Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
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 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 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 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
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 Газ многих месторождений в тех или иных количествах (от 50 до
Конденсаты разных месторождений сильно различаются по групповому химическому составу и содержанию серы. По содержанию серы резко выделяются конденсаты Оренбургского (1,18 мас. %), Астраханского 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
Таблица 4.3 Показатели качества сжиженных газов
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, N2, 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;
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2021-09-26; просмотров: 188; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.188.40.207 (0.037 с.) |