Зачем нужна переработка природного газа

Переработка природного газа: способы и технология

Перспективное развитие крупнейших отраслей промышленности невозможно без ценнейшего сырья и энергоносителя высокого качества – природного газа. Его использование не только автоматизирует многие технологические процессы, но и значительно улучшает бытовые условия населения.

переработка природного газа

Что такое природный газ?

Не существует единой химической формулы природного газа – в каждом месторождении он имеет состав с различным соотношением входящих в него компонентов.

Природный газ – это смесь углеводородов, большую часть которых составляет метан. Остальными компонентами являются: бутан, пропан, этан, водород, сероводород, гелий, азот, диоксид углерода.

Природный газ не имеет цвета и запаха, его наличие в воздухе невозможно определить без помощи специальных приборов. Знакомый каждому человеку запах придаётся газу искусственным путём (одоризацией). Благодаря этому процессу имеется возможность ощущать присутствие газа в воздухе и предотвращать опасные для жизни ситуации.

Происхождение

Относительно происхождения газа не существует единой теории, учёные придерживаются двух версий:

  • Когда-то на месте материков был океан. Погибая, живые организмы скапливались в пространстве, в котором не было воздуха и бактерий, запускающих процесс разложения. Благодаря геологическим движениям накопленные массы погружались всё глубже в недра Земли, где под воздействием высокого давления и температуры вступали в химические реакции с водородом, образовывая углеводороды.
  • Динамика Земли способствует поднятию углеводородов, находящихся на огромной глубине, там, где меньший уровень давления. В результате этого образуются газовые или нефтяные месторождения.

Добыча

Вопреки распространённому мнению, природный газ может находиться под землёй не только в пустотах, извлечение из которых не требует значительных материальных и энергозатрат. Зачастую он концентрируется внутри горных пород с настолько мелкой пористой структурой, что человеческим глазом её не увидеть. Глубина залежей может быть небольшой, но иногда достигает нескольких километров.

технология переработки природного газа

Процесс добычи газа включает в себя несколько стадий:

    в результате проведения которых точно определяются места залежей.
  • Бурение добывающих скважин. Осуществляется на всей территории месторождения, что важно для равномерного уменьшения давления газа в пласте. Максимальная глубина скважин составляет 12 км.
  • Добыча. Процесс осуществляется благодаря разному уровню давления в газоносном пласте и земной поверхности. По скважинам газ стремится наружу – туда, где давление меньше, сразу попадая в систему сбора. Кроме того, осуществляется добыча попутного газа, являющегося сопутствующим продуктом при добыче нефти. Он также представляет ценность для многих отраслей промышленности.
  • Подготовка к транспортировке. Добытый газ содержит многочисленные примеси. Если их количество несущественно, газ транспортируется с помощью танкеров или трубопровода на завод для последующей переработки. От значительного количества примесей природный газ очищается на установках комплексной подготовки, которые строятся рядом с месторождением.

продукты переработки природного газа

Зачем нужна переработка природного газа

Образование природного газа приходится на период формирования слоёв пористых пород, содержащих нефть, и угольных пластов. Помимо компонентов, важных для нужд промышленности, он содержит примеси, затрудняющие процесс транспортировки и использования конечными потребителями.

Сразу после добычи газ на установках комплексной подготовки осушается, в ходе чего из него извлекаются пары воды и серы. Дальнейшая переработка природного и попутного газа осуществляется на химических и газоперерабатывающих заводах.

Основной принцип работы заводов по переработке

Главная задача предприятия, занимающегося переработкой природного газа, – максимально возможное извлечение всех компонентов ископаемого и доведение их до товарного состояния. При этом не должен наноситься вред окружающей среде и земным недрам, а финансовые затраты необходимо сводить к минимуму.

добыча и переработка природного газа

Благодаря выполнению всех аспектов этого правила, продукты переработки природного газа считаются высококачественными и экономичными.

Способы переработки

Существуют следующие способы переработки газа:

  • физико-энергетические;
  • химико-каталитические;
  • термохимические.

Физико-энергетические методы применяются для сжатия газа и разделения его на составляющие с помощью охлаждающих или нагревательных установок. Данная технология переработки природного газа чаще всего используется непосредственно на месторождениях.

Изначально процесс сжатия и разделения осуществлялся при помощи компрессоров. На сегодняшний день успешно применяется менее затратное в финансовом плане оборудование – эжекторы и нефтяные насосы.

Химико-каталитический способ переработки природного газа подразумевает превращение метана в синтез-газ для его последующей переработки. Это возможно сделать тремя способами: паровой или углекислотной конверсией, парциальным окислением.

Зачастую используется метод парциального окисления метана. Это обусловлено удобством проведения процесса в автотермическом режиме (когда при неполном окислении углеводородов сырьё нагревается благодаря тепловыделению), скоростью реакции и отсутствием необходимости использования катализатора (как при паровой и углекислотной конверсии).

Полученный синтез-газ в дальнейшем не подвергается процессу разделения на составляющие.

технология переработки природного газа

Термохимические способы подразумевают термическое воздействие на природный газ, в результате чего образуются непредельные углеводороды (например, этилен, пропилен). Осуществление процесса возможно только при очень высоких температурах (около 11 тыс. градусов Цельсия) и давлении в несколько атмосфер.

Продукты переработки

У многих людей слово «газ» ассоциируется с топливом и газовой плитой. На самом же деле применение его составляющих более обширно:

  • гелий – ценное сырьё, используемое в высоких технологиях, например при изготовлении медицинского оборудования и магнитных подушек для длительных поездок в общественном транспорте, при конструировании ядерных реакторов и космических спутников;
  • формальдегид, один из производных метана, – сырьё, играющее большую роль в производстве фенопластов (тормозные накладки, бильярдные шары) и смол, являющихся важным компонентом строительных конструкционных материалов (фанера, ДВП), лакокрасочных и теплоизоляционных изделий;
  • аммиак – используется в фармацевтической (водный раствор), сельскохозяйственной (удобрения) и пищевой (усилитель вкусовых свойств) отраслях промышленности;
  • этан – сырьё, из которого производят полиэтилен;
  • уксусная кислота – широко применяется в текстильной промышленности;
  • метанол – топливо для автотранспорта.

переработка природного и попутного газа

Добыча и переработка природного газа – процессы, благодаря которым эффективно развиваются важнейшие отрасли промышленности. Конечному потребителю газ поступает после тщательной обработки, его применение значительно улучшает условия быта.

Источник



Мембранные установки для утилизации попутного нефтяного газа и подготовки природного газа. Комплексные решения НПК «Грасис»

Несмотря на планомерную политику нефтяных компаний в области сокращения сжигания ПНГ, вопрос утилизации попутного газа, включая его подготовку для дальнейшего использования, остается актуальным, особенно на небольших удаленных месторождениях, либо в случае присутствия в газе сернистых соединений.

Несмотря на планомерную политику нефтяных компаний в области сокращения сжигания ПНГ, вопрос утилизации попутного газа, включая его подготовку для дальнейшего использования, остается актуальным, особенно на небольших удаленных месторождениях, либо в случае присутствия в газе сернистых соединений. Проблемы подготовки газа существуют и на малодебитных газовых месторождениях при падении пластового давления.

Научно-производственная компания «Грасис» — ведущий разработчик, производитель и EPCM-подрядчик в области воздухо- и газоразделения в СНГ и Восточной Европе провела комплекс научных и прикладных исследований, в результате которых был разработан спектр половолоконных мембранных картриджей (модулей) на основе нескольких типов половолоконных газоразделительных мембран, специально предназначенных для разделения углеводородных газов (природный и попутный нефтяной, шахтный, сланцевый газы), в том числе, с высоким содержанием тяжелых углеводородов, воды, СО2 и серосодержащих примесей. Разработаны и запатентованы технологические решения и оборудование на базе мембранной технологии разделения газовых смесей.
НПК «Грасис» является единственной российской компанией, реализующей предлагаемые технические решения на базе мембранных модулей собственного производства. В реализации задач подготовки газа НПК «Грасис» выполняет проекты «под ключ», включая проектирование, инжиниринг, производство, поставку, монтаж и ввод в эксплуатацию.
В настоящее время компания реализовала девять проектов по подготовке газа на основе мембранной технологии (включая запущенные в эксплуатацию и находящиеся в стадии монтажа) производительностью по сырьевому газу от 10 до 600 млн. м 3 /год и рабочим давлением до 10 МПа. География осуществляемых проектов охватывает все регионы, в том числе находящиеся в зоне вечной мерзлоты и Крайнего Севера.

Предлагаемые НПК «Грасис» технологии решают следующие задачи подготовки и/или утилизации природного и попутного нефтяного газа:
● Осушка газа до температуры точки росы на уровне -20 °С… -30 °С;
● Снижение содержания тяжелых углеводородов (С3+) с достижением ТТР по углеводородам на уровне 0 °С… -20 °С;
● Повышение метанового числа газа и доведение его до требуемых производителями ГПЭС значений для обеспечения работы с максимальной выходной мощностью;
● Снижение содержания сернистых соединений (сероводород, меркаптаны) с достижением их остаточного содержания в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87 или СТО «Газпром» 089-2010;
● Снижение содержания СО2 с достижением остаточного содержания не выше 2,5% мольн. в соответствии с требованиями СТО «Газпром» 089-2010.

Следует особо подчеркнуть, что все вышеприведенные задачи решаются одновременно в пределах одного единичного мембранного модуля.

Мембранные установки, разрабатываемые и поставляемые НПК «Грасис», обладают преимуществами как по сравнению с традиционными технологиями, так и по сравнению с конкурентными мембранными
решениями:
● Доведение утилизации газа до 100%;
● Удаление из природного и попутного нефтяного газа сразу нескольких примесей в одном технологическом цикле, что не может обеспечить ни одна другая технология подготовки углеводородных
газов;
● Работа в широком диапазоне давлений — от 0,3 до 10 МПа;
● Непревзойденные массогабаритные характеристики;
● Подготовленный газ для дальнейшего использования поступает практически без потери давления, что исключает необходимость дополнительного компримирования;
● Экологичность, т.к. не используются химические реагенты;
● Значительное повышение качества подаваемого на ГТЭС, ГПЭС топливного газа позволяет не только повысить выработку электроэнергии, но и ведет к уменьшению вредных выбросов при их работе;
● Производительность установок легко настраивается в диапазоне от 5 до 100% от номинальной производительности путем включения/отключения части газоразделительных модулей. Это особенно
эффективно для месторождений с сезонными колебаниями сырьевого потока и/или с падающей добычей;
● Возможна длительная работа установок с нагрузкой существенно выше номинальной с незначительным снижением качества подготовки газа;
● Низкие эксплуатационные затраты на обслуживание работы установки;
● Гарантируемый ресурс работы мембранных модулей, применяемых НПК «Грасис» выше, чем у модулей других производителей (особенно в средах с высоким содержанием тяжелых углеводородов и сернистых соединений).

Установка подготовки смеси природного и попутного нефтяного газа НПК «Грасис», подготовка газа до требования СТО «Газпром» 089-2010 (до требуемого остаточного содержания CO2 и N2)

Установки поставляются в транспортируемых модулях с комплексом средств и систем АСУ ТП, пожарной, газовой сигнализации и в максимальной заводской готовности, что существенно сокращает сроки и стоимость строительно-монтажных работ. Возможно изготовление мембранных установок на скидах для эксплуатации на открытых площадках, а также смешанный вариант исполнения.
Еще одним из важных преимуществ является возможность работы мембранной установки в непрерывном режиме 365 дней в году без остановки на ППР.
Мембранные установки подготовки газа НПК «Грасис» просты в эксплуатации, максимально автоматизированы и не требуют высококвалифицированного персонала для обслуживания. Применяемые в установках мембраны обладают широким температурным диапазоном эксплуатации, устойчивы к резким перепадам давления и температуры; не разрушаются под воздействием противодавления; не выходят из строя в случае случайного попадания в модуль конденсата.

Читайте также:  Обзор фаркопа Bosal на Land Cruiser 200 lexus LX570 Комплектация установка

Установка подготовки попутного нефтяного газа НПК «Грасис» до требований СТО «Газпром» 089-2010 (по содержанию сероводорода, ТТР по воде, у/в)

Помимо мембранных методов подготовки газа НПК «Грасис» осуществляет комплексные проекты подготовки и утилизации газа «под ключ». В данных проектах газоразделительные мембранные блоки могут использоваться совместно с другими технологиями. В частности, разработаны варианты применения мембранных блоков совместно с блоками НТК (низкотемпературной конденсации), различными блоками сероочистки.

Применение комплексных решений позволяет сохранить все присущие мембранной технологии преимущества и получить дополнительные:

● В большем количестве решаемых задач обеспечивается 100% утилизация газа, что означает решение экологических проблем, выполнение условий лицензионных соглашений — снижение сжигания газа на факелах вплоть до полного устранения;
● Значительное уменьшение и полное исключение применения таких реагентов как метанол при совместном использовании блока мембранной осушки газа и блока НТК. Предварительный блок мембранной осушки позволяет не только исключить применение метанола (как ингибитора гидратообразования), но и на 30-50% снизить необходимую холодопроизводительность блока НТК, а также повысить выход подготовленного газа;
● Уменьшение габаритов и энергоёмкости блоков традиционной подготовки газа. В случае применения мембранного блока после установки аминовой очистки от сероводорода возможно как уменьшение самого аминового блока, так и исключение устанавливаемого после него (по традиционной схеме) блоков щелочной доочистки и осушки и блока отбензинивания;
● Достигается значительная экономия капитальных вложений и эксплуатационных затрат за счет оптимизации технологических решений;
● Становится возможным получение дополнительных товарных продуктов (например, стабильного конденсата).

Мембранные установки подготовки газа НПК «Грасис» выпускаются на собственной производственной площадке, где осуществляется сборка оборудования, испытания, контроль качества и приемка на основе современных методов управления проектами в производстве. Это, в частности, позволяет осуществлять поставку оборудования и его ввод в эксплуатацию в срок 6-12 месяцев.

Уровень системы производства НПК «Грасис» отвечает современным требованиям независимых аудиторских компаний, проводивших технический аудит и экспертдайтинг (отслеживание сроков и объемов изготовления оборудования и оценка рисков в выполнении требований заказов) для наших заказчиков.

Источник

Преимущества мини-завода по производству сжиженного природного газа (СПГ)

Конкурентные преимущества производства СПГ в России

Сжиженный природный газ – криогенная жидкость, полученная в результате смешивания углеводородов с азотом, как результат охлаждения метана при температуре до -160 о С. СПГ имеет ряд преимуществ перед природным газом:

  • возможность газифицировать промышленные и жилые объекты, удаленные от трубопровода;
  • компактное хранение;
  • полное соответствие природному газу по физическим показателям;
  • отсутствие серы и прочих примесей при сгорании метана, это значительно продлевает срок службы отопительного котла;
  • удобная транспортировка.

Технология производства была разработана еще в 1912 году, но лишь спустя 40 лет в США построили первый завод по производству. Только в последнее десятилетие наблюдается стремительный рост мини-производств по всему миру, но в России эта ниша практически не занята. Активно функционируют только четыре комплекса:

  • микро-завод по сжижению метана в Пермском крае, его производительность достигает 12,6 тыс. т в год;
  • в Карелии – более мощное производство – до 0,15 млн т в год;
  • два на Балтике – 0,2 и 0,3 млн т в год. Эти производства ориентированы на экспорт сжиженного газа.

У Российского газового гиганта Газпрома в ближайшей перспективе открытие двух заводов на Сахалине.

Преимущества небольшого завода по сжижению газа перед крупным промышленным комплексом очевидны:

  • компактное расположение;
  • значительная экономия капитальных вложений;
  • полная автоматизация и минимальное участие человека в процессе производства;
  • мобильность и возможность транспортировки оборудования на новое место;
  • быстрая окупаемость.

Вся проблема лишь в его транспортировке, поскольку строительство трубопроводов — достаточно дорогостоящее мероприятие, которым может заниматься только одна структура под контролем государства.

Уникальный завод по производству сжиженного природного газа

Мини-завод имеет много преимуществ, но и существенный недостаток – это дорогостоящее предприятие по первоначальным капитальным вложениям. Стоимость оборудования составляет 400 млн рублей. Но стоит отметить, что государство поддерживает такие стратегические проекты, может предоставить кредит под низкий процент или налоговые каникулы на первые два года.

Процесс производства

Исходным сырьем для производства служит природный газ и хладагент.

Существует две технологии производства СПГ:

  • открытого цикла;
  • цикл расширения азота.

Технология открытого цикла предполагает использование давления газа для выработки энергии, необходимой при охлаждении. Метан, пропускаемый по турбинам, охлаждается и расширяется, на выходе получается жидкость. Это простой способ, но он имеет один существенный недостаток – сжижается только 15% метана, а остальная его часть, не набирая достаточного давления, покидает систему.

Технологии производства СПГ

Технологии производства СПГ

Если поблизости завода есть непосредственные потребители газа, то можно смело использовать данную технологию, поскольку она менее затратная – расходуется минимальное количество электроэнергии на производственный процесс. Как следствие – более низкая себестоимость конечного продукта. Но если потребителей нет, то применять данный метод экономически нецелесообразно – большие потери исходного сырья. lustgate.co.nz.

Технология производства с использованием азота:

  • в замкнутом контуре, содержащем турбины и компрессоры, постоянно циркулирует азот;
  • после охлаждения азота, он направляется в теплообменное устройство, куда параллельно доставляется и метан;
  • газ охлаждается и сжижается;
  • азот направляется в компрессор и турбину для охлаждения и прохождения следующего цикла.

Преимущества этой технологии:

  • 100% использование исходного сырья;
  • компактность оборудования и простота его эксплуатации;
  • высокая надежность и безопасность.

Недостаток только один – высокое потребление электроэнергии (на каждый 1 нм 3 /ч готовой продукции расходуется до 0,5 кВт/ч), что значительно повышает себестоимость.

Схема компоновки станции по производству азота

Схема компоновки станции по производству азота

Составные элементы мини-завода по сжижению природного газа

В зависимости от выбранной технологии производства СПГ, комплектуется и мини-завод. В России используются комплексы для сжижения метана с помощью азота. Оборудование предоставляют некоторые отечественные компании, например, ЗАО «Крионорд», а также китайские (Sureway, GASOOO), американская Dresser-Rand Group, англо-голландский концерн Shell.

Завод от компании ЗАО «Крионорд» по производству СПГ состоит из следующих составных элементов:

  • система приема и очистки природного газа;
  • агрегат для осушки и подогрева метана;
  • компрессор;
  • рекуперативные теплообменники нижнего и верхнего температурного уровня;
  • теплообменник-испаритель;
  • дроссельная машина;
  • холодильная установка;
  • емкость для хранения СПГ.

Технические характеристики завода:

  • производительность – до 2,9 т/ч;
  • расход электроэнергии – до 430 кВт;
  • давление в системе – до 25 МПа;
  • расход исходного сырья – 3600 нм 3 /ч.

Для осуществления процесса производства необходим газ такого состава:

  • CH4 – 98%;
  • C2H6 – 0,7%;
  • C3H8 – 0,5%;
  • CO2 – 0,05%;
  • N2 – 0,8%.

Полученный сжиженный газ будет соответствовать ТУ РФ №51-03-03-05.

Какие бывают мини-заводы по производству сжиженного газа

Обзор рынка изготовителей оборудования по производству СПГ не ограничивается только наземными комплексами. Представлены и плавучие установки. В России такие системы планируется эксплуатировать в акватории Финского залива. Продукция будет идти преимущественно на экспорт, а также для заправки судов, как отечественных, так и иностранных, находящихся на рейде в заливе. В настоящее время оборудование для плавучих заводов производит компания Shell, а также General Electric.

Схема интегрированной торговли СПГ

Схема интегрированной торговли СПГ

Источник

Переработка природного газа

Разработка месторождений началась с середины прошлого века. Потенциал газа оценили по достоинству и теперь используют в различных отраслях производства. Проведенная переработка природного газа решает проблему с очисткой и расширяет области применения высококалорийного продукта после транспортировки.

Переработка природного газа

Происхождение и состав сырья

Объяснить происхождение газа пока не удалось. Ученые выдвигают предположения, и основной спор ведется между двумя популярными теориями.

Согласно первой в океан, расположенный на месте материков, попадали живые организмы. В процессе гибели и разложения накапливались огромные массы. По мере погружения происходило воздействие высоких температур и давления. Соединение с водородом привело к появлению углеводорода.

Второе предположение говорит о геологических процессах, связанных с перепадами давления. Углеводороды скапливаются на глубине с меньшим уровнем и образуют месторождения. Основной состав газа включает:

  • метан и бутан;
  • пропан и этан;
  • водородные и углеродные соединения;
  • гелий и азот;
  • разнообразные примеси.

Сырье в месторождении находится в газообразном состоянии. Газ можно обнаружить в нефти и воде. Природный продукт абсолютно без запаха, придание аромата происходит после переработки и одорации.

Добыча газа

Переработка природного газа

При разработке нефтяных скважин нередко получали газ, считавшийся побочным продуктом. Залежи сырья располагаются в пористых горных породах и пустотах на глубине до 10 тысяч метров.

  1. Предстоящая добыча газа начинается с геолого-разведочных работ. Потребуется найти место залегания, определить объем и глубину.
  2. Устанавливается скважина, и производится бурение. Современные методы позволяют дойти до 12 километров. При разработке нефтяного пласта первоначально откачивают газ.
  3. Крупные месторождения, предполагающие длительную эксплуатацию (до 10 лет), приведут к строительству предприятий по очистке и переработке. Это сокращает расходы на перевозку.
  4. Малый объем примесей приведет к немедленной транспортировке. На специализированном предприятии происходит глубокая переработка и получение полезных компонентов.

Для перевозки проще использовать трубопровод. Газ перемещается под давлением и расходы минимальны. Специализированные танкеры сумеют доставить продукт в сжиженном виде при соблюдении определенных условий.

Значение переработки

Разведка, установка скважин и добыча превращаются в первые этапы. Возникает острая необходимость произвести первичную очистку непосредственно на месте.

Особенно важно отделить соединения серы. В дальнейшем она смешивается с водородом и найдет применение в химической отрасли. Полнейшая очистка пройдет на предприятиях, занимающихся переработкой газа. Применяемые технологии позволяют не наносить вреда окружающей среде. Выделенные продукты переработки востребованы в других отраслях.

Читайте также:  Бэкап и перенос linux centos debian ubuntu сервера с помощью Veeam Agent for Linux

Принцип работы заводов по переработке

Специализированные комплексы перерабатывают газ с определенной целью. Конечный продукт должен полностью очиститься от примесей и нужно постараться извлечь больше полезных элементов.

Крупное производство уделяет особое внимание минимализации затрат. Однако это не должно привести к нарушению экологического баланса. Вторичное сырье будет высококачественным и недорогим.

Действующие способы

Переработка природного газа

Если нефть нуждается в обязательной очистке и подготовке, газ нередко попадает в трубопровод незамедлительно. На предприятии выбирают способы переработки, соответствующие составу сырья:

  • задействуют физические и энергетические методы;
  • проводят химические и каталитические реакции;
  • используют термохимический процесс.

Действующие варианты проверены временем и отвечают уровням безопасности. С помощью вторичной переработки происходит окончательная очистка газа от примесей.

Физическая переработка

Основа метода базируется на физических и энергетических характеристиках газа. В начале процесса происходит нагрев, и изменяется состав сырья. Удается на месте разработки избавиться от примесей.

Нагрев приводит к последующему охлаждению. Вместо компрессоров стали устанавливать нефтяные насосы и эжекторы, удешевляющие очистку и разделение.

Использование химических реакций

Химико-каталитическое воздействие приведет к выбору метода. Применяют углекислотную или паровую конверсию или парциальное окисление.

Последняя схема переработки получила приоритет. Отпадает необходимость в катализаторе, и увеличивается скорость реакции. Термохимический режим связан с тепловыделением, происходящим из-за неполного окисления углеводородов.

Минус заключается в поднятии температуры до 11 тысяч градусов и необходимости выдерживать давление в 3 атмосферы. В результате переработки возникает синтезированный газ, нераспадающийся на элементы.

Транспортировка природного газа

Предстоящая транспортировка газа по газопроводу или с помощью танкера должна произойти после предварительной подготовки. Следует изучить состав и избавиться от вредных элементов.

Пары воды конденсируются и накапливаются в местах изгиба трубопровода. Сера приводит к преждевременной коррозии. Азотные устройства помогут создать инертную среду и ускорить скорость прохождения.

При подготовке используется несколько схем. Рядом с месторождением происходит первичная очистка и сушка в абсорбционных колоннах. Отделение гелия и сероводорода производится на специализированном предприятии.

По газопроводу

Переработка природного газа

Сечение газопровода доходит до 1.4 метра. Потребуется выдерживать определенное давление, доходящее до 75 атмосфер. Продвижение на удаленное расстояние приведет к потере энергии.

Исправить ситуацию сумеют компрессорные станции. Давление доходит до 120 атмосфер с дальнейшим охлаждением. Строительство и обслуживание требует вложения средств, однако метод наиболее рентабельный и позволяет не завышать цену газа.

С помощью танкеров

В последние годы построены терминалы, способствующие перевозке газа в специальных танкерах-газовозах. В судне устанавливают изотермические емкости, и снижают температуру до минус 60 градусов, необходимых для транспортировки в сжиженном состоянии.

Газопровод протягивают от месторождения к морскому побережью. В терминале осуществляется сжижение и закачка. Вместимость судна варьируется от 150 до 250 тысяч кубометров.

Высокие расходы неизбежны, поскольку необходимо создать налаженную инфраструктуру. Есть немало плюсов. Уровень безопасности выше, учитывая сжиженное состояние. Метод транспортировки экономичный, если потребитель находится на расстояния свыше 2000 километров.

Другие методы

Перевозка газа производится в железнодорожных цистернах в сжиженном виде. Планы перевозить сырье на дирижаблях пока не нашли применения. Транспортировка в газогидратном состоянии нуждается в доработке.

Продукты и переработки и применение

Чистый газ занимает объем до 80 процентов. Отличный источник топлива особенно востребован в зимний период. Полученные основные продукты химической переработки помогут создать ценную продукцию.

Переработка природного газа

  1. Производным компонентом метана станет формальдегид. Нашел применение в строительстве, мебельном производстве, медицине и косметологии. Производят теплоизоляцию, антисептики, фанеру и плиты.
  2. Аммиак востребован в качестве сельхозудобрения. Нужен в пищевой промышленности и при разработке лекарственных препаратов.
  3. Смолы способствуют созданию красителей и лака, применяемых в строительстве.
  4. Инертный гелий нужен для спутников, ядерных реакторов, медицинских изделий и проведения геологоразведки.
  5. Производство краски, каучука и полиуретана нуждается в анилине.
  6. Метанол становится топливным элементом и растворителем.
  7. Кислоты применяют в кулинарии, легкой и текстильной промышленности.
  8. Изготовление пластмассовых изделий не обойдется без включения этилена, созданного после соединения с этаном.

Методы переработки делают добычу газа выгодной, поскольку технологии позволяют извлечь все ценные компоненты. Отрасли экономики получают качественное сырье по низкой себестоимости.

Заключение

В плане экологии газ остается самым чистым видом топлива. Во время сгорания выброса вредных веществ практически не происходит. Создание парникового эффекта больше связано с другими источниками. Обойтись без переработки сырья невозможно. Первичное очищение проходит на месте разработки. Это уберегает трубопровод от разрушения и способствует отделению полезных элементов. На специализированных предприятиях сумеют окончательно синтезировать продукт. Отходы отсутствуют, поскольку выделенные элементы нужны в других отраслях и пользуются необычайным спросом.

Источник

Переработка природного газа — Natural-gas processing

Обработка природного газа — это ряд промышленных процессов, предназначенных для очистки сырого природного газа путем удаления примесей, загрязняющих веществ и углеводородов с более высокой молекулярной массой для производства так называемого сухого природного газа трубопроводного качества .

Переработка природного газа начинается с устья скважины. Состав неочищенного природного газа, добываемого из добывающих скважин, зависит от типа, глубины и местоположения подземного месторождения, а также геологии района. Нефть и природный газ часто находятся вместе в одном резервуаре. Природный газ, добываемый из нефтяных скважин , обычно классифицируется как попутный растворенный газ, что означает, что газ был связан с сырой нефтью или растворен в ней . Добыча природного газа, не связанная с сырой нефтью, классифицируется как «несвязанная». В 2009 году 89 процентов добычи природного газа на устье скважин в США не было попутным.

Установки по переработке природного газа очищают сырой природный газ путем удаления таких загрязняющих веществ, как твердые частицы, вода , диоксид углерода ( CO 2 ), сероводород (H 2 S), ртуть и углеводороды с более высокой молекулярной массой. Некоторые из веществ, загрязняющих природный газ, имеют экономическую ценность и подвергаются дальнейшей переработке или продаже. Действующий газовый завод поставляет сухой природный газ трубопроводного качества, который может использоваться в качестве топлива бытовыми, коммерческими и промышленными потребителями или в качестве сырья для химического синтеза.

СОДЕРЖАНИЕ

Типы скважин сырого природного газа

Сырой природный газ поступает в основном из любого из трех типов скважин: нефтяных скважин, газовых скважин и конденсатных скважин .

Природный газ, добываемый из нефтяных скважин, обычно называют попутным газом . Этот газ мог существовать в виде газовой шапки над сырой нефтью в подземном резервуаре или мог растворяться в сырой нефти, выходя из раствора, когда давление снижалось во время добычи.

Природный газ, который поступает из газовых скважин и конденсатных скважин, в которых мало или совсем нет сырой нефти, называется непопутным газом . Газовые скважины обычно производят только сырой природный газ, в то время как конденсатные скважины производят сырой природный газ вместе с другими низкомолекулярными углеводородами. Те, которые являются жидкими при окружающих условиях (например, пентан и более тяжелые), называются конденсатом природного газа (иногда также называемым природным бензином или просто конденсатом ).

Природный газ называется сладким газом, если он относительно не содержит сероводорода ; газ, который действительно содержит сероводород, называется кислым газом . Природный газ или любая другая газовая смесь, содержащая значительные количества сероводорода, диоксида углерода или подобных кислых газов, называется кислым газом .

Неочищенный природный газ также может поступать из залежей метана в порах угольных пластов, часто существующих под землей в более концентрированном состоянии адсорбции на поверхности самого угля. Такой газ называют газом угольных пластов или метаном угольных пластов ( газ угольных пластов в Австралии). Угольный газ стал важным источником энергии в последние десятилетия.

Загрязняющие вещества в неочищенном природном газе

Сырой природный газ обычно состоит в основном из метана (CH 4 ) и этана (C 2 H 6 ), самых коротких и легких молекул углеводорода . Часто он также содержит разное количество:

  • Более тяжелые газообразные углеводороды: пропан (C 3 H 8 ), нормальный бутан (nC 4 H 10 ), изобутан (iC 4 H 10 ) и пентаны . Все они вместе называются сжиженным природным газом или NGL и могут быть переработаны в конечные побочные продукты.
  • Жидкие углеводороды (также называемые попутным бензином или природным бензином ) и / или сырая нефть .
  • Кислые газы : диоксид углерода (CO 2 ), сероводород (H 2 S) и меркаптаны, такие как метантиол (CH 3 SH) и этантиол (C 2 H 5 SH).
  • Другие газы: азот (N 2 ) и гелий (He).
  • Вода: водяной пар и жидкая вода. Также растворенные соли и растворенные газы (кислоты).
  • Ртуть : очень небольшие количества ртути, преимущественно в элементарной форме, но возможно присутствие хлоридов и других частиц.
  • Радиоактивный материал природного происхождения (NORM): природный газ может содержать радон , а пластовая вода может содержать растворенные следы радия , которые могут накапливаться в трубопроводах и технологическом оборудовании. Это может со временем сделать трубопроводы и оборудование радиоактивными.

Неочищенный природный газ должен быть очищен до соответствия стандартам качества, установленным крупными транспортными и распределительными компаниями по трубопроводам . Эти стандарты качества варьируются от трубопровода к трубопроводу и обычно зависят от конструкции трубопроводной системы и рынков, которые она обслуживает. В целом в стандартах указано, что природный газ:

  • Находиться в пределах определенного диапазона теплотворной способности (теплотворной способности). Например, в Соединенных Штатах она должна составлять около 1035 ± 5% БТЕ на кубический фут газа при 1 атмосфере и 60 ° F (41 МДж ± 5% на кубический метр газа при 1 атмосфере и 15,6 ° C). В Соединенном Королевстве высшая теплотворная способность должна находиться в диапазоне 37,0–44,5 МДж / м 3 для входа в Национальную систему передачи (NTS).
  • Доставляться при указанной температуре точки росы по углеводородам или выше (ниже которой некоторые углеводороды в газе могут конденсироваться под давлением в трубопроводе, образуя жидкие пробки, которые могут повредить трубопровод). Регулировка точки росы по углеводородам снижает концентрацию тяжелых углеводородов, поэтому конденсация не происходит. происходит при последующей транспортировке по трубопроводам. В Великобритании точка росы по углеводородам определяется как <-2 ° C для входа в NTS. Точка росы по углеводородам изменяется в зависимости от преобладающей температуры окружающей среды, сезонные колебания составляют:

Природный газ должен:

  • Не содержать твердых частиц и жидкой воды для предотвращения эрозии, коррозии или других повреждений трубопровода.
  • Быть осушенным водяным паром в достаточной степени, чтобы предотвратить образование гидратов метана внутри газоперерабатывающего завода или впоследствии в трубопроводе транспортировки товарного газа. Типичная спецификация содержания воды в США заключается в том, что газ должен содержать не более семи фунтов воды на миллион стандартных кубических футов газа. В Великобритании это определяется как <-10 ° C @ 85 бар изб. Для входа в NTS.
  • Содержат не более следовых количеств таких компонентов, как сероводород, диоксид углерода, меркаптаны и азот. Наиболее распространенная спецификация содержания сероводорода — 0,25 гран H 2 S на 100 кубических футов газа, или примерно 4 ppm. Спецификации для CO 2 обычно ограничивают его содержание не более чем двумя или тремя процентами. В Великобритании сероводород определен как ≤5 мг / м 3, а общая сера — как ≤50 мг / м 3 , углекислый газ — как ≤2,0% (молярный), а азот — как ≤5,0% (молярный) для внесения в NTS.
  • Поддерживайте содержание ртути на уровне ниже определяемого предела (приблизительно 0,001 частей на миллиард по объему), прежде всего, чтобы избежать повреждения оборудования газоперерабатывающего завода или трубопроводной системы передачи из-за амальгамирования ртути и охрупчивания алюминия и других металлов.
Читайте также:  Как провести газификацию в многоквартирном доме

Описание завода по переработке природного газа

Существует множество способов настройки различных единичных процессов, используемых при обработке сырого природного газа. Приведенная ниже блок-схема представляет собой обобщенную типичную конфигурацию для обработки сырого природного газа из скважин, не являющихся попутным газом. Он показывает, как сырой природный газ перерабатывается в товарный газ, поступающий на рынки конечных потребителей. Он также показывает, как при переработке сырого природного газа образуются следующие побочные продукты:

Сырой природный газ обычно собирается из группы соседних скважин и сначала обрабатывается в сепараторах в этой точке сбора для удаления свободной жидкой воды и конденсата природного газа. Затем конденсат обычно транспортируется на нефтеперерабатывающий завод, а вода обрабатывается и утилизируется как сточные воды.

Затем неочищенный газ подается на газоперерабатывающий завод, где первоначальная очистка обычно заключается в удалении кислых газов (сероводорода и диоксида углерода). Для этой цели доступно несколько процессов, как показано на блок-схеме, но обработка амином — это процесс, который использовался исторически. Однако из-за ряда рабочих характеристик и экологических ограничений аминового процесса более новая технология, основанная на использовании полимерных мембран для отделения диоксида углерода и сероводорода от потока природного газа, получила все большее распространение. Мембраны привлекательны тем, что не расходуются реагенты.

Кислые газы, если они присутствуют, удаляются с помощью мембранной или аминовой обработки и затем могут быть направлены в установку для извлечения серы, которая превращает сероводород в кислом газе либо в элементарную серу, либо в серную кислоту. Из процессов, доступных для этих преобразований, процесс Клауса на сегодняшний день является наиболее известным для извлечения элементарной серы, тогда как обычный контактный процесс и WSA ( процесс мокрой серной кислоты ) являются наиболее часто используемыми технологиями для извлечения серной кислоты . Меньшие количества кислого газа можно утилизировать путем сжигания.

Остаточный газ из процесса Клауса обычно называют хвостовым газом, и этот газ затем обрабатывается в установке очистки хвостового газа (TGTU) для извлечения и рециркуляции остаточных серосодержащих соединений обратно в установку Клауса. Опять же, как показано на блок-схеме, существует ряд процессов, доступных для обработки хвостовых газов установки Клауса, и для этой цели процесс WSA также очень подходит, поскольку он может работать автотермически с хвостовыми газами.

Следующим шагом газоперерабатывающего завода является удаление водяного пара из газа с использованием либо регенерируемой абсорбции жидким триэтиленгликолем (ТЭГ), обычно называемой дегидратацией гликоля , расплывчатыми хлоридными осушителями, либо блоком адсорбции при переменном давлении (PSA). которая представляет собой регенерируемую адсорбцию с использованием твердого адсорбента. Также можно рассмотреть другие более новые процессы, такие как мембраны .

Затем ртуть удаляют с помощью процессов адсорбции (как показано на блок-схеме), таких как активированный уголь или регенерируемые молекулярные сита .

Хотя это не является обычным явлением, азот иногда удаляют и отклоняют с помощью одного из трех процессов, указанных на блок-схеме:

  • Криогенный процесс (установка удаления азота ) с использованием низкотемпературной перегонки . При желании этот процесс можно модифицировать, чтобы также извлечь гелий (см. Также промышленный газ ).
  • Процесс абсорбции с использованием тощего масла или специального растворителя в качестве абсорбента.
  • Процесс адсорбции с использованием активированного угля или молекулярных сит в качестве адсорбента. Этот процесс может иметь ограниченную применимость, поскольку, как говорят, он приводит к потере бутанов и более тяжелых углеводородов.

Фракционирование ШФЛУ

В процессе фракционирования ШФЛУ очищается отходящий газ из сепараторов на нефтяном терминале или фракция верхнего погона из колонны перегонки сырой нефти на нефтеперерабатывающем заводе. Фракционирование направлено на производство полезных продуктов, включая природный газ, пригодный для трубопроводов промышленным и бытовым потребителям; сжиженные углеводородные газы (пропан и бутан) для продажи; и бензиновое сырье для смешивания жидкого топлива. Выздоровел ПГК поток обрабатывается посредством фракционирования поезда , состоящего из пяти до ректификационных колонн, соединенных последовательно: а деметанизатора , A деэтанизатора , A депропанизатор, дебутанизации и бутана разветвителей . В нем используется другой процесс криогенной низкотемпературной дистилляции, включающий расширение газа через турбодетандер с последующей дистилляцией в деметанизирующей колонне фракционирования . Некоторые газоперерабатывающие заводы используют процесс абсорбции обедненной нефти, а не криогенный процесс турбодетандера.

Газообразное сырье для установки фракционирования ШФЛУ обычно сжимается до примерно 60 бар изб. И температуры 37 ° C. Сырье охлаждается до -22 ° C за счет обмена с продуктом верхнего погона деметанизатора и системой охлаждения и разделяется на три потока:

  • Сконденсированная жидкость проходит через клапан Джоуля-Томсона, снижая давление до 20 бар, и поступает в деметанизатор в качестве нижнего сырья при -44,7 ° C.
  • часть пара проходит через турбодетандер и поступает в деметанизатор в качестве верхнего потока при -64 ° C.
  • оставшийся пар охлаждается за счет верхнего погона деметанизатора и охлаждения Джоуля-Томсона (через клапан) и поступает в колонну в виде флегмы при -96 ° C.

Верхний погон представляет собой в основном метан при 20 бар и -98 ° C. Его нагревают и сжимают, чтобы получить товарный газ при 20 бар и 40 ° C. Нижним продуктом является ШФЛУ при 20 бар изб., Который подают в деэтанизатор.

Верхний погон из деэтанизатора представляет собой этан, а кубовый погон подают в депропанизатор. Верхний погон из депропанизатора представляет собой пропан, а кубовый погон подают в дебутанизатор. Верхний погон из дебутанизатора представляет собой смесь нормального бутана и изобутана, а кубовый продукт представляет собой смесь бензина C 5 +.

Условия эксплуатации сосудов в линии фракционирования ШФЛУ обычно следующие.

Условия эксплуатации колонки NGL

Деметанизатор Деэтанизатор Депропанизатор Дебутанизатор Бутановый сплиттер
Давление подачи 60 бар изб. 30 бар изб.
Температура подачи 37 ° С 25 ° С 37 ° С 125 ° С 59 ° С
Рабочее давление в колонне 20 бар изб. 26-30 бар изб. 10-16,2 бар изб. 3,8-17 бар изб. 4,9-7 бар изб.
Температура продукта наверху -98 ° С 50 ° С 59 ° С 49 ° С
Нижняя температура продукта 12 ° C 37 ° С 125 ° С 118 ° С 67 ° С
Накладной продукт Метан (природный газ) Этан Пропан Бутан Изобутан
Нижний продукт Сжиженный природный газ (Подача депропанизатора) (Подача дебутанизатора) Бензин Нормальный бутан

Типичный состав корма и продукта следующий.

Состав потока,% по объему

Составная часть Кормить ШФЛУ Этан Пропан Изобутан н-бутан Бензин
Метан 89,4 0,5 1,36
Этан 4.9 37,0 95,14 7,32
Пропан 2.2 26,0 3.5 90,18 2.0
Изобутан 1.3 7.2 2,5 96,0 4.5
н-бутан 2.2 14,8 2.0 95,0 3.0
Изопентан 5.0 33,13
н-пентан 3.5 0,5 23,52
н-гексан 4.0 26,9
н-гептан 2.0 13,45
Общее 100 100 100 100 100 100 100

Восстановленные потоки пропана, бутана и C 5 + могут быть «подслащены» в технологической установке Merox для превращения нежелательных меркаптанов в дисульфиды и, вместе с регенерированным этаном, являются конечными побочными продуктами ГКЖ из газоперерабатывающего завода. В настоящее время большинство криогенных заводов не включают фракционирование по экономическим причинам, и поток СУГ вместо этого транспортируется в виде смешанного продукта в автономные комплексы фракционирования, расположенные рядом с нефтеперерабатывающими заводами или химическими заводами, которые используют компоненты в качестве сырья . В случае, если прокладка трубопровода невозможна по географическим причинам или расстояние между источником и потребителем превышает 3000 км, природный газ затем транспортируется по морю как СПГ (сжиженный природный газ) и снова переводится в газообразное состояние в непосредственной близости от потребителя.

Продукты

Остаточный газ из секции регенерации ШФЛУ является конечным очищенным товарным газом, который направляется на рынки конечных потребителей. Между покупателем и продавцом заключаются правила и договоренности относительно качества газа. В них обычно указывается максимально допустимая концентрация CO 2 , H 2 S и H 2 O, а также требуется, чтобы газ был коммерчески свободным от нежелательных запахов и материалов, а также пыли или других твердых или жидких веществ, парафинов, смол и компонентов, образующих смолу. , которые могут повредить или отрицательно повлиять на работу оборудования покупателя. Когда на очистных сооружениях происходит сбой, покупатели обычно могут отказаться принимать газ, снизить расход или пересмотреть цену.

Восстановление гелия

Если в газе содержится значительное количество гелия , гелий можно выделить фракционной перегонкой . Природный газ может содержать до 7% гелия и является коммерческим источником благородного газа. Например, газовое месторождение Хьюготон в Канзасе и Оклахоме в США содержит гелий в концентрации от 0,3% до 1,9%, который выделяется как ценный побочный продукт.

Потребление

Модели потребления природного газа в разных странах различаются в зависимости от доступа. Страны с большими запасами склонны более щедро обращаться с сырьевым природным газом, в то время как страны с дефицитом или отсутствием ресурсов, как правило, более экономичны. Несмотря на значительные выводы, прогнозируемая доступность запасов природного газа практически не изменилась.

Источник