 |
Продукты переработки газового конденсата
|
|
|
|
Основными продуктами переработки стабильных газовых конденсатов являются автомобильные бензины различных марок, дизельные топлива и котельные топлива (при переработке конденсатов, содержащих фракции, выкипающие выше 3500С).
Автомобильные бензины и дизельные топлива из газовых конденсатов не отличаются по своим эксплуатационным свойствам от аналогичных бензинов и дизельных топлив, полученных из нефти. Требования к показателям качества двух наиболее употребительных марок бензинов приведены в табл.5., а дизельных топлив - в табл. 6.
Таблица 5 - Показатели качества автомобильных бензинов
| Марки | |||||
| Показатель | А-76 | Аи-93 | |||
| лето | зима | лето | зима | ||
| Октановое число, не менее: |
| ||||
| моторным методом | 76 | 76 | 85 | 85 | |
| исследовательским методом | - | - | 93 | 93 | |
| Содержание свинца, г/л | 0,24 | 0,24 | 0,5 | 0,5 | |
| Фракционный состав, 0С: |
| ||||
| начало кипения, не ниже | 35 | - | 35 | - | |
| 10% об. выкипает, не выше | 70 | 55 | 70 | 55 | |
| 50% об. -"- | 115 | 100 | 115 | 100 | |
| 90% об. -"- | 180 | 160 | 180 | 160 | |
| конец кипения | 195 | 185 | 195 | 185 | |
| Давление насыщенного пара, МПа, не менее | 66,7 | 66,7-93 | 66,7 | 66,7-93 | |
| Кислотность, мг КОН/100 л, не более | 3 | 3 | 3 | 3 | |
| Содержание смол, мг/100 мл, не более | 5 | 5 | 5 | 5 | |
| Содержание серы, % масс., не более | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | |
| Теплота сгорания, МДж/кг, не менее | - | - | - | - | |
Таблица 6 - Показатели качества дизельных топлив
| Для быстроходных ДВС (марки) | Для тихоходных ДВС(марки) | |||||||
| Л | З | А | РФС | ДТ | ДМ | |||
| Цетановое число, не ниже | 45 | 45 | 45 | 45 | - | - | ||
Плотность  , не более
| 0,860 | 0,840 | 0,830 | - | 0,930 | 0,970 | ||
| Фракционный состав: | ||||||||
| 50% (об.) выкипает,0С,не ниже | 280 | 280 | 255 | 290 | - | - | ||
| 96% (об.) -"- | 360 | 340 | 330 | 360* | - | - | ||
| Продолжение таблицы 6
| ||||||||
| Температура, 0С: | ||||||||
| помутнения, не выше | -5 | -25 | - | +5 | - | - | ||
| застывания, не выше | -10 | -35 | -55 | 0 | -5 | +10 | ||
| вспышки, не ниже | 40 | 35 | 30 | 40 | 65 | 85 | ||
| Вязкость при 200С (при 500С ДТ, ДМ), мм2/с | 3-6 | 1,8-5 | 1,5-4 | 3-6,5 | 36 | 150 | ||
| Содержание смол, мг/100 мл, не более | 40 | 30 | 30 | - | - | - | ||
| Коксуемость, % не более | - | - | - | - | 3 | 10 | ||
| Коэффициент фильтруемости, не более | 3 | 3 | 3 | 3 | - | - | ||
Из газовых конденсатов вырабатывают котельные топлива общего назначения (топочные мазуты) четырех марок - легкие (флотские) - Ф-5 и Ф-12, средние - М-40 и тяжелое - М-100. Требования к качеству котельных топлив приведены в табл. 7.
Таблица 7 - Показатели качества котельных топлив
| Показатель | Ф-5 | Ф-12 | М-40 | М-100 |
| Вязкость (ВУ), не более: | ||||
| ВУ50 | 5 | 12 | - | - |
| ВУ80 | - | - | 8 | 16 |
| Содержание серы, % масс., не более: | ||||
| малосернистое топливо | - | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
| сернистое топливо | 2 | - | 2,0 | 2,0 |
| высокосернистое топливо | - | - | 3,5 | 3,5 |
| Коксуемость, %, не более | 6 | 6 | - | - |
| Температура, 0С: | ||||
| застывания, не выше | -5 | -8 | 10 | 25 |
| вспышки * | 80(зт) | 90(зт) | 90(от) | 110(от) |
| Зольность, % масс., не более | 0,05 | 0,10 | 0,12 | 0,14 |
| Содержание воды**, не более | 0,3 | 0,3 | 1,5 | 1,5 |
Газовая сера
Техническая (газовая) сера является одним из основных продуктов некоторых газохимических производств, например, на Астраханском ГПЗ. Помимо газовой серы, производимой из природных, попутных и коксовых газов, бывает природная сера, получаемая из самородных серных руд. Основные требования к качеству природной и газовой серы проведены в табл. 1.10, а в табл. 1.11 приведен гранулометрический состав серы, поставляемой потребителям в комовом, гранулированном и молотом виде.
Таблица 8 - Технические требования на серу
|
|
|
| Показатель | Норма для серы | ||||||
| природная, сорт | газовая, сорт | ||||||
| 9995 | 9990 | 9950 | 9920 | 9998 | 9985 | 9900 | |
| Содержание: | |||||||
| серы, %, не менее | 99,95 | 99,90 | 99,50 | 99,20 | 99,98 | 99,85 | 99,00 |
| золы, в том числе железа, марганца и меди, %, не более | 0,03 | 0,05 | 0,2 | 0,4 | 0,008 | 0,1 | 0,4 |
| кислот в пересчете на серную кислоту, %, не более | 0,002 | 0,004 | 0,01 | 0,02 | 0,0015 | 0,005 | 0,02 |
| органических веществ, %, не более | 0,03 | 0,06 | 0,25 | 0,5 | 0,001 | 0,10 | 0,50 |
| мышьяка,%, не более | 0,0000 | 0,0000 | 0,000 | 0,003 | 0,0000 | 0,01 | 0,05 |
| селена,%, не более | 0,0000 | 0,0000 | 0,000 | 0,04 | Не нормируется | ||
| железа,%, не более | 0,02 | 0,02 | 0,02 | Не нормируется | |||
| марганца, %, не более | 0,001 | 0,001 | 0,001 | Не нормируется | |||
| меди, %, не более | 0,001 | 0,001 | 0,001 | Не нормируется | |||
| влаги, %, не более* | 0,1 | 0,2 | 1,0 | 1,0 | 0,02 | 0,2 | 0,5 |
| механических загрязнений (бумага, песок, дерево) | Не допускается | ||||||
Таблица 9 -Гранулометрический состав комовой, гранулированной
и молотой серы 1-4 классов
| Показатель | Норма для серы видов | ||||||
| комо- вая | гранулированная | молотая | |||||
| 1 кл. | 2 кл. | 1 кл. | 2 кл. | 3 кл. | 4 кл. | ||
| Остаток на сите*,%, не более | |||||||
| 0,14 мм | - | - | - | Отс. | 0,1 | 3,0 | 4,0 |
| 0,07 мм | - | - | - | 3,0 | 3,5 | 4,0 | Не орм. |
| Класс зерен размером**,%, не менее: | |||||||
| 0,5-3,2 мм | - | 90 | Не норм. | - | - | - | - |
| 0,5-7,0 мм | - | - | 90 | - | - | - | - |
| Прохождение через сито размером200 мм, %, не менее | 95 | - | - | - | - | - | - |
Одорант
Для одорирования газа используют тиолы (меркаптаны). Ранее в качестве одоранта газа применяли этантиол концентрацией не менее 99,5% масс., который получали синтетическим путем. В настоящее время на Оренбургском ГПЗ производят одорант путем выделения смеси тиолов из газового конденсата. Состав этого одоранта следующий (% масс.): этантиол - 33; 2-пропантиол-42; 2-метил-2-пропантиол-1,0; 1-пропантиол -10,0; 2-бутандиол - 14,0.
Использование указанной смеси в качестве одоранта по сравнению с чистым этантиолом имеет следующие преимущества:
повышается степень использования ресурсов тиолов в сырье;
ввиду низкой относительной активности других тиолов (кроме С2Н5SН), входящих в состав одоранта, его действие сохраняется длительное время.
|
|
|
Лекции по предмету "Технология переработки природного газа"
Лекция №3
1. Классификация природных газов.
2. Химический состав природных газов
2.1.н еуглеводородные компоненты природного газа как ценное сырье химической промышленности.
3. Состав газовых конденсатов.
4. Попутные газы
5. т иповые поточные схемы переработки природных газов и конденсатов.
1. Классификация природных газов и газоконденсатов
 |
углеводородные газы подразделяются на первичные и вторичные (см. рис. 1.). Первичные газы это природные углеводородные газы и попутные газы
Рис.1 Классификация углеводородных газов
К природным углеводородным газам (УГ) относят легкие по составу газы чисто газовых месторождений, а также газы газоконденсатных месторождений, которые выносят на поверхность в сконденсированном виде в небольших количествах более тяжелые углеводороды (конденсаты), кипящие до 200-300°С.
Попутные углеводородные газы – это газы, добываемые вместе с нефтью на нефтяных месторождениях.
Вторичные УГ в основном легкие углеводороды, образовавшиеся при переработке нефти за счет термокаталитических превращений природных углеводородов нефти. Эти газы состоят их углеводородов от метана до пентана. Вторичные углеводородные газы в свою очередь подразделяются на предельные (насыщенные) и непредельные (ненасыщенные) углеводородные газы.
Предельные (насыщенные) УГ – это газы, содержащие только углеводороды, образующиеся при первичной дистилляции нефти (как результат десорбции остатков растворенного в нефти попутного газа и в каталитических процессах, протекающих в атмосфере избытка водорода – это гидрокрекинг, гидроочистка, изомеризация, каталитический риформинг.
Непредельные УГ (ненасыщенные) - это газы, содержащие олефиновые углеводороды, которые образуются в деструктивных процессах с недостатком водорода, таких как каталитический крекинг, термический крекинг, коксование, пиролиз.
2. Химический состав природных газов
Основным компонентом природного и нефтяного газа является метан, содержание которого достигает 85-99% об. и соответственно такие газы характеризуются высокой теплотой сгорания.
|
|
|
Содержание тяжелых углеводородов (SС5+) невелико – 0,02-0,20 %об. и лишь в отдельных случаях достигает 1,5-4,0 % об.
Свойства УГ определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав.
Так метан при обычных условиях (атмосферное давление, температура 20°С) ведет себя как реальный газ. Этан находится на границе состояния газ-пар. Пропан и бутаны при обычных условиях находятся в парообразном состоянии, так как их критические параметры высокие.
Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях (0,1 МПа и 0°С) находятся в жидком состоянии.
Основные показатели легких углеводородных компонентов природного газа приведены в табл. 1.
Таблица 1
| Показатели | метан | Этан | Пропан | и-бутан | н-бутан | и-пентан | н-пента | гексан |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Химическая формула | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | нС4Н10 | изо-С5Н12 | н-С5Н12 | С6Н14 |
| Молекулярная масса | 16,04 | 30,07 | 44,09 | 58,12 | 58,12 | 72,15 | 72,15 | 86,18 |
| Газовая постоянная, кгм/(кг°С) | 52,95 | 28,19 | 19,23 | 14,95 | 14,95 | 11,75 | 11,75 | 9,84 |
| Температура при 0,1 МПа, °С: | ||||||||
| плавления | -182,5 | -172,5 | -187,5 | -145,5 | -135,0 | -160,6 | -129,7 | -95,5 |
| кипения | -161,3 | -88,6 | -42,2 | -10,1 | -0,5 | +28,0 | +36,2 | +69,0 |
| Критические параметры: | ||||||||
| температура Ткр., К | 190,5 | 305,4 | 369,8 | 408,1 | 425,2 | 460,4 | 469,7 | 507,4 |
| давление ркр., МПа | 4,88 | 5,07 | 4,42 | 3,80 | 3,95 | 3,51 | 3,50 | 3,13 |
| плотность, кг/м3 | 162 | 210 | 225,5 | 232,5 | 225,2 | - | 232 | - |
| объем, м3/кг | 0,0062 | 0,0047 | 0,00443 | 0,0043 | 0,0044 | - | 0,0043 | - |
| Плотность при 0,1 МПа и 0°С, кг/м3 | 0,717 | 1,344 | 1,967 | 2,60 | 2,60 | 3,22 | 3,22 | 3,88 |
| Удельный объем при 0,1 МПа и 0°С, кг/м3 | 416 | 546 | 585 | 582 (при °С) | 600 | 625 | 637 | 664 |
Основные показатели тяжелых углеводородных компонентов природных газов приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Показатели | и-гептан | и-октан | и-нонан | и-декан | Парафиновые | Ароматические | |||
| циклопентан | циклогексан | циклопентан | бензол | толуол | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| Химическая формула | н-С7Н16 | н-С8Н18 | н-С9Н20 | н-С10Н22 | С5Н10 | С6Н22 | С7Н12 | С6Н8 | С7Н8 |
| Молекулярная масса | 100,2 | 114,22 | 128,25 | 124,3 | 70,1 | 84,16 | 98,2 | 78,11 | 92,13 |
| Температура при 0,1 МПа, °С: | |||||||||
| плавления | -90,8 | -56,8 | -53,7 | 29,7 | 93,3 | 6,5 | -126,3 | 5,4 | -95,1 |
| кипения | 98,4 | 150,6 | 150,6 | 174,0 | 49,0 | 81,4 | 118,1 | 80,1 | 110,5 |
| Критическая температура, К | 540,1 | 568,8 | 595,0 | 619 | 554 | 554 | 554 | 561 | 593,6 |
| Критическое давление ркр., МПа | 2,75 | 2,51 | 2,34 | 2,17 | 4,12 | 4,12 | 4,12 | 4,86 | 4,24 |
| Плотность при 0,1 МПа и 0°С, кг/м3 | 4,70 | 5,10 | 5,71 | 6,34 | 3,13 | 3,75 | 4,38 | 3,48 | 4,11 |
| Теплотворная способность, 103 кДж/кг: | |||||||||
| высшая | 48,31 | 48,18 | 48,02 | 47,85 | 46,93 | 46,63 | 45,88 | 42,32 | 42,95 |
| низшая | 44,92 | 44,83 | 44,75 | 44,62 | 44,41 | 44,0 | 43,16 | 40,64 | 41,06 |
| Необходимое количество воздуха для горения 1м3, м3 | 52,41 | 59,95 | 66,70 | 73,85 | 35,73 | 42,88 | 50,02 | 35,70 | 42,88 |
По компонентному составу газа определяются основные направления его дальнейшей переработки.
|
|
|
Компонентный состав природного газа определяется только экспериментальным путем в лабораторных условиях по ГОСТ 14920, 23781, 17556, 11382.
2.1. неуглеводородные компоненты природного газа.
Из числа неуглеводородных компонентов природных газов наиболее часто встречаются азот, гелий, двуокись углерода, сероводород, серооксид углерода.
Азот и гелий – нейтральные компонент, служат баластом и снижают теплотворную способность газа. В настоящее время очистку газа от азота не проводят. Будучи легким компонентом газа, азот оказывает сильное влияние на распределение углеводородных компонентов по фазам. В газе астраханского ГКМ азота содержится 2,85% об. гелий в газах содержится в очень небольших количествах, но специально извлекаются как ценный продукт для нужд народного хозяйства. Крупный гелиевый завод в России работает на базе Оренбургского газового месторождения.
Диоксид углерода СО2 – бесцветный негорючий газ, обладающий кислыми свойствами. При нормальном давлении и температуре минус 78,5°С переходит в твердое состояние ("сухой лед"), минуя жидкое состояние. В воде диоксид углерода растворим ограничено (0,335 %об. при 0°С и 0,169 % об. при 20°С). Является термически стойким веществом. Содержание СО2 в газе АГКМ –15,31%.
Сероводород - простейшее серусодержащее химическое вещество. Сероводород наиболее активное из всех серусодержащих соединений. В нормальных условиях – бесцветный газ с неприятным запахом тухлых яиц, плотностью 1,93 кг/м3 при нормальных условиях. Очень ядовит: острое отравление человека наступает уже при концентрации 0,2-0,3 мг/м3, а концентрация более 1 мг/м3 является для человека смертельна. Предельно допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе установлена не более 0,008 мг/м3. Сероводород хорошо растворяется в воде: при нормальном давлении – около 3,0об/об. Будучи тяжелее воздуха, сероводород концентрируется в нижних слоях атмосферы. В более высоких концентрациях сероводорода запах его не чувствуется, так как он быстро парализует нервные клетки слизистой оболочки носовой полости человека.
Сероводород разрушительно действует на металлы. Растворяясь в воде, он образует слабую кислоту, которая может вызывать точечную коррозию в присутствии кислорода или диоксида углерода. Сероводород реагирует почти со всеми металлами, образуя сульфиды.
В зависимости от содержания сероводорода в природном газе все газы подразделяются на: малосернистые, сернистые и высокосернистые.
К малосернистым газам относятся газы месторождения Средней азии и Саратовской области, а также сырье Миннибаевского ГПЗ.
К сернистым отнесены газы, при переработке которых для утилизации газов регенерации абсорбентов строительство установок производства газовой серы экономически целесообразно.
К месторождениям с высоким содержанием сернистых соединений отнесены такие, эксплуатация которых даже для производства газовой серы является экономически выгодной. К таким относится Астраханское газоконденсатное месторождение.
Количественным содержанием сероводорода в природном газе обуславливается схема переработки газа.
Сероуглерод (СS2) – в нормальных условиях бесцветная жидкость плотностью 129,7 кг/м3, кипящая при 46,3°С. Сероуглерод хорошо растворим в этаноле и хлороформе и ограниченно растворим в воде (при 0°С- 0,242 % об, при 20°С – 0,210 % об., а при 50°С – 0,012 % об.). При повышенных температурах реагирует с водородом, образуя сероводород.
Сероуглерод ядовит, вызывает острые отравления при концентрациях в воздухе 0,001 мг/м3. используется в промышленности как эстрагирующее вещество.
Серооксид углерода – в нормальных условиях бесцветный легковоспламеняющийся газ, не имеющий запаха, конденсирующийся при температуре минус 50,2°С. Хорошо растворимв сероуглероде, толуоле, этаноле и воде. При нагревании разлагается с образованием СО2, СS2, СО и серы. ПДК серооксида углерода – не более 1 мг/м3 в производственных помещениях и не более 0,15мг/м3 в населенных пунктах.
Сульфиды (тиоэфиры) – хорошо растворимые в углеводородах вещества. Они нейтральны, не реагируют со щелочью. При нагревании до 400°С разлагаются с образованием сероводорода и двух алкенов.
Дисульфиды – легко растворимые в углеводородах вещества. По сравнению с сульфидами более реакционноспособны. При нагревании разлагаются на меркаптаны, алкены и сероводород.
Серьезное влияние на выбор схемы переработки газа оказывает содержание в нем меркаптанов.
Меркаптаны R-СН (тиолы), где R – радикал общей формулы (СН3)n, представляют собой жидкости с резким неприятным запахом. Они нерастворимы в воде, хорошо растворяются в органических растворителях, входят во взаимодействие с металлами, образуя меркаптиды, и разрушают их.
В отличие от газовой фазы, в жидкой фазе меркаптанов содержится гораздо больше. К примеру, в конденсате Оренбургского месторождения содержится более 20 видов меркаптанов (тиолов).
Тиолы способны взаимодействовать с кислородом и сероводородом, образуяполисульфиды. В то же время, обладая высокой реакционной способностью, они могут окисляться до дисульфидов, которые менее вредны.
Меркаптаны применяют в основном для производства инсектицидов для борьбы с вредителями с/х. Легкокипящие меркаптаны, выделенные из конденсата Оренбургского месторождения, используются для одорации товарного газа.
3. Состав газовых конденсатов.
Газовый конденсат – жидкая смесь углеводородов, образовавшаяся при изменении давления и (или) температуры газа. Газ многих месторождений выносит конденсат в разных количествах - от 5 до 400 г/м3. Газовый конденсат содержит углеводороды от С5Н12 до С20Н42. Газовые конденсаты выкипают в большинстве случаев в пределах до 350°С. отдельные конденсаты являются более тяжелыми с началом кипения 110-210°С. Имеются более легкие конденсаты конец кипения которых не более 230°С.
Конденсаты разных месторождений отличаются по содержанию в них серы. Так в конденсате Астраханского месторождения серы содержится 1,37 %, в Оренбургском конденсате серы – 1,18%, в Карачаганакском – 0,8%.
Газовые конденсаты являются альтернативным ресурсом углеводородного сырья. Их суммарная добыча сейчас достигает 25-28 млн т/год, что в среднем составляет около 40 г на 1м3 добываемого газа.
Показатели качества газовых конденсатов основных месторождений приведены в таблице 3 (лекция 1).
Газовый конденсат практически состоит из светлых нефтяных фракций и в стабильном состоянии отвечает требованиям ОСТ 51.65-80.
В зависимости от фракционного и группового состава газовые конденсаты могут быть переработаны как по топливному варианту, так и по варианту получения сырья для нефтехимического синтеза.
4. Попутные нефтяные газы
В отличие от природных газов нефтяные газы более сложные по своему составу. Большинство из них содержат углеводороды С5+. Доля метана и этана в этих газах колеблется от 33% (об.) до 92 % (об.) на Узеньском месторождении. Типичное содержание этих двух компонентов в нефтяных газах колеблется в пределах 60-75% (об.). Углеводороджы от пропана и выше считаются для газов конденсируемыми и при переработке газов удаляются. В нефтяных газах содержится от 300 до 1200 г/м3 углеводородов этой группы, а в природных – 20-100 г/м3.
Нефтяные газы содержат также инертные компоненты –азот и диоксид углерода (1-10% об.), и в отдельных случаях сероводород (Кременчугское м.р).
5. типовые поточные схемы переработки природных газов и
конденсатов.
Подготовка и переработка природного газа имеют ряд своих особенностей, которые влияют на выбор схемы и последующую эксплуатацию производства, среди которых можно выделить следующее:
- уменьшение пластового давления газа в течении эксплуатации месторождения уменьшает давление сырого газа на входе в установку его подготовки. Для обеспечения безопасной работы УППГ со временем необходимо устанавливать дополнительное оборудование (компрессоры, сепараторы, дожимные насосы);
- изменение состава добываемого газа по мере падения пластового давления: увеличивается концентрация легких углеводородов и снижается концентрация тяжелых;
- изменяется состав конденсата на газоконденсатных месторождениях;
- в результате изменения состава газоконденсатной смеси (флюида) в процессе переработки меняются материальные потоки по основным технологическим аппаратам и соответственно меняются основные технологические параметры.
Выбор схемы переработки добываемого газа с учетом вышеприведенных особенностей является сложной задачей. Общим принципом всех 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 компонентов (сернистые соединения) и нежелательных (азот, диогсид углерода, влага) примесей, газового конденсата (углеводородов от пропана и выше), стабилизации этого конденсата с отделением ШФЛУ и газового бензина и выделение гелия из сухого газа.
Последовательность технологических процессов на второй ступени определяется рядом параметров:
- составом исходного газа;
- требованиями к качеству и ассортименту конечных продуктов его переработки;
- требованиями сведения к минимому энергетических затрат;
- широтой диапазона устойчивой работы при колебаниях количества и состава исходного газа.
В основную группу процессов очистки и переработки газа входят следующие:
- сепарация конденсата – отделение жидкой фазы, выносимой газом из скважины;
- сепарация капельной жидкости после сепарации ее основной части;
- отделение вредных примесей - СО2 и H2S;
- глубокая осушка газа от влаги до точки росы минус 30°С и ниже;
H I точка росы - это показатель может быть по давлению и по температуре. По давлению – это давление, при котором происходит начало конденсации водяных паров при заданной температуре. Относительно водяных паров термин «точка росы» означает значение температуры, при которой газ становится насыщенным водяными парами при заданном значении давления. Дальнейшее снижение температуры приводит к конденсации водяных паров (при постоянном давлении). Точка росы по углеводородам характеризует конденсацию углеводорода из газовой смеси. Так же, как и по воде, этот показатель может быть при постоянном давлении (температура точки росы), так и при постоянной температуре (давление точки росы)
- отбензинивание газа – удаление из него углеводородов от пропана и выше;
- извлечение гелия.
Группа процессов обработки и утилизации продуктов, выделенных из газа в процессе его переработки, включает отделение воды и механических примесей от газового конденсата и последующая его стабилизация и переработка.
H I стабильный газовый конденсат. В технической литературе под выражением стабильный конденсат подразумевают углеводороды С5+. Однако при составлении материального баланса установок переработки конденсата соответствие этого продукта пентану и более высоким углеводородам необязательно. Основным фактором, определяющим свойства смеси тяжелых углеводородов как стабильного конденсата, является давление его насыщенных паров, определяемое в соответствии с ОСТ 51.65-80.
Сероводород обычно перерабатывается на месте в элементарную серу.
Углеводороды тяжелее пропана перерабатываются на фракционирующих установках с получением ШФЛУ и стабильного газового бензина.
При переработке газового конденсата необходимо учитывать его фракционный состав, содержание серы и др. веществ. В соответствии с этим существует несколько вариантов переработки газового конденсата. На рис.4-5 показаны два варианта переработки газового конденсата на примере Оренбургского, Астраханского и Карачаганакского газовых конденсатов.
Объединяющим принципом для них является начальная их дистилляция на фракции с последующим облагораживанием фракций – гидроочистка от серусодержащих соединений и каталитическим риформингом (ароматизацией) бензиновой фракции.
Лекции по предмету "Технология переработки природного газа"
Лекция №4 Технологические установки сепарации пластовой смеси. Технология и аппаратура очистки газа от жидких и твердых частиц (1 ч.)
1. Классификация и принципиальные технологические схемы установок сепарации
2. Типы и конструкции сепараторов
2.1.Гравитационные сепараторы
2.2. Инерционные сепараторы
2.3. Центробежные сепараторы
2.4. Фильтрующие сепараторы
3. Принципы технологического расчета гравитационных трехфазных сепараторов
Природный газ, выходящий из скважин, содержит в своем составе капельную жидкость (газовый конденсат и воду), а также мелкие частички горной породы. Для разделения такой пластовой смеси (газ с дисперсными жидкой и твердой фазами) предназначены установки сепарации, после которых отсепарированный газ обычно содержит не более 350 мг жидкости на один кубометр газа.
Нормальная работа технологического оборудования и качество выпускаемой продукции во многом зависят от содержания в газе влаги, кислых компонентов, пыли и мех. примесей.
Содержание пыли и мех. примесей в газе способствует истиранию металла, вызывает его износ, приводит к выходу из строя уплотнительных колец, клапанов, гильз цилиндров поршневых компрессоров,снижает их к.п.д. Мех. частицы отлагаются на поверхности труб холодильников и резко снижают коэффициент теплопередачи.
Выбор технологии очистки газа от мех. примесей зависит от размеров частиц и требуемой степени очистки:
| Размер | Применяемые аппараты |
| 100-500 мкм | Осадительные расширительные камеры и циклоны |
| 50-100 мкм | Объемные сепараторы |
| 0.1-100 мкм | Циклоны, мокрые пылеуловители, керамические и металлокерамические фильтры |
| < 0.1 мкм | Электрофильтры и мокрые пылеуловители |
Необходимо заметить, что на практике очистку природного и нефтяного газов от мех. примесей и жидких загрязнений проводят в промысловых и заводских сепараторах.
Рассмотрим подробнее некоторые аппараты, применяемые для сухой и мокрой газоочистки.
|
|
|
