения становится меньше.
При сжатии газ нагревается, поэтому его сжимают ступенями с промежуточным охлаждением и примерно равными степенями сжатия. Число ступеней задаёт прежде всего предельная температура нагнетания; каждая следующая ступень экономит всё меньше мощности.

Ключевые соотношения

y_w = \frac{p_s(T)}{p} + \beta(T)

мольная доля воды в насыщенном газе (Букачек)

\Delta T = \frac{K\,W}{M\,(100 - W)}

снижение температуры гидратообразования (Хаммершмидт), $K = 1297$ °C

p_i = y_i\,p

парциальное давление компонента

r = \left(\frac{p_{\text{н}}}{p_{\text{вс}}}\right)^{1/n}

степень сжатия ступени при $n$ равных ступенях

T_2 = T_1\left[1 + \frac{r^{(k-1)/k} - 1}{\eta}\right]

температура нагнетания ступени

Где чаще всего ошибаются

Подставлять в расчёт влагосодержания избыточное давление вместо абсолютного.
Называть точку росы по воде без давления: та же вода в газе даёт разные точки росы при разных давлениях.
Считать по формуле Хаммершмидта концентрации метанола выше 25 %: она быстро теряет точность и даёт слишком мало ингибитора.
Учитывать метанол только в воде: заметная его часть уходит в газ и конденсат.
Выбирать число ступеней сжатия только по мощности, забыв о предельной температуре нагнетания.

После урока вы сможете

перечислить требования к товарному газу и объяснить, от чего защищает каждое из них;
рассчитать влагосодержание газа по корреляции Букачека и количество воды, выпадающей при охлаждении;
рассчитать концентрацию ингибитора гидратообразования по формуле Хаммершмидта и его расход и назвать границы метода;
описать гликолевую и адсорбционную осушку, очистку от кислых компонентов и извлечение жидких углеводородов охлаждением и оценить их основные величины;
выбрать число ступеней сжатия по температуре нагнетания и рассчитать мощность компрессорной станции;
рассказать, какие газоперерабатывающие мощности Казахстан строит и почему товарного газа в стране производят меньше половины добытого.

Каким должен быть товарный газ

Из пласта газ выходит насыщенным водяным паром, с капельной жидкостью — водой и конденсатом, — с тяжёлыми углеводородами, которые при охлаждении конденсируются, часто с сероводородом, меркаптанами и углекислым газом, иногда с азотом и песком. Газотранспортная система и потребители принимают газ, только когда он не может образовать в трубе жидкость или гидраты при самых холодных условиях её работы, не разъедает металл, безопасен и даёт нужное количество тепла при сжигании.

Точка росы по воде (water dew point): температура, при которой в газе при данном давлении появляется первая капля воды. Чем меньше воды в газе, тем ниже точка росы; при росте давления та же вода выпадает при более высокой температуре, поэтому точку росы всегда указывают вместе с давлением.
Точка росы по углеводородам (hydrocarbon dew point): температура, при которой из газа при данном давлении начинает конденсироваться углеводородная жидкость. Её задают прежде всего тяжёлые компоненты — пентаны и более тяжёлые: даже доли процента их поднимают точку росы на десятки градусов.
Влагосодержание (water content): масса водяного пара в кубометре газа при стандартных условиях, г/м³ (в промысловых единицах — фунты воды на миллион стандартных кубических футов, lb/MMscf).

Требования к газу для магистральных газопроводов по техническому регламенту ЕАЭС ТР ЕАЭС 046/2018

Показатель: Молярная доля кислорода
Норма: не более 0,020 %
Условия и исключения: —

Показатель: Молярная доля диоксида углерода
Норма: не более 2,5 %
Условия и исключения: —

Показатель: Сероводород
Норма: не более 0,007 г/м³
Условия и исключения: в Казахстане до 1 января 2030 года — до 0,020 г/м³

Показатель: Меркаптановая сера
Норма: не более 0,016 г/м³
Условия и исключения: в Казахстане до 1 января 2030 года — до 0,036 г/м³

Показатель: Общая сера
Норма: не более 0,030 г/м³
Условия и исключения: в Казахстане — с 1 января 2030 года

Показатель: Низшая теплота сгорания
Норма: не менее 31,80 МДж/м³
Условия и исключения: 7600 ккал/м³

Показатель: Точка росы по воде
Норма: не выше −10,0 °C
Условия и исключения: при 3,92 МПа, умеренный климат; холодный климат: зимой −20,0, летом −14,0 °C

Показатель: Точка росы по углеводородам
Норма: не выше −2,0 °C
Условия и исключения: при рабочем давлении, умеренный климат; холодный: зимой −10,0, летом −5,0 °C

Показатель: Механические примеси
Норма: не более 0,001 г/м³
Условия и исключения: —

Показатель	Норма	Условия и исключения
Молярная доля кислорода	не более 0,020 %	—
Молярная доля диоксида углерода	не более 2,5 %	—
Сероводород	не более 0,007 г/м³	в Казахстане до 1 января 2030 года — до 0,020 г/м³
Меркаптановая сера	не более 0,016 г/м³	в Казахстане до 1 января 2030 года — до 0,036 г/м³
Общая сера	не более 0,030 г/м³	в Казахстане — с 1 января 2030 года
Низшая теплота сгорания	не менее 31,80 МДж/м³	7600 ккал/м³
Точка росы по воде	не выше −10,0 °C	при 3,92 МПа, умеренный климат; холодный климат: зимой −20,0, летом −14,0 °C
Точка росы по углеводородам	не выше −2,0 °C	при рабочем давлении, умеренный климат; холодный: зимой −10,0, летом −5,0 °C
Механические примеси	не более 0,001 г/м³	—

Регламент «О безопасности газа горючего природного, подготовленного к транспортированию и (или) использованию» принят решением Совета Евразийской экономической комиссии от 14 сентября 2018 года № 74 и действует с 1 января 2022 года; таблица — в редакции решения Совета от 23 мая 2025 года № 38, вступившего в силу через 180 дней после опубликования. Концентрации отнесены к 20 °C и 101,325 кПа. Казахстанские исключения по сероводороду и меркаптановой сере действуют для газа, который обращается только внутри страны. Для месторождений, введённых в Казахстане до 2005 года включительно, по согласованию поставщика и получателя допускаются более мягкие точки росы. Точку росы по углеводородам не определяют, если углеводородов C₅₊ в газе не больше 1,0 г/м³. На газ, экспортируемый за пределы таможенной территории Союза, регламент не распространяется.

СхемаПодготовка сернистого газа (схема): от входного сепаратора через очистку от кислых компонентов, осушку и извлечение жидких углеводородов к компрессорам и газопроводу. Набор и порядок блоков зависят от состава газа и давления; на поздней стадии разработки дожимной компрессор ставят и на входе.

Где это делают, зависит от газа и расстояний. На газовых и газоконденсатных промыслах газ доводят до требований на установках комплексной подготовки газа (УКПГ); если скважины далеко, часть операций — сепарацию и ввод ингибитора — выполняют на установках предварительной подготовки (УППГ). Сернистый газ и газ, богатый этаном, пропаном и бутанами, направляют на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), где из него получают товарный газ, сжиженные углеводородные газы (СУГ), широкую фракцию лёгких углеводородов (ШФЛУ), стабильный конденсат и серу. Когда пластовое давление падает, на входе ставят дожимные компрессорные станции (ДКС). Попутный газ нефтяных месторождений собирают со ступеней сепарации (Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация) и сжимают для сдачи, переработки, газлифта или закачки (от устья до товарной продукции).

Вода в газе: влагосодержание и точка росы

Газ в пласте соприкасается с водой и насыщен её паром. Если бы газ и вода вели себя идеально, мольная доля воды в газе была бы равна отношению давления насыщенных паров воды $p_s$ к давлению газа $p$ (законы Рауля и Дальтона). Отсюда главные закономерности: $p_s$ растёт с температурой очень быстро — вдвое примерно на каждые 12–14 °C в интервале от 20 до 60 °C, — а рост давления газа «выжимает» воду. При высоких давлениях газ удерживает воды больше идеального: молекулы воды притягиваются к окружающим молекулам газа. Эту поправку даёт опытная корреляция Букачека (Bukacek) для природного газа.

Влагосодержание природного газа, насыщенного водой (корреляция Букачека)

y_w = \frac{p_s(T)}{p} + \beta(T),\qquad \beta = 10^{\,2{,}0179 - \frac{3083{,}87}{1{,}8\,T - 0{,}07}},\qquad W = 748{,}9\,y_w

где:

$y_w$ мольная доля воды в газе, доли единицы
$p_s(T)$ давление насыщенных паров чистой воды при температуре газа, МПа
$p$ абсолютное давление газа, МПа
$\beta(T)$ поправка на неидеальность — прибавка к мольной доле воды, зависящая только от температуры, доли единицы
$T$ температура газа, К
$W$ влагосодержание — масса воды в кубометре газа при 20 °C и 0,101325 МПа, г/м³

Единицы: абсолютное давление в МПа (в отношении $p_s/p$ — любые одинаковые единицы), температура в кельвинах

Справедливо, если

сладкий природный газ без заметного сероводорода и углекислого газа (они увеличивают влагосодержание), в равновесии с пресной водой (солёная вода даёт немного меньше);
проверенный диапазон корреляции: от 15,5 до 238 °C и от 0,1 до 70 МПа; ниже 15,5 °C и тем более в области гидратов результат — оценка;
$p_s(T)$ берут по точному уравнению для воды (в моделях урока — международное уравнение для давления насыщенных паров воды): ошибка в нём переходит в результат целиком;
748,9 г/м³ — масса киломоля воды (18,015 кг), делённая на объём киломоля газа при 20 °C и 0,101325 МПа (24,055 м³).

Первое слагаемое — идеальная часть, второе — поправка; при 5–7 МПа поправка составляет около четверти результата, при 1 МПа — проценты. Влагосодержание почти пропорционально $p_s(T)$ : охлаждение газа на 10 °C уменьшает его почти вдвое, и «лишняя» вода конденсируется.

В других системах единиц (1)

Промысловые единицы (oilfield)

W\,[\text{lb/MMscf}] = 47\,484\,\frac{p_s}{p} + B,\qquad \lg B = -\frac{3083{,}87}{459{,}6 + t} + 6{,}69449

$W$ — фунты воды на миллион стандартных кубических футов (60 °F, 14,696 psia); $p_s$ и $p$ — psia; $t$ — °F.

Исходная форма корреляции. 47 484 — масса фунт-моля воды, делённая на объём фунт-моля газа при 60 °F (около 379,5 ft³), умноженная на $10^6$ ; поэтому $\beta = B/47\,484$ , а $2{,}0179 = 6{,}69449 - \lg 47\,484$ ; $459{,}6 + t = 1{,}8T - 0{,}07$ , если $T$ — в кельвинах. 1 lb/MMscf ≈ 15,78 мг/м³ при 20 °C.

РасчётВлагосодержание природного газа, насыщенного водой, в зависимости от температуры при 1; 5,5 и 12 МПа (корреляция Букачека, логарифмическая шкала). Ниже 15,5 °C — за проверенным диапазоном (пунктир). Точки — шлейф из примера ниже: 30 и 6 °C при 5,5 МПа.

Расчётный примерСколько воды выпадет в шлейфе

Исходные данные (условные)

Газ: 1,5 млн м³/сут (при 20 °C и 0,101325 МПа), сладкий, насыщен водой на входе в шлейф
Шлейф: давление 5,5 МПа (абсолютное); газ входит при 30 °C и зимой остывает до температуры грунта 6 °C (принято)

Решение

Давление паров воды при 30 °C: $p_s = 4{,}247$ кПа. Идеальная часть: $4{,}247/5500 = 7{,}722\cdot 10^{-4}$ .
Поправка: $\beta = 10^{2{,}0179 - 3083{,}87/(1{,}8\cdot 303{,}15 - 0{,}07)} = 2{,}321\cdot 10^{-4}$ . Мольная доля воды $y_w = (7{,}722 + 2{,}321)\cdot 10^{-4} = 10{,}043\cdot 10^{-4}$ , влагосодержание $W = 748{,}9\cdot 10{,}043\cdot 10^{-4} = 0{,}752$ г/м³.
При 6 °C: $p_s = 0{,}9353$ кПа, $y_w = (1{,}701 + 0{,}758)\cdot 10^{-4} = 2{,}459\cdot 10^{-4}$ , $W = 0{,}184$ г/м³ (оценка: 6 °C — ниже проверенного диапазона корреляции).
Выпадает воды: $(0{,}752 - 0{,}184)\cdot 1\,500\,000/1000 = 852$ кг/сут.
Для сравнения, только идеальная часть при 30 °C дала бы $748{,}9\cdot 7{,}722\cdot 10^{-4} = 0{,}578$ г/м³ — на 23 % меньше.

Ответ: В шлейфе конденсируется около 852 кг воды в сутки: газ приносит 0,752 г/м³, а при 6 °C удерживает лишь 0,184 г/м³.

Что это значит. Точка росы газа на входе — 30 °C при 5,5 МПа: всё, что холоднее, уже конденсирует воду. Около 0,85 т воды в сутки при 5,5 МПа и 6 °C — прямой путь к гидратам: по оценке из урока о штуцерах газ такой плотности образует их при этом давлении ниже примерно 14 °C (следующий раздел). Без поправки Букачека влагосодержание при 30 °C оказалось бы на 23 % меньше, и ингибитора заложили бы мало. Значение при 6 °C получено за пределами проверенного диапазона, но его погрешность мала по сравнению с выпавшей водой. Данные примера условные.

Гидраты и ингибиторы

Газовые гидраты — кристаллы, в которых каркас из молекул воды удерживает молекулы газа; они устойчивы при высоком давлении и низкой температуре, в том числе выше точки замерзания воды. Что это такое и как оценить температуру гидратообразования по относительной плотности газа, разобрано в уроках о сложных флюидах и о штуцерах и температуре. Здесь — как их предупреждают.

Держать газ тёплым: подогреватели перед штуцерами, теплоизоляция, подземная прокладка шлейфов.
Убрать воду до охлаждения: осушить газ так, чтобы точка росы по воде была ниже самой низкой температуры в трубе (раздел об осушке).
Держать давление ниже давления гидратообразования — возможно не всегда, но помогает при остановках и при ликвидации пробок.
Термодинамические ингибиторы — метанол, моноэтиленгликоль (МЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ): растворяясь в воде, они снижают активность воды и сдвигают кривую гидратообразования к более низким температурам. Нужны в концентрациях в десятки процентов от массы воды.
Малодозируемые ингибиторы: кинетические замедляют зарождение и рост кристаллов, антиагломеранты не дают им слипаться в пробку; дозы — от долей до нескольких процентов от массы воды, но действуют они в ограниченном диапазоне переохлаждения и времени.

Снижение температуры гидратообразования ингибитором (формула Хаммершмидта)

\Delta T = \frac{K\,W}{M\,(100 - W)}

где:

$\Delta T$ насколько ниже становится температура гидратообразования, °C
$W$ концентрация ингибитора в водной фазе (вода + ингибитор); буква — как в формуле Хаммершмидта, это не влагосодержание газа $W$ из предыдущего раздела, % по массе
$M$ молярная масса ингибитора: метанол 32,04, МЭГ 62,07, кг/кмоль
$K$ постоянная: 1297 для $\Delta T$ в °C (2335 — в °F), °C·кг/кмоль

Единицы: $\Delta T$ в °C, $W$ в процентах по массе

Справедливо, если

разбавленный раствор: для метанола — примерно до 20–25 % по массе; при больших концентрациях формула завышает $\Delta T$ , то есть даёт слишком мало ингибитора (в углублённой части урока — логарифмическая форма для метанола);
для моноэтиленгликоля справочники приводят свою постоянную, на несколько процентов меньше; при одной и той же постоянной МЭГ по массе нужно примерно вдвое больше, чем метанола, потому что его молярная масса вдвое больше;
температуру гидратообразования без ингибитора нужно знать заранее — по составу газа, лабораторным опытам или оценке по относительной плотности.

Снижение растёт с концентрацией быстрее линейной зависимости, и на 1 % ингибитора метанол даёт почти вдвое больший эффект, чем МЭГ. Обратная форма $W = 100\,\Delta T M/(K + \Delta T M)$ даёт нужную концентрацию; масса ингибитора в воде — $m_{\text{и}} = m_{\text{в}}W/(100 - W)$ .

В других системах единиц (1)

Промысловые единицы (oilfield)

\Delta T\,[{}^\circ\text{F}] = \frac{2335\,W}{M\,(100 - W)}

$\Delta T$ — градусы Фаренгейта (разность температур), остальное — как выше.

$2335/1{,}8 = 1297$ : разность в 1 °C равна 1,8 °F.

Расчётный примерСколько метанола нужно шлейфу

Исходные данные (условные)

Шлейф: из предыдущего примера: 5,5 МПа, газ относительной плотности 0,60, холоднейшая точка 6 °C, выпадает 852 кг воды в сутки
Запас: держать температуру гидратообразования на 3 °C ниже самой низкой температуры (правило эксплуатации, принято)
Ингибитор: метанол, $M = 32{,}04$ кг/кмоль; $K = 1297$

Решение

Температура гидратообразования без ингибитора (формула Таулера и Мохатаба из урока о штуцерах): $p = 5{,}5\cdot 145{,}04 = 797{,}7$ psia, $\ln p = 6{,}6817$ , $\ln 0{,}60 = -0{,}5108$ ; $T_h = 13{,}47\cdot 6{,}6817 + 34{,}27\cdot(-0{,}5108) - 1{,}675\cdot 6{,}6817\cdot(-0{,}5108) - 20{,}35 = 57{,}86$ °F, или 14,37 °C.
Нужное снижение: $\Delta T = 14{,}37 - 6 + 3 = 11{,}37$ °C.
Концентрация метанола в воде: $W = \dfrac{100\cdot 11{,}37\cdot 32{,}04}{1297 + 11{,}37\cdot 32{,}04} = 21{,}93$ % — в пределах применимости формулы.
Метанол в водной фазе: $852\cdot 21{,}93/(100 - 21{,}93) = 239$ кг/сут, или 0,16 кг на тысячу кубометров газа.
Для сравнения, моноэтиленгликоль по той же формуле с той же постоянной: $W = 35{,}2$ %, около 464 кг/сут — грубая оценка.

Ответ: В воде шлейфа должно быть около 21,93 % метанола — 239 кг в сутки только на водную фазу.

Что это значит. Подавать нужно больше. Метанол летуч: часть его уходит в газ и растворяется в углеводородном конденсате, и при таких давлениях и температурах эти потери сопоставимы с количеством в воде; их оценивают по справочным данным о распределении метанола между фазами или моделированием. Метанол вводят до точки охлаждения — на устье или перед штуцером — через форсунки, чтобы он распределился по потоку, а из водной фазы на установке его выделяют и возвращают. МЭГ по массе нужно примерно вдвое больше, зато он почти не уходит в газ, поэтому на длинных морских трубопроводах его гоняют по замкнутому кругу с регенерацией. Если нужное снижение больше 13,5 °C, концентрация метанола выходит за 25 %, и расчёт ведут по логарифмической форме или по уравнению состояния. Данные примера условные.

РасчётКривая гидратообразования газа относительной плотности 0,60 (формула Таулера и Мохатаба) и та же кривая при 21,9 % метанола в воде (сдвиг на 11,4 °C по формуле Хаммершмидта). Точка — холоднейшее место шлейфа из примера: без ингибитора оно в области гидратов, с ингибитором — правее кривой с запасом 3 °C.

Осушка газа: гликоли и адсорбенты

Ингибитор защищает трубу, пока его подают; надёжнее убрать воду из газа совсем — осушить его (gas dehydration) до точки росы ниже самой низкой температуры, которую газ встретит в газопроводе. Применяют два способа: абсорбцию жидким поглотителем — гликолем — и адсорбцию твёрдым поглотителем. Охлаждение с вводом ингибитора в низкотемпературной сепарации тоже осушает газ, но не так глубоко (следующие разделы).

СхемаУстановка гликолевой осушки (схема): в абсорбере влажный газ поднимается навстречу стекающему гликолю; насыщенный водой гликоль дегазируют, нагревают и упаривают в регенераторе, а регенерированный охлаждают и снова подают в абсорбер.

Гликолевая осушка. В абсорбере (контакторе) газ поднимается по тарелкам или насадке навстречу концентрированному гликолю — обычно триэтиленгликолю (ТЭГ), на установках СНГ также диэтиленгликолю (ДЭГ). Гликоль жадно поглощает воду, и насыщенный водой раствор уходит вниз. Его дегазируют в выветривателе, нагревают и упаривают воду в регенераторе с кипятильником. Глубину осушки задают два параметра. Первый — концентрация регенерированного гликоля: чем меньше в нём воды, тем ниже достижимая точка росы. ТЭГ начинает разлагаться при температуре около 204 °C (400 °F), поэтому кипятильник держат не выше примерно 200 °C, а более чистый гликоль получают отдувкой сухим газом или вакуумом. Второй — температура в абсорбере: тёплый газ несёт больше воды, а слишком холодный гликоль густеет и пенится.

Расход гликоля выбирают по количеству удаляемой воды. Отраслевое правило — от 2 до 5 галлонов США ТЭГ на фунт воды, чаще всего около 3 (17–42 л на килограмм, около 25 л/кг): меньше — не хватит поглотителя, больше — растут нагрузка на кипятильник и потери гликоля с газом.

Расчётный примерОсушка газа триэтиленгликолем: сколько воды и сколько гликоля

Исходные данные (условные)

Газ: 5 млн м³/сут, насыщен водой на входе в абсорбер при 6,0 МПа и 30 °C
Требование на выходе: не более 0,10 г воды в кубометре (условие договора, принято)
Расход ТЭГ: 25 л на килограмм удаляемой воды (отраслевое правило, принято)

Решение

Влагосодержание на входе: $p_s(30\ ^\circ\text{C}) = 4{,}247$ кПа, идеальная часть $4{,}247/6000 = 7{,}078\cdot 10^{-4}$ , поправка $2{,}321\cdot 10^{-4}$ (как в примере о шлейфе); $W = 748{,}9\cdot(7{,}078 + 2{,}321)\cdot 10^{-4} = 0{,}704$ г/м³.
Удалить нужно $(0{,}704 - 0{,}10)\cdot 5\,000\,000/1000 = 3020$ кг воды в сутки, или $3020/24 = 125{,}8$ кг/ч.
Расход гликоля: $125{,}8\cdot 25 = 3145$ л/ч, около 3,1 м³/ч.

Ответ: Абсорбер снимает около 3020 кг воды в сутки; для этого через него прокачивают около 3,1 м³ ТЭГ в час.

Что это значит. Количество гликоля определяет не газ, а вода: при том же расходе газа, но 40 °C на входе её было бы почти вдвое больше. Поэтому газ перед абсорбером охлаждают, а воду, выпавшую при охлаждении, отделяют в сепараторе. Требование в 0,10 г/м³ — условное: газотранспортные нормы задают не влагосодержание, а точку росы при оговорённом давлении (таблица в начале урока), и перевод одного в другое для низких температур делают по стандартной методике, а не по корреляции Букачека, проверенной лишь выше 15,5 °C. Данные примера условные.

Адсорбционная осушка (adsorption). Газ проходит через слой твёрдого поглотителя с огромной внутренней поверхностью — силикагеля, активного оксида алюминия или цеолитов (молекулярных сит), — и молекулы воды удерживаются на ней. Адсорберов два или больше: пока один осушает газ, другой продувают горячим газом при температуре в несколько сотен градусов, вода из него испаряется и конденсируется в холодильнике, затем слой охлаждают. Цеолиты дают остаточную воду порядка долей ppm и точки росы около минус 100 °C — это нужно перед глубоким охлаждением при извлечении этана и сжижении газа, где любая вода замёрзнет.

Способы удаления воды из газа

Способ: Ингибитор + охлаждение (НТС)
Глубина осушки: до температуры сепаратора
Где уместен: газоконденсатные промыслы, пока есть перепад давления

Способ: Абсорбция гликолем (ТЭГ, ДЭГ)
Глубина осушки: точка росы на десятки градусов ниже температуры абсорбера
Где уместен: основной способ для товарного газа

Способ: Адсорбция цеолитами
Глубина осушки: доли ppm воды, точка росы около −100 °C и ниже
Где уместен: перед криогенной переработкой и сжижением газа

Способ	Глубина осушки	Где уместен
Ингибитор + охлаждение (НТС)	до температуры сепаратора	газоконденсатные промыслы, пока есть перепад давления
Абсорбция гликолем (ТЭГ, ДЭГ)	точка росы на десятки градусов ниже температуры абсорбера	основной способ для товарного газа
Адсорбция цеолитами	доли ppm воды, точка росы около −100 °C и ниже	перед криогенной переработкой и сжижением газа

Ориентировочные значения для сравнения способов; достижимая точка росы гликолевой осушки зависит от концентрации регенерированного гликоля и температуры абсорбера.

Сероводород и углекислый газ

Сероводород (H₂S), углекислый газ (CO₂) и меркаптаны называют кислыми компонентами: в воде они дают кислые растворы (кислый газ). Сероводород смертельно ядовит, и вместе с водой он вызывает сульфидное растрескивание под напряжением (sulphide stress cracking) и водородное охрупчивание сталей; углекислый газ с водой разъедает углеродистую сталь, а как негорючий компонент снижает теплоту сгорания. Насколько опасна среда для металла, определяет не процент компонента, а его парциальное давление — доля в газе, умноженная на давление.

Парциальное давление компонента газа

p_i = y_i\,p

где:

$p_i$ парциальное давление компонента $i$ , кПа
$y_i$ мольная доля компонента в газе, доли единицы
$p$ абсолютное давление газа, кПа

Единицы: любые одинаковые единицы давления

Справедливо, если

идеальная смесь газов; при высоких давлениях точнее пользоваться фугитивностью, но в нормах материалов принят именно этот простой показатель.

По международному стандарту на материалы для сероводородсодержащих сред (ISO 15156, он же NACE MR0175) стали, стойкие к сульфидному растрескиванию, нужны, если парциальное давление сероводорода в газе достигает 0,3 кПа (0,05 psia). При высоком давлении это совсем немного сероводорода: при 8 МПа — 37,5 млн⁻¹ (ppm) по объёму.

Мольная доля компонента по его массовой концентрации

y = \frac{c}{M\,n_{\text{ст}}},\qquad n_{\text{ст}} = \frac{p_{\text{ст}}}{R\,T_{\text{ст}}} = 41{,}57\ \text{моль/м}^3

где:

$y$ мольная (для идеального газа — объёмная) доля компонента, доли единицы
$c$ массовая концентрация компонента при стандартных условиях, г/м³
$M$ молярная масса компонента: сероводород 34,08, г/моль
$n_{\text{ст}}$ число молей газа в кубометре при 20 °C и 101,325 кПа, моль/м³

Единицы: г/м³, г/моль; стандартные условия 20 °C и 101,325 кПа

Справедливо, если

газ при стандартных условиях идеален.

Нормы на газ записаны в граммах на кубометр, анализаторы и расчёты процессов часто работают с мольными долями и ppm; формула переводит одно в другое.

Химические растворители — амины (аминовая очистка): водные растворы моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА), метилдиэтаноламина (МДЭА). В абсорбере они обратимо связывают H₂S и CO₂, в регенераторе при нагреве отдают их — схема та же, что у гликолевой осушки. МДЭА поглощает сероводород быстрее углекислого газа, и это используют для избирательной очистки.
Физические растворители поглощают кислые газы без химической реакции, тем больше, чем выше их парциальное давление: выгодны для газа с большим содержанием H₂S и CO₂ под высоким давлением.
Твёрдые поглотители — оксиды железа и цинка — для небольших количеств сероводорода; отработанный поглотитель заменяют. Мембраны отделяют в основном углекислый газ.
Что делать с кислым газом. Из регенератора выходит смесь H₂S и CO₂. Её либо перерабатывают в элементарную серу на установке Клауса, либо сжимают и закачивают в пласт. На Тенгизе, Карачаганаке и Кашагане в залежь возвращают даже не кислый газ, а часть сырого газа целиком: так поддерживают пластовое давление, и очищать приходится меньше газа (закачка газа в Казахстане).

Реакции процесса Клауса

2\,\mathrm{H_2S} + 3\,\mathrm{O_2} \rightarrow 2\,\mathrm{SO_2} + 2\,\mathrm{H_2O},\qquad 2\,\mathrm{H_2S} + \mathrm{SO_2} \rightarrow 3\,\mathrm{S} + 2\,\mathrm{H_2O}

где:

$\mathrm{H_2S}$ сероводород из кислого газа, —
$\mathrm{SO_2}$ диоксид серы — получают сжиганием примерно трети сероводорода, —
$\mathrm{S}$ элементарная сера — товарный продукт, —

Единицы: уравнения реакций; стехиометрия в молях

Справедливо, если

первую реакцию ведут в печи, вторую — в печи и в каталитических реакторах; полнота извлечения серы зависит от числа ступеней, а остаток доочищают;
суммарно: из каждого моля сероводорода — моль серы, поэтому масса серы — это моли H₂S, умноженные на 32,06 г/моль.

Сера — заметный товарный продукт сернистых месторождений Прикаспия (сера Тенгиза и Кашагана).

Расчётный примерСернистый газ: материалы, норма и сера

Исходные данные (условные)

Газ: 1 млн м³/сут при 8,0 МПа (абсолютное), сероводорода 1,5 % (мольных)
Норма: сероводорода не более 0,007 г/м³, в Казахстане до 2030 года для внутреннего рынка — 0,020 г/м³

Решение

Парциальное давление сероводорода: $p_{\text{H}_2\text{S}} = 0{,}015\cdot 8000 = 120$ кПа — в 400 раз выше порога 0,3 кПа: нужны стали, стойкие к сульфидному растрескиванию.
Порог при 8 МПа: $0{,}3/8000 = 37{,}5\cdot 10^{-6}$ , то есть уже 37,5 ppm сероводорода требуют таких сталей.
Норма в мольных долях: $0{,}007/(34{,}08\cdot 41{,}57) = 4{,}94\cdot 10^{-6}$ (4,94 ppm); казахстанская временная норма: $0{,}020/(34{,}08\cdot 41{,}57) = 14{,}1\cdot 10^{-6}$ .
Очистка должна убрать $1 - 4{,}94\cdot 10^{-6}/0{,}015 = 99{,}97$ % сероводорода.
Сера: $1\,000\,000\cdot 0{,}015\cdot 41{,}57 = 623\,550$ моль H₂S в сутки; при полном превращении — $623\,550\cdot 32{,}06/10^6 = 20{,}0$ т серы в сутки.

Ответ: Газ сернистый для любых сталей: 120 кПа сероводорода против порога 0,3 кПа; чтобы сдать его в газопровод, нужно убрать 99,97 % сероводорода, и из него можно получить около 20,0 т серы в сутки.

Что это значит. Норма 0,007 г/м³ — это около 4,94 ppm: от сероводорода нужно избавиться почти полностью, и этим заняты самые дорогие блоки газоперерабатывающих заводов. Сера получается тоннами в сутки даже с небольшого потока; если её некуда продать или процесс слишком дорог, кислый газ закачивают в пласт. Порог в 0,3 кПа относится к сульфидному растрескиванию; водородное растрескивание сталей возможно и при меньших количествах сероводорода, поэтому в сернистых средах материалы выбирают по стандарту целиком. Данные примера условные.

Сероводород опасен для жизни

Сероводород ядовит уже в малых концентрациях, а начиная примерно со 100 ppm парализует обоняние: запах тухлых яиц пропадает как раз тогда, когда газ уже опасен для жизни. На объектах подготовки и переработки газа нормы промышленной безопасности требуют технологических регламентов, планов ликвидации аварий и работ по нарядам-допускам; ставят стационарные газоанализаторы, а персонал обеспечивают индивидуальными газоанализаторами и средствами защиты органов дыхания. Урок даёт инженерные оценки и не заменяет обучения и инструкций по охране труда.

Точка росы по углеводородам и извлечение жидких углеводородов

Природный газ с примесью пропана, бутанов и особенно пентанов и более тяжёлых углеводородов при охлаждении и при снижении давления в определённом диапазоне выделяет жидкость — так ведут себя газоконденсатные системы (ретроградная конденсация). В газопроводе эта жидкость копится в низких местах, сужает сечение и образует пробки. Поэтому газ заранее охлаждают ниже требуемой точки росы по углеводородам и отделяют сконденсировавшуюся жидкость. Попутно это даёт ценные продукты: стабильный конденсат, сжиженные пропан и бутаны, широкую фракцию лёгких углеводородов, а на крупных заводах — и этан.

Низкотемпературная сепарация (НТС, low-temperature separation). Газ высокого давления охлаждают в рекуперативном теплообменнике холодным газом с выхода установки, затем дросселируют — эффект Джоуля–Томсона снижает температуру (охлаждение при дросселировании), — и в низкотемпературном сепараторе отделяют конденсат и воду. Перед охлаждением вводят метанол или гликоль, иначе установка зарастёт гидратами. Энергию даёт сам пласт — пока есть свободный перепад давления.
Холодильная установка: газ охлаждают испаряющимся пропаном в теплообменнике-испарителе до минус 20–40 °C. Не требует перепада давления, но потребляет мощность на компрессор холодильного цикла.
Турбодетандер (turboexpander): газ расширяется в турбине и совершает работу, поэтому охлаждается сильнее, чем при дросселировании с тем же перепадом; работу турбины используют для привода компрессора, который частично восстанавливает давление. Детандерные заводы охлаждают газ ниже минус 70 °C и извлекают большую часть этана и почти весь пропан.
Стабилизация конденсата и разделение ШФЛУ: выделенная жидкость насыщена метаном и этаном, её стабилизируют в колоннах — как нефть (стабилизация нефти), — а широкую фракцию делят на отдельные продукты: пропан, бутаны, пентаны.

Расчётный примерХватит ли перепада давления для низкотемпературной сепарации

Исходные данные (условные)

Газ на входе: 11,0 МПа и 20 °C (после входного сепаратора)
Низкотемпературный сепаратор: 6,5 МПа (давление газопровода), нужно −15 °C, чтобы обеспечить точку росы с запасом
Охлаждение при дросселировании: в среднем 3,5 °C на 1 МПа (как для метана в уроке о штуцерах, принято)

Решение

Перепад давления: $11{,}0 - 6{,}5 = 4{,}5$ МПа; одно дросселирование охладит газ до $20 - 3{,}5\cdot 4{,}5 = 4{,}25$ °C — далеко не −15 °C.
Чтобы после дросселя было −15 °C, газ перед ним должен иметь $-15 + 3{,}5\cdot 4{,}5 = 0{,}75$ °C: рекуперативный теплообменник должен охладить входящий газ от 20 до 0,75 °C холодным газом из сепаратора.
Как работает рекуперация (допущение примера: противоточный теплообменник с равными расходами и теплоёмкостями потоков): разность температур одинакова по всей его длине и равна охлаждению на дросселе — здесь $3{,}5\cdot 4{,}5 = 15{,}75$ °C. Тепло, которое теплообменник отнимает у входящего газа, пропорционально этой разности, поэтому при той же поверхности теплообмена и том же расходе газа общее охлаждение установки ( $20 - (-15) = 35$ °C) пропорционально перепаду давления на дросселе.
Когда давление на входе упадёт до 8,0 МПа, дросселирование даст лишь $3{,}5\cdot(8{,}0 - 6{,}5) = 5{,}25$ °C, а вся установка охладит газ на $35\cdot 5{,}25/15{,}75 = 11{,}7$ °C — до 8,3 °C вместо −15 °C.

Ответ: Пока на входе 11 МПа, установка работает за счёт пласта: перепад 4,5 МПа и рекуперация холода дают −15 °C. При 8 МПа на входе в сепараторе будет около 8,3 °C — точку росы уже не обеспечить.

Что это значит. Так стареют газоконденсатные промыслы: низкотемпературная сепарация, выгодная в начале, по мере падения пластового давления теряет холод. Тогда либо ставят дожимную компрессорную станцию перед установкой, чтобы снова создать перепад, либо добавляют холодильную установку или турбодетандер. Расчёт упрощён в обе стороны: коэффициент Джоуля–Томсона при низких температурах и для более тяжёлого газа больше 3,5 °C/МПа, и охлаждение на дросселе выйдет сильнее оценки; зато при конденсации в теплообменнике выделяется теплота, а холодного газа после сепаратора меньше, чем входящего, — и это ухудшает рекуперацию. Точный расчёт ведут по уравнению состояния с балансом энтальпии. Данные примера условные.

Компримирование газа

Компрессоры поднимают давление газа там, где его не хватает: газ концевых ступеней сепарации нефти — до давления газопровода или переработки, газ истощающихся залежей — до давления установки подготовки (дожимные станции), газ для газлифта (газлифтная система на поверхности) и для закачки в пласт — до десятков мегапаскалей. Газоперекачивающий агрегат (ГПА) — компрессор вместе с приводом: газовой турбиной, газовым двигателем или электродвигателем.

Поршневые и центробежные компрессоры

Свойство: Принцип
Поршневой: вытесняет газ поршнем из цилиндра
Центробежный: разгоняет газ рабочими колёсами и тормозит в диффузоре

Свойство: Степень сжатия ступени
Поршневой: высокая, обычно до 3–4
Центробежный: небольшая на колесо; корпус с несколькими колёсами

Свойство: Расход
Поршневой: малые и средние, легко меняется
Центробежный: большие; узкий рабочий диапазон

Свойство: Особенности
Поршневой: пульсации, больше обслуживания
Центробежный: помпаж при малом расходе — нужна антипомпажная защита

Свойство	Поршневой	Центробежный
Принцип	вытесняет газ поршнем из цилиндра	разгоняет газ рабочими колёсами и тормозит в диффузоре
Степень сжатия ступени	высокая, обычно до 3–4	небольшая на колесо; корпус с несколькими колёсами
Расход	малые и средние, легко меняется	большие; узкий рабочий диапазон
Особенности	пульсации, больше обслуживания	помпаж при малом расходе — нужна антипомпажная защита

Винтовые компрессоры применяют для газа низкого давления — например, на установках улавливания паров из резервуаров. Жидкость в газе опасна для любой машины: в поршневых компрессорах она ломает клапаны, в центробежных изнашивает лопатки рабочих колёс, — поэтому на входе каждой ступени ставят газосепаратор.

При сжатии газ нагревается: работа, затраченная на сжатие, переходит в его внутреннюю энергию. Без теплообмена (адиабатно) температура растёт со степенью сжатия по степенному закону, а реальный компрессор из-за потерь нагревает газ ещё сильнее. Высокая температура нагнетания разрушает смазку, уплотнения и клапаны, поэтому отраслевые стандарты и изготовители ограничивают её — как правило, значениями порядка 135–150 °C. Отсюда ступени: газ сжимают в одной ступени, охлаждают в промежуточном холодильнике (на промыслах — обычно в аппаратах воздушного охлаждения), отделяют выпавшую жидкость и сжимают дальше. Промежуточное охлаждение к тому же уменьшает работу: холодный газ занимает меньший объём.

Степень сжатия ступени при равных степенях

r = \left(\frac{p_{\text{н}}}{p_{\text{вс}}}\right)^{1/n}

где:

$r$ степень сжатия одной ступени — отношение давлений нагнетания и всасывания, —
$p_{\text{н}},\ p_{\text{вс}}$ абсолютные давления нагнетания станции и всасывания первой ступени, МПа
$n$ число ступеней, —

Единицы: абсолютные давления в одинаковых единицах

Справедливо, если

газ после каждой ступени охлаждают до одной и той же температуры; потери давления в холодильниках и сепараторах малы (на практике степени слегка повышают, чтобы их покрыть).

Равные степени сжатия дают наименьшую суммарную работу при одинаковой температуре всасывания ступеней (вывод — в углублённой части урока) и одинаковую температуру нагнетания всех ступеней. Тот же приём — равные отношения давлений — служит первой прикидкой давлений ступеней сепарации (число ступеней сепарации): газ каждой ступени сепарации обычно сжимают до давления предыдущей.

Температура нагнетания и удельная работа ступени

T_2 = T_1\left[1 + \frac{r^{(k-1)/k} - 1}{\eta}\right],\qquad w = \frac{k}{k-1}\cdot\frac{Z\,R\,T_1}{M}\cdot\frac{r^{(k-1)/k} - 1}{\eta}

где:

$T_1,\ T_2$ абсолютная температура всасывания и нагнетания, К
$k$ показатель адиабаты газа $c_p/c_v$ : для природного газа около 1,2–1,3, —
$\eta$ адиабатный (изоэнтропический) КПД ступени, —
$w$ удельная работа сжатия — на килограмм газа, Дж/кг
$Z$ коэффициент сверхсжимаемости газа на всасывании, —
$R$ универсальная газовая постоянная, 8,314, Дж/(моль·К)
$M$ молярная масса газа, кг/моль

Единицы: СИ; мощность ступени — $w$ , умноженная на массовый расход газа

Справедливо, если

идеальный газ с постоянным $k$ и поправкой $Z$ на всасывании; при высоких давлениях и для богатого газа точнее считать по уравнению состояния;
потери учтены одним КПД, отнесённым к адиабатному сжатию; механические потери и потери в приводе добавляют отдельно;
газ — однофазный: жидкость отделена до ступени.

Работа и нагрев растут со степенью сжатия не линейно, а по степени $(k-1)/k$ — около 0,2: в идеальном случае удвоение степени сжатия повышает абсолютную температуру нагнетания в $2^{0{,}2} \approx 1{,}15$ раза, а работа ступени растёт медленнее, чем степень сжатия. Мощность пропорциональна массовому расходу и абсолютной температуре всасывания: тёплый газ сжимать дороже.

РасчётТемпература нагнетания ступени в зависимости от её степени сжатия: газ на всасывании при 40 °C,

k

= 1,25, КПД 0,78; пунктир — допущение примера о пределе 150 °C. Точки — две, три и четыре равные ступени для общей степени сжатия 25.

Расчётный примерСколько ступеней и какая мощность нужны, чтобы сдать попутный газ

Исходные данные (условные)

Газ: 300 000 м³/сут (20 °C, 0,101325 МПа), относительная плотность 0,80 ( $M = 23{,}18$ кг/кмоль)
Давления: всасывание 0,3 МПа, нагнетание 7,5 МПа (абсолютные)
Условия: газ перед каждой ступенью охлаждают до 40 °C; $k = 1{,}25$ , адиабатный КПД 0,78; температура нагнетания не выше 150 °C (принято)

Решение

Общая степень сжатия $7{,}5/0{,}3 = 25$ ; показатель $(k-1)/k = 0{,}2$ ; $T_1 = 313{,}15$ К.
Одна ступень: $25^{0{,}2} = 1{,}9037$ , $T_2 = 313{,}15\cdot[1 + (1{,}9037 - 1)/0{,}78] - 273{,}15 = 403$ °C — невозможно.
Две ступени: $r = \sqrt{25} = 5$ , $5^{0{,}2} = 1{,}3797$ , $T_2 = 192$ °C — выше предела.
Три ступени: $r = 25^{1/3} = 2{,}924$ , $2{,}924^{0{,}2} = 1{,}2394$ , $T_2 = 313{,}15\cdot[1 + 0{,}2394/0{,}78] - 273{,}15 = 136$ °C — допустимо. Давления всасывания ступеней: 0,3; $0{,}3\cdot 2{,}924 = 0{,}877$ и $0{,}877\cdot 2{,}924 = 2{,}564$ МПа.
Массовый расход: плотность газа при стандартных условиях $0{,}80\cdot 1{,}2043 = 0{,}9634$ кг/м³ (1,2043 кг/м³ — плотность воздуха при 20 °C и 0,101325 МПа), $300\,000\cdot 0{,}9634/86\,400 = 3{,}345$ кг/с.
Удельная работа: $RT_1/M = 8{,}314\cdot 313{,}15/23{,}18 = 112{,}32$ кДж/кг; с $Z$ на всасывании 0,9908, 0,9729 и 0,9199 ступени дают $5\cdot Z\cdot 112{,}32\cdot 0{,}2394/0{,}78$ = 170,8, 167,7 и 158,6 кДж/кг, всего 497,1 кДж/кг.
Мощность сжатия: $3{,}345\cdot 497{,}1 = 1663$ кВт; мощность на валу больше на механические потери компрессора.

Ответ: Нужны три ступени со степенью сжатия 2,924 и температурой нагнетания 136 °C; мощность сжатия — около 1,66 МВт, без механических потерь и потерь в приводе.

Что это значит. Число ступеней здесь задаёт температура, а не экономия: две ступени дали бы 192 °C, а четвёртая ступень сэкономила бы ещё лишь около 3,4 % мощности (таблица ниже). В промежуточных сепараторах после охлаждения выпадает конденсат — пропан, бутаны и тяжелее: его собирают и стабилизируют, это часть ценности попутного газа. Расчёт с постоянным $k$ и идеальным газом приближён; для богатого газа при высоких давлениях работу и температуры уточняют по уравнению состояния. Данные примера условные.

Число ступеней: та же станция

Ступеней: 1
Степень сжатия ступени: 25,00
Температура нагнетания, °C: 403
Мощность, кВт: 2157

Ступеней: 2
Степень сжатия ступени: 5,00
Температура нагнетания, °C: 192
Мощность, кВт: 1779

Ступеней: 3
Степень сжатия ступени: 2,92
Температура нагнетания, °C: 136
Мощность, кВт: 1663

Ступеней: 4
Степень сжатия ступени: 2,24
Температура нагнетания, °C: 110
Мощность, кВт: 1606

Ступеней	Степень сжатия ступени	Температура нагнетания, °C	Мощность, кВт
1	25,00	403	2157
2	5,00	192	1779
3	2,92	136	1663
4	2,24	110	1606

Расчёт по модели урока: равные степени сжатия, охлаждение до 40 °C перед каждой ступенью, $k$ = 1,25, КПД 0,78, $Z$ на всасывании каждой ступени по корреляции для природного газа. Одна ступень — только для сравнения: такую температуру не выдержит ни один компрессор. Данные условные.

Подготовка и переработка газа в Казахстане

По данным, представленным на заседании Правительства Республики Казахстан 7 июля 2026 года, в 2025 году в стране добыли 68,2 млрд м³ газа, а товарного газа произвели 27,4 млрд м³; на 2026 год запланировано 64,5 млрд м³ добычи и сохранение 27,4 млрд м³ товарного газа. Разница — около 60 % — не потеря. В значительной мере это сырой газ, который крупнейшие месторождения закачивают обратно в пласт для поддержания давления: в 2024 году только на Карачаганаке — около 14,2 млрд м³, на Кашагане — около 5,5 млрд м³ (обустройство Тенгиза и Карачаганака, закачка газа). Кроме того, часть сырого газа Карачаганака перерабатывают на заводе в Оренбурге, а часть газа расходуют на собственные нужды промыслов.

Газоперерабатывающие проекты Казахстана на июль 2026 года

Проект: ГПЗ на месторождении Кашаган (QazaqGaz)
Мощность: 1 млрд м³ в год
Состояние: общий прогресс 61,4 %, основное оборудование поставлено на 98 %; строительно-монтажные работы планируют завершить к концу 2026 года

Проект: Второй ГПЗ на Кашагане
Мощность: 2,5 млрд м³ в год
Состояние: подрядчик определён, контракт на проектирование и строительство планируют подписать в IV квартале 2026 года

Проект: ГПЗ на Карачаганаке
Мощность: 5 млрд м³ в год
Состояние: QazaqGaz назначен оператором проекта 13 апреля 2026 года; 2 июля подписан договор на ранние инжиниринговые работы

Проект: Новый ГПЗ в Жанаозене
Мощность: 900 млн м³ сырого газа в год
Состояние: ввод планируется в 2027 году; действующий Казахский ГПЗ решено не закрывать

Проект	Мощность	Состояние
ГПЗ на месторождении Кашаган (QazaqGaz)	1 млрд м³ в год	общий прогресс 61,4 %, основное оборудование поставлено на 98 %; строительно-монтажные работы планируют завершить к концу 2026 года
Второй ГПЗ на Кашагане	2,5 млрд м³ в год	подрядчик определён, контракт на проектирование и строительство планируют подписать в IV квартале 2026 года
ГПЗ на Карачаганаке	5 млрд м³ в год	QazaqGaz назначен оператором проекта 13 апреля 2026 года; 2 июля подписан договор на ранние инжиниринговые работы
Новый ГПЗ в Жанаозене	900 млн м³ сырого газа в год	ввод планируется в 2027 году; действующий Казахский ГПЗ решено не закрывать

По данным Министерства энергетики, QazaqGaz и КазМунайГаза к заседанию Правительства 7 июля 2026 года. Планы и сроки проектов могут меняться.

Небольшие месторождения выгоднее подключать к уже работающим заводам, чем строить свои: по тем же данным, газ проектов «Западная Прорва» и «Центральный Урихтау» и Рожковского месторождения планируют перерабатывать на действующих мощностях — Боранкольском и Жанажольском ГПЗ и на заводе ТОО «Жаикмунай». КазМунайГаз планирует к 2030 году увеличить производство товарного газа с 2,4 до 4,5 млрд м³ в год, сжиженного нефтяного газа — с 1,3 до 1,5 млн т.

Газ и регулирование

Сжигать сырой газ в факелах в Казахстане запрещено, кроме случаев, названных в Кодексе о недрах, а недропользователь должен иметь утверждённую программу развития переработки сырого газа — об этом урок о государственном регулировании. Сырой и товарный газ, который недропользователи продают, государство вправе приобрести первым через национального оператора — АО «НК «QazaqGaz» (преимущественное право по Закону «О газе и газоснабжении»; есть исключения, например для газа газовых и газоконденсатных месторождений). Объекты подготовки и переработки газа подчиняются отдельным правилам промышленной безопасности для опасных производственных объектов.

Термины и обозначения

УКПГ, УППГ, ГПЗ, ДКС: установка комплексной и установка предварительной подготовки газа, газоперерабатывающий завод, дожимная компрессорная станция.
Точка росы по воде: температура, при которой из газа при данном давлении выпадает вода.
Точка росы по углеводородам: температура, при которой из газа при данном давлении конденсируются углеводороды.
Влагосодержание: масса водяного пара в кубометре газа при стандартных условиях.
Корреляция Букачека: влагосодержание насыщенного водой газа: идеальная часть $p_s/p$ плюс поправка, зависящая от температуры.
Ингибитор гидратообразования: вещество, которое снижает температуру образования гидратов (метанол, гликоли) или мешает росту и слипанию их кристаллов.
Формула Хаммершмидта: снижение температуры гидратообразования по концентрации ингибитора в воде и его молярной массе.
Гликолевая осушка: поглощение водяного пара из газа триэтилен- или диэтиленгликолем с регенерацией гликоля нагревом.
Адсорбционная осушка: поглощение воды твёрдыми адсорбентами — силикагелем, оксидом алюминия, цеолитами.
Аминовая очистка: удаление сероводорода и углекислого газа водными растворами аминов с их регенерацией.
Низкотемпературная сепарация: охлаждение газа дросселированием с рекуперацией холода и отделение конденсата и воды.
Степень сжатия: отношение абсолютных давлений нагнетания и всасывания ступени компрессора.
Помпаж: неустойчивая работа центробежного компрессора при малом расходе: поток периодически меняет направление.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Точка росы газа −10 °C — значит, при любой температуре выше −10 °C вода из него не выпадет».

На самом деле

Точка росы зависит от давления: при более высоком давлении та же вода выпадает при более высокой температуре. Поэтому нормы указывают давление (3,92 МПа для точки росы по воде), а газ проверяют при самом высоком давлении и самой низкой температуре на его пути.

Неверно

«Метанола нужно столько, сколько даёт формула Хаммершмидта».

На самом деле

Формула даёт концентрацию в водной фазе. Метанол уходит ещё и в газ и в конденсат, поэтому подают больше; а при концентрациях выше 25 % формула занижает потребность.

Неверно

«Чем больше ступеней сжатия, тем лучше».

На самом деле

Каждая следующая ступень экономит всё меньше мощности, а стоит как отдельный цилиндр или корпус с холодильником и сепаратором. Минимальное число ступеней задаёт температура нагнетания, дальше решает экономика.

Неверно

«Сероводорода в газе мало — сотые доли процента, значит, обычные стали годятся».

На самом деле

Решает парциальное давление: при 8 МПа уже 40 ppm сероводорода дают больше 0,3 кПа, и нужны стали, стойкие к сульфидному растрескиванию.

Подробно: для продвинутых

Откуда формула Хаммершмидта и где она перестаёт работать

Ингибитор действует так же, как соль на лёд: растворяясь в воде, он снижает её химический потенциал (активность), и твёрдой фазе — льду или гидрату — становится труднее существовать. Для идеального раствора снижение температуры равновесия пропорционально $-\ln x_w$ , где $x_w$ — мольная доля воды в растворе. Отсюда логарифмическая форма, предложенная для метанола Нильсеном и Баклином:

Снижение температуры гидратообразования (логарифмическая форма Нильсена — Баклина)

\Delta T = -72{,}0\,\ln x_w,\qquad x_w = \frac{1}{1 + \dfrac{18{,}015\,W}{M\,(100 - W)}}

где:

$\Delta T$ снижение температуры гидратообразования, °C
$x_w$ мольная доля воды в водном растворе ингибитора, доли единицы
$W,\ M$ концентрация ингибитора (% по массе) и его молярная масса, %, кг/кмоль
$\ln$ натуральный логарифм, —

Единицы: °C (в °F постоянная 129,6)

Справедливо, если

предложена для метанола; справочники рекомендуют её для концентраций примерно от 25 до 50 % по массе, где формула Хаммершмидта уже неточна;
раствор считается идеальным; для гликолей и смешанных ингибиторов с солями точнее расчёт по уравнению состояния с моделью активности воды.

При малых концентрациях $-\ln x_w \approx 18{,}015\,W/(M(100 - W))$ , и формула переходит в формулу Хаммершмидта с $K = 72{,}0\cdot 18{,}015 \approx 1297$ : обе описывают одну физику, а опытная формула Хаммершмидта совпадает с первым членом разложения логарифма — без членов высших порядков.

Расхождение быстро растёт с концентрацией. При 21,93 % метанола из примера урока формула Хаммершмидта даёт снижение 11,4 °C, логарифмическая — 10,6 °C; при 40 % — 27,0 и 22,9 °C. Формула Хаммершмидта при высоких концентрациях обещает больше защиты, чем раствор даёт, — то есть ведёт к недостаточной дозе. Поэтому при большом нужном снижении расчёт ведут по логарифмической форме или по уравнению состояния, а запас по температуре берут с учётом неточности метода.

Почему ступени с равными степенями сжатия выгоднее

Возьмём две ступени с охлаждением между ними до той же температуры $T_1$ и будем считать газ идеальным. Работа сжатия от $p_1$ до промежуточного давления $p_2$ и дальше до $p_3$ пропорциональна сумме $(p_2/p_1)^{e} + (p_3/p_2)^{e} - 2$ , где $e = (k-1)/k$ . Производная по $p_2$ равна нулю, когда $p_2^{2e} = (p_1 p_3)^{e}$ , то есть при $p_2 = \sqrt{p_1 p_3}$ : обе ступени сжимают газ в $\sqrt{p_3/p_1}$ раз. Для $n$ ступеней тот же вывод даёт $r = (p_{\text{н}}/p_{\text{вс}})^{1/n}$ .

Минимум пологий: небольшое отклонение от равных степеней почти не меняет мощность, поэтому на практике степени подбирают и по другим соображениям — чтобы ступени нагнетали в коллекторы сепараторов нужного давления, чтобы уравнять температуры нагнетания при разных температурах охлаждения, чтобы покрыть потери давления в холодильниках. Если газ после холодильника теплее, чем перед первой ступенью, этой ступени выгодно дать меньшую степень сжатия.

Связь с другими темами

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация — откуда берётся попутный газ ступеней сепарации и как стабилизируют жидкость.
Штуцеры, наземные потери и температура в скважине — охлаждение при дросселировании и температура гидратообразования.
Концепции обустройства месторождений — где стоят установки подготовки газа и компрессоры в обустройстве месторождения.
Газлифт: принцип и подбор режима — компрессоры и распределение газа для газлифта.
Вытеснение нефти газом — закачка газа в пласт на месторождениях Казахстана.
Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений — ретроградная конденсация, гидраты и сложные флюиды.
Государственное регулирование освоения месторождений — запрет факельного сжигания и программы переработки газа.
Идеальный и реальный газ: коэффициент сверхсжимаемости — коэффициент сверхсжимаемости в расчётах объёмов и работы сжатия.

Проверьте себя

1
Газ насыщен водой при 7 МПа и 40 °C. Его охладили до 20 °C при том же давлении. Что произойдёт с влагосодержанием и куда денется «лишняя» вода?
Показать ответ
Влагосодержание почти пропорционально давлению насыщенных паров воды, а оно при охлаждении с 40 до 20 °C падает примерно в 3,2 раза (с 7,38 до 2,34 кПа). Газ сможет удержать лишь около трети прежней воды (с учётом поправки Букачека — чуть больше), остальное конденсируется: в трубе — в виде жидкости, которая вместе с газом может образовать гидраты, а на установке — в сепараторе, где её отводят.
2
Чтобы снизить температуру гидратообразования на 8 °C, какой нужна концентрация метанола в воде по формуле Хаммершмидта?
1. А.Около 40 %
2. Б.Около 25 %
3. В.Около 16 %
4. Г.Около 8 %
Показать ответ
Правильный ответ: В. Около 16 %
$W = 100\cdot 8\cdot 32{,}04/(1297 + 8\cdot 32{,}04) = 25\,632/1553{,}3 \approx 16{,}5$ %. Это в пределах применимости формулы; для того же снижения моноэтиленгликоля по той же формуле понадобилось бы около 28 % — почти вдвое больше по массе.
3
Почему на газоконденсатном месторождении низкотемпературная сепарация, хорошо работавшая первые годы, со временем перестаёт обеспечивать точку росы?
Показать ответ
Холод в ней получают дросселированием, то есть за счёт перепада между давлением на входе и давлением газопровода. С истощением залежи давление на входе падает, перепад и охлаждение уменьшаются (при 3,5 °C на мегапаскаль 1,5 МПа дают лишь около 5 °C). Тогда ставят дожимную компрессорную станцию перед установкой, холодильную установку или турбодетандер.
4
Газ при 10 МПа содержит 30 ppm сероводорода. Нужны ли стали, стойкие к сульфидному растрескиванию?
1. А.Да: парциальное давление 3 кПа
2. Б.Нет: 30 ppm — следы
3. В.Да: парциальное давление 0,3 кПа — на пороге
4. Г.Нет: порог относится только к нефти
Показать ответ
Правильный ответ: В. Да: парциальное давление 0,3 кПа — на пороге
$p_{\text{H}_2\text{S}} = 30\cdot 10^{-6}\cdot 10\,000 = 0{,}3$ кПа — ровно порог стандарта на материалы для сероводородсодержащих сред. Такую среду считают сернистой и подбирают материалы по стандарту; при 15 МПа те же 30 ppm дали бы уже 0,45 кПа.
5
Газ надо сжать с 0,5 до 6,0 МПа при тех же условиях, что в примере урока: 40 °C на всасывании каждой ступени, $k = 1{,}25$ , адиабатный КПД 0,78, температура нагнетания не выше 150 °C. Хватит ли двух ступеней?
Показать ответ
Общая степень сжатия $6{,}0/0{,}5 = 12$ ; у двух равных ступеней $r = \sqrt{12} \approx 3{,}46$ , $3{,}46^{0{,}2} \approx 1{,}282$ , и $T_2 = 313{,}15\cdot[1 + 0{,}282/0{,}78] - 273{,}15 \approx 153$ °C — чуть выше предела. Выхода два: третья ступень ( $r = 12^{1/3} \approx 2{,}29$ , около 112 °C) или более холодный газ на всасывании — при 30 °C две ступени дают около 140 °C. Какой путь выгоднее, решают затраты и климат: жарким летом воздушные холодильники охлаждают газ хуже.

Обновлено: 19 октября 2026 г.