Переработка природного газа представляет собой ряд промышленных процессов, предназначенных для очистки сырого природного газа путем удаления загрязняющих веществ, таких как твердые частицы, вода , диоксид углерода ( CO2 ), сероводород ( H2S ), ртуть и углеводороды с более высокой молекулярной массой ( конденсат ) для производства сухого природного газа трубопроводного качества [1] для распределения по трубопроводу и конечного использования. [2] Некоторые из веществ, загрязняющих природный газ, имеют экономическую ценность и подвергаются дальнейшей переработке или продаже. Углеводороды, которые являются жидкими при условиях окружающей среды: температуре и давлении (т. е. пентан и более тяжелые), называются конденсатом природного газа (иногда также называемым природным бензином или просто конденсатом ).
Сырой природный газ в основном поступает из трех типов скважин: скважин сырой нефти , газовых скважин и конденсатных скважин. Сырая нефть и природный газ часто встречаются вместе в одном и том же 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 «несвязанный». В 2009 году 89 процентов добычи природного газа на устье скважин в США были несвязанными. [3] Несвязанные газовые скважины, производящие сухой газ в виде конденсата и воды, могут отправлять сухой газ непосредственно в трубопровод или на газовый завод без прохождения какой-либо разделительной обработки, что позволяет использовать его немедленно . [4]
Обработка природного газа начинается под землей или на устье скважины. В нефтяной скважине обработка природного газа начинается, когда жидкость теряет давление и течет через породы пласта, пока не достигнет насосно-компрессорной трубы. [5] В других скважинах обработка начинается на устье скважины, где извлекается состав природного газа в соответствии с типом, глубиной и местоположением подземного месторождения и геологией района. [2]
Природный газ, относительно свободный от сероводорода , называется сладким газом ; природный газ, содержащий повышенные уровни сероводорода, называется кислым газом ; природный газ или любая другая газовая смесь, содержащая значительные количества сероводорода, углекислого газа или подобных кислых газов, называется кислым газом .
Сырой природный газ обычно состоит в основном из метана (CH 4 ) и этана (C 2 H 6 ), самых коротких и легких молекул углеводородов . Он также часто содержит различные количества:
Сырой природный газ должен быть очищен, чтобы соответствовать стандартам качества, установленным основными компаниями по передаче и распределению газа по трубопроводам . Эти стандарты качества различаются от трубопровода к трубопроводу и обычно зависят от конструкции трубопроводной системы и рынков, которые она обслуживает. В целом стандарты определяют, что природный газ:
Природный газ должен:
Существует множество способов конфигурации различных процессов, используемых в обработке сырого природного газа. Блок-схема ниже представляет собой обобщенную, типичную конфигурацию для обработки сырого природного газа из скважин свободного газа, показывающую, как сырой природный газ перерабатывается в товарный газ, поставляемый на рынки конечных потребителей. [15] [16] [17] [18] [19] и различные побочные продукты:
Сырой природный газ обычно собирается из группы соседних скважин и сначала обрабатывается в сепараторных сосудах в этой точке сбора для удаления свободной жидкой воды и конденсата природного газа . [23] Затем конденсат обычно транспортируется на нефтеперерабатывающий завод, а вода очищается и утилизируется как сточные воды.
Затем сырой газ подается по трубопроводу на газоперерабатывающий завод, где первоначальной очисткой обычно является удаление кислых газов (сероводорода и углекислого газа). Существует несколько процессов, доступных для этой цели, как показано на схеме потока, но очистка амином — это процесс, который использовался исторически. Однако из-за ряда ограничений производительности и окружающей среды аминового процесса все большее распространение получила новая технология, основанная на использовании полимерных мембран для отделения углекислого газа и сероводорода от потока природного газа. Мембраны привлекательны, поскольку не потребляются реагенты. [24]
Кислые газы, если они присутствуют, удаляются мембранной или аминовой 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 является наиболее известным для восстановления элементарной серы, тогда как обычный контактный процесс и WSA ( мокрый сернокислотный процесс ) являются наиболее используемыми технологиями для восстановления серной кислоты . Меньшие количества кислого газа могут быть утилизированы путем сжигания в факеле.
Остаточный газ из процесса Клауса обычно называют хвостовым газом , и этот газ затем обрабатывается в установке по очистке хвостового газа (TGTU) для извлечения и рециркуляции остаточных серосодержащих соединений обратно в установку Клауса. Опять же, как показано на схеме потока, существует ряд процессов, доступных для обработки хвостового газа установки Клауса, и для этой цели процесс WSA также очень подходит, 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 гликолевой дегидратацией , либо расплывающихся хлоридных осушителей, либо установки адсорбции при переменном давлении (PSA), которая представляет собой регенерируемую адсорбцию с использованием твердого адсорбента. [25] Также можно рассмотреть другие более новые процессы, такие как мембраны .
Затем ртуть удаляется с помощью процессов адсорбции (как показано на схеме потока), таких как активированный уголь или регенерируемые молекулярные сита . [7]
Хотя это и не является общепринятым, азот иногда удаляют и выбрасывают с помощью одного из трех процессов, указанных на технологической схеме:
Процесс фракционирования NGL обрабатывает отходящий газ из сепараторов на нефтяном терминале или верхнюю фракцию из колонны перегонки сырой нефти на нефтеперерабатывающем заводе . Фракционирование направлено на производство полезных продуктов, включая природный газ, пригодный для транспортировки по трубопроводам промышленным и бытовым потребителям; сжиженные нефтяные газы (пропан и бутан) для продажи; и бензиновое сырье для смешивания жидкого топлива. [29] Извлеченный поток NGL обрабатывается через фракционирующую линию, состоящую из пяти последовательных ректификационных колонн: деметанизатор , деэтанизатор , депропанизатор, дебутанизатор и разделитель бутана . В фракционирующей линии обычно используется криогенный процесс низкотемпературной перегонки, включающий расширение извлеченного NGL через турбодетандер с последующей перегонкой в деметанизирующей фракционирующей колонне . [30] [31] Некоторые газоперерабатывающие заводы используют процесс абсорбции тощей нефти [27], а не криогенный турбодетандерный процесс.
Газообразное сырье для установки фракционирования СПГ обычно сжимается до давления около 60 бар и температуры 37 °C. [32] Сырье охлаждается до -22 °C путем обмена с верхним продуктом деметанизатора и системой охлаждения и разделяется на три потока:
Верхний продукт в основном представляет собой метан при 20 бар и -98 °C. Он нагревается и сжимается для получения товарного газа при 20 бар и 40 °C. Нижний продукт представляет собой СПГ при 20 бар изб., который подается в деэтанизатор.
Верхний продукт деэтанизатора — этан, а кубовый продукт подается в депропанизатор. Верхний продукт депропанизатора — пропан, а кубовый продукт подается в дебутанизатор. Верхний продукт дебутанизатора — смесь нормального и изобутана, а кубовый продукт — смесь бензина C5 + .
Условия эксплуатации сосудов в линии фракционирования ГК обычно следующие. [29] [33] [34]
Типичный состав корма и продукта следующий. [32]
Извлеченные потоки пропана, бутанов 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 NGL с газоперерабатывающего завода. В настоящее время большинство криогенных установок не включают фракционирование по экономическим причинам, и поток NGL вместо этого транспортируется как смешанный продукт на автономные комплексы фракционирования, расположенные вблизи нефтеперерабатывающих заводов 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 затем транспортируется на судах в виде СПГ ( сжиженного природного газа ) и снова преобразуется в газообразное состояние вблизи потребителя.
Остаточный газ из секции восстановления ПГЛ является конечным очищенным товарным газом, который подается по трубопроводу на рынки конечных потребителей. Правила и соглашения заключаются между покупателем и продавцом относительно качества газа. Они обычно указывают максимально допустимую концентрацию CO2 , H2S и H2O , а также требуют, чтобы газ был коммерчески свободен от нежелательных запахов и материалов, пыли или других твердых или жидких веществ, восков, смол и смолообразующих компонентов, которые могут повредить или неблагоприятно повлиять на работу оборудования покупателя. Когда на очистной установке происходит сбой, покупатели обычно могут отказаться принимать газ, снизить расход или пересмотреть цену.
Если в газе содержится значительное количество гелия , гелий может быть извлечен путем фракционной перегонки . Природный газ может содержать до 7% гелия и является коммерческим источником благородного газа. [35] Например, газовое месторождение Хьюготон в Канзасе и Оклахоме в Соединенных Штатах содержит концентрацию гелия от 0,3% до 1,9%, который отделяется как ценный побочный продукт. [36]
{{cite web}}: CS1 maint: архивная копия как заголовок ( ссылка )Последний момент, который следует рассмотреть, касается различия между очень легкими сортами конденсата из месторождений (которые включены в данные EIA по добыче нефти) и углеводородными газообразными жидкостями (HGL), которые добываются из устья скважины в виде газа, но преобразуются в жидкости при отделении от 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 заводским конденсатом. Заводской конденсат также может быть смешан с сырой нефтью, что изменит как распределение, так и общий объем нефти, получаемой нефтеперерабатывающими заводами.