Характеристика и направления использования углеводородных газов. Характеристика конечных продуктов их переработки

 

Общие мировые запасы природного газа составляют около 90 трлн м³ (65–70 млрд т), что соразмерно с извлекаемыми запасами нефти
(90–95 млрд т). Ежегодное мировое потребление природного газа – около 1800 млрд м³/год, в том числе в нашей стране – около 850 млрд м³/год, и с каждым годом эта цифра растет.

Крупнейшие отечественные месторождения природного газа в настоящее время находятся в северных районах Западной Сибири (Уренгой, Медвежье) и в Заполярье (полуостров Ямал), а также в Оренбургской области и Прикаспии (Астрахань, Карачаганак). Поскольку основное количество природного газа добывается в труднодоступных отдаленных районах, одновременно с ростом добычи газа наращивается пропускная способность и протяженность газопроводов, достигающая сейчас около 135 тысяч километров при максимальной дальности транспортирования
до 5000 км.

Все углеводородные газы (УГ) по их происхождению можно разделить на 2 большие группы –первичные и вторичные.

Первичные УГ – это газы добываемые из недр Земли. Они в свою очередь делятся на природные и попутные (нефтяные).

К природным относятся газы чисто газовых месторождений и газоконденсатных месторождений(содержат от 50 до 500 г конденсата более тяжелых углеводородов с температурой конца кипения 200–360 °С на м³ газа).

Попутные УГ – это газы, добываемые вместе с нефтью на нефтяных месторождениях.

Вторичные УГ – это легкие углеводороды, образовавшиеся в ходе термодеструктивных процессов в результате распада более тяжелых углеводородов нефти. Они, в свою очередь, делятся на насыщенные и ненасыщенные.

Насыщенные УГ содержат только предельные углеводороды. Эти газы образуются при первичной дистилляции нефти и в ходе гидропроцессов, протекающих в избытке водорода.

Ненасыщенные УГ содержат в своем составе олефиновые, диеновые и ацетиленовые углеводороды. Такие газы образуются при термодеструктивных процессах, протекающих с недостатком водорода.

Вторичные УГ, особенно ненасыщенные, используются в качестве сырья для нефтехимических процессов.

Попутные и газоконденсатные УГ содержат в своем составе много углеводородов С₃, С₄, бензиновых и даже дизельных фракций, которые выделяются из них при переработке на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ).

Все углеводородные газы по содержанию в них углеводородов С₃ и выше делятся на сухие(менее 50 г/м³), промежуточной категории
(50–150 г/м³) и жирные (свыше 150 г/м³ газа).

Состав природных углеводородных газов по основным газовым и газоконденсатным месторождениям достаточно сильно различается. Однако, общее, что их характеризует, это высокое содержание метана (85–99 об. %) и соответственно высокая теплота сгорания. Содержание тяжелых углеводородов (∑С₅₊) невелико (0,02–0,20 об. %) и лишь в отдельных случаях достигает 1,5–4,0 об. %. Большинство газов содержит 1–5 об. % неуглеводородных примесей инертных газов (азот, диоксид углерода и сероводород). Кроме этих примесей природные газы содержат в небольших количествах сероуглеродные (COS и CS₂), а также сероорганические соединения (меркаптаны – R–SH). Требования к качеству природного газа приведены в табл. 4.1.

 

Таблица 4.1

Требования к качеству природного газа

 

Показатель	Климатический район
	умеренный		холодный
	Л	З	Л	З
Точка росы, °С, не выше по влаге по углеводородам	0 0	–5 0	–10 –5	–20 –10
Содержание кислорода, об. %, не более	1,0	1,0	1,0	1,0
Содержание, г/м^3, не более: сероводорода серы тиоловой механических примесей	0,02 0,036 0,003	0,02 0,036 0,003	0,02 0,036 0,003	0,02 0,036 0,003
Л – летний период (с 01.05 по 30.09); З – зимний период (с 01.10 по 30.04)

 

Природные газы, в основном, либо не содержат сероводород, либо в них обнаруживаются лишь его следы. Однако газы трех крупных газоконденсатных месторождений – Оренбургского, Карачаганакского и Астраханского – содержат повышенное количество Н₂S (от 1,7 до 14 об. %). Это серьезно осложняет как добычу этих газов, так и их переработку, хотя эти газы являются источником получения ценного и дефицитного продукта – серы, производство которой только из Астраханского газа составляет около
5 % от мирового.

Газ многих месторождений в тех или иных количествах (от 50 до
500 г/м³) выносит газовый конденсат, содержащий углеводороды от C₅Н₁₂ до С₂₀Н₄₂. Такие месторождения называют газоконденсатными. Газовые конденсаты выкипают в большинстве случаев в пределах 40–360 °С.

Конденсаты разных месторождений сильно различаются по групповому химическому составу и содержанию серы. По содержанию серы резко выделяются конденсаты Оренбургского (1,18 мас. %), Астраханского
(1,37 мас. %) и Карачаганакского (0,8 мас. %) месторождений.

Газовые конденсаты являются существенным ресурсом углеводородного сырья. Их суммарная добыча сейчас достигает 25–28 млн т/год, что в среднем по стране составляет около 40 г на 1 м³ добываемого газа.

В отличие от природных, состав нефтяных (попутных) газов сложнее: большинство из них содержит углеводороды C₆H₁₄ и выше. Доля метана и этана в этих газах колеблется от 33 об. % (Гнединцевское месторождение) до 92 об. % (Узеньское), хотя типичное суммарное содержание этих двух углеводородов составляет 60–75 об. %, а суммарное содержание углеводородов от пентанов и выше в них – от 1,5 до 3,0 об. %. Углеводороды от пропана и выше (С₃₊) считаются для газов конденсируемыми и обычно при переработке газов удаляются. В нефтяных газах содержание этой группы углеводородов составляет от 300 до 1200 г/м³, в то время как в природных газах – в основном от 20 до 100 г/м³ .

Так же как и природные, нефтяные газы содержат инертные компоненты – азот и диоксид углерода (1–10 об. %) и в отдельных случаях – сероводород.

В переработку вовлекаются в основном газы попутные и газоконденсатные. Газы чисто газовых месторождений на 80–99,8 об. % состоят из метана, и после очистки используются в качестве топлива (на электростанциях, в быту, на транспорте), или в качестве сырья при производстве химических продуктов (сажа, синтез газ, удобрения и многие другие).

При переработке природных (газоконденсатных) и нефтяных (попутных) газов получают следующие продукты:

- товарный природный газ, используемый в качестве газового промышленного и бытового топлива;

- широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), содержащая углеводороды от С₃ до С₆. В свою очередь ШФЛУ является исходным продуктом для получения сжиженного газа и газового бензина. Нормами установлены 3 марки ШФЛУ (А, Б, В), различающиеся по содержанию углеводородов от С₁–С₂ до С₆ и более тяжелых, а так же серы (табл. 4.2);

- стабильный газовый конденсат;

- одорант (смесь меркаптанов, используемая для одорирования газа в газовых сетях).

Для коммунально-бытового потребления выпускаются 3 марки сжиженных УГ (табл. 4.3):

- СПБТЗ – смесь пропан-бутановая техническая зимняя;

- СПБТЛ – смесь пропан-бутановая техническая летняя;

- БТ – бутан технический.

 

Таблица 4.2

Показатели качества марок ШФЛУ

 

Показатели	Значения показателей для марок ШФЛУ
	А	Б	В
Содержание, мас. %: С1 + С2, не более С3, не менее С4 + С5, не менее С6+, не более серы, всего, не более в том числе сероводорода, не более	3 15 45 11 0,025 0,003	5 – 40 25 0,05 0,003	– – 35 50 0,05 0,003

 

Таблица 4.3

Показатели качества сжиженных газов

 

Показатели	Показатели качества марок сжиженных газов
	СПБТЗ	СПБТЛ	БТ
Содержание, мас. %: Метан + этан + этилен, не более Пропан + пропилен, не менее Бутаны + бутилены, не менее Жидкий остаток (С5+) при 20 °С, об. %, не более	4 75 не нормир.   1	6 не нормир. не нормир.   2	6 не нормир. 60   2
Давление насыщеных паров, МПа: при 45 °С, не более при –20 °С, не менее	1,6 0,16	1,6 –	1,6 –
Содержание серосодержащих соединений (сероводород + тиолы), %, не более	0,015	0,015	0,015

 

В составе сжиженных газов допускается содержание не только пропана и бутана (насыщенных углеводородов), но также олефинов от этиленов и выше, т. е. в их состав вовлекаются как пропан-бутановая фракция ШФЛУ из природных газов, так и из вторичных газов, содержащих олефины.

Содержащиеся в газах углеводородные компоненты, такие как этан, пропан и бутан, являются сырьем для нефтехимических процессов. На их основе получают этилен, пропилен, бутены, бутадиен, которые в свою очередь используются для производства разнообразных нефтехимических продуктов. Поэтому, при переработке углеводородных газов проводят выделение не только смесей, но и индивидуальных углеводородов.

 

4.2. Схемы подготовки и переработки углеводородных газов

 

Подготовка и переработка углеводородных газов имеет ряд особенностей, существенно влияющих на выбор схемы производства и его последующую эксплуатацию. Среди этих особенностей можно выделить следующие:

- уменьшение пластового давления в течение 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);

- значительное изменение состава добываемого газа по мере падения пластового давления: растет концентрация легких углеводородов и падает тяжелых (С₅ и выше). Также изменяется и состав конденсата на газоконденсатных месторождениях.

В результате изменения состава сырого газа и конденсата в ходе эксплуатации меняются материальные потоки по основным технологическим аппаратам и соответственно режим их работы (давление, температура).

С учетом указанных особенностей, а также большого разнообразия состава природных газов как по углеводородам, так и по примесям, выбор схемы и технологии переработки газов –задача неоднозначная и сложная. Такой выбор является обычно итогом большой предварительной технико-экономической проработки. Однако общим принципом этих схем является их двухступенчатость.

На первой ступени газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), а на второй – проходит комплекс технологических установок по выделению из него вредных (сернистые соединения) и нежелательных (азот, диоксид углерода, влага) примесей, газового конденсата (углеводородов от пропана и выше), стабилизации этого конденсата с отделением ШФЛУ и газового бензина и выделением гелия из сухого газа.

Основные трудности выбора схемы связаны со второй ступенью, где последовательность технологических стадий определяется следующими параметрами:

- составом исходного газа;

- требованиями к качеству и ассортиментом конечных продуктов его переработки;

- требованием сведения к минимуму энергозатрат;

- широтой диапазона устойчивой работы при колебаниях количества и состава исходного газа.

Последовательность технологических операций в общих схемах очистки и переработки трех типов углеводородных газов – природного, газоконденсатного и нефтяного (попутного) представлена на рис. 4.1 (следует отметить, что последовательность может быть и иной).

Первые две схемы (а, б)включают две группы процессов: очистку и переработку газа (2 – 7) и обработку и утилизацию продуктов, отделяемых от газа (8 – 12).

Третья схема (в) имеет кроме этого комплекс процессов, предваряющих газопереработку: отделение газа от нефти (16, 17)и ее подготовку (18, 19).

В основную группу процессов очистки и переработки газа входят следующие ступени:

- сепарация конденсата (2) – отделение жидкой фазы, выносимой газом из скважины;

- сепарация капельной жидкости (3)после сепарации ее основной части на ступени 2;

- отделение вредных примесей (4) – углекислого газа и сероводорода;

- глубокая осушка газа от влаги (5) до точки росы минус 30 ⁰С и ниже;

- отбензинивание газа (6) – удаление из него углеводородов от пропана и выше;

- извлечение гелия (7).

Группа процессов обработки и утилизации продуктов, выделенных из газа в процессе его переработки, включает отделение воды и механических примесей (8)от газового конденсата и его последующая стабилизация (9)и переработка.

Сероводород, как правило, перерабатывается на месте (10)с получением элементарной серы.

Углеводороды тяжелее пропана перерабатываются на фракционирующей установке (12) с получением ШФЛУ и стабильного газового бензина.

 

Подготовка углеводородных газов к переработке

 

Углеводородные газы помимо чисто углеводородных компонентов могут содержать в своем составе H₂S, N_2, CO₂, капельки конденсата, воды, частички горных пород, т.е. они являются дисперсной системой с жидкой и твердой дисперсными фазами. В связи с этим, прежде чем газ направлять на переработку, его готовят – очищают от мехпримесей, капелек конденсата и воды, удаляют кислые компоненты.

 

Рис. 4.1. Общие схемы подготовки к переработке природного газа (а), газа Астраханского ГКМ (б) и нефтяного попутного газа (в):

1 – скважины; 2 – сепарация конденсата; 3 – сепарация капельной жидкости из газа;
4 – очистка от кислых газов (Н₂S, СО₂); 5 – осушка; 6 – извлечение тяжелых углеводородов (С₃₊); 7 – извлечение гелия; 8 – отделение воды; 9 – стабилизация конденсата; 10 – производство серы; 11 – сепарация углеводородов;
12 – фракционирование смеси углеводородов; 13 – вторая ступень очистки от кислых газов (Н₂S, СО₂) при низком давлении; 14 – водоочистка; 15 – автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 16, 17 – газоводоотделители 1–й и 2–й ступеней; 18 – блок ЭЛОУ; 19 – нефтестабилизационная установка; 20 – установка подготовки воды.

I и II –сырой и товарный газы; III – диоксид углерода; IV – сера; V – ШФЛУ;
VI – стабильный газовый бензин; VII – стабильный конденсат; VIII – стабильная нефть на НПЗ; IX – вода; X – механические примеси; XI – гелий; XII – сероводород.