Технология переработки нефти и газа

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.

В контрольной работе более подробно рассматриваются вопросы, касающиеся природного газа и газовых конденсатов, а именно: назначение и характеристика процессов переработки, нефти, нефтепродукта, газа, состав и характеристика сырья и продуктов, технологическая схема с учетом необходимой подготовки сырья (очистка, осушка, очистка от вредных примесей), технологический режим и т. д.

1. ХАРАКТЕРИСТТИКА 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.

Содержание пентанов и более высококипящих углеводородов в пластовых газах объектов

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. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОДУКЦИИ УСТАНОВОК ОБРАБОТКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Разделение пластовой продукции газоконденсатных месторождений на фракции производится на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) и промысловых установках с применением абсорбционных, адсорбционных, хемосорбционньих, конденсационных и других процессов.

Продукцию ГПЗ и промысловых установок условно можно разделить на 5 групп.

В первую группу входят газовые смеси, используемые как топливо. Их основным компонентом является метан. Эти газы содержат также несколько процентов других углеводородов, диоксид углерода, азот и незначительные количества сернистых соединений. Содержание последних регламентируется отраслевым стандартом ОСТ 51.40—83 и техническими условиями.

Одним из основных отличий продукции этой группы является то, что концентрация отдельных углеводородов в них не регламентируется.

Следует отметить, что незначительное количество продукции этой группы используется как сырье для производства метанола, аммиака и т. д.

Вторая группа включает в себя газообразные технически чистые углеводороды и гелий, а также газовые смеси с заданным составом. Эти продукты, как правило, используются для специальных целей.

Третья группа объединяет жидкие углеводороды, в том числе широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), смеси сжиженного пропана, сжиженные изо- и н-бутаны, жидкий гелий и т. д. Общим признаком этой группы является то, что в жидком состоянии при 20 °C эти углеводороды находятся при определенном избыточном давлении.

В четвертую группу входят продукты, находящиеся в нормальных условиях в жидком состоянии, такие как газовый конденсат и продукты его переработки.

К пятой группе относятся твердые продукты: канальная сажа, технический углерод и газовая сера.

Параметры, влияющие на потребительские свойства продуктов, включая способы их доставки к потребителям, принято называть показателями качества. Практически на все виды продукции установлены показатели качества, которые зафиксированы в государственных общесоюзных стандартах (ГОСТ), отраслевых стандартах (ОСТ) и технических условиях (ТУ).

Государственные и отраслевые стандарты устанавливают показатели качества на срок 5 лет. Разработка новой редакции стандартов производится с учетом развития техники и технологии газопереработки и потребности народного хозяйства в отдельных продуктах.

Технические условия (ТУ), как правило, отражают договоренность отдельных предприятий с производителем продукции. В отличие от стандартов ТУ устанавливаются на неограниченный срок и могут изменяться в любое время с взаимного согласия поставщика и потребителя.

Одной из особенностей ГПЗ является изменение состава перерабатываемого сырья в зависимости от пластовых параметров нефтяного или газоконденсатного месторождения. В связи с этим для ряда основных видов продукции не регламентируется компонентный состав как показатель качества. К таковым можно отнести, в первую очередь, товарный газ и газовый конденсат, а также моторные топлива, получаемые при переработке конденсата или нефтей. Благодаря этому при относительно низких эксплуатационных затратах удается осуществить переработку газожидкостных смесей с получением товарной продукции.

Изменение состава добываемой продукции, в первую очередь, отражается на показателях сырья, поставляемого на нефтяных, газоконденсатных или газовых месторождений на ГПЗ. Перечисленные показатели отражают эффективность работы промыслового оборудования, и, воздействуя на ряд режимных показателей, возможно поддерживать их на определенном уровне.

3. СОСТАВ И ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ПРОДУКТОВ

3.1 Состав и классификация природных газов

В состав природных газов входят:

а) углеводородыалканы C_nH_2n+2 и цикланы C_nH_2n;

б) неуглеводородыазот N₂, угл. газ СО₂, сероводород Н₂S, ртуть, меркаптаны RSH.

в) инертные газы — гелий, аргон, криптон, ксенон.

Фазовые состояния.

Метан (СН₄), этан (С₂Н₆) и этилен (С₂Н₄) при нормальных условиях (р=0,1 МПа и Т=273 К) являются реальными газами и составляют сухой газ.

Пропан (С₂Н₆), пропилен (С₃Н₆), изобутан (i=С₄Н₁₀), нормальный бутан-(n=С₄Н₁₀), бутилены (С₄Н₈) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i= С₅Н₁₂) и более тяжелые (17n>5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С₁₈Н₂₈), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.

Природные газы подразделяют на три группы.

1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.

2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N₂, СО₂, H₂S, Не, Аг и др.

Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.

Физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.

3.2 Общие требования к качеству товарных газов

Основная продукция промысловых и заводских установок по переработке газа — товарный газ, используемый в качестве бытового и промышленного топлива. Как правило, потребители товарного газа находятся на большом расстоянии от районов расположения ГПЗ. Поэтому обеспечение бесперебойной подачи газа к потребителям является определяющим при разработке документов, регламентирующих его качественные показатели.

Добыча газа ведется в основном в регионах, расположенных в холодной климатической зоне. В то же время основные потребители газа находятся в теплой климатической зоне. Это обстоятельство обусловливает серьезные требования к качеству газа.

Надежность эксплуатации газотранспортных систем, составной частью которого является УКПГ, выдвигает определенные требования к процессам подготовки газов к транспорту. Основное из них — установление точек росы газа по воде и углеводородам, обеспечивающих бесперебойную работу ГТС с высокими технико-экономическими показателями. (Необходимость в более глубокой переработке газа должна определяться на основании технико-экономических расчетов с учетом эффективности использования ресурсов газа в различных отраслях народного хозяйства.)

Вопросы, связанные с определением точек росы газа, обеспечивающих надежность работы магистральных газопроводов, были предметом исследований многих ученых. Внедрение результатов их работ в практику позволило сформулировать ряд общих требований к технологии обработки газа. Эти требования учитывают режим эксплуатации МГ, эффективность работы технологических установок и их оборудования, ретроградную конденсацию тяжелых углеводородов, а также возможность образования конденсационного гликоля в ГТС.

Качественные показатели товарных газов условно можно разделить на три группы. К первой группе можно отнести точки росы по воде и углеводородам, а также массу механических примесей и труднолетучих жидкостей в газе. Основным принципом установления этих показателей является обеспечение бесперебойной подачи газа потребителям при высокой гидравлической эффективности работы газопроводов.

Показатели второй группы характеризуют потребительские свойства газа. К ним можно отнести теплоту сгорания газа и содержание сернистых соединений в нем. Теплота сгорания газа наряду с КПД горелочных устройств является основным показателем, характеризующим удельный расход газа. Практически природные газы всех ныне эксплуатируемых месторождений по этому показателю выдерживают требования ОСТа. При определенном суммарном содержании в газе азота и диоксида углерода теплота сгорания газов станет ниже ОСТовского показателя.

Концентрация сернистых соединений в газе влияет на интенсивность коррозии металла трубопроводов и, следовательно, на срок их службы. Кроме того, низкие значения этого показателя необходимы для снижения вредного воздействия продуктов сгорания газа на организм человека.

При использовании газа в качестве химического сырья могут устанавливаться более низкие значения сернистых соединений в газе.

Объемная доля кислорода в газе — основной показатель, характеризующий безопасность потребления. При определенных концентрациях кислорода в газе образуется взрывоопасная смесь, что недопустимо. Практически нет ни одного месторождения природного газа, где содержание кислорода было бы близко к величине, регламентированной ОСТом.

На безопасную эксплуатацию ГТС влияют также точка росы газа и содержание механических примесей и труднолетучих жидкостей, так как при их определенных значениях в системе могут произойти аварии. То же касается и сернистых соединений. При определенных концентрациях сернистые соединения могут усиливать коррозию в системе, особенно при наличии в ней капельной влаги.

Рекомендуемая концепция по определению точек росы газа включает в себя учет влияния снижения давления и температуры газа при его транспортировке на равновесное содержание паров воды, гликоля и метанола в газе и ретроградную конденсацию тяжелых углеводородов.

Профиль трассы и скорость газа должны обеспечить вынос жидкой фазы, т. е., исключить ее накопление на отдельных участках газопроводов. Во всех случаях имеется в виду, что жидкая фаза не должна образовывать гидраты с транспортируемым газом.

Таким образом, определяющим фактором, обусловливающим выбор точек росы газа по воде и углеводородам, является режим эксплуатации газопровода, который должен обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям при минимальных гидравлических потерях. В связи с этим, прежде чем изложить основные концепции установления качественных показателей газа, необходимо рассмотреть режим эксплуатации МГ.

3.3 Основные направления переработки природного газа

Нефть и газ залегают в недрах земли на глубине от нескольких сотен до нескольких тысяч метров. Горные породы, в которых скапливаются нефть или газ характеризуются большой пористостью, трещиноватостью.

Месторождения, из которых добывают горючие природные газы, подразделяются на три основные группы.

1. Чисто газовые месторождения. Все норы продуктивных пластов заполнены газом, практически не имеющим в своем составе жидких углеводородов. Пластовое давление достигает 10 МПа и более.

2. Нефтегазовые месторождения, В продуктивных пластах этих месторождений газ растворен в нефти и лишь частично находится в своде купола в так называемой «газовой шапке».

3. Газоконденсатные месторождения. Вследствие повышенного пластового давления 25—30 МПа и более в газах этих месторождений растворено некоторое количество высококипящих углеводородов. Вся эта смесь находится в газовой фазе.

При подъеме нефти в стволе скважины, в сепараторах, трубопроводах происходит постепенное снижение давления нефти и выделение из нее растворенного газа. Количество газа (м³), приходящееся на 1 т добытой отсепарированной нефти при снижении давления до атмосферного и приведенное к температуре 20 °C, называется газовым фактором. Его величина в зависимости от месторождений колеблется в пределах от 5 до 500.

В газах, добываемых на газоконденсатных месторождениях, содержится некоторое количество высококипящих углеводородом (от бензиновых до соляровых фракций). Метай и высоко-кипящие углеводороды в условиях высокого пластового давления находятся в однофазном (газовом) состоянии. При снижении давления и охлаждении газа высококипящие углеводороды выделяются из потока газа и осаждаются в виде жидкой фазы — конденсата.

На некоторых газоконденсатных месторождениях на 1 м³ извлеченного из пласта газа приходится до 500 см³ конденсата. Выделившийся углеводородный конденсат подвергается деэтанизации и далее направляется на газоили нефтеперерабатывающий завод, где он подвергается разделению на сжиженный газ, бензин и дизельное топливо.

Деэтанизированный конденсат является ценным сырьем для нефтехимических производств.

4. ПЕРЕРАБОТКА ПЕРВИЧНЫХ (ПРИРОДНЫХ) УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Природные газы от устья скважин до подачи в магистральные газопроводы проходят сложную систему сбора и обработки. Системы сбора продукции скважин включают комплект оборудования, арматуры и коммуникаций, предназначенных для подачи газов от устья скважин до установок комплексной подготовки газа (УКПГ), головных сооружений (ГС) или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ).

Выбор схемы сбора зависит от запасов, объема и состава (наличие кислых компонентов и тяжелых углеводородов) газа, дебита и устьевых параметров скважин, площади и конфигурации месторождения, числа и характеристики продуктивных пластов и других параметров. В косвенном виде учитываются также способ подготовки газа к транспортированию, требования к качеству товарного газа, мощности технологических установок, наличие поблизости эксплуатируемого или спутникового месторождения и т. д.

Выбор параметров системы сбора связан со способом подготовки газа к транспорту для оптимизации выбора технологической схемы систем сбора и обустройства месторождения, необходимо знать следующие данные:

а) объемы добычи газа (газоконденсатной смеси) по годам разработки месторождения;

б) изменение давления и температуры на устье скважин и перед УКПГ;

в) расположение скважин на площади месторождения и расстояния от них до установок предварительной подготовки газа (УППГ) или (УКПГ);

г) состав добываемого сырья по годам, включая состав конденсата;

л) физико-химическую характеристику пластовой воды (содержание солей, плотность, коррозионную активность и е) климатические данные (максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину промерзания почвы, температуру грунта на разных глубинах и т. д.).

Основные элементы систем сбора продукции газовых скважин — отдельные трубопроводы и коллекторы, предназначенные для подачи газа от скважин до УКПГ, ТС или ГПЗ.

С началом интенсивного освоения крупных газовых и газоконденсатных месторождений широкое распространение получило групповое подключение скважин к одному внутрипромысловому газопроводу-шлейфу. Это обусловило применение труб среднего и большого диаметров для сооружения промысловых трубопроводов.

Первичные газы поступают на подготовку и переработку непосредственно из недр земли, поэтому технология их переработки зависит от следующих условий:

в процессе эксплуатации скважин пластовое давление постепенно снижается, что отражается на работе установок по переработке газа;

по мере падения пластового давления существенно изменяется состав добываемого газа по соотношению в нем легких и тяжелых углеводородов (газ облегчается);

как следствие двух предыдущих факторов меняются материальные потоки по технологическим аппаратам установок по переработке газа.

Общим принципом технологических схем переработки газа является их двухступенчатость.

На первой ступени газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), а на второй — проходит через ряд технологических установок, где из него выделяются вредные (сернистые соединения) и нежелательные (азот, диоксид углерода, влага) примеси и газовый конденсат (углеводороды от пропана и выше), происходит стабилизация этого конденсата с отделением ШФЛУ и газового бензина и выделением гелия из сухого газа.

4.1 Технологические процессы на газоперерабатывающих заводах

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

· прием, замер и подготовка нефтяного газа к переработке, т. е. сепарация, очистка, осушка:

· компримирование газа до давления, необходимого для переработки и транспортирования по магистральным газопроводам до потребителей;

· отбензинивание газа, т. е. извлечение из него нестабильного газового бензина;

· разделение нестабильного бензина, вырабатываемого на заводе и поступающего извне, например с промысловых иефте-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, -пентан и н-гексан);

· прием, хранение и отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам жидкой продукции завода.

Кроме того, некоторые заводы по переработке нефтяного пил к своем составе имеют 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 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 се 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).

ШФЛУ по трубопроводам перекачивается на газоперерабатывающий завод или нефтехимкомбинат.

5. ОЧИСТКА ГАЗА ОТ ВРЕДНЫХ ПРИМЕСЕЙ

К вредным примесям газа относятся ядовитые и коррозионно-активные серосодержащие соединения и негорючие инертные газы, снижающие теплоту сгорания углеводородного газа.

В общем случае в углеводородном газе могут содержаться такие серосодержащие соединения, как сероводород (H2S), серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS2), меркаптаны (CnH2n-1SH), а в газовом конденсате — также сульфиды (R-S-R) и дисульфиды (R-S-S-R).

Таблица 1. Свойства сероводорода

технология переработка нефть газ

Сероводород. В нормальных условиях — бесцветный газ с неприятным запахом тухлых яиц, плотностью 1,92 кг/м3 при нормальных условиях. Очень ядовит: острое отравление человека наступает уже при концентрации 0,2−0,3 мг/ м3, а концентрация выше 1 мг/ м3 — смертельна. Предельно допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе установлена не более 0,008 мг/ м3. Некоторые термодинамические свойства его приведены в табл.

При контакте с металлами (особенно если в газе содержится влага) вызывает сильную коррозию.

Серооксид углерода — в нормальных условиях бесцветный, легко воспламеняющийся газ, не имеющий запаха, конденсирующийся при температуре минус 50,2 °С.

Хорошо растворим в сероуглероде, толуоле, этаноле и воде. ПДК серооксида углерода — не более 1 мг/м3 в производственных помещениях и не более 0,15 мг/м в населенных пунктах.

Сероуглерод — в нормальных условиях бесцветная жидкость плотностью 129,7 кг/м, кипящая при 46,3 °С. Хорошо растворим в этаноле и хлороформе и ограниченно растворим в воде. При повышенных температурах реагирует с водородом, образуя сероводород.

Используется в промышленности как экстрагирующее вещество.

Меркаптаны (тиолы) — сероорганические соединения с резким неприятным запахом, нерастворимые в воде, но хорошо растворяющиеся в органических растворителях.

Из-за резкого запаха меркаптаны (этилмеркаптан) используют в качестве одорантов природного газа при испытании на плотность газовых сетей и систем.

Природный газ очищают даже при содержании в нем малых количеств сероводорода, поскольку его допустимое содержание в газе, закачиваемом в магистральные газопроводы, не должно превышать 20 мг/м3.

В большинстве же случаев очистка газов предпринимается не только для доведения содержания вредных примесей до установленных норм, но и для их извлечения с целью промышленной утилизации.

В настоящее время существует большое число методов очистки углеводородных газов, которые условно относят к двум группам — абсорбционные и адсорбционные методы. Наиболее широко распространены первые методы, допускающие любое начальное содержание примесей в газе, а адсорбционные процессы используют при малых начальных содержаниях примесей [(до З—5% (об.)], но они позволяют глубоко очистить газ.

Абсорбционные методы по характеру используемого абсорбента делят на методы химической сорбции (хемосорбции) и физической абсорбции.

Хемосорбционные процессы основаны на химическом взаимодействии Н2S и СО2 с активным компонентом абсорбентов.

Абсорбдионные процессы основаны на физическом растворении извлекаемых компонентов в абсорбенте, в качестве которого применяют N-метилпирролидон, гликоли (дии тризтиленгликоли), трибутилфосфат, сульфолан, метанол и др.

Наиболее широкое распространение получили процессы очистки аминами (моноэтаноламином МЗА и диэтаноламином — ДЭД).

При взаимодействии с кислыми компонентами газа они образуют химические соединения, легко распадающиеся на исходные компоненты при повышении температуры и снижении давления.

ДЭА-процесс очистки газов стал широко использоваться в последние годы, поскольку он лишен ряда недостатков, присущих МЭА-процессу. В частности, этот процесс используется для очистки газов, содержащих СОS и СS2, так как образует с ними соединения, легко гидролизующиеся при повышенных температурах с выделением H2S и СО2.

Существует две разновидности ДЭА-процесса — обычный ДЭА-процесс (концентрация ДЭА в растворе 20—25%, поглотительная способность 0,6—0,8 моль/ моль) и процесс ДЭА-SNPA (концентрация ДЭА в растворе 25—35%, поглотительная способность 1,0—1,3 моль/моль).

Первый обычно используют при парциальном давлении кислого газа в сыром углеводородном газе 0,2 МПа и выше, второй — при парциальном давлении выше 0,4 МПа.

Рис. 1. Принципиальная схема процесса выделения сероводорода из газа раствором диэтаноламина (ДЭА-процесса):

I — абсорбер; 2 — выветриватель; 3 — десорбер; 4 — ребойлер; потоки: I — сырой газ; II — очищенный газ; III — регенерированный абсорбент; IV — полурегенерированный абсорбент; V — насыщенный абсорбент; VI— сероводород; VII— абсорбент на очистку; VIII — регенерированный ДЭА Преимущество ДЭА-процесса перед МЭА-процессом заключается в том, что из газа извлекается не только сероводород и диоксид углерода, но также и серооксид углерода, сероуглерод и тиолы.

Режим очистки

* температура газа на входе в абсорбер — не более 35 °C;

* температура абсорбента на входе — не более 40 °C;

* давление в абсорбере 3—5 МПа;

* температура входа абсорбента в десорбер — 85—95 °С;

* температура в ребойлере десорбера — 125—130 °С;

* давление в десорбере — 0,3—0,8 МПа.

Извлекаемая из природного газа смесь кислых газов по объему наполовину и более состоит из сероводорода. Остальное — углекислота, небольшие количества серооксида углерода и углеводороды (метан, этан).

5.1 Осушка газа жидкими поглотителями

Преимущества этого способа перед другими: относительно небольшие капиталовложения п эксплуатационные расходы, малые перепады давления газа в системе осушки, возможность осушать газ, содержащий вещество, которое отравляет твердые поглотители, непрерывность процесса. Недостатки: меньшее снижение точки росы (по сравнению с твердыми поглотителями), вспенивание гликолей при наличии в газе легких углеводородных жидкостей.

Установки осушки газа жидкими поглотителями обычно строят на головных сооружениях магистральных газопроводов, а также на газоперерабатывающих заводах на потоках газа между компрессорными станциями сырого газа и установками низкотемпературной конденсации (ректификации) пли низкотемпературной абсорбции, когда рабочие процессы этих установок протекают при температурах 10−40°С. На газоперерабатывающих заводах, где процессы отбензинивания осуществляют при температуре окружающего воздуха, установки осушки предназначены для осушки отбензиненного газа перед подачей в магистральный газопровод.

Установки осушки газа с применением гликолей бывают двух разновидностей: абсорбционные установки и установки с впрыском гликоля в поток газа.

5.2 Осушка газа впрыском гликоля

Установку осушки газа впрыском гликоля условно можно разделить на три основных узла: узел впрыска гликоля, трехфазный разделитель, узел регенерации гликоля.

Эффективность процесса абсорбции зависит от величины поверхности контакта влажного газа с поглотителем. Большая поверхность контакта создастся распылением жидкого поглотителя в потоке движущегося газа. Распыление осуществляется специальными соплами, которые монтируют в головных тепло обменниках непосредственно на входе газа. Пределом увеличения поверхности контакта практически является такое распыление гликоля, при котором его мельчайшие частицы превращаются в туман. Внутри конуса распыления происходит не только быстрый обмен веществ, но и моментальное выравнивание температур. Поэтому распыление гликоля может осуществляться при более высоких температурах.

По мере движения потока газа внутри труб теплообменника происходит укрупнение распыленных частиц раствора гликоля, и выпавшая жидкость движется по дну трубок; контакт между газом и гликолем ухудшается. Верхние и боковые поверхности труб могут покрываться гидратами, что будет снижать теплопередачу и пропускную способность теплообменника.

5.3 Осушка газа твердыми поглотителями

Твердые поглотители (адсорбенты) применяют как для осушки и очистки углеводородных газов, так и для обезвоживания углеводородных жидкостей: сжиженных газов, нефтяных продуктов. Адсорбенты обладают свойством поглощать влагу из углеводородного потока при относительно низких температурах и во время десорбции отдавать ее другому потоку (в газовой фазе), имеющему более высокую температуру. Адсорбция (удержание молекул на поверхности твердого тела) объясняется действием поверхностных сил и капиллярной конденсации. В процессе адсорбции выделяется теплота, называемая теплотой адсорбции.

Адсорбенты или, иначе, твердые поглотители обладают развитой поверхностью, которая слагается из поверхности стенок, мельчайших пор и капилляров, пронизывающих все частицы поглотителя. Суммарная поверхность стенок пор и капилляров очень велика, и для различных адсорбентов она колеблется в пределах от 210 до 1200 м² на 1 г адсорбента.

Для осушки газов и углеводородных жидкостей используют цеолиты натриевой или калиевой форме. Они избирательно адсорбируют воду, а молекулы углеводородов в полости цеолитов не проникают.

Синтетические цеолиты по сравнению с аморфными адсорбентами (силикагелем, окисью алюминия) обладают значительными преимуществами.

Первое — синтетические цеолиты это единственные твердые осушители, работающие эффективно при высокой температуре.

Второе — способность поглощать большие количества воды при относительно низком парциальном давлении водяных паров в осушаемом газе. Высокая адсорбционная способность цеолитов означает, что при данной продолжительности цикла осушки требуется меньшее количество адсорбента; при регенерации требуется меньше теплоты на прогрев адсорбента и поэтому экономится топливо.

Третье — цеолиты обладают способностью поглощать полярные молекулы таких химических веществ, как сероводород (Н₂5), меркаптаны, углекислый газ и др. Таким образом, процесс осушки газа может быть осуществлен одновременно с очисткой от кислых компонентов на одной адсорбционной установке.

Процессы адсорбционной осушки газа по сравнению с процессами абсорбционной осушки обладают определенными преимуществами и недостатками.

Преимущества: низкая точка росы осушенного газа, большая величина депрессии точки росы в широком диапазоне параметров осушаемого газа; компактность; возможность совместной осушки и очистки от кислых компонентов.

Недостатки: высокие капитальные затраты па строительства установок большой производительности; дороговизна адсорбента и его повышенный расход, возможность загрязнения адсорбента компрессорным маслом и связанная с этим необходимость замены; уменьшение производительности установок с падением давления, большие потери давления при осушке компримируемого газа, что требует дополнительной мощности.

5.4 Технологический режим осушки газа твердыми поглотителями

Полный цикл процесса осушки газа твердыми поглотителям состоит из трех последовательных стадий:

1) адсорбции (продолжительности для разных установок с 4 до 16 ч),

2) регенерации адсорбента (1—4 ч),

3) охлаждения адсорбента (1 — 4 ч). Продолжительность стадий процесса зависит от числа адсорберов на технологической установке, абсолютного влагосодержания газа, требуемой глубины осушки газа.

Адсорбер представляет собой вертикальный цилиндрически аппарат, внутренняя поверхность которого футерована жаростойким бетоном методом торкретирования. Адсорбент в аппарате расположен в несколько слоев.

Для предотвращения от ударов газовых потоков, истирания и уноса адсорбентасоздания теплового барьера в процессе регенерации, обеспечения равномерного распределения газа в асорбционном слое в нижнюю и верхнюю часть адсорбера засыпают защитный слой высота 15 — 20 см из щебня, фарфора или глинозема с размерами част! 15 — 20 мм. Влажный газ входит в адсорбер через верхний штуцер, что предотвращает подъем адсорбента при изменении давления в системе. Влажный газ перед поступлением проходит через сепараторы, где улавливаются механические примеси и капельная влага. Капельная влага, попадая на адсорбент, действует разрушающе, и по окончании стадии насыщения определяется обычно по резкому повышению точки росы газа, адсорбер переключают на регенерацию,

6. ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПРОМЫСЛОВ КАК ОБЪЕКТОВ АВТОМАТИЗАЦИИ

Газовые и газоконденсатные промыслы представляют собой распределенную систему с многочисленными контролируемыми объектами добычи, подготовки и сбора газа и конденсата. В начальный период развития газовой промышленности основными источниками газоснабжения были чисто газовые месторождения, в газах которых не содержались тяжелые углеводороды или количество их было незначительным. В настоящее время более половины добываемого газа приходится на долю газоконденсатных месторождений, при эксплуатации которых добываются как газ, так и жидкая углеводородная фаза — конденсат, являющийся ценным сырьем для химической промышленности. Особенностью газоконденсатных залежей является то, что конденсат в пластовых условиях, как правило, представлен углеводородной смесью в единой газовой фазе. Схема сбора газа и конденсата изображена на рис. 7. Газ от скважины 1 по шлейфу 2 направляется на газосборный пункт (ГСП), где проводится его полная обработка для подготовки к транспортировке (очистка от механических примесей и отделение воды и конденсата). С выхода всех ГСП газ собирается в промысловом газосборном коллекторе З и направляется в магистральный газопровод (МГ), а конденсат по конденсатопроводу 4 — на газофракционирующую установку (ГФУ) для его последующей переработки. В некоторых районах на ГСП осуществляются лишь сбор и первичная сепарация газа, а окончательно он обрабатывается централизованно на головных сооружениях (ГС), совмещенных с одним из ГСП.

Рис. 2. Схема сбора газа и конденсата

Для отделения газового конденсата или осушки газа на ГСП применяются установки низкотемпературной сепарации (НТС). Суть ее заключается в использовании энергии высокого давления газа, под которым

он поступает из пласта, для получения низких температур, обеспечивающих глубокое выделение из газа углеводородного конденсата и воды. При достаточно высоком давлении газа можно снизить его температуру за счет дроссельного эффекта.

Поскольку процесс низкотемпературной сепарации газа протекает при температуре —10 °С и ниже, а на установку поступает обычно насыщенный влагой газ, возникают условия для образования гидратов углеводородов. для предотвращения гидратообразования на установках ПТС в поток газа вспрыскивается ингибитор гидратообразования, в качестве которого наиболее часто применяется диэтиленгликоль (ДЭГ). Ингибитор растворяется в воде, имеющейся в газе, и снижает давление паров воды.

После воздействия ингибитора гидраты в газе могут образоваться лишь при более низкой температуре, т. е. ингибитор снижает температуру гидратообразования. Насыщенный ДЭГ может быть регенерирован и возвращен в процесс. Однако НТС не может привести к полному извлечению высококипящих углеводородов, так как для их выделения потребовалась бы очень низкая температура. Кроме того, с помощью существующих сепараторов различных конструкций не удается полностью отделить выделившийся конденсат, Поэтому иногда совместно с НТС используется процесс короткоцикловой адсорбции (КЦА), основанный на поглощении из газа влаги и углеводородного конденсата твердым адсорбентом. В таком совместном процессе при помощи НТС из газа извлекаются тяжелые углеводороды и большая часть влаги, а при помощи КЦА—оставшаяся влага и высококипящие углеводороды.

Газовые и газоконденсаторные месторождения находятся обычно в отдаленных от промышленных центров районах, объекты газовых промыслов рассредоточены на больших площадях, достигающих десятков и сотен квадратных километров, поэтому автоматизация и телемеханизация газовых и газоконденсатных месторождений играют огромную роль в повышении эффективности их эксплуатации.

При автоматизации добычи газа предусматривается регулирование давления в газосборном коллекторе. Поддержание заданного давления газа на выходе с промысла обеспечивает наилучшие условия работы компримирующих агрегатов головной компрессорной станции. Сложность автоматической стабилизации давления определяется рассредоточенностью ГСП и их связью через промысловый газосборный коллектор, а также неравномерностью отбора газа в магистральном газопроводе.

Для получения максимального количества конденсата и лучшей осушки газа весьма важным является автоматическое поддержание заданной температуры в сепараторах. Система автоматизации должна предусматривать автоматический ввод ингибиторов против образования кристаллогидратов. Система автоматизации и телемеханизации должна также обеспечить автоматический сброс конденсата из линейных конденсатосборников, дистанционное включение и отключение скважин, дистанционный контроль основных технологических и учетных параметров.

7. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ САНИТАРИЯ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ НА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДАХ

Газоперерабатывающие заводы относятся к объектам повышенной опасности. Это обусловлено тем, что:

· нефтяной газ и газопродукты, а также реагенты и материалы, используемые в процессах газопереработки, в большинстве своем пожаро-взрывоопасны, токсичны, могут вызвать ожоги и отравления;

· на заводах применяется сложное, разнообразное оборудование и аппаратура, работающие при повышенном давлении и в условиях высоких и низких температур;

· на технологических установках применяют огневые нагреватели сырья, реагентов, теплоносителей (открытым пламенем форсунок).

Большую опасность представляют также заряды статистического электричества, возникающие при трении газа и жидких углеводородов трубопроводах, насосах, арматуре, гибких прорезиненных шлангах, свободном падении струи. При большом скоплении зарядов (до З5 кВ) может произойти электрический разряд, искра которого способна вызвать взрыв паров или загорание жидких углеводородов.

Обслуживающий персонал технологических установок и участков должен обладать знаниями, умением и навыками по безопасному ведению работ на всех режимах и по производству ремонтных работ. Эти знания персонал получает в результате инструктажей и курсового обучения.

На предприятиях нефтяной промышленности установлен следующий порядок прохождения инструктажей и обучения безопасным методам работы.

Прежде всего вновь поступающий проходит вводный инструктаж, который знакомит с основными вредностями и опасностями на территории завода, правилами внутреннего распорядка и общими правилами поведения. Ему рассказывают также об организации медицинской помощи на предприятии. Вводный инструктаж проводят инженер по технике безопасности, работники пожарной охраны и газоспасательной службы, а также медицинский персонал здравпункта предприятия.

В цехе (на участке) вновь поступающий (или переводимый из другого цеха) проходит инструктаж по технике безопасности, пожарной безопасности и производственной санитарии у начальника цеха (участка) или мастера. После чего его направляют на рабочее место, где он до допуска к самостоятельной работе проходит теоретическое и практическое обучение безопасным приемам и методам работ. Стажировку вновь поступивший проходит у опытного квалифицированного рабочего. При положительной оценке знаний обучаемого комиссия допускает его к самостоятельной работе.

Инструктаж на рабочем месте, кроме первичного, подразделяется на периодический и внеочередной.

Периодический инструктаж проводят через каждые три месяца. Внеочередной инструктаж рабочих по безопасному ведению работ должен проводиться при:

· изменении производственного процесса, замене одного вида оборудования на другой и т. п., в результате которых изменяются условия труда;

· несчастных случаях или авариях в цехе, участке, бригаде;

· выявлении нарушения правил и инструкций, производственной дисциплины независимо от принятых мер воздействия.

Периодическую проверку знаний рабочих по технике безопасности проводят через год. Возможны также и внеочередные проверки; их проводят при изменении производственного процесса, введении в действие новых правил и инструкций, нарушении правил и инструкций, по требованию или распоряжению руководителей предприятия, органов государственного надзора, в случае обнаружения недостаточных знаний правил и инструкций.

Для персонала технологических установок должны быть разработаны и утверждены производственные инструкции (должностные, эксплуатационные, по технике безопасности и пожарной безопасности). Эти инструкции обычно вставляют в рамку под стекло и вывешивают на рабочих местах. Для каждого газо-, взрыво-, пожароопасного объекта должен быть разработан план ликвидации аварий.

План ликвидации аварий вместе с необходимыми приложениями должен находиться на рабочем месте; обслуживающий персонал должен быть ознакомлен с ним под расписку. Знание плана ликвидации аварий проверяют во время учебных и тренировочных занятий с персоналом установок, проводимых по графику, утвержденному главным инженером завода.

Работа по созданию безопасных условий труда на производственных предприятиях многогранна, она охватывает большой комплекс организационных, технических и других мероприятии.

Большую помощь в этом деле оказывает «Единая система работ по созданию безопасных условий труда». Она предусматривает:

1) определение функций производственных подразделений и обязанностей должностных лиц по созданию безопасных условий труда;

2) порядок обучения персонала безопасным методам работы; формы и методы пропаганды вопросов охраны труда;

3) организацию и осуществление ведомственного (оперативного) контроля за состоянием условий труда;

4) порядок разработки и осуществления мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда;

5) методику расследования и анализа несчастных случаев на производстве и нарушений правил и норм безопасности, порядок оперативной информации по профилактике производственного травматизма;

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Газовая промышленность на современном этапе характеризуется увеличением удельных затрат на добычу и транспортирование природных газов. Это объясняется вводом в эксплуатацию месторождений в районах многолетнемерзлых пород, их большой удаленностью от районов потребления газа, повышением затрат на геологоразведочные работы и приобретение оборудования и реагентов и т. д. Со времени ввода в эксплуатацию основного оборудования установок комплексной подготовки газа прошло более 20 лет и это оборудование подлежит диагностированию, ремонту и в ряде случаев замене, что также требует определенных затрат.