Состав газов после реакторов деструктивного гидрирования

Таблица 2

Особый интерес представляет возможность значительного повышения температуры предварительного нагрева газовой смеси, получаемой при каталитическом гидрогенолизе природного газа. Предварительный нагрев газа до 600-700 °С (вместо 500-550 °С) позволяет сэкономить на 1 т аммиака: кислорода – 16,7 м³, природного газа – 5,8 м³ Недостатками являются необходимость работы на чистом водороде, сложность технологической схемы, относительно большие капитальные затраты и необходимость тонкой очистки газа от сернистых соединений.

Вопросы для самопроверки

1. Как классифицируют месторождения природных газов?

2. Что используют для осушки природных газов?

3. Что используется для очистки природных газов от сероводорода?

4. Что такое фракционирование природного газа?

5. Какова цель каталитического деструктивного гидрирования природного газа?

6. Какие каталитические системы используются в процессах деструктивного гидрирования природного газа?

Попутные газы

Большинство попутных газов содержит значительное количество углеводородов С₃ и выше. Качественная характеристика нефтяного газа различных месторождений неодинакова и изменяется в процессе эксплуатации скважин. Этим же объясняются разночтения составов газов одного и того же месторождения в различных источниках.

Большинство попутных газов содержит в основном алкановые углеводороды (от метана до декана) и незначительное количество циклоалканов. В некоторых попутных газах присутствуют следы ароматических углеводородов. Частым спутником попутных газов является воздух, количество которого зависит от герметичности системы сбора газа на промыслах. Кроме того, в газах иногда присутствуют азот, диоксид углерода, сероводород, меркаптаны, сероуглерод, гелий и другие редкие газы, влага. В некоторых попутных газах содержится до 5% сероводорода и до 30% диоксида углерода.

Содержание метана и этана в попутных газах изменяется в широких пределах, и суммарное их количество может достигать величины более 90 % (об.). Углеводороды от пропана и выше обычно извлекаются при переработке газов; их содержание в зависимости от месторождения составляет в среднем 250-700 г/м³. Углеводородов выше бутанов обычно содержится не более 3 % (об.), хотя иногда их содержание может быть и значительным. Газы, богатые пропаном и высшими алканами, принято называть жирными. Они являются источником получения сжиженных газов, индивидуальных углеводородов для нефтехимического синтеза, а также так называемого газового бензина. Газы, содержащие преимущественно метан и этан, именуются сухими. Они используются главным образом как бытовое и промышленное топливо, частично их можно использовать в производстве технического углерода (как сырье или технологическое топливо), ацетилена, водорода и продуктов органического синтеза.

Количество и состав попутного газа зависят от термодинамических условий на стадии сепарации нефти, которая является составной частью подготовки нефти к транспортировке и переработке. Добываемая из скважин продукция является смесью нефти, растворенного в ней газа (от 10 до 300 нм³/т нефти), пластовой воды (от 4 до 90 % масс. на нефть) с минеральными солями (до 10 г/л) в виде эмульсии и механических примесей (до 1 % масс. на нефть), состоящих из частичек пластовой породы, кристаллов солей, окалины.

Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа – начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены полностью от нефти и использованы. В тех случаях, когда системы сбора газа на вновь вступающих в эксплуатацию промыслах не подготовлены, газ сжигается на факелах. Во всех системах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти методом сепарации и передача газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий завод, а нефти – на нефтеперерабатывающий завод.

Принцип действия сепарационных процессов основан на изменении фазовых соотношений газоконденсатных систем при изменении параметров системы, то есть это процесс извлечения легких углеводородов многократным или однократным испарением при снижении давления.

Попутный газ отделяют от нефти в два этапа, разделенных во времени и пространстве: первый этап осуществляется при промысловой подготовке нефти в сепараторах различного давления гравитационным разделением. Полного отделения газа при этом не происходит. В нефти остается в растворенном состоянии до 1,5-2,0 % углеводородов С₁-С₄. Для более глубокого извлечения легких фракций нефть направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок являются стабильная нефть и газоконденсат. Газоконденсат направляется на центральные газофракционирующие установки (ЦГФУ), где разделяется на индивидуальные углеводороды и товарные фракции.

При анализе влияния различных параметров на сепарацию прежде всего определяют полноту извлечения газа из нефти и унос капелек нефти вместе с газом. Эти показатели зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, температуры и объема поступающей нефтегазовой смеси и конструкции сепараторов.

Обычно газ отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разрежении: первая ступень – 0,7-0,4, вторая – 0,27-0,35, третья – 0,1-0,2 МПа. Сепараторы первой ступени, выполняющие одновременно роль буферных емкостей, находятся непосредственно на месторождении, сепараторы второй и третьей ступеней – на территории центральных сборных пунктов (товарных парков и площадок для подготовки и перекачки нефти). Для отделения нефтяного газа от капель жидкости на промыслах устанавливают газовые сепараторы, оборудованные фильтрами грубой и тонкой очистки из колец Рашига, металлической стружки, проволочной сетки и других материалов. Однако даже при трехступенчатой сепарации полное отделение газа от нефти не достигается. Поэтому при транспортировке и хранении возможны потери легких углеводородов, включая бензиновые фракции (особенно в летнее время).

Наименьшее количество тяжелых углеводородов содержится в газе первой ступени сепарации, проводимой под давлением до 0,7 МПа; наибольшее – в газе третьей ступени сепарации, осуществляемой под давлением, близким к атмосферному.

Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов.

Состав сепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом: при увеличении давления в сепараторе уменьшается содержание пропана, бутанов, пентанов и высших углеводородов, увеличивается содержание метана.

На количество и состав выделяющегося газа существенно влияет температура сепарации. С повышением температуры увеличивается количество выделяющегося газа, а также содержание в нем тяжелых углеводородов. При изменении режима сепарации на практике, как правило, температуру нефтегазовой смеси искусственно не меняют. Поэтому влияние температуры на процесс сепарации связано с изменением температуры окружающей среды и дебита скважины.

На унос углеводородов с газом влияет также расход нефти в сепараторах, особенно при сепарации в вертикальных гравитационных сепараторах. Увеличение расхода нефти приводит к резкому возрастанию уноса газа вместе с нефтью, так как часть газа не успевает выделиться. Количество уносимого газа тем больше, чем выше скорость движения нефти. При сепарации больших количеств газонефтяной смеси приходится увеличивать число сепараторов.

Газовый фактор сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и изменение расхода нефти. С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при постоянной пропускной способности сепаратора.

Заметное влияние на выделение газа из нефти оказывают центробежные силы, возникающие при тангенциальном вводе газонефтяного потока в сепаратор. В промышленности широкое применение нашла конструкция сепаратора, состоящего из центробежного разделителя и буферной емкости. Эта конструкция получила название гидроциклонного сепаратора.

При высоких устьевых давлениях скважин применяется многоступенчатая сепарация, имеющая ряд преимуществ перед одноступенчатой: увеличивается количество товарной нефти за счет сохранения легких углеводородов, нефть становится менее плотной и вязкой; используется энергия пласта при транспортировке нефтяного газа первых ступеней сепарации; уменьшается содержание тяжелых углеводородов в нефтяном газе первых ступеней сепарации, что облегчает его транспортировку.

На нефтяных промыслах используются газонефтяные сепараторы двух типов: двух- и трехфазные. В трехфазных сепараторах помимо отделения газа от нефти отделяется также и вода.

Следует отметить, что, несмотря на совершенствование техники и технологии сепарации нефти и газа, промысловые сепараторы остаются громоздкими и дорогостоящими аппаратами. Их работа основана на малоэффективном гравитационном принципе и они малопроизводительны. Сепараторы перестают работать, когда нефтегазовая смесь образует пену. Потеря энергии, заключенной в нефтегазовом потоке, при снижении давления в ступенчатом разгазировании приводит к необходимости применения в дальнейшем для сбора и транспорта нефти и газа дополнительное количество насосных и компрессорных агрегатов.

Переработка попутного (нефтяного) газа, а также при необходимости природного газа производится на ГПЗ и включает следующие операции:

- осушка и очистка от сероводорода;

- извлечение из газов нестабильного бензина углеводородов от С₃ и выше (отбензинивание газа);

- сжатие отбензиненного газа до давления, которое необходимо, чтобы
перекачать этот газ потребителям;

- разделение нестабильного бензина на индивидуальные углеводороды —
пропан, изобутан, бутан и стабильный бензин.

На газоперерабатывающих заводах имеются также установки по осушке и очистке газа от сероводорода. На нефтяных промыслах сооружаются как стационарные, так и передвижные газоперерабатывающие заводы. Передвижной ГПЗ имеет производительность 40-100 тыс. м³ газа в сутки, его аппаратура монтируемся на салазках или платформах. Товарной продукцией газоперерабатывающего завода являются отбензиненный газ, содержащий метан и этан, сжиженные газы С₃-С₄ и газовый бензин С₅ и выше.

Примерный состав сырья (в %) и продукции ГПЗ приводится в табл. 3.

Схема технологической взаимосвязи объектов ГПЗ дана на рис. 18. Сырой газ с нефтяных промыслов поступает под небольшим давлением (от 0,15 до 0,5 МПа) на пункт приема и подготовки. Здесь газ очищается от механических примесей (песка, пыли, продуктов коррозии), отделяется от воды и газового конденсата. Затем газ очищается от сернистых соединений и двуокиси углерода. Для очистки применяются сухие и мокрые методы. При сухих методах в качестве поглотителей используются окись цинка, активный уголь, при мокрых – водные растворы моно- и диэтаноламина.