Промышленные процессы, предназначенные для очистки сырого природного газа
Завод по переработке природного газа в Адерклаа, Австрия.
Переработка природного газа — это ряд промышленных процессов, предназначенных для очистки сырого природного газа путем удаления таких загрязнений, как твердые вещества, вода , диоксид углерода ( CO 2 ), сероводород (H 2 S), ртуть и углеводороды с более высокой молекулярной массой ( конденсат ). производить сухой природный газ трубопроводного качества [1] для распределения по трубопроводам и конечного использования. [2] Некоторые вещества, загрязняющие природный газ, имеют экономическую ценность и подлежат дальнейшей переработке или продаже. Углеводороды, являющиеся жидкими при условиях окружающей среды: температуре и давлении (т. е. пентановые и более тяжелые), называются газоконденсатными (иногда также называемыми природным бензином или просто конденсатом ).
Сырой природный газ добывается в основном из трех типов скважин: нефтяных , газовых и конденсатных. Сырая нефть и природный газ часто встречаются в одном резервуаре. Природный газ, добываемый в скважинах с сырой нефтью, обычно классифицируется как попутный растворенный газ , поскольку 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 в США было несвязанным. [3] Скважины попутного газа, добывающие сухой газ в виде конденсата и воды, могут направлять сухой газ непосредственно в трубопровод или газовый завод без какой-либо обработки разделения, что позволяет немедленно использовать его . [4]
Переработка природного газа начинается под землей или на устье скважины. В нефтяной скважине переработка природного газа начинается, когда жидкость теряет давление и течет через породы-коллекторы, пока не достигнет насосно-компрессорных труб. [5] В других скважинах обработка начинается на устье скважины, где извлекается состав природного газа в зависимости от типа, глубины и местоположения подземной залежи и геологии местности. [2]
Природный газ, относительно свободный от сероводорода, называется малосернистым газом ; природный газ, содержащий повышенное содержание сероводорода, называется кислым газом ; Природный газ или любая другая газовая смесь, содержащая значительные количества сероводорода, углекислого газа или подобных кислых газов, называется кислым газом .
Типы скважин для добычи сырого природного газа
Скважины сырой нефти : Природный газ, добываемый из скважин сырой нефти, обычно называют попутным газом . Этот газ может существовать в виде отдельной газовой шапки над сырой нефтью в подземном резервуаре или может растворяться в сырой нефти, в конечном итоге выходя из раствора по мере снижения давления во время добычи. Конденсат, добываемый из нефтяных скважин, часто называют арендным конденсатом . [6]
Скважины сухого газа: эти скважины обычно добывают только сырой природный газ, который не содержит конденсата и практически не содержит сырой нефти и называется непопутным газом. Конденсат сухого газа добывается на газоперерабатывающих заводах и часто называется заводским конденсатом . [6]
Конденсатные скважины. Эти скважины обычно добывают сырой природный газ вместе с сжиженным природным газом с небольшим количеством сырой нефти или вообще без нее и называются непопутным газом. Такой сырой природный газ часто называют сырым газом .
Скважины угольных пластов. Эти скважины обычно добывают сырой природный газ из залежей метана в порах угольных пластов, часто существующих под землей в более концентрированном состоянии адсорбции на поверхности самого угля. Такой газ называется газом угольных пластов или метаном угольных пластов ( газ угольных пластов в Австралии). В последние десятилетия угольный газ стал важным источником энергии.
Загрязнения в сыром природном газе
Сырой природный газ обычно состоит в основном из метана (CH 4 ) и этана (C 2 H 6 ), самых коротких и легких молекул углеводорода . Он часто также содержит различное количество:
Вода: водяной пар и жидкая вода. Также растворенные соли и растворенные газы (кислоты).
Ртуть : незначительные количества ртути преимущественно в элементарной форме, но возможно присутствие хлоридов и других соединений. [7]
Радиоактивный материал природного происхождения (НОРМ): природный газ может содержать радон , а пластовая вода может содержать растворенные следы радия , которые могут накапливаться в трубопроводах и технологическом оборудовании; радиоактивность трубопроводов и оборудования с течением времени. [8]
Стандарты качества природного газа
Сырой природный газ должен быть очищен, чтобы соответствовать стандартам качества, установленным крупными компаниями по трубопроводной транспортировке и распределению. Эти стандарты качества варьируются от трубопровода к трубопроводу и обычно зависят от конструкции трубопроводной системы и рынков, которые она обслуживает. В целом стандарты определяют, что природный газ:
Находиться в определенном диапазоне теплотворной способности (калорийной ценности). Например, в США оно должно 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 включения в Национальную систему передачи (NTS). [9]
Поставляться при заданной температуре точки росы углеводородов или выше (ниже которой некоторые углеводороды в газе могут конденсироваться под давлением в трубопроводе, образуя жидкие пробки, которые могут повредить трубопровод). Регулировка точки росы углеводородов снижает концентрацию тяжелых углеводородов, поэтому конденсация отсутствует. происходит при последующем транспортировании по трубопроводам. В Великобритании точка росы углеводородов определяется как <-2 °C для входа в NTS. [9] Точка росы углеводородов меняется в зависимости от преобладающей температуры окружающей среды, сезонные колебания составляют: [10]
Природный газ должен:
В нем не должно быть твердых частиц и жидкой воды, чтобы предотвратить эрозию, коррозию или другие повреждения трубопровода.
Обеспечивать обезвоживание водяных паров в достаточной степени, чтобы предотвратить образование гидратов метана на газоперерабатывающем заводе или в дальнейшем в трубопроводе транспортировки товарного газа. Типичная спецификация содержания воды в США гласит, что газ должен содержать не более семи фунтов воды на миллион стандартных кубических футов газа. [11] [12] В Великобритании это значение определяется как <-10 °C при манометрическом давлении 85 бар для входа в NTS. [9]
Содержат не более следовых количеств таких компонентов, как сероводород, диоксид углерода, меркаптаны и азот. Наиболее распространенное значение содержания сероводорода составляет 0,25 грана 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 Соединенном Королевстве для внесения в NTS указано значение сероводорода ≤5 мг/м 3 , общей серы – ≤50 мг/м 3 , диоксида углерода – ≤2,0% (молярный) и азота – ≤5,0% (молярного). [9]
Поддерживайте содержание ртути на уровне ниже обнаруживаемого предела (приблизительно 0,001 частей на миллиард по объему), главным образом, чтобы избежать повреждения оборудования на газоперерабатывающем заводе или в системе трубопроводной транспортировки из-за амальгамации ртути и охрупчивания алюминия и других металлов. [7] [13] [14]
Описание завода по переработке природного газа
Существует множество способов настройки различных процессов , используемых при обработке сырого природного газа. Приведенная ниже блок -схема представляет собой обобщенную типичную конфигурацию переработки сырого природного газа из скважин непопутного газа, показывающую, как сырой природный газ перерабатывается в товарный газ, подаваемый по трубопроводу на рынки конечных потребителей. [15] [16] [17] [18] [19] и различные побочные продукты:
Сжиженный природный газ (ШФЛУ): пропан, бутаны и C 5 + (это обычно используемый термин для пентанов и углеводородов с более высокой молекулярной массой) [20] [21] [22]
Неочищенный природный газ обычно собирается из группы соседних скважин и сначала обрабатывается в сепараторах в этой точке сбора для удаления свободной жидкой воды и конденсата природного газа . [23] Конденсат обычно затем транспортируется на нефтеперерабатывающий завод, а вода очищается и утилизируется как сточные воды.
Затем неочищенный газ подается по трубопроводу на газоперерабатывающий завод, где первоначальная очистка обычно заключается в удалении кислых газов (сероводорода и углекислого газа). Для этой цели доступно несколько процессов, как показано на технологической схеме, но обработка амином — это процесс, который использовался исторически. Однако из-за ряда эксплуатационных и экологических ограничений аминного процесса все большее признание получает новая технология, основанная на использовании полимерных мембран для отделения диоксида углерода и сероводорода из потока природного газа. Мембраны привлекательны тем, что не расходуются реагенты. [24]
Кислые газы, если они присутствуют, удаляются мембранной или аминной обработкой и затем могут быть направлены в установку восстановления серы, которая преобразует 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 традиционный контактный процесс и WSA ( мокрый сернокислотный процесс ) являются наиболее используемыми технологиями для извлечения серной кислоты . Небольшие количества кислого газа можно утилизировать путем сжигания на факелах.
Остаточный газ процесса Клауса обычно называют хвостовым газом , и этот газ затем перерабатывается в установке очистки хвостовых газов (TGTU) для извлечения и рециркуляции остаточных серосодержащих соединений обратно в установку Клауса. Опять же, как показано на технологической схеме, существует ряд процессов очистки хвостовых газов установки Клауса, и для этой цели также очень подходит процесс WSA, поскольку он может работать автотермически на хвостовых газах.
Следующим шагом на газоперерабатывающем заводе является удаление водяного пара из газа с использованием либо регенерируемой абсорбции в жидком триэтиленгликоле (ТЭГ), [12], обычно называемой обезвоживанием гликоля , расплывающихся хлоридных осушителей, либо адсорбции при переменном давлении ( PSA) установка, представляющая собой регенерируемую адсорбцию с использованием твердого адсорбента. [25] Также могут быть рассмотрены другие новые процессы, такие как мембраны .
Затем ртуть удаляется с помощью процессов адсорбции (как показано на блок-схеме), таких как активированный уголь или регенерируемые молекулярные сита . [7]
Хотя это и не является распространенным явлением, азот иногда удаляется и выбрасывается с помощью одного из трех процессов, указанных на блок-схеме:
Процесс абсорбции [27] с использованием в качестве абсорбента тощего масла или специального растворителя [28] .
Процесс адсорбции с использованием активированного угля или молекулярных сит в качестве адсорбента. Этот процесс может иметь ограниченное применение, поскольку считается, что он приводит к потере бутана и более тяжелых углеводородов.
Установка фракционирования ШФЛУ
Процесс фракционирования ШФЛУ очищает отходящий газ из сепараторов на нефтяном терминале или головную фракцию из колонны перегонки сырой нефти на нефтеперерабатывающем заводе . Целью фракционирования является производство полезных продуктов, включая природный газ, пригодный для транспортировки промышленным и бытовым потребителям; продажа сжиженных нефтяных газов (пропан и бутан); и бензиновое сырье для смешивания жидкого топлива. [29] Извлеченный поток ШФЛУ обрабатывается через установку фракционирования, состоящую из пяти последовательно расположенных дистилляционных колонн: деметанизатора , деэтанизатора , депропанизатора , дебутанизатора и сплиттера бутана . В линии фракционирования обычно используется процесс криогенной низкотемпературной дистилляции, включающий расширение извлеченного ШФЛУ через турбодетандер с последующей дистилляцией в деметанизирующей ректификационной колонне . [30] [31] Некоторые газоперерабатывающие заводы используют процесс абсорбции бедной нефти [27] , а не процесс криогенного турбодетандера.
Газообразное сырье для установки фракционирования ШФЛУ обычно сжимается примерно до 60 бар (изб.) и 37 °C. [32] 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 температуре -44,7 °С.
часть пара направляется через турбодетандер и поступает в деметанизатор в качестве верхней подачи при температуре -64 °C.
оставшийся пар охлаждается продуктом верхнего погона деметанизатора и охлаждением Джоуля-Томсона (через клапан) и поступает в колонну в виде флегмы при -96°C. [32]
Головной продукт представляет собой в основном метан при давлении 20 бар и -98 °C. Его нагревают и сжимают для получения товарного газа при давлении 20 бар и температуре 40 °C. Кубовым продуктом является ШФЛУ при 20 бар изб., который подается в деэтанизатор.
Головной продукт деэтанизатора представляет собой этан, а кубовый остаток подается в депропанизатор. Головной продукт депропанизатора представляет собой пропан, а кубовый продукт подается в дебутанизатор. Головной продукт дебутанизатора представляет собой смесь нормального и изобутана, а кубовый продукт представляет собой смесь бензина C 5 +.
Условия эксплуатации емкостей в линии фракционирования ШФЛУ обычно следующие. [29] [33] [34]
Типичный состав корма и продукта следующий. [32]
Подслащивающие единицы
Восстановленные потоки пропана, бутана и C 5 + могут быть «подслащены» в технологической установке Merox для преобразования нежелательных меркаптанов в дисульфиды и вместе с извлеченным этаном являются конечными побочными продуктами ШФЛУ на газоперерабатывающем заводе. В настоящее время большинство криогенных установок не включают фракционирование по экономическим причинам, и поток ШФЛУ вместо этого транспортируется в виде смешанного продукта на автономные комплексы фракционирования, расположенные вблизи нефтеперерабатывающих или химических заводов, 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 судном как СПГ ( сжиженный природный газ ) и снова преобразуется в газообразное состояние вблизи потребителя.
Продукты
Остаточный газ из секции извлечения ШФЛУ представляет собой конечный очищенный товарный газ, который подается по трубопроводу на рынки конечных потребителей. Между покупателем и продавцом заключаются правила и соглашения относительно качества газа. Обычно они определяют максимально допустимую концентрацию CO 2 , H 2 S и H 2 O, а также требуют, чтобы газ не содержал нежелательных запахов и материалов, а также пыли или других твердых или жидких веществ, воска, 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 принять газ, снизить скорость потока или пересмотреть цену.
Восстановление гелия
Если в газе содержится значительное количество гелия , гелий можно извлечь фракционной перегонкой . Природный газ может содержать до 7% гелия и является коммерческим источником благородного газа. [35] Например, газовое месторождение Хьюготон в Канзасе и Оклахоме в США содержит концентрацию гелия от 0,3% до 1,9%, который выделяется как ценный побочный продукт. [36]
^ «PHMSA: Связь с заинтересованными сторонами - заводы по переработке природного газа» . primis.phmsa.dot.gov . Проверено 9 апреля 2018 г.
^ аб Спейт, Джеймс Г. (2015). Справочник по анализу нефтепродуктов, второе издание . Хобокен, Нью-Джерси: John Wiley & Sons. п. 71. ИСБН978-1-118-36926-5.
^ «Архивная копия» (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 5 марта 2016 г. Проверено 21 сентября 2014 г.{{cite web}}: CS1 maint: архивная копия в заголовке ( ссылка )
^ Почка, Артур Дж.; Пэрриш, Уильям Р.; Маккартни, Дэниел Г. (2019). Основы переработки природного газа, третье издание . Бока-Ратон, Флорида: CRC Press. п. 165. ИСБН978-0-429-87715-5.
^ Агентство Центральной разведки США (1977). Натуральный газ . Вашингтон, округ Колумбия: Центральное разведывательное управление США. п. 25.
^ ab Прогноз добычи сырой нефти в США - анализ типов сырой нефти (PDF) , Вашингтон, округ Колумбия: Управление энергетической информации США, 29 мая 2014 г., стр. 7. Последний момент, который следует учитывать, касается различия между очень легкими сортами арендованного конденсата (которые включены в данные по добыче нефти EIA) и жидкими углеводородными газами (HGL), которые добываются из устья скважины в виде газа, но при разделении превращаются в жидкости. из метана на заводе по переработке природного газа. Эти углеводороды включают этан, пропан, бутаны и углеводороды с пятью или более атомами углерода, называемые пентанами плюс, нафтой или растительным конденсатом. Заводской конденсат также может быть смешан с сырой нефтью, что изменит как распределение, так и общий объем нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы.
^ abc «Удаление ртути из природного газа и жидкостей» (PDF) . ООО "ЮОП". Архивировано из оригинала (PDF) 1 января 2011 г.
^ «Радий в трубопроводах».
^ abcd «Правила газовой безопасности (управления) 1996 г.» . законодательство.co.uk . 1996 год . Проверено 13 июня 2020 г.
^ Институт нефти (1978). Путеводитель по технологиям добычи нефти и газа Северного моря . Лондон: Хейден и сын. п. 133. ИСБН0855013168.
^ Осушка природного газа. Архивировано 24 февраля 2007 г. в Wayback Machine профессором Джоном Штайнером Гудмундссоном, Норвежский университет науки и технологий.
^ ab Обезвоживание гликоля. Архивировано 12 сентября 2009 г. в Wayback Machine (включая блок-схему).
^ Десульфурация и удаление ртути из природного газа. Архивировано 3 марта 2008 г. в Wayback Machine Бурком, М.Дж. и Маццони, А.Ф., Конференция по кондиционированию газа Лоранса Рида, Норман, Оклахома, март 1989 г.
^ Использование газовой геохимии для оценки риска ртути. Архивировано 28 августа 2015 г. в Wayback Machine , OilTracers, 2006 г.
^ Переработка природного газа: решающая связь между добычей природного газа и его транспортировкой на рынок. Архивировано 4 марта 2011 г. на Wayback Machine.
^ Пример газового завода, заархивировано 1 декабря 2010 г. в Wayback Machine.
^ От очистки к переработке сжиженного газа. Архивировано 15 января 2010 г. в Wayback Machine.
^ «Проект очистки сырьевого газа для проекта Pearl GTL» (PDF) . spe.org . Проверено 9 апреля 2018 г.
^ Преимущества интеграции добычи ШФЛУ и сжижения СПГ. Архивировано 26 июня 2013 г. на Wayback Machine.
^ «Что такое сжиженный природный газ и как они используются?». Управление энергетической информации США. 20 апреля 2012 г.
^ «Руководство по пониманию природного газа и сжиженного природного газа» . Группа СТИ. 19 февраля 2014 г.
^ «Технология разделения жидкости и газа - нефть и газ | Pall Corporation» . www.pall.com . Проверено 22 апреля 2023 г.
^ Бейкер, Р.В. «Будущие направления мембранной технологии разделения газов», штат Индиана, Англия. хим. Рез. 2002, том 41, страницы 1393–1411. дои : 10.1021/ie0108088
^ Молекулярные сита. Архивировано 1 января 2011 г. в Wayback Machine (включает блок-схему установки PSA).
^ Газовые процессы 2002 , Переработка углеводородов, страницы 84–86, май 2002 г. (схематические блок-схемы и описания процессов удаления и удаления азота)
^ ab Рыночная эволюция технологий переработки газа для ШФЛУ, страница веб-сайта Advanced Extraction Technology Inc.
^ Страница веб-сайта AET Process Nitrogen Rejection Unit Advanced Extraction Technology Inc.
^ аб Мэнли, DB (1998). «Термодинамически эффективная дистилляция: фракционирование ШФЛУ». Латиноамериканские прикладные исследования .
^ Страница веб-сайта Cryogenic Turbo-Expander Process Advanced Extraction Technology Inc.
^ Газовые процессы 2002 , Переработка углеводородов, страницы 83–84, май 2002 г. (схематические блок-схемы и описания процессов извлечения ШФЛУ-Про и ШФЛУ)
^ abc Муниб Наваз «Синтез и разработка технологических схем деметанизатора для процессов низкотемпературного разделения», Манчестерский университет, неопубликованная докторская диссертация, 2011 г., стр. 137, 138, 154.
^ Луйбен, WL (2013). «Управление поездом дистилляционных колонн разделения природного газа». Исследования в области промышленной и инженерной химии . 52 : 5710741–10753. дои : 10.1021/ie400869v.
^ ЭльБадави, КМ; Тима, Массачусетс; Шехата, А.И.; Ханфи, А.А. (2017). «Моделирование производства сжиженного нефтяного газа из природного газа с использованием фракционирующих колонн». Международный журнал перспективных научных и технических исследований . 6 (7).
^ Зима, Марк (2008). «Гелий: самое необходимое». Университет Шеффилда . Проверено 14 июля 2008 г.
^ Дуайт Э. Уорд и Артур П. Пирс (1973) «Гелий» в минеральных ресурсах США , Геологическая служба США, Professional Paper 820, стр. 285-290.
Внешние ссылки
Моделирование переработки природного газа с помощью Aspen HYSYS
