Из Википедии, бесплатной энциклопедии
  (Перенаправлено с переработки природного газа )
Перейти к навигации Перейти к поиску
Завод по переработке природного газа

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 . [1]

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. [2]

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 для бытовых, коммерческих и промышленных потребителей или в качестве сырья для химического синтеза.

Типы скважин сырого природного газа [ править ]

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 [ править ]

Смотрите также: Природный газовый конденсат

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. [3]
  • 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. [ необходима цитата ] 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:

  • Быть 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). [4]
  • 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. [4] Точка росы по углеводородам изменяется в зависимости от преобладающей температуры окружающей среды, сезонные колебания составляют: [5]
Сезонное изменение точки росы по углеводородам
Точка росы по углеводородам30 ° F (–1,1 ° C)35 ° F (1,7 ° C)40 ° F (4,4 ° C)45 ° F (7,2 ° C)50 ° F (10 ° C)
МесяцыДекабрь

Январь

Февраль

марш

апреля

Ноябрь

Май

Октябрь

июнь

сентябрь

июль

август

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. [6] [7] В Великобритании это определяется как <-10 ° C @ 85 бар изб. Для входа в NTS. [4]
  • 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 , диоксид углерода - как ≤2,0% (молярный), а азот - как ≤5,0% (молярный) для внесения в NTS. [4]
  • 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. [3] [8] [9]

Описание завода по переработке природного газа [ править ]

Существует множество способов настройки различных единичных процессов, используемых при обработке сырого природного газа. Блок - схема ниже обобщенная, типичная конфигурация для обработки сырого природного газа из неассоциированных газовых скважин. Он показывает, как сырой природный газ перерабатывается в товарный газ, поступающий на рынки конечных потребителей. [10] [11] [12] [13] [14] Также показано, как при переработке сырого природного газа образуются следующие побочные продукты:

  • Газовый конденсат
  • Сера
  • Этан
  • Сжиженный природный газ (ШФЛУ): пропан, бутаны и C 5 + (обычно используемый термин для обозначения пентанов и углеводородов с более высокой молекулярной массой) [15] [16] [17]

Сырой природный газ обычно собирается из группы соседних скважин и сначала обрабатывается в сепараторе (ах) 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 направляется 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 эксплуатационных характеристик и экологических ограничений аминного 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. [18]

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.

Следующий шаг в заводе по переработке газа для удаления водяного пара из газа с использованием либо регенерируемое поглощения в жидком триэтиленгликоле (ТЭГ), [7] обычно называют гликоль дегидратацией , хлорид гигроскопичны осушителями, и или адсорбции при переменном давлении ( PSA), который представляет собой регенерируемую адсорбцию с использованием твердого адсорбента. [19] Также можно рассмотреть другие 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 . [3]

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 ), [20] с использованием низкотемпературной дистилляции . При желании этот процесс может быть модифицирован для извлечения гелия (см. Также промышленный газ ).
  • Процесс абсорбции [21] с использованием тощего масла или специального растворителя [22] 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 [ править ]

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. [23] Выделенный ПГК поток обрабатывается посредством фракционирования , состоящие из до пяти ректификационных колонн в серии: в деметанизатор , в деэтанизатор , в депропанизатор, в дебутанизаторе и бутан разветвитель. В нем используется другой процесс криогенной низкотемпературной дистилляции, включающий расширение газа через турбодетандер с последующей дистилляцией в деметанизирующей ректификационной колонне . [24] [25] Некоторые газоперерабатывающие заводы используют процесс абсорбции обедненного масла [21], а не процесс криогенного турбодетандера.

Газообразное сырье для установки фракционирования ШФЛУ обычно сжимается до примерно 60 бар изб. И температуры 37 ° C. [26] Сырье охлаждается до -22 ° C за счет обмена с продуктом верхнего погона деметанизатора и с помощью системы 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. [26]

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. [23] [27] [28]

Условия эксплуатации колонки NGL
ДеметанизаторДеэтанизаторДепропанизаторДебутанизаторБутановый сплиттер
Давление подачи60 бар изб.30 бар изб.
Температура подачи37 ° С25 ° С37 ° С125 ° С59 ° С
Рабочее давление в колонне20 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 ° С50 ° С59 ° С49 ° С
Нижняя температура продукта12 ° C37 ° С125 ° С118 ° С67 ° С
Накладной продуктМетан (природный газ)ЭтанПропанБутанИзобутан
Нижний продуктСжиженный природный газ(Подача депропанизатора)(Подача дебутанизатора)БензинНормальный бутан

Типичный состав корма и продукта следующий. [26]

Состав потока,% по объему
КомпонентПодачаШФЛУЭтанПропанИзобутанн-бутанБензин
Метан89,40,51,36
Этан4.937,095,147,32
Пропан2.226,03.590,182.0
Изобутан1.37.22,596,04.5
н-бутан2.214,82.095,03.0
Изопентан5.033,13
н-пентан3.50,523,52
н-гексан4.026,9
н-гептан2.013,45
Общий100100100100100100100

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 транспортируется по морю как СПГ. (сжиженный природный газ) и снова переводится в газообразное состояние в непосредственной близости от потребителя.

Продукты [ править ]

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 [ править ]

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. [29] 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. [30]

Потребление [ править ]

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 результаты, прогнозируемая доступность запасов природного газа практически не изменилась. [ необходима цитата ]

Применение природного газа [ править ]

  • Топливо для промышленного нагрева и десикации процесса
  • Топливо для работы общественных и промышленных электростанций
  • Бытовое топливо для приготовления пищи, отопления и горячего водоснабжения.
  • Топливо для экологически чистых автомобилей на компримированном или сжиженном природном газе
  • Сырье для химического синтеза
  • Сырье для крупномасштабного производства топлива с использованием процесса преобразования газа в жидкость (GTL) (например, для производства дизельного топлива без серы и ароматических углеводородов с низким уровнем выбросов)

См. Также [ править ]

  • Цены на природный газ
  • Добыча нефти
  • Нефтеперегонный завод
  • Список аварий при добыче природного газа и нефти в США

Ссылки [ править ]

  1. ^ «PHMSA: Связь с заинтересованными сторонами - перерабатывающие предприятия NG» . primis.phmsa.dot.gov . Проверено 9 апреля 2018 .
  2. ^ «Архивная копия» (PDF) . Архивировано из оригинального (PDF) 05 марта 2016 года . Проверено 21 сентября 2014 . CS1 maint: заархивированная копия как заголовок ( ссылка )
  3. ^ a b c «Удаление ртути из природного газа и жидкостей» (PDF) . ООО "ЮОП". Архивировано из оригинального (PDF) 01.01.2011.
  4. ^ a b c d "Правила газовой безопасности (управления) 1996" . законодательство.co.uk . 1996 . Проверено 13 июня 2020 .
  5. ^ Институт нефти (1978). Справочник по нефтегазовым технологиям Северного моря . Лондон: Хейден и сын. п. 133. ISBN. 0855013168.
  6. ↑ Обезвоживание природного газа. Архивировано 24февраля2007 г. на Wayback Machine профессором Йоном Штайнером Гудмундссоном, Норвежский университет науки и технологий.
  7. ^ a b Обезвоживание гликоля. Архивировано 12 сентября 2009 г. на Wayback Machine (включает блок-схему)
  8. ^ Десульфуризация и Ртуть Удаление из природного газа Архивированные 2008-03-03 в Wayback Machine по Бурк, MJ и Маццони, AF, Лоранс Reid Gas Conditioning конференции, Норман, Оклахома, март 1989 года.
  9. ^ Использование газовой геохимии для оценки риска ртути. Архивировано 28 августа 2015 г. в Wayback Machine , OilTracers, 2006 г.
  10. ^ Обработка природного газа: решающая связь между добычей природного газа и его транспортировкой на рынок. Архивировано 4 марта 2011 г. в Wayback Machine.
  11. ^ Пример газового завода, заархивированный 01.12.2010 на Wayback Machine
  12. ^ От очистки до обработки сжиженного газа. Архивировано 21 февраля 2010 г. на WebCite.
  13. ^ « Проект подготовки исходного газа для проекта Pearl GTL » (PDF) . spe.org . Проверено 9 апреля 2018 .
  14. ^ Преимущества интеграции извлечения ШФЛУ и сжижения СПГ. Архивировано 26 июня 2013 г. на Wayback Machine.
  15. ^ «Паспорт безопасности материалов: жидкий природный газ» (PDF) . ConocoPhillips.
  16. ^ "Что такое сжиженный природный газ и как они используются?" . Управление энергетической информации США. 20 апреля 2012 г.
  17. ^ «Руководство по пониманию природного газа и жидкостей природного газа» . STI Group. 2014-02-19.
  18. ^ Бейкер, RW "Будущие направления технологии мембранной сепарации газа" Ind. Eng. Chem. Res. 2002, том 41, страницы 1393-1411. DOI : 10.1021 / ie0108088
  19. ^ Молекулярные сита, заархивированные 01.01.2011 на Wayback Machine (включает блок-схему блока PSA)
  20. ↑ Gas Processes 2002 , Hydrocarbon Processing, страницы 84–86, май 2002 (схематические диаграммы и описания процессов удаления азота и удаления азота)
  21. ^ a b Рыночная эволюция технологий переработки газа для ШФЛУ Страница веб-сайта Advanced Extraction Technology Inc.
  22. ^ Страница веб-сайта AET Process Nitrogen Rejection Unit Advanced Extraction Technology Inc.
  23. ^ а б Мэнли, ДБ (1998). «Термодинамически эффективная дистилляция: фракционирование ШФЛУ». Латиноамериканские прикладные исследования .
  24. ^ Страница веб-сайта Cryogenic Turbo-Expander Process Advanced Extraction Technology Inc.
  25. ↑ Gas Processes 2002 , Hydrocarbon Processing, страницы 83–84, май 2002 (схематические диаграммы и описания процессов NGL-Pro и NGL Recovery)
  26. ^ a b c Muneeb Nawaz «Синтез и разработка технологических схем деметанизатора для процессов низкотемпературного разделения», Манчестерский университет, неопубликованная докторская диссертация, 2011 г., стр. 137, 138, 154
  27. ^ Луибен, WL (2013). «Управление цепью ректификационных колонн для разделения природного газа». Исследования в области промышленной и инженерной химии . 52 : 5710741–10753.
  28. ^ ЭльБадави, км; Teamah, Массачусетс; Шехата, AI; Ханфи, AA (2017). «Моделирование производства сжиженного нефтяного газа из природного газа с использованием колонн фракционирования». Международный журнал перспективных научно-технических исследований . 6 (7).
  29. ^ Зима, Марк (2008). «Гелий: самое необходимое» . Университет Шеффилда . Проверено 14 июля 2008 .
  30. ^ Дуайт Э. Уорд и Артур П. Пирс (1973) «Гелий» в Минеральных Ресурсах США, Геологическая служба США, Профессиональный документ 820, стр.285-290.

Внешние ссылки [ править ]

  • Моделируйте переработку природного газа с помощью Aspen HYSYS
  • Принципы и технология переработки природного газа (обширный и подробный текст курса доктора А. Х. Янгера, Университет Калгари, Альберта, Канада ).
  • Обработка природного газа , веб-сайт Ассоциации поставщиков природного газа (NGSA).
  • Обработка природного газа (часть публикации AP-42 Агентства по охране окружающей среды США )
  • Установки по переработке природного газа ( веб-сайт Министерства транспорта США )
  • Ассоциация переработчиков газа , веб-сайт Ассоциации переработчиков газа (GPA) со штаб-квартирой в Талсе, Оклахома, США.
  • Газоперерабатывающий журнал (Издатель: Инженерный колледж Исфаханского университета, Иран).
  • Повышение эффективности газоперерабатывающих заводов
  • [1]

Дальнейшее чтение [ править ]

  • Харинг, HW (2008). Переработка промышленных газов. Вайнхайм, Германия: WILEY-VCH Verlag Gmbh & CO. KGaA
  • Коль, А., и Нильсен, Р. (1997). Очистка газа. 5-е издание. Хьюстон, Техас: издательство Gulf Publishing Company