Технология переработки газа и газоконденсата

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

«Челябинский государственный университет»

(ФГБОУ ВПО «ЧелГУ»)

Институт экономики отраслей, бизнеса и администрирования

Кафедра Экономики отраслей и рынков

 

 

 

по специальности:	080200.65 «Экономика и управление на  предприятии (по отраслям)»
	(наименование специальности)

 

Дисциплина:	Основы инженерных технологий в отрасли
	(наименование дисциплины)

 

РЕФЕРАТ

 

ТЕМА: ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА

 

 

				ВЫПОЛНИЛ СТУДЕНТ
				Фамилия, имя, отчество					Малыхин
				Константин Игоревич
				Академическая группа				23ЭЗ-201		Курс	3
				Формы обучения			Заочная
				(подпись)   «     »        2015г.
				ПРОВЕРИЛ
				Фамилия, имя, отчество					Колмакова Н.С.
				Ученая степень
				Ученое звание
				Должность
				(подпись)   «»  2015г.

 

Челябинск, 2015

 

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.………………………………………………………………3

1. ХАРАКТЕРИСТТИКА ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ  ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА..……………………………..4

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ НА  ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДАХ………………………………….6

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...…………………………………………………………15

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ..……………………11

 

ВВЕДЕНИЕ

Газовая промышленность относится к молодым и наиболее развивающимся отраслям. С каждым годом доля природного газа в топливном энергетическом балансе страны увеличивается. Природный газ направляется как в различные отрасли промышленности, так и на бытовые нужды. Кроме того, с каждым годом растёт его доля в экспорте.

В настоящее время открыто до 700 и эксплуатируется около 200 газовых и газоконденсатных месторождений. По разведанным запасам природного газа наша страна вышла на первое место в мире, составляют они более 22 трлн. м3. Наиболее крупные газовые месторождения находятся на севере Тюменской области, начинается разработка газовых и газоконденсатных месторождений в Томской области. Знание современных методов получения информации и научных основ необходимо для рационализации природного газа.

Целью данного реферата является характеристика технологий переработки природного газа и газовых конденсатов.

В связи с поставленной целью необходимо решить следующие задачи:

1. Охарактеризовать процесс переработки  природного газа и газоконденсата.

2. Отразить сущность технологий  переработки природного газа  и газоконденсата.

В структуру реферата входят введение, два параграфа, заключение и список использованной литературы.

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА

Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно можно разделить на газовые и газоконденсатные.

В продукции газовых месторождений содержание конденсата минимально; при подготовке к транспорту таких газов не требуется их обработка с целью извлечения тяжелых углеводородов. Подготовка к транспорту продукции газовых месторождений включает в себя извлечение не только влаги из газа, но в случае необходимости и кислых компонентов. Общим для всех схем является также очистка газа от механических примесей и остатков различных ингибиторов, используемых в системе добычи и сбора газа.

Продукция газоконденсатных месторождений перед подачей в магистральные газопроводы должна подвергаться обработке для извлечения из нее наряду с влагой конденсата (пентана и более тяжелых углеводородов).

Одним из основных факторов, характеризующих газоконденсатные месторождения, является конденсатный фактор. Газоконденсатные месторождения в зависимости от количества в пластовой продукции углеводородов С5 условно подразделяются на следующие группы: а) с содержанием до 50 г/м3, б) с содержанием от 50 до 200 г/м3, в) с содержанием свыше 200 г/м3.

Газовый конденсат практически состоит из светлых нефтяных фракций и в стабильном состоянии отвечает требованиям отраслевого стандарта ОСТ 51.65-80.

В зависимости от фракционного и группового химического состава конденсаты могут быть переработаны как для производства моторных топлив, так и для получения из них сырья для нефтехимического синтеза.

Основной компонент природных и нефтяных газов - метан. В составе природных и особенно нефтяных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутаны, пентан и более тяжелые углеводороды.

В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода, а также гелий.

В составе природных и нефтяных газов и газового конденсата наряду с сероводородом встречаются также другие сернистые соединения. Сернистые соединения газа и конденсата разделяются на две группы - активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.д. К неактивным соединениям - сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны.

Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав.

Метан при обычных условиях (атмосферном давлении и температуре 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 весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях (0,1 МПа и О°С) находятся в жидком состоянии.

При определенных соотношениях с воздухом углеводороды образуют гремучую смесь, способную взрываться при соприкосновении с огнем. Сила взрыва имеет наибольшие значения тогда, когда содержание кислорода в смеси приближается к количеству, необходимому для полного сгорания углеводородов.

Серьезное влияние на выбор схем подготовки к транспорту и переработки газа оказывает также наличие в газе меркаптанов, сероокиси углерода (СОS), сероуглерода (CS2), сульфидов (R-S-R) и других соединений.

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 жидкая фаза - газовый конденсат - содержит значительно больше тиолов. Тиолы - аналоги спиртов, физические свойства некоторых из них определяются присутствием в их молекулах тиольной группы - SН. Они легко окисляются, легко реагируют с кетонами и альдегидами, с металлоорганическими соединениями.

В газах встречаются также органические сульфиды, однако они инертнее тиолов. Сульфиды более устойчивы к нагреву, чем тиолы, дисульфиды также легко растворяются в углеводородах и других органических растворителях. В присутствии кислорода и сероводорода, а также тиолов дисульфиды способны переходить в трисульфиды и тетрасульфиды. При термических превращениях дисульфиды образуют тиолы, сероводород и сульфиды.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ  НА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДАХ

На газоперерабатывающих заводах с полным (закопченным) технологическим циклом существуют пять основных технологических процессов:

1. Прием, замер и подготовка нефтяного газа к переработке, т.е. сепарация, очистка, осушка.

2. Компримирование газа до давления, необходимого для переработки и транспортирования по магистральным газопроводам до потребителей.

3. Отбензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильного газового бензина.

4. Разделение нестабильного бензина, вырабатываемого на заводе и поступающего извне, например с промысловых нефте-стабилизационпых установок или с других ГПЗ, на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды пропан, изобутан,·н-бутан (а в некоторых случаях, кроме того, этан, изопентан, и н-гексан);

5. Прием, хранение и отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам жидкой продукции завода.

Кроме того, некоторые заводы по переработке газа и газоконденсата имеют в своем составе установки по извлечению гелия и выработке элементарной серы из сероводорода, содержащегося в газе.

Основным технологическим процессом газоперерабатывающего завода является процесс отбензинивания. В зависимости от объемов перерабатываемого нефтяного газа, содержания в этом газе целевых компонентов, заданной глубины извлечения целевых компонентов, а также от местных промысловых условий и других факторов применяют четыре способа отбензинивания:

-·компрессионный;

- низкотемпературные конденсация и ректификация;

- абсорбционный;

-·адсорбционный.

Компрессионный способ отбензинивания основан на сжатии и последующем охлаждении газа в воздушных и водяных холодильниках; при этом некоторая часть тяжелых углеводородов и паров воды, входящих в состав газа, конденсируется, затем отделяется в сепараторах.

Компрессионный способ как самостоятельный применяют крайне редко и только для отбензинивания очень «жирных» газов с содержанием СзН8+ высшие от 1000 г/м3 и выше. Этот способ не обеспечивает достаточной глубины извлечения целевых компонентов из газа и обычно сочетается с другими способами отбензинивания.

В нашей стране компрессионный способ как самостоятельный применялся на I очереди Усинского ГПЗ.

Процесс низкотемпературной конденсации (НТК). В этом процессе сжатый газ охлаждается до низких (минусовых) температур специальными хладоагентами (пропаном, аммиаком), в результате чего значительная часть газа конденсируется. Углеводородный конденсат, содержащий все углеводороды, входящие в состав исходного газа, отделяется в сепараторе и затем подается в ректификационную колонну - деэтанизатор. Сверху колонны отводится метан и этан, а снизу - нестабильный газовый бензин.

Применение способа низкотемпературной конденсации целесообразно, когда в сырьевом газе содержание СзН8+ высшие превышает 300 г/м3 и из газа извлекают гелий.

Установки НТК по своему технологическому оформлению и эксплуатации более просты, чем, например, абсорбционные установки.

Низкотемпературная ректификация (НТР) отличается от процесса НТК тем, что процесс НТР происходит при более низкой температуре и в ректификационную колонну поступает двухфазная смесь: охлажденный газ и выпавший из него углеводородный конденсат. Сверху колонны уходит отбензиненный газ, а снизу - деметанизированный углеводородный конденсат. Этан из конденсата отделяют во второй колонне - деэтанизаторе.

Абсорбционный способ отбензинивания основан па различной растворимости компонентов газа в жидких нефтепродуктах, применяемых в качестве абсорбентов - поглотителей.

Процесс отбензинивания проводят в цилиндрической колонне, называемой абсорбером. Абсорбер по высоте разделен поперечными перегородками - барботажными тарелками, на которых происходит контактирование восходящего снизу вверх потока газа и стекающего сверху вниз абсорбента. По мере подъема газа от нижней тарелки до верхней содержащиеся в газе тяжелые углеводороды постепенно растворяются в абсорбенте, и сверху абсорбера отводится отбензиненный газ, почти не содержащий тяжелых углеводородов.

Снизу абсорбера отводится насыщенный абсорбент, который направляется на следующую стадию - десорбцию. На этой стадии благодаря нагреву и снижению давления происходит отпарка из абсорбента поглощенных из газа углеводородов, которые, покидая десорбер сверху, проходят через конденсаторы-холодильники, где конденсируются и образуют нестабильный газовый бензин.

Несмотря на то, что нефть при своем движении от скважин к товарному парку многократно сепарируется и давление ее снижается почти до атмосферного, в ней все же остается растворенный газ, который при храпении (особенно в летнее время) и дальнейшем транспортировании нефти выделяется и улетучивается. Одновременно с газом улетучиваются и легкие бензиновые фракции нефти.

Для уменьшения потерь легких фракций нефти от испарения осуществляются определенные мероприятия. Так, в центральных пунктах сбора (ЦПС) нефтегазодобывающих управлений в Западной Сибири последнюю ступень сепарации нефти ведут при температуре 45-50°С под атмосферным давлением. На установках комплексной подготовки нефти производственных объединений всю подготавливаемую к транспортированию нефть подвергают стабилизации в колонных аппаратах: отпаренные из нефти летучие компоненты охлаждаются и конденсируются.

Конденсат представляет собой смесь сжиженных газов и легкого бензина и называется широкой фракцией легких углеводородом (ШФЛУ).