Сепарационная установка для определения потенциального содержания жидких углеводородов в природном газе
SEPARATION PLANT FOR DETERMINATION OF POTENTIAL CONTENT OF LIQUID HYDROCARBONS IN NATURAL GAS

Заявленное изобретение относится к нефтегазовой, нефтехимической промышленности, в частности к установкам контроля количества углеводородной жидкости, потенциально образующейся в газопроводах при различных термобарических условиях.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является схема установки для определения потенциального содержания жидких углеводородов (ПСЖУ), включающая в себя пробоотборную линию, патрон с осушителем, механический фильтр, теплообменник, редуктор, входной вентиль, охлаждающий змеевик, циклонный сепаратор, туманоуловитель, охлаждающую ванну, выходной вентиль, расходомер газа, сбросную линию. Основными частями установки являются последовательно соединенные змеевик и циклонный сепаратор, погруженные в охлаждающую ванну термокриостата, в которых происходит конденсация углеводородов и накопление конденсата (см. Международный стандарт ISO 6570:2001 «Natural gas. Determination of potential hydrocarbon liquid content. Gravimetric methods»).
Недостатком упомянутого выше технического решения является недостаточная точность конечного результата измерений, обусловленная неравенством давлений в начале и в конце эксперимента, неконтролируемыми утечками природного газа и возможным наличием капельного уноса жидкости.
Задачей, на которую направлено заявленное изобретение, является создание эффективной сепарационной установки для определения потенциального содержания жидких углеводородов в природном газе.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение точности определения ПСЖУ в природном газе за счет исключения неконтролируемых утечек природного газа, контроля температуры и давления в сепараторе, а также исключения влияния капельного уноса жидкости.
Технический результат обеспечивается тем, что сепарационная установка для определения потенциального содержания жидких углеводородов в природном газе включает в себя сепарационный блок, разъемно соединенный с линиями подачи и отвода природного газа, на линии подачи природного газа последовательно установлены устройство нагрева природного газа, байпасная линия с фильтр-патроном с осушителем, фильтр механических примесей, первый манометр, редуктор и второй манометр, а на линии отвода природного газа последовательно установлены анализатор точки росы по углеводородам, третий манометр и газовый расходомер, при этом сепарационный блок погружен в ванну термокриостата и состоит из разъемно соединенных между собой первого и второго узла сепарации, каждый из которых состоит из разъемно соединенных между собой змеевика и сепаратора, имеющего внутреннее коническое днище и снабженного чувствительным элементом средства измерения (СИ) температуры, чувствительным элементом СИ давления и приспособлением для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата, размещенным в нижней части сепаратора и имеющим канал для ввода иглы шприца, закрытый уплотнительной прокладкой, на которую установлена гайка, имеющая отверстие для ввода иглы шприца, кроме того входные и выходные запорно-регулирующие устройства первого и второго узлов сепарации выполнены с возможностью установки на них герметизирующих заглушек.
Канал для ввода иглы шприца может быть выполнен внизу внутреннего конического днища, а гайка, имеющая отверстие для ввода иглы шприца, может быть выполнена прижимной.
Канал для ввода иглы шприца может быть выполнен в нижней части и размещен над внутренним коническим днищем сепаратора, а гайка, имеющая отверстие для ввода иглы шприца, может быть выполнена накидной.
В сепарационном блоке происходит охлаждение природного газа с выпадением из него углеводородной жидкости. Улавливание вторым узлом сепарации уносимых капель жидкости минимизирует влияние капельного уноса углеводородной жидкости на конечный результат измерений.
Повышение точности определения значения ПСЖУ в природном газе обеспечивается путем снабжения сепараторов чувствительными элементами средств измерения температуры, которые позволяют определять эффективность охлаждения корпуса сепаратора и контролировать постоянство температуры внутри сепаратора на протяжении всего процесса пропускания природного газа через них.
Повышение точности определения ПСЖУ в природном газе обеспечивается также путем снабжения сепараторов чувствительными элементами средств измерения давления, что позволяет соблюсти условия равенства давления в сепараторе в начале и в конце процедуры измерения ПСЖУ, а также позволяет осуществлять контроль утечек природного газа из сепарационного блока после перекрытия входного и выходного вентилей сепарационного блока.
Выполнение входных и выходных вентилей первого и второго узлов сепарации с возможностью установки на них герметизирующих заглушек обеспечивает также повышение точности определения ПСЖУ за счет устранения влияния утечек природного газа на результат определения значения ПСЖУ в природном газе.
Разъемное соединение между змеевиком и сепаратором обеспечивает повышение точности измерений за счет возможности удаления из змеевика остатков углеводородного конденсата, который может значительно искажать результаты последующих измерений.
Приспособление для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата позволит отбирать пробы с последующим определением детального компонентного (компонентно-фракционного) состава разгазированного углеводородного конденсата для последующего расчета его плотности при условиях эксперимента, что позволит повысить точность определения значения ПСЖУ.
Наличие двух узлов сепарации позволяет исключить влияние капельного уноса углеводородной жидкости на конечный результат определения значения ПСЖУ за счет улавливания вторым узлом сепарации уносимых капель углеводородной жидкости из первого узла сепарации.
Заявленное изобретение поясняется чертежами.
На фиг. 1 показана общая схема сепарационной установки для определения значения ПСЖУ в природном газе.
На фиг. 2 показана конструкция узла сепарации, включающего в себя змеевик и сепаратор.
На фиг. 3 показан разрез А-А, фиг. 2.
На фиг. 4 показан выносной элемент Б (3:1) фиг. 2, иллюстрирующий первый вариант выполнения приспособления для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата.
На фиг. 5 показан второй вариант выполнения приспособления для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата.
На фиг. 1 обозначены следующие позиции: линия 1 подачи природного газа, вентиль 2 подачи продувочного газа, устройство нагрева природного газа 3, входной байпасный вентиль 4, отсечной байпасный вентиль 5, фильтр-патрон с осушителем 6, выходной байпасный вентиль 7, фильтр механических примесей 8, первый манометр 9, редуктор 10, второй манометр 11 (манометры 9 и 11 могут являться составными частями редуктора 10), входное запорно-регулирующее устройство 12 первого сепарационного узла, змеевик 13 первого сепарационного узла, термометр 14, сепаратор 15 первого сепарационного узла, выходное запорно-регулирующее устройство 16 первого сепарационного узла, входное запорно-регулирующее устройство 17 второго сепарационного узла, змеевик 18 второго сепарационного узла, сепаратор 19 второго сепарационного узла, выходное запорно-регулирующее устройство 20 второго сепарационного узла, ванна термокриостата 21, анализатор 22 точки росы по углеводородам, третий манометр 23, регулировочный вентиль 24, газовый расходомер 25, линия 26 отвода природного газа, линия 27 подачи продувочного газа, байпасная линия 28.
На фиг. 2 и фиг. 3 обозначены следующие позиции: 29 -герметизирующие заглушки; 30 - резьбовое соединение змеевика с сепаратором; 31 - чувствительный элемент средства измерения (СИ) температуры, 32 - чувствительный элемент СИ давления, 33 - приспособление для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата.
На фиг. 4 и фиг. 5 обозначены следующие позиции: 34 - внутреннее коническое днище сепаратора, 35 - канал для ввода иглы шприца и накопления углеводородного конденсата, 36 - прижимная гайка с отверстием для ввода иглы шприца, 37 - уплотнительная прокладка, 38 - накидная гайка с отверстием для ввода иглы шприца, 39 - канал для ввода иглы шприца.
Заявленная сепарационная установка для определения ПСЖУ имеет сепарационный блок, погруженный в ванну термокриостата 21, к которому подсоединены линия 1 подачи природного газа и линия 26 отвода природного газа. Сепарационный блок состоит из разъемно соединенных между собой первого и второго узла сепарации. Первый узел сепарации содержит разъемно соединенные между собой змеевик 13 и сепаратор 15. Второй узел сепарации содержит разъемно соединенные между собой змеевик 18 и сепаратор 19.
К линии 1 подачи природного газа из газопровода или пробоотборного контейнера (баллона) подключена линия 2 подачи продувочного газа, после которой на линии 1 установлено устройство 3 нагрева природного газа. Данное устройство служит для предотвращения конденсации углеводородов вследствие снижения температуры природного газа и повышения его температуры точки росы при редуцировании.
После устройства 3 нагрева природного газа к линии 1 подключена байпасная линия 28, в которой установлен фильтр-патрон с осушителем 6. Байпасная линия с осушителем 6 необходима для удаления избыточных водяных паров из природного газа в случае, если температуры точки росы по воде природного газа превышает его температуру точки росы по углеводородам при термобарических условиях в сепарационном блоке. На байпасной линии 28 перед фильтром-патроном с осушителем 6 установлен входной байпасный вентиль 4, а после фильтра-патрона с осушителем 6 установлен выходной байпасный вентиль 7. На линии 1 между местами подсоединения концов байпасной линии 28 установлен отсечной байпасный вентиль 5.
После байпасной линии 28 на линии 1 подачи природного газа последовательно установлены: фильтр механических примесей 8, первый манометр 9, редуктор 10, второй манометр 11.
На линии 26 отвода природного газа последовательно установлены анализатор 22 точки росы по углеводородам, третий манометр 23, необходимый для контроля давления в измерительной камере анализатора 22, регулировочный вентиль 24 для сброса давления природного газа до атмосферного и установления (регулирования) необходимого расхода, газовый расходомер 25 для определения объема исследуемого природного газа, прошедшего через установку. Анализатор точки росы по углеводородам 22 необходим для контроля стабильности работы сепарационной установки и исключения уноса углеводородного конденсата из сепарационной установки путем определения температуры точки росы и природного газа по углеводородам на выходе из блока сепарации.
Входное запорно-регулирующее устройство 12 первого узла сепарации установлено на входном трубопроводе змеевика 13, а выходное запорно-регулирующее устройство 16 первого узла сепарации установлено на выходном трубопроводе сепаратора 15.
Входное запорно-регулирующее устройство 17 второго узла сепарации установлено на входном трубопроводе змеевика 18, а выходное запорно-регулирующее устройство 20 второго узла сепарации установлено на выходном трубопроводе сепаратора 19.
Запорно-регулирующие устройства 12, 16, 17 и 20 имеют разъемное соединение, например, резьбу. Данные устройства могут быть выполнены в виде вентилей тонкой регулировки.
Разъемность соединения первого и второго узла сепарации обеспечивается тем, что между ними установлен соединительный трубопровод, вход которого разъемно соединен с запорно-регулирующим устройством 16, а выход разъемно соединен с запорно-регулирующим устройством 17.
Разъемное соединение сепарационного блока с линией 1 подачи и линией 26 отвода природного газа обеспечивается тем, что запорно-регулирующее устройство 12 разъемно соединено с линией 1, а запорно-регулирующее устройство 20 разъемно соединено с линией 26.
Разъемное соединение сепараторов и змеевиков в первом и втором узлах сепарации обеспечивается нижеследующими конструктивными особенностями:
- змеевик 13 первого узла сепарации навит на верхнюю часть корпуса первого сепаратора и змеевик 18 второго узла сепарации навит на верхнюю часть корпуса второго сепаратора;
- корпус сепаратора первого узла сепарации 15 и его крышка, а также корпус сепаратора 19 второго узла сепарации и его крышка соединены между собой разъемно при помощи резьбового соединения, которое обеспечивается тем, что корпуса сепаратора 15 и сепаратора 19 имеют наружную резьбу на верхней наружной поверхности, а их крышки имеют ответную внутреннюю резьбу на внутренней поверхности.
Змеевик 13 первого узла сепарации установлен на верхней наружной поверхности сепаратора 15 первого узла сепарации, а змеевик 18 второго узла сепарации установлен на верхней наружной поверхности сепаратора 19 второго узла сепарации (см. фиг. 2 и фиг. 3). Сепараторы 15 и 19 выполнены циклонными.
Резьбовое соединение между сепаратором и змеевиком обеспечивает возможность отсоединения змеевика от сепаратора, что позволяет более тщательно промывать полости змеевика после окончания каждого отдельного эксперимента и полного удаления из него остатков углеводородного конденсата, который может значительно искажать результаты последующих измерений (особенно в случае изменения состава природного газа), влияя на равновесие между жидкой и парогазовой фазами в сепарационной установке.
В крышки сепараторов 15 и 19 вмонтированы чувствительные элементы СИ температуры 31 и чувствительные элементы СИ давления 32.
Чувствительные элементы СИ температуры 31 обеспечивают возможность постоянного контроля температуры внутри сепараторов на протяжении всего процесса пропускания через них исследуемого природного газа, а также возможность определения эффективности охлаждения корпусов сепараторов, чтобы не допустить превышение значения градиента температур между природным газом в сепараторе и хладагентом в охлаждающей ванне термокриостата 21 более чем на 0,25°С.
Запорно-регулирующие устройства 12, 16, 17 20 выполнены с возможностью установки на них герметизирующих металлических заглушек после окончания пропускания природного газа через змеевик-сепаратор и снижения давления (при необходимости) до необходимого значения.
Сепараторы 15 и 19 имеют приспособление 33 для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата, которое размешено в нижней части корпусов сепараторов. При этом верхняя внутренняя поверхность обоих упомянутых сепараторов имеет цилиндрическую стенку, а их внутренне днище 34 выполнено в виде конуса. Коническое исполнение внутреннего днища обеспечивает увеличение толщины придонного слоя отбираемого конденсата.
В нижней части сепараторов 15 и 19 может быть выполнен сквозной канал 35 для ввода иглы шприца, канал служит также и для накопления конденсата (см. фиг. 4). Канал 35 выполнен внизу внутреннего конического днища сепаратора 34 и закрыт уплотнительной прокладкой 37, на которую установлена прижимная гайка 36, имеющая отверстие для ввода иглы шприца.
В другом варианте выполнения (см. фиг. 5) сепараторы 15 и 19 имеют сквозной канал для ввода иглы шприца 39, расположенный выше внутреннего конического днища сепаратора 34 и выполненный в нижней части внутренней цилиндрической поверхности сепараторов 15 и 19. Сквозной канал для ввода иглы шприца 39 закрыт уплотнительной прокладкой 37, на которую установлена накидная гайка 38 с отверстием для ввода иглы шприца.
Уплотнительная прокладка 37 выполнена из материала, инертного к компонентам природного газа, и плотно закрывается сверху гайкой с отверстием для ввода иглы шприца.
Сепарационная установка для определения значения ПСЖУ в природном газе работает следующим образом.
Перед началом проведения исследований на сепарационной установке для определения значения ПСЖУ оба змеевика и сепаратора очищают растворителем, не взаимодействующим с материалом уплотнительных прокладок сепарационной установки, а затем высушивают путем продувки чистым горячим воздухом или инертным газом.
После очистки и осушки узла сепарационного блока присоединяют его к линии подачи 1 природного газа и линии 26 отвода природного газа (см. фиг. 1).
При необходимости очистки установки от остатков природного газа от предыдущего анализа линия 1 подачи предыдущего газа предварительно продувается инертным чистым осушенным продувочным газом через линию 27 подачи продувочного газа. Расход продувочного газа через установку регулируется вентилем 2 подачи продувочного газа.
Подают исследуемый природный газ из линии 1 на вход устройства 3 нагрева природного газа, где происходит нагрев природного газа с целью поддержания температуры природного газа на уровне, как минимум, на 5°С выше значения его точки росы для предупреждения конденсации.
В случае, если точка росы природного газа по воде больше или равна его точке росы по углеводородам, то закрывают отсечной байпасный вентиль 5, открывают входной байпасный вентиль 4 и выходной байпасный вентиль 7, и направляют природный газ через байпасную линию 28 в фильтр-патрон с осушителем 6. Если точка росы по воде природного газа ниже точки росы по углеводородам, то открывают отсечной байпасный вентиль 5, закрывают входной байпасный вентиль 4 и выходной байпасный вентиль 7.
Далее природный газ пропускают через фильтр механических примесей 8, где он очищается от нежелательных капель или частиц.
Давление природного газа понижают до необходимого давления измерения посредством редуктора 10.
Контроль давления природного газа до и после редуктора 10 осуществляют при помощи первого манометра 9, который установлен в линии 1 до редуктора, и второго манометра 11, установленного в линии 1 после редуктора 10.
После этого природный газ при открытом устройстве 12 поступает в змеевик 13, а затем в сепаратор 15, после чего природный газ при открытых устройствах 16 и 17 поступает на вход змеевика 18, а затем в сепаратор 19.
Спустя 30 минут после достижения в ванне термокриостата 21 заданной температуры полностью погружают в нее сепарационный блок. После достижения заданной температуры в охлаждающей ванне термокриостата, выдерживают в ней сепарационный блок не менее 30 минут. Температура хладагента в ванне термокриостата 21 контролируется термометром 14. В качестве антифриза в охлаждающей ванне термокриостата 21 используют водные растворы этилового спирта или моноэтиленгликоля.
Открывают запорно-регулирующее устройство 20. Устанавливают необходимый (зависящий от давления измерения) расход природного газа вентилем 24, при помощи редуктора 10 доводят давление в системе до давления измерения и пропускают природный газ в объеме 50-60 дм.
После чего закрывают запорно-регулирующие устройства 12 и 20, отсоединяют сепарационный блок от линий 1 и 26.
Определяют фактическое давление газа непосредственно в сепараторах сепарационного блока посредством чувствительных элементов СИ давления 32 после их отсоединения от линии подачи газа с целью соблюдения условия равенства давления в сепараторе в начале и в конце процедуры определения ПСЖУ, а также контроля утечек газа из сепарационного блока после перекрытия входного и выходного вентилей сепарационного блока.
Затем приоткрывают запорно-регулирующие устройства 20 сепаратора 19 и медленно сбрасывают давление в блоке сепарации до давления, установившегося в системе в процессе пропускания газа для устранения погрешности от различия в значениях давления в ходе проведения экспериментов и повышения, таким образом, общей точности процедуры определения значения ПСЖУ в природном газе.
Надевают заглушки на запорно-регулирующие устройства 20 и 12, извлекают сепарационный блок из охлаждающей ванны термокриостата 21, закрывают запорно-регулирующие устройства 16 и 17, отделяют соединительный трубопровод, которым соединены запорно-регулирующие устройства 16 и 17, надевают на них заглушки. За счет установки заглушек на запорно-регулирующие устройства 16 и 17, а также контроля давления посредством чувствительных элементов СИ давления 32, установленных в сепараторах 15 и 19, исключается влияние утечек природного газа из сепарационного блока на конечный результат измерений ПСЖУ в природном газе.
Затем проводят проверку на утечку природного газа по показаниям СИ давления 32, установленных в сепараторах 15 и 19, смывают антифриз с поверхности сепарационного блока чистой водой (в случае использования в качестве антифриза водного раствора моноэтиленгликоля).
После очистки поверхностей обоих змеевиков и сепараторов от остатков жидкости с использованием не дающей ворсинок ткани проводят их тщательную осушку при помощи сушильного шкафа или электрофена.
1
После этого охлаждают узлы сепарации до комнатной температуры. Последовательно взвешивают первый и второй узлы сепарации для определения значений их первоначальной массы. Суммируют значения массы первого и второго узлов сепарации после пропускания природного газа и получают значение массы всего сепарационного блока после предварительного взвешивания m, г.
Отбирают основную пробу природного газа, которую в таком же порядке, как и предварительную пробу, подвергают двухступенчатой низкотемпературной сепарации, для чего проводят нижеследующие действия.
Соединяют между собой узлы сепарации и присоединяют сепарационный блок к линии подачи 1 природного газа и линии 26 его отвода. Заполняют сепарационный блок природным газом при давлении измерения. Опускают сепарационный блок в ванну термокриостата 21, выдерживают в ней сепарационный блок.
3
Открывают запорно-регулирующее устройство 20. Устанавливают расход природного газа, доводят давление в системе до давления измерения при помощи редуктора 10 и пропускают газ в объеме V от 0,5 до 1,5 м.
После этого закрывают запорно-регулирующие устройства 12 и 20, отсоединяют сепарационный блок от линий 1 и 26.
Определяют фактическое давление газа непосредственно в сепараторах сепарационного блока посредством чувствительных элементов СИ давления 32 после их отсоединения от линии подачи газа с целью соблюдения условия равенства давления в сепараторе в начале и в конце процедуры определения ПСЖУ, а также контроля утечек природного газа из сепарационного блока после перекрытия входного и выходного вентилей сепарационного блока.
Затем приоткрывают запорно-регулирующие устройство 20 сепаратора 19 и медленно сбрасывают давление в блоке сепарации до давления, установившегося в системе в процессе пропускания природного газа для устранения погрешности от различия в значениях давления в ходе проведения экспериментов и повышения, таким образом, общей точности процедуры определения значения ПСЖУ в природном газе.
Надевают заглушки на запорно-регулирующие устройства 20 и 12, извлекают сепарационный блок из охлаждающей ванны термокриостата 21, закрывают запорно-регулирующие устройства 16 и 17, отделяют соединительный трубопровод, которым соединены запорно-регулирующие устройства 16 и 17, надевают на них заглушки.
Затем проводят проверку на утечку природного газа по показаниям СИ давления 32, установленных в сепараторах 15 и 19, смывают антифриз с поверхности сепарационного блока чистой водой (в случае использования в качестве антифриза водного раствора моноэтиленгликоля).
После очистки поверхностей обоих змеевиков и сепараторов от остатков жидкости проводят их тщательную осушку при помощи сушильного шкафа или электрофена.
2
После этого охлаждают узлы сепарации до комнатной температуры, а затем суммируют значения массы первого и второго узлов сепарации после пропускания природного газа и получают значение окончательной массы всего сепарационного блока, содержащего основную пробу углеводородной жидкости после основного взвешивания m, г.
2
*
3
Получают значение массы сепарационного блока после повторного взвешивания m, г. Приводят объем V к стандартным условиям (t=20,0°С, р=101,325 кПа) и получают объем основной пробы пропущенного газа V, мпри стандартных условиях.
Осуществляют отбор проб разгазированного углеводородного конденсата для определения его детального компонентного (компонентно-фракционного) состава и плотности при условиях эксперимента.
Отбор проб разгазированного углеводородного конденсата осуществляют шприцем из нижней части сепаратора 15 и/или сепаратора 19. Ввод иглы шприца может быть осуществлен в первом варианте выполнения приспособления для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата через канал 35, закрытый прижимной гайкой 36 с отверстием для ввода иглы шприца (см. фиг. 4), а во втором варианте выполнения приспособления для отбора проб разгазированного углеводородного конденсата через канал 39 для ввода иглы шприца (см. фиг. 5), закрытый накидной гайкой 38 с отверстием для ввода иглы шприца. Отбор пробы разгазированного углеводородного конденсата проводят иглой шприца через уплотнительную прокладку, выполненную из материала, инертного к компонентам природного газа.
Существующими методами проводят определение компонентного (компонентно-фракционного) состава природного газа и разгазированного углеводородного конденсата для последующего расчета плотности углеводородного конденсата при условиях эксперимента, что позволит повысить точность определения значения ПСЖУ. Компонентный состав исследуемого газа можно определять, например, по ГОСТ 31371.7-2008 с помощью газового лабораторного хроматографа «Хромос ГХ-1000». Плотность исследуемого газа рассчитывают по его компонентному составу в соответствии с ГОСТ 31369-2009. Компонентный состав разгазированного углеводородного конденсата можно определять, например, по ГОСТ Ρ 57851.2-2017. Плотность разгазированного углеводородного конденсата рассчитывают по его компонентному составу в соответствии с СТО Газпром 5.63-2016.
ПСЖУ
3
В соответствии со стандартом ИСО 6570 потенциальное содержание жидких углеводородов ρ, г/м определяют по формуле (1)
к
где m - масса образовавшегося углеводородного конденсата, г;
*
V - объем основной пробы природного газа при стандартных условиях, м (t=20,0°C, р=101,325кПа).
При вычислении массы образовавшегося углеводородного конденсата согласно стандарту ИСО 6570 следует вводить поправку (см. формулу 2), учитывающую уменьшение объема природного газа в сепараторе за счет образования углеводородного конденсата
3
где  - плотность природного газа, пропущенного через сепарационный блок установки при условиях измерения, г/см;
к
3
ρ - плотность образовавшегося разгазированного углеводородного конденсата, г/см.
Данные о значениях ПСЖУ в транспортируемом природном газе являются основой надежного и безопасного функционирования систем транспортирования, подготовки и распределения природного газа.
Заявленное изобретение обеспечивает точное и эффективное определение значения ПСЖУ, образующихся в природном газе при различных термобарических условиях в газопроводе, за счет повышения достоверности информации о физико-химических свойствах природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам.