Характеристика первичных углеводородных газов и конечных продуктов их переработки

Общие мировые запасы природного газа составляют около 90 трлн. нм³ (65-70 млрд. т), что соразмерно с извлекаемыми запасами нефти (90-95 млрд. т). Ежегодное мировое потребление природного газа - около 1800 млрд. м³, в том числе в России около 850 млрд. м³, и эта цифра растет.

Крупнейшие российские месторождения при родного газа в настоящее время находятся в северных районах Западной Сибири (Уренгойское, Медвежье) и в Заполярье, на полуострове Ямал, а также в Оренбургской области и Прикаспийском районе (Астраханское).

Общее, что характеризует состав природных газов основных газовых и газоконденсатных месторождений, - высокое содержание метана (85-99 % об.) и, соответственно, высокая теплота сгорания. Содержание тяжелых углеводородов (С₅ + выше) невелико (0,02-0,20% об.) и лишь в отдельных случаях достигает 1,5-4,0 % об. Большинство газов содержит в качестве примесей (1-5 % об.) неуглеводородные газы (азот и диоксид углерода) и сероводород. Кроме этих примесей, природные газы содержат в небольших количествах сероуглеродные (сероокись углерода COS и сероуглерод CS₂), а также сероорганические соединения (меркаптаны RSH, где R - углеводородный радикал).

Природные газы чаще всего содержат сероводород в незначительных количествах. Однако газы Оренбургского, Карачаганакского (Казахстан) и Астраханского газоконденсатных месторождений содержат повышенное его количество (от 1,7 до 14 % об.). Это серьезно осложняет добычу этих газов и их переработку, хотя они являются источником получения ценного и дефицитного продукта - серы, производство которой только из астраханского газа составляет около 5 % мирового.

На газоконденсатных месторождениях вместе с газом на поверхность выносится газовый конденсат, содержащий углеводороды от С₅Н₂ до С₂₀Н₄₂. Газовые конденсаты выкипают в большинстве случаев в пределах температур 40-350⁰С. В отдельных случаях газовые конденсаты более тяжелые - температура начала кипения от 100 до 210⁰С, а в других - более легкие, температура конца кипения равняется 200-230⁰С.

Газовые конденсаты являются существенным ресурсом углеводородного сырья. В России суммарная добыча в начале XXI века достигла 25-28 млн. т/год, что в среднем составляет около 40 г на 1 нм³ добываемого газа.

В отличие от природных состав нефтяных (попутных) газов сложнее: большинство из них содержит углеводороды от гексана и выше. Доля метана и этана в этих газах колеблется от 49 % об. (Яринское месторождение) до 87 % об. (Самотлорское месторождение), хотя типичное суммарное содержание этих двух углеводородов составляет 60-75 % об., а суммарное содержание углеводородов от пентана и выше в них - от 1,5 до 3,0 % об. Углеводороды от пропана и выше (С₃ и выше) считаются для газов конденсируемыми и обычно при переработке газов удаляются. В нефтяных газах содержание этой группы углеводородов составляет от 300 до 1200 г/нм³, в то время как в природных газах - в основном от 20 до 100 г/нм³.

Нефтяные газы, как и природные, содержат азот, диоксид углерода (1-10 % об.), а также сероводород.

Подготовка и переработка газа имеют ряд особенностей, существенно влияющих на выбор схемы и последующую эксплуатацию месторождения, среди которых можно выделить следующие:

• уменьшение пластового давления в течение времени эксплуатации снижает давление сырого газа на входе в установку его подготовки, для поддержания требуемого давления приходится со временем устанавливать дополнительное оборудование (дожимные компрессоры, насосы, сепараторы);

• по мере падения пластового давления значительно уменьшается выход конденсата, в конденсате падает доля фракции с началом кипения 180⁰С;

• в результате изменения состава сырого газа и конденсата в ходе эксплуатации месторождения меняются материальные потоки в основных аппаратах и соответственно технологический режим в них (давление, температура).

С учетом указанных особенностей, а также большого разнообразия состава природных газов, как по углеводородам, так и по примесям выбор схемы и технологии переработки - задача неоднозначная и сложная. Такой выбор является обычно итогом большой предварительной технико-экономической проработки. Однако общим принципом этих схем является их ступенчатость.

На первой ступени так называемый сырой газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где происходит отделение механических примесей и осушка газа. На второй - газ проходит через комплекс технологических установок по выделению из него вредных (сернистые соединения) и нежелательных (азот, диоксид углерода, влага) примесей, газового конденсата (углеводородов от пропана и выше) и получению гелия из сухого газа (т. е. газа, не содержащего влаги и других примесей). Из конденсата на установке стабилизации выделяют широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) и газовый бензин.

Основные трудности выбора схемы связаны со второй ступенью, где последовательность технологических стадий определяется:

• составом исходного газа;

• требованиями к качеству и ассортиментом конечных продуктов его переработки;

• требованием сведения к минимуму энергозатрат;

• широтой диапазона устойчивой работы при колебаниях количества и состава исходного газа.

При переработке попутного нефтяного газа в схему входят установки по отделению газа от нефти и подготовки нефти к транспортировке.

В основную группу процессов очистки и переработки входят:

• сепарация конденсата (отделение жидкой фазы, выносимой газом из скважины);

• сепарация капельной жидкости;

• отделение вредных примесей (углекислого газа и сероводорода);

• глубокая осушка газа от влаги до температуры точки росы минус 30⁰С и ниже;

• отбензинивание газа (удаление из него углеводородов от пропана и выше);

• извлечение гелия.

Группа процессов обработки и утилизации продуктов, выделенных из газа в процессе его переработки, включает отделение воды и механических примесей от газового конденсата и последующая его стабилизация и переработка.

Сероводород обычно перерабатывается на месте с получением элементной серы.

Углеводороды тяжелее пропана разделяются на фракционирующей установке с получением ШФЛУ и стабильного газового бензина.

Продуктами переработки природных и нефтяных газов являются:

• товарный природный газ, направляемый по газопроводам в качестве газового промышленного и бытового топлива;

• ШФЛУ, выделенная из состава газа в процессе его переработки;

• сжиженный газ (концентрат углеводородов С₃ и С₄, выделенный из ШФЛУ);

• газовый конденсат;

• гелий;

• одорант - сильно пахнущее вещество (смесь меркаптанов), выделенное из природного газа и используемое для одорирования газа в газовых сетях, так как природный газ практически не имеет запаха.

ШФЛУ, выделяемая из природных газов в процессе их переработки, является исходным продуктом для получения сжиженного газа и газового бензина (углеводороды C₅ и выше).

Показатели качества природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, регламентированы стандартом и приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1. Требования к качеству природного газа

Прuмечанuе:л - летний период (с 01.05 по 30.09); з - зимний период (с 01.10 по 30.04).

Для коммунально-бытового потребления выпускается 3 марки сжиженных углеводородных газов: СПБТЗ - смесь пропан-бутановая техническая зимняя, СПБТЛ - то же, летняя, БТ - бутан технический. Показатели качества сжиженных газов приведены ниже:

Показатель СПБТЗ СПБТЛ БТ

Содержание, % мас.:

метан + этан + этилен, не более …………………………….4 6 6

пропан + пропилен, не менее. . . . . . . . . . . . .. ………………75 Не нормируется

бутаны + бутилены, не менее……………………………….. Не нормируется 60

жидкий остаток (CS и выше)

при t= 20⁰C, не более, % об. ………………………………….1 2 2

давление насыщенных паров, М Па:

при t = 45 ⁰C, не более ………………………………………..1,6 1,6 1,6

при t =-20⁰C, не менее ………………………………………...0,16 - -

Содержание серосодержащих соединений

(сероводород + тиолы), не более, % мас ……………………..0,015 0,015 0,015

Таким образом, в составе сжиженных газов предусматривается содержание не только пропана и бутана (насыщенных углеводородов), но также олефинов от этилена и выше, т. е. в их состав вовлекаются пропан-бутановая фракция ШФЛУ как из природных, так и из вторичных газов, содержащих олефины.

Остаточная фракция ШФЛУ - газовый бензин, содержащий в основном углеводороды от пентана и выше. Для него нормами установлены два основных показателя - температура начала кипения (не ниже 30⁰С) и давление насыщенных паров, характеризующее наличие в нем легких углеводородов (не более 67 кПа летом и не более 93 кПа зимой). Установленное нормами пониженное давление насыщенных паров для летнего периода связано с безопасностью транспортировки газового бензина в цистернах. Повышенное давление может привести к повреждению цистерн, а также повышает пожаро - и взрывоопасность продукта.

Газовый бензин является также источником получения одоранта - концентрата легких меркаптанов. Так, на Оренбургском газоперерабатывающем заводе этот концентрат содержит в своем составе серосодержащие аналоги спиртов, % мас.: этантиол - 34; 2-пропантиол - 42; l-пропантиол - 10; 2-бутантиол - 14.