Переработка природного газа - Natural-gas processing

Завод по переработке природного газа

Переработка природного газа представляет собой ряд промышленных процессов, предназначенных для очистки сырья натуральный газ за счет удаления примесей, загрязнений и прочего молекулярная масса углеводороды производить то, что известно как качество трубопровода сухой природный газ.[1]

Переработка природного газа начинается с устья скважины. Состав неочищенного природного газа, добываемого из добывающих скважин, зависит от типа, глубины и местоположения подземного месторождения, а также геологии местности. Масло и природный газ часто находятся вместе в одном резервуаре. Природный газ добывается из нефтяные скважины обычно классифицируется как попутный растворенный газ означает, что газ был связан или растворен в сырая нефть. Добыча природного газа, не связанная с сырой нефтью, классифицируется как «несвязанная». В 2009 году 89 процентов добычи природного газа на устье скважин в США не было попутным.[2]

Установки по переработке природного газа очищают сырой природный газ путем удаления таких загрязняющих веществ, как твердые частицы, воды, углекислый газ (CO2 ), сероводород (ЧАС2S), ртуть и углеводороды с более высокой молекулярной массой. Некоторые из веществ, загрязняющих природный газ, имеют экономическую ценность и подвергаются дальнейшей переработке или продаже. Действующий газовый завод поставляет сухой природный газ трубопроводного качества, который можно использовать в качестве топливо бытовыми, коммерческими и промышленными потребителями или в качестве сырья для химического синтеза.

Типы скважин сырого природного газа

Неочищенный природный газ поступает в основном из любого из трех типов скважин: скважин сырой нефти, газовые скважины, и конденсатные скважины.

Природный газ, добываемый из нефтяных скважин, обычно называют попутный газ. Этот газ мог существовать в виде газовой шапки над сырой нефтью в подземном резервуаре или мог растворяться в сырой нефти, выходя из раствора, когда давление снижалось во время добычи.

Природный газ, который поступает из газовых скважин и конденсатных скважин, в которых мало или совсем нет сырой нефти, называется не попутный газ. Газовые скважины обычно производят только сырой природный газ, в то время как конденсатные скважины добывают сырой природный газ вместе с другими низкомолекулярными углеводородами. Те, которые являются жидкими при окружающих условиях (т.е. пентан и тяжелее) называются газовый конденсат (иногда также называют природный бензин или просто конденсат).

Природный газ называется сладкий газ когда относительно свободен от сероводород; газ, содержащий сероводород, называется кислый газ. Природный газ или любая другая газовая смесь, содержащая значительные количества сероводорода, диоксида углерода или подобных кислых газов, называется кислый газ.

Неочищенный природный газ также может поступать из залежей метана в порах угольных пластов, часто существующих под землей в более концентрированном состоянии. адсорбция на поверхность самого угля. Такой газ называют угольный газ или же метан угольных пластов (газ из угольных пластов в Австралии). Угольный газ стал важным источником энергии в последние десятилетия.

Загрязняющие вещества в неочищенном природном газе

Смотрите также: Газовый конденсат

Сырой природный газ обычно состоит в основном из метан (CH4) и этан (C2ЧАС6), самый короткий и легкий углеводород молекулы. Часто он также содержит разное количество:

Неочищенный природный газ должен быть очищен до соответствия стандартам качества, установленным основными трубопровод передающие и распределительные компании. Эти стандарты качества варьируются от трубопровода к трубопроводу и обычно зависят от конструкции трубопроводной системы и рынков, которые она обслуживает. В целом в стандартах указано, что природный газ:

  • Будьте в пределах определенного диапазона теплотворной способности (теплотворной способности). Например, в США это должно быть около 1035 ± 5%. БТЕ на кубический фут газа при 1 атмосфере и 60 ° F (41 MJ ± 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 / м3.3 для входа в Национальная система передачи (НТС).[4]
  • Быть доставленным не ниже указанного точка росы по углеводородам температура (ниже которой некоторые углеводороды в газе могут конденсироваться под давлением в трубопроводе, образуя жидкие пробки, которые могут повредить трубопровод). Регулировка точки росы по углеводородам снижает концентрацию тяжелых углеводородов, поэтому во время последующей транспортировки по трубопроводам не происходит конденсации. В Великобритании точка росы по углеводородам определяется как <-2 ° C для входа в NTS.[4] Точка росы по углеводородам изменяется в зависимости от преобладающей температуры окружающей среды, сезонные колебания составляют:[5]
Сезонное изменение точки росы по углеводородам
Точка росы по углеводородам30 ° F (–1,1 ° C)35 ° F (1,7 ° C)40 ° F (4,4 ° C)45 ° F (7,2 ° C)50 ° F (10 ° C)
МесяцыДекабрь

Январь

Февраль

марш

апреля

Ноябрь

Май

Октябрь

Июнь

сентябрь

июль

август

Природный газ должен:

  • Не содержать твердых частиц и жидкой воды, чтобы предотвратить эрозию, коррозию или другие повреждения трубопровода.
  • Обезвоживание водяного пара в достаточной степени для предотвращения образования гидратов метана внутри газоперерабатывающего завода или впоследствии в трубопроводе транспортировки товарного газа. Типичная спецификация содержания воды в США заключается в том, что газ должен содержать не более семи фунтов воды на миллион. стандартные кубические футы газа.[6][7] В Великобритании это определяется как <-10 ° C @ 85 бар изб. Для входа в NTS.[4]
  • Не содержат более следовых количеств таких компонентов, как сероводород, диоксид углерода, меркаптаны и азот. Наиболее распространенная спецификация содержания сероводорода - 0,25 зерно ЧАС2S на 100 кубических футов газа, или примерно 4 ppm. Технические характеристики CO2 обычно ограничивают содержание не более чем двумя или тремя процентами. В Великобритании сероводород указан ≤5 мг / м3.3 и общей серы ≤50 мг / м3, диоксид углерода как ≤2,0% (молярный), и азот как ≤5,0% (молярный) для входа в NTS.[4]
  • Поддерживайте содержание ртути на уровне ниже определяемого предела (приблизительно 0,001 ppb по объему) в первую очередь, чтобы избежать повреждения оборудования газоперерабатывающего завода или системы трубопроводов из-за амальгамирования ртути и охрупчивания алюминия и других металлов.[3][8][9]

Описание завода по переработке природного газа

Существует множество способов настройки различных единичные процессы используется при обработке сырого природного газа. В блок-схема ниже представлена ​​обобщенная типовая конфигурация для обработки сырого природного газа из скважин, не являющихся попутным газом. Он показывает, как сырой природный газ перерабатывается в товарный газ, поступающий на рынки конечных потребителей.[10][11][12][13][14] Он также показывает, как при переработке сырого природного газа образуются следующие побочные продукты:

Сырой природный газ обычно собирается из группы соседних скважин и сначала обрабатывается в сепараторе (ах) в этой точке сбора для удаления свободной жидкой воды и конденсата природного газа. Затем конденсат обычно транспортируется на нефтеперерабатывающий завод, а вода обрабатывается и утилизируется как сточные воды.

Затем неочищенный газ по трубопроводу поступает на газоперерабатывающий завод, где первоначальной очисткой обычно является удаление кислых газов (сероводорода и диоксида углерода). Для этой цели доступно несколько процессов, как показано на блок-схеме, но обработка амином это процесс, который использовался исторически. Однако из-за ряда производственных и экологических ограничений аминного процесса более новая технология, основанная на использовании полимерных мембран для отделения диоксида углерода и сероводорода от потока природного газа, получила все большее распространение. Мембраны привлекательны тем, что не расходуются реагенты.[18]

Кислые газы, если они присутствуют, удаляются с помощью мембранной или аминовой обработки и затем могут быть направлены в установку для извлечения серы, которая превращает сероводород в кислотном газе либо в элементарную серу, либо в серную кислоту. Из процессов, доступных для этих преобразований, Процесс Клауса является наиболее известным средством извлечения элементарной серы, в то время как обычный Контактный процесс и WSA (Процесс мокрой серной кислоты ) являются наиболее часто используемыми технологиями восстановления серная кислота. Меньшие количества кислого газа можно утилизировать путем сжигания.

Остаточный газ процесса Клауса обычно называют хвостовой газ и этот газ затем обрабатывается в установке очистки хвостового газа (TGTU) для извлечения и рециркуляции остаточных серосодержащих соединений обратно в установку Клауса. Опять же, как показано на блок-схеме, существует ряд процессов, доступных для обработки хвостовых газов блока Клауса, и для этой цели процесс WSA также очень подходит, поскольку он может работать автотермически с хвостовыми газами.

Следующим шагом газоперерабатывающего завода является удаление водяного пара из газа с помощью регенерируемого поглощение в жидкости триэтиленгликоль (ТЭГ),[7] обычно называют дегидратация гликоля, расплывающиеся хлоридные осушители, и или Адсорбция при переменном давлении (PSA) регенерируемый блок адсорбция с использованием твердого адсорбента.[19] Другие новые процессы, такие как мембраны также можно рассмотреть.

Затем ртуть удаляется с помощью процессов адсорбции (как показано на блок-схеме), таких как Активированный уголь или регенерируемый молекулярные сита.[3]

Хотя это не является обычным явлением, азот иногда удаляют и отклоняют с помощью одного из трех процессов, указанных на блок-схеме:

  • Криогенный процесс (Блок удаления азота ),[20] используя низкую температуру дистилляция. При желании этот процесс может быть изменен для извлечения гелия (см. Также промышленный газ ).
  • Процесс абсорбции,[21] с использованием тощего масла или специального растворителя[22] как абсорбент.
  • Процесс адсорбции с использованием активированного угля или молекулярных сит в качестве адсорбента. Этот способ может иметь ограниченную применимость, поскольку, как говорят, он приводит к потере бутанов и более тяжелых углеводородов.

Следующим шагом является извлечение сжиженного природного газа (ШФЛУ), для которого большинство крупных современных газоперерабатывающих заводов используют другой процесс криогенной низкотемпературной дистилляции, включающий расширение газа через турбодетандер с последующей дистилляцией в деметанизирующем колонна фракционирования.[23][24] Некоторые газоперерабатывающие заводы используют процесс абсорбции тощей нефти.[21] а не криогенный турбодетандерный процесс.

Поток регенерированного ШФЛУ иногда обрабатывается через линию фракционирования, состоящую из трех последовательно расположенных дистилляционных колонн: деэтанизатора, депропанизатора и дебутанизатора. Верхний погон из деэтанизатора представляет собой этан, а кубовый погон подают в депропанизатор. Верхний погон из депропанизатора представляет собой пропан, а кубовый погон подают в дебутанизатор. Верхний погон из дебутанизатора представляет собой смесь нормального и изобутана, а кубовый продукт представляет собой C5+ смесь. Восстановленные потоки пропана, бутана и углерода5+ может быть «подслащен» в Мерокс технологическая установка для преобразования нежелательных меркаптанов в дисульфиды и, наряду с рекуперированным этаном, являются конечными побочными продуктами ШФЛУ газоперерабатывающего завода. В настоящее время большинство криогенных заводов не включают фракционирование по экономическим причинам, и поток СУГ вместо этого транспортируется в виде смешанного продукта в отдельные комплексы фракционирования, расположенные рядом с нефтеперерабатывающими заводами или химическими заводами, которые используют компоненты для сырье. Если прокладка трубопровода невозможна по географическим причинам или расстояние между источником и потребителем превышает 3000 км, природный газ транспортируется морским транспортом как СПГ (сжиженный природный газ) и снова переводится в газообразное состояние в непосредственной близости от потребителя.

Остаточный газ из секции регенерации ШФЛУ является конечным очищенным товарным газом, который направляется на рынки конечных потребителей. Между покупателем и продавцом заключаются правила и договоренности относительно качества газа. Обычно в них указывается максимально допустимая концентрация CO.2, H2S и H2O, а также требование, чтобы газ был коммерчески свободным от нежелательных запахов и материалов, а также пыли или других твердых или жидких веществ, воска, камеди и компонентов, образующих смолу, которые могут повредить или отрицательно повлиять на работу оборудования покупателя. Когда на очистных сооружениях происходит сбой, покупатели обычно могут отказаться принимать газ, снизить скорость потока или изменить цену.

NatGasProcessing.svg

Восстановление гелия

Если газ имеет значительные гелий содержание, гелий может быть восстановлен фракционная перегонка. Природный газ может содержать до 7% гелия и является коммерческим источником благородного газа.[25] Например, Газовое месторождение Хьюготон в Канзасе и Оклахоме в США содержится гелий с концентрацией от 0,3% до 1,9%, который выделяется как ценный побочный продукт.[26]

Потребление

Потребление природного газа шаблоны в разных странах различаются в зависимости от доступа. Страны с большими запасами склонны более щедро обращаться с сырьевым природным газом, в то время как страны с дефицитом или отсутствием ресурсов, как правило, более экономичны. Несмотря на значительные выводы, прогнозируемая доступность запасов природного газа практически не изменилась.[нужна цитата ]

Применение природного газа

  • Топливо для промышленного отопления и высыхание процесс
  • Топливо для работы общественных и промышленных электростанций
  • Бытовое топливо для приготовления пищи, отопления и горячего водоснабжения
  • Топливо для экологически чистых автомобилей на компримированном или сжиженном природном газе
  • Сырье для химический синтез
  • Сырье для крупномасштабного производства топлива с использованием преобразование газа в жидкость (GTL) процесс (например, для производства дизельного топлива без серы и ароматических углеводородов с низким уровнем выбросов)

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ «PHMSA: Связь с заинтересованными сторонами - перерабатывающие предприятия природного газа». primis.phmsa.dot.gov. Получено 9 апреля 2018.
  2. ^ «Архивная копия» (PDF). Архивировано из оригинал (PDF) на 2016-03-05. Получено 2014-09-21.CS1 maint: заархивированная копия как заголовок (связь)
  3. ^ а б c «Удаление ртути из природного газа и жидкостей» (PDF). ООО "ЮОП". Архивировано из оригинал (PDF) на 01.01.2011.
  4. ^ а б c d "Правила газовой безопасности (управления) 1996". законодательство.co.uk. 1996. Получено 13 июн 2020.
  5. ^ Институт нефти (1978). Путеводитель по нефтегазовым технологиям Северного моря. Лондон: Хейден и сын. п. 133. ISBN  0855013168.
  6. ^ Осушка природного газа В архиве 2007-02-24 на Wayback Machine Профессор Йон Штайнер Гудмундссон, Норвежский университет науки и технологий
  7. ^ а б Обезвоживание гликоля В архиве 2009-09-12 на Wayback Machine (включает блок-схему)
  8. ^ Обессеривание и удаление ртути из природного газа В архиве 2008-03-03 на Wayback Machine Бурк М.Дж. и Маццони А.Ф., Конференция Лоренса Рида по кондиционированию газа, Норман, Оклахома, март 1989 г.
  9. ^ Использование газовой геохимии для оценки риска ртути В архиве 2015-08-28 в Wayback Machine, OilTracers, 2006 г.
  10. ^ Переработка природного газа: важнейшее звено между добычей природного газа и его транспортировкой на рынок В архиве 2011-03-04 на Wayback Machine
  11. ^ Пример газовой установки В архиве 01.12.2010 в Wayback Machine
  12. ^ От очистки до переработки сжиженного газа В архиве 2010-02-21 в WebCite
  13. ^ "Проект подготовки исходного газа для проекта Pearl GTL" (PDF). spe.org. Получено 9 апреля 2018.
  14. ^ Преимущества интеграции извлечения ШФЛУ и сжижения СПГ В архиве 2013-06-26 в Wayback Machine
  15. ^ «Паспорт безопасности материалов: жидкий природный газ» (PDF). ConocoPhillips.
  16. ^ «Что такое сжиженный природный газ и как они используются?». Управление энергетической информации США. 20 апреля 2012 г.
  17. ^ «Руководство по пониманию природного газа и жидкостей природного газа». Группа СТИ. 2014-02-19.
  18. ^ Бейкер Р. В. «Будущие направления технологии мембранной сепарации газов» Ind. Eng. Chem. Res. 2002, том 41, страницы 1393-1411. Дои:10.1021 / ie0108088
  19. ^ Молекулярные сита В архиве 2011-01-01 на Wayback Machine (включает блок-схему блока ВАБ)
  20. ^ Газовые процессы 2002, Hydrocarbon Processing, страницы 84–86, май 2002 г. (схематические блок-схемы и описания процессов удаления азота и удаления азота)
  21. ^ а б Рыночная эволюция технологий переработки газа для ШФЛУ Страница веб-сайта Advanced Extraction Technology Inc.
  22. ^ Установка удаления азота в процессе производства AET Страница веб-сайта Advanced Extraction Technology Inc.
  23. ^ Криогенный процесс турбодетандера Страница веб-сайта Advanced Extraction Technology Inc.
  24. ^ Газовые процессы 2002, Hydrocarbon Processing, страницы 83–84, май 2002 г. (блок-схемы и описания процессов NGL-Pro и NGL Recovery)
  25. ^ Зима, Марк (2008). «Гелий: самое необходимое». Университет Шеффилда. Получено 2008-07-14.
  26. ^ Дуайт Э. Уорд и Артур П. Пирс (1973) "Гелий" в Минеральные ресурсы США, Геологическая служба США, Professional Paper 820, p.285-290.

внешняя ссылка

дальнейшее чтение

  • Харинг, Х. (2008). Переработка промышленных газов. Вайнхайм, Германия: WILEY-VCH Verlag Gmbh & CO. KGaA
  • Коль, А., и Нильсен, Р. (1997). Очистка газа. 5-е издание. Хьюстон, Техас: издательство Gulf Publishing Company