Объемы переработки нефти в Республике Казахстан
1.Методы Содержание
переработки
1.1 Объемы переработки нефти в Республике Казахстан
1.2 Переработка попутных газов и газоконденсата
1.3 Методы переработки
1.4 Новые технологии получения олефиновых углеводородов из метана
1.5 Попутный нефтяной газ . ценное сырье для нефтехимического производства
2.Технологическая часть.
2.1Физико.химические свойства нефти месторождения Тенгиз
2.2Распределение общей и меркаптановой серы в нефти месторождения Тенгиз
2.3 Свойства и состав товарной тенгизской нефти
2.4 Описание поточной схемы
2.5 Материальные балансы установок, входящих в поточную схему
переработки нефти
2.6 Список литературы
переработки
1.1 Объемы переработки нефти в Республике Казахстан
1.2 Переработка попутных газов и газоконденсата
1.3 Методы переработки
1.4 Новые технологии получения олефиновых углеводородов из метана
1.5 Попутный нефтяной газ . ценное сырье для нефтехимического производства
2.Технологическая часть.
2.1Физико.химические свойства нефти месторождения Тенгиз
2.2Распределение общей и меркаптановой серы в нефти месторождения Тенгиз
2.3 Свойства и состав товарной тенгизской нефти
2.4 Описание поточной схемы
2.5 Материальные балансы установок, входящих в поточную схему
переработки нефти
2.6 Список литературы
Актуальность работы. В настоящее время наблюдается устойчивый рост интереса к переработке природного и попутного нефтяного газа. В последнем случае особенно актуальна задача переработки его в удобный для транспортирования продукт непосредственно на месте добычи. Многие компании занимаются этим вопросом, начиная с 2000 года, и за прошедшее время был предложен и опробован ряд технических решений, позволяющих существенно упростить и удешевить процесс переработки газа в товарный продукт.
Особенность попутного газа заключается в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. По геологическим характеристикам различают попутные газы газовых шапок и газы, растворённые в нефти. Для эффективного использования попутного газа необходимо не допустить его потерь, связанных с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный газ просто сжигается на факелах. Нефтяной попутный газ – это смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. Обычно нефтяной попутный газ рассматривается как иcтoчник cыpья для пpoизвoдcтва pяда xимичеcкиx продуктов, источник получения дешевой электрической и тепловой энергии.
В Республике Казахстан проблема утилизации ПНГ не менее остра. В настоящее время по официальным данным из 9 млрд. куб.м. ежегодно добываемого в стране ПНГ утилизируется только две трети. Объем сжигаемого газа достигает 3 млрд. куб.м. в год. Более четверти работающих в стране нефтедобывающих предприятий сжигают более 90% добываемого ПНГ. На попутный нефтяной газ приходится почти половина всего добываемого в стране газа и темпы роста добычи ПНГ на данный момент опережают темпы роста добычи природного газа.На территории Казахстана открыто более 200 месторождений нефти и газа. Наибольшее число нефтяных скважин расположено Атырауской области Казахстана. Среди крупнейших месторождений, существующих на этой территории следует отметить Тенгиз (общие запасы более 800 млн. тонн нефти), Королевское (начальные извлекаемые запасы 30,5 млн. тонн нефти) и Кенбайское (общие запасы 30,8 млн. тонн нефти). Всего на территории Атырауской области в разработке находятся 39 месторождений с сырьевым запасом в 846 млн. тонн, еще на 24-х месторождениях, общий объем запасов которых оценивается приблизительно в 50 млн. тонн, еще не закончены разведывательные работы.
Особенность попутного газа заключается в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. По геологическим характеристикам различают попутные газы газовых шапок и газы, растворённые в нефти. Для эффективного использования попутного газа необходимо не допустить его потерь, связанных с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный газ просто сжигается на факелах. Нефтяной попутный газ – это смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. Обычно нефтяной попутный газ рассматривается как иcтoчник cыpья для пpoизвoдcтва pяда xимичеcкиx продуктов, источник получения дешевой электрической и тепловой энергии.
В Республике Казахстан проблема утилизации ПНГ не менее остра. В настоящее время по официальным данным из 9 млрд. куб.м. ежегодно добываемого в стране ПНГ утилизируется только две трети. Объем сжигаемого газа достигает 3 млрд. куб.м. в год. Более четверти работающих в стране нефтедобывающих предприятий сжигают более 90% добываемого ПНГ. На попутный нефтяной газ приходится почти половина всего добываемого в стране газа и темпы роста добычи ПНГ на данный момент опережают темпы роста добычи природного газа.На территории Казахстана открыто более 200 месторождений нефти и газа. Наибольшее число нефтяных скважин расположено Атырауской области Казахстана. Среди крупнейших месторождений, существующих на этой территории следует отметить Тенгиз (общие запасы более 800 млн. тонн нефти), Королевское (начальные извлекаемые запасы 30,5 млн. тонн нефти) и Кенбайское (общие запасы 30,8 млн. тонн нефти). Всего на территории Атырауской области в разработке находятся 39 месторождений с сырьевым запасом в 846 млн. тонн, еще на 24-х месторождениях, общий объем запасов которых оценивается приблизительно в 50 млн. тонн, еще не закончены разведывательные работы.
Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 103 страниц
В избранное:
Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 103 страниц
В избранное:
Введение
1.Методы Содержание
переработки
1.1 Объемы переработки нефти в Республике Казахстан
1.2 Переработка попутных газов и газоконденсата
1.3 Методы переработки
1.4 Новые технологии получения олефиновых углеводородов из метана
1.5 Попутный нефтяной газ - ценное сырье для нефтехимического производства
2.Технологическая часть.
2.1Физико-химические свойства нефти месторождения Тенгиз
2.2Распределение общей и меркаптановой серы в нефти месторождения Тенгиз
2.3 Свойства и состав товарной тенгизской нефти
2.4 Описание поточной схемы
2.5 Материальные балансы установок, входящих в поточную схему
переработки нефти
2.6 Список литературы
Введения
Актуальность работы. В настоящее время наблюдается устойчивый рост интереса к переработке природного и попутного нефтяного газа. В последнем случае особенно актуальна задача переработки его в удобный для транспортирования продукт непосредственно на месте добычи. Многие компании занимаются этим вопросом, начиная с 2000 года, и за прошедшее время был предложен и опробован ряд технических решений, позволяющих существенно упростить и удешевить процесс переработки газа в товарный продукт.
Особенность попутного газа заключается в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. По геологическим характеристикам различают попутные газы газовых шапок и газы, растворённые в нефти. Для эффективного использования попутного газа необходимо не допустить его потерь, связанных с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный газ просто сжигается на факелах. Нефтяной попутный газ - это смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. Обычно нефтяной попутный газ рассматривается как иcтoчник cыpья для пpoизвoдcтва pяда xимичеcкиx продуктов, источник получения дешевой электрической и тепловой энергии.
В Республике Казахстан проблема утилизации ПНГ не менее остра. В настоящее время по официальным данным из 9 млрд. куб.м. ежегодно добываемого в стране ПНГ утилизируется только две трети. Объем сжигаемого газа достигает 3 млрд. куб.м. в год. Более четверти работающих в стране нефтедобывающих предприятий сжигают более 90% добываемого ПНГ. На попутный нефтяной газ приходится почти половина всего добываемого в стране газа и темпы роста добычи ПНГ на данный момент опережают темпы роста добычи природного газа.На территории Казахстана открыто более 200 месторождений нефти и газа. Наибольшее число нефтяных скважин расположено Атырауской области Казахстана. Среди крупнейших месторождений, существующих на этой территории следует отметить Тенгиз (общие запасы более 800 млн. тонн нефти), Королевское (начальные извлекаемые запасы 30,5 млн. тонн нефти) и Кенбайское (общие запасы 30,8 млн. тонн нефти). Всего на территории Атырауской области в разработке находятся 39 месторождений с сырьевым запасом в 846 млн. тонн, еще на 24-х месторождениях, общий объем запасов которых оценивается приблизительно в 50 млн. тонн, еще не закончены разведывательные работы.
Цель проекта. Утилизация попутного нефтяного газа и всех его составляющих должна быть направлена на выcoкoтеxнoлoгичнoе ocвoение меcтopoждений нефти, для ликвидации неблагоприятных последствий и
возврата в оборот углеводородного сырья. Возможны два направления утилизации попутного газа - это энергетическое и нефтехимическое. Применение современных технологий позволяет использовать конечный продукт утилизации попутного газа в качестве топлива для получения электроэнергии на газотурбинных электростанциях и тепла. Обеспечивая подготовку и утилизацию попутного газа, нефтедобывающая компания не только избегает штрафов за сжигание попутного газа, но и обеспечивает свою компанию качественной электроэнергией, теплом, сохраняя при этом имидж социально-ответственной организации. Современные технологии утилизации попутного газа предоставляют возможность полностью использовать попутный нефтяной газ на месторождениях, получать дополнительную электроэнергию, тепло и углеводородные газомоторные топлива.
Объект исследования. Попутный нефтяной газ месторождения Тенгиз.
Научная новизна и практическая ценность. По геологическим характеристикам различают попутные нефтяные газы (ПНГ) газовых шапок и газы, растворённые в нефти. То есть попутный нефтяной газ представляет собой смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации.
В зависимости от района добычи с 1 т нефти получают от 25 до 800 м³ попутного нефтяного газа.
Как известно, основным компонентом природного и попутного нефтяного газа (ПНГ) является метан. Однако, в отличие от сухого природного газа, содержащего 90-98% CH4, ПНГ насыщен более тяжелыми углеводородами - летучими компонентами нефти. В зависимости от месторождения в составе ПНГ может содержаться до 60% С2+ углеводородов, причем значительная часть этого количества (до 15%) представляет собой легкую бензиновую фракцию С5+. Также, ПНГ содержит значительное количество пропан-бутановой фракции, которая является ценным сырьем для нефтехимии.
В данном дипломном проекте предлагается комплексная технология, включающая, кроме перечисленных аспектов использования попутного газа, его переработку в широкую гамму топливных, моторных компонентов.
1 Литературный обзор
1.1 Объемы переработки нефти в Республике Казахстан
В Казахстане прочно утвердилось мнение, что нефтегазовая промышленность будет тем двигателем, который выведет экономику страны из кризиса. В послании Президента народу Казахстана о стратегии развития страны до 2030 г. развитие нефтегазовой отрасли отнесено к приоритетам экономического роста республики. Нефтегазовая сфера способствует развитию других сфер экономики и, как след - ствие, повышению уровня жизни народа, поскольку развитие нефтегазовой промыш - ленности влияет на экономический подъем тех отраслей, которые не только непос - редственно связаны с нефтью и газом, но и создают предпосылки для развития отече - ственного энергетического, транспортного машиностроения, химии и нефтехимии, легкой промышленности, транспортных перевозок, строительства автодорог и инф - раструктуры, сервиса и других отраслей.
Именно с развитием нефтегазового комплекса связывается в основном новый этап развития Казахстана, имеющего уникальные запасы углеводородов.
Нефтегазовая отрасль республики по промышленной специализации подразде - ляется на четыре основные подотрасли: нефтедобывающую, нефтеперерабатываю - щую, газодобывающую и газоперерабатывающую. Подотрасли взаимно перепле - тены и дополняют друг друга в процессе добычи и переработки.
По объему разведанных запасов в мире наша страна занимает по нефти 12-е место (без учета каспийского шельфа), по газу и конденсату-15-е, а по уровню добы - чи - 23-е. На долю Казахстана приходится 1,5% (опять же без учета шельфа) разве - данных подтвержденных мировых запасов нефти, представленных 207 месторожде - ниями нефти и газа с извлекаемыми запасами нефти 2,2 млрд т, конденсата 690 млн т и газа около 2 трлн м[3]. Прогнозные ресурсы составляют около 13 млрд т нефти.
Нефтедобыча как стратегически важная отрасль экономики обеспечивала стра - не в течение длительного времени устойчивый и стабильный характер развития, крупные валютные поступления.
Вместе с тем существенное воздействие на состояние нефтедобычи оказал пере - ходный к рыночным отношениям период. Происходящие перемены и в первую очередь стремительная приватизация направ - лены на привлечение иностранных инвестиций в нефтегазовую отрасль республики. Реформы потребовали новых подходов к управлению нефтегазовой отраслью, соответ - ствующих международным стандартам. Это означало способность, во-первых, реаги - ровать на изменения конъюнктуры рынка, во-вторых, внедрять новейшие технологии, в третьих, отстаивать интересы Казахстана на мировых рынках и проводить менедж - мент на международном уровне. Для достижения этих целей была создана государствен - ная компания АО Казахойл. В 1997 г. АО Казахойл достигло уровня 1990 г. по добыче нефти и газового конденсата, объем которых составил 25,8 млн т, в 1998 г. - 25,9 млн т, в 1999 г. - 27,5 млн т. Начиная с 1996 г., особенно в 1999 г., достигнут рост добычи нефти за счет работы на новых месторождениях и на отрабатываемых совмест - ными предприятиями. Это обусловлено также усилением внимания в течение всего года к работе с фондом скважин, стабильной работе магистральных нефтепроводов.
Достигнутые показатели в большой степени обусловливаются и тем, что за годы обретения Казахстаном независимости в отрасль уже привлечено немногим более 2 млрд долларов в виде прямых инвестиций.
Сегодняшний уровень производства нефти теоретически вполне удовлетворя - ет минимальным внутренним потребностям Казахстана. Вместе с тем география внутреннего рынка Казахстана, а именно удаленность основных районов потреб - ления нефтепродуктов, создает существенные проблемы в самообеспечении эконо - мики нефтяными ресурсами. Но для выхода на внешний рынок Казахстан прини - мает ряд мер по наращиванию объема добычи и прежде всего привлекает запад - ные инвестиции.
В нефтегазовый комплекс входят нефтеперерабатывающая и газоперерабаты - вающая промышленности. В настоящее время в Казахстане функционируют три нефтеперерабатывающих завода (НПЗ): Атырауский, Павлодарский и Шымкентский. Их суммарная, фактически достигнутая мощность составляет 18,5 млн т нефти в год при средней глубине переработки 65,3%.
Как в нефтедобывающей, так и в перерабатывающей отрасли положение дел продолжает оставаться сложным.
Согласно данным Государственного комитета по инвестициям действующие в настоящее время НПЗ не обеспечивают потребностей Казахстана. Суммарная за - грузка перерабатывающих мощностей не превышает 60%, Основная причина-от - сутствие единого технологического комплекса добычи, транспортировки и перера - ботки углеводородного сырья.
Рассматривая рынок по сегментам, следует отметить, что Атыраускому НПЗ принадлежит около 14% нефтепродуктов, Павлодарскому - 8% и Шымкентскому - 10%. Остальные 68% рынка приходятся на нефтегазодобывающие объединения рес - публики и незначительная часть на коммерческие структуры Казахстана и России, которые занимаются поставкой нефти на казахстанские НПЗ по давальческой схеме.
Из общего объема нефти, перерабатываемой в Казахстане, на Атырауский НПЗ приходится примерно 40%, на Павлодарский и Шымкентский НПЗ- соответствен - но 25 и 35%.
Принятые Правительством РК меры по демонополизации оптового рынка нефте - продуктов и стабильная насыщенность ими в течение года стали причиной снижения цен на нефтепродукты в 1998 г. на 0,4%. В первом полугодии наблюдался их прирост на 4,2%, а во втором снижение на 4,4%. Цены на мазут увеличились на 5,8%, на газойль на 1,5%, а бензин подешевел на 6,1%. Отставание в темпах снижения цен на нефтепродукты по сравнению с их изменением на сырьевую нефть в 1998 г., привело к увеличению ценовых диспропорций между ними. В 1998 г. цена производителей бензи - на превышала цену нефти в 3,8 раза (на мировом рынке в 1,5 раза), мазута топоч - ного - на 17% (на мировом рынке дешевле на треть).
Объемы переработки нефти в 1999 г. по сравнению с 1991 г. снизились практи - чески на 45% и составили 7968,1 тыс, т (рис. 1).
Объемы переработки нефти в Республике Казахстан, тыс. т
Рисунок 1
Различный уровень косвенных налогов, включаемых на нефть и нефтепродук - ты в Казахстане, негативно влияет на конкурентоспособность отечественных неф - тепродуктов, в связи с этим они вытесняются российской продукцией на внутрен - нем рынке.
Одними из основных причин снижения промышленного производства и простаи - вания большинства нефтеперерабатывающих заводов Казахстана являются нехватка сырья, высокие тарифы на переработку российской нефти, а также изношенность оборудования.
Наиболее сложной проблемой при решении задач увеличения нефтедобычи и реализации нефти остается транспортировка нефти и газового конденсата как на экспорт, так и внутри страны.
Слабое развитие и несовершенство трубопроводной системы негативно сказы - вается на энергетической безопасности Казахстана и удерживает иностранных ин - весторов от расширения их деятельности.
Несмотря на то, что Казахстан имеет достаточно высокий собственный энерге - тический потенциал, географическая разорванность между местами добычи, пере - работки и потребления создает большие проблемы в формировании энергетической зависимости.
В стратегии развития нефтегазового сектора основной упор делается на разра - ботку месторождений и строительство нефтепроводов, транспортировку нефти. При - оритет в осуществлении этих задач отдается иностранным инвесторам. Естествен - но, имеющим соответствующий опыт работы зарубежным фирмам это вполне по силам. Однако в этих условиях невостребованным остается потенциал отечествен - ных производителей, исключаемых из воспроизводственного процесса, сужаются возможности комплексного развития прилегающих к магистральным трубопрово - дам территорий, отсекается социальная сфера [2].
1.2 Переработка попутных газов и газоконденсата
В зависимости от происхождения нефтяные газы делятся на природные, попутные и искусственные. Природные газы добываются из самостоятельных месторождений, попутные - совместно с нефтью. Искусственные газы образуются при переработке нефти каталитическими и термическими методами. Составы газов заметно отличаются друг от друга (таблица 1). Кроме легких углеводородов, водорода, оксида углеводорода и сероводорода, они содержат диоксид углерода, азот, аргон, гелий и пары воды [6].
Таблица 1
Примерный состав природных и попутных газов
Природный газ
Попутный нефтяной газ
СН4 - 80-97 %
С2Н6 - 0,4-4 %
С3Н8- 0,2-1,5%
С4Н10 - 0,1-1%
С5Н12 - 0-1%
N2 - 2-13%
СН4 - 30 %
С2Н6 - 7,5 %
С3Н8 - 21,5%
С4Н10 - 20,4%
С5Н12и выше - 19,8%
N2, СО2, инертных газов - нет
Природные газы - это газы, содержащиеся в недрах Земли, а также газы земной атмосферы. В основном природные газы являются результатом разложения органического вещества и дальнейшими геохимическими преобразованиями последнего.
Природные газы могут быть частично растворены в подземных и наземных водах и нефтях, скапливаться в породах-коллекторах в виде самостоятельных газовых залежей или же сопутствовать нефтяным, сорбироваться углями и некоторыми глинистыми породами.
Природные газы можно разделить на газы биохимические, вул-канические, метаморфические, воздушного и химического происхождения, а также на газы радиоактивных и термоядерных процессов.
Биохимические газы вида СН4, С2Н6, Н2, Н2S, СО2, S2 - это, как правило, результаты жизнедеятельности бактерий. Они могут образовываться при различных превращениях органических веществ, при химических взаимодействиях минеральных солей.
Вулканические газы являются продуктом взаимодействия вулканической магмы с прилегающими горными породами при действии паров воды и высоких температур. Они выделяются из недр земли при извержениях и могут быть растворенными в магме.
Метаморфические газы образуются в процессе превращения ископаемых углей и других горных пород под действием теплоты и давления, содержат СН4, СО2, Н2, различные углеводороды, Н2S, СО и другие.
Газы воздушные находятся в недрах земли и состоят из N2 и инертных газов, свободный кислород в них отсутствует.
Газы химического происхождения образуются при химическом взаимодействии между газообразными веществами, водными растворами и горными породами, как при нормальных условиях, так и при повышенных температурах и давлениях, существующих на разных глубинах земной коры. При этом могут образоваться Н2, СО, СО2, Н2S, N2, а также СН4 и другие углеводороды. В результате радиоактивных процессов и термоядерных реакций образуется гелий, аргон, ксенон и другие газы.
Кроме того, горючие газы образуются при взаимодействии паров воды с карбидами металлов, а также СО и Н2. Основным газом самостоятельных газовых залежей и угольных пластов является метан.
Попутные нефтяные газы - это природные газы, сопровождающие нефть и выделяющиеся при ее добыче. Характерной особенностью состава попутных газов является наличие в них, кроме метана, также этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Обычно содержание тяжелых углеводородов, начиная с этана, достигает 20-40%, иногда до 60-80% . Неуглеводородные компоненты попутных нефтяных газов представлены азотом (от следов до 50%), углекислотой (от следов до 15%) с примесью гелия, аргона, сероводорода (количество последнего достигает иногда нескольких процентов); иногда встречается водород.
В нефтяной залежи газ, сопровождающий нефть, может находиться в растворенном виде (тяжелые углеводороды) или располагаться над нефтью, образуя газовую шапку. Состав попутных газов, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи, заметно отличается от состава свободных газов, добываемых из газоносных пластов того же месторождения. Это происходит из-за различной растворимости в газах тяжелых углеводородов нефти.
Состав газов также сильно зависит от условий отбора пробы, от давления, под которым находится газ в скважине, соотношения в пробе свободного газа из залежи и газа, выделившегося из нефти при ее подъеме в скважине. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это относится и к таким хорошо растворимым газам, как сероводород Н2S и диоксид углерода СО2 .
Состав попутных газов зависит от природы нефти, в которую они заключены, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины. После вскрытия пласта вначале начинает фонтанировать газ газовой шапки, а затем, по мере падения давления, начинает выделяться газ, растворенный в нефти. В некоторых случаях, когда газ полностью растворен в нефти, он добывается вместе с нефтью. Количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1т добываемой нефти, называют газовым фактором, который для различных месторождений неодинаков и зависит от природы месторождения, режима его эксплуатации и может изменяться от 1-2 м до нескольких тысяч м на 1т добываемой нефти.
Большая часть нефтяных попутных газов относится к жирным газам, содержащим, кроме метана, тяжелые углеводороды (пропан, бутан и т.д.) в количестве 50 гм и выше. Газы, состоящие преимущественно из метана и содержащие до 50 гм тяжелых углеводородов, называют сухими, или тощими. Это, в основном, газы чисто газовых месторождений, содержание метана в них может составлять 90-98 %.
При переработке жирные газы, прежде всего, подвергаются удалению бензина, в результате чего из них выделяются углеводороды, входящие в состав бензина. Полученный при данном процессе бензин называется газовым. После отбензинивания нефтяные попутные газы состоят преимущественно из метана, а также небольших количеств этана, пропана и бутана.
Попутные газы используют в качестве топлива и химического сырья. Энергетическое использование связано с высокой теплотворной способностью нефтяных попутных газов, которая колеблется от 9300 до 14000 ккалм углеводородной части газа. При электрокрекинге из метана образуется ацетилен, при конверсии метана перегретым водяным паром или СО присутствии катализаторов - смесь СО2 и Н2,применяющаяся во многих органических синтезах. Этан и пропан могут служить источником получения этилена, бутилена, ацетальдегида, других кислородсодержащих соединений. Бутан может быть использован для получения дивинила, бутиловых спиртов, метилэтилкетона и других соединений. В попутных нефтяных газах сосредоточены основные запасы углеводородов С2-С4, генетически тесно связанных с нефтью и являющихся важнейшим сырьем для химической промышленности.
Способы разделения смеси газов на компоненты, пригодные для дальнейшей переработки технические фракции включают следующие процессы:
1. конденсация,
2. компрессия,
3. абсорбция,
4. ректификация,
5. адсорбция.
На газоперерабатывающих заводах эти процессы могут комбинироваться в различных сочетаниях.
Конденсация - первая стадия разделения газов. Поступающий газ охлаждают хладоагентами, в качестве которых чаще всего используют воду или воздух. Газ конденсируется и превращается в двухфазную систему жидкость - газ, которая механически разделяется на газ и жидкость. Температура конденсации составляет 35-40 °С.
Чтобы увеличить число конденсирующихся компонентов, температуру конденсации понижают, используя более сильные хладоагенты - испаряющийся аммиак, фреон или углеводородные газы - пропан и этан. При использовании в качестве хладагента пропана и аммиака температуру конденсации можно понизить до - 40 °С, при использовании этана до - 80 °С.
Компрессией создаются более благоприятные условия для разделения газов. Метод применяется в схемах разделения газов совместно с конденсацией, когда повышением давления газ компримируется (сжижается) и в жидкую фазу конденсируются более тяжелые углеводороды.
Абсорбция - это процесс поглощения отдельных компонентов газа жидкостью (абсорбентом), вступающей с ним в контакт. Процесс поглощения газа абсорбентом зависит от многих факторов - температуры, давления, при котором проводится процесс, физико-химических свойств газа и применяемого абсорбента, скорости движения абсорбируемого газа, количества подаваемого абсорбента и др.
Известно, что газовый компонент будет поглощаться абсорбентом в том случае, если парциальное давление этого компонента в газовой фазе превышает его парциальное давление в парах, находящихся в равновесии с жидким абсорбентом.
Следовательно, интенсивность поглощения компонента газа аб-сорбентом пропорциональна разности этих парциальных давлений.
Кроме того, количество поглощенного компонента пропорционально времени и поверхности контакта жидкой и газовой фаз. Влияние давления на процесс абсорбции определяется законом Генри. Согласно этому закону растворимость газа в жидкости пропорциональна его парциальному давлению в парах над жидкостью. Отсюда, если, не меняя температуры, повысить давление над раствором, то в жидкость перейдут (растворяться) новые количества газа. Увеличение давления способствует абсорбции.
Однако повышение температуры замедляет абсорбцию, поскольку, как правило, растворение газа в жидкости - процесс экзотермический. С увеличением температуры растворимость может совсем прекратиться. На технологических установках при извлечении из газа пропана и бутана, поддерживается температура не выше 35°С.
Установки газоразделения бывают следующих типов: абсорбционно-газофракционирующие (АГФУ), конденсационно-ректификационные и газофракционирующие.
На АГФУ проводят разделение абсорбционными методами. Важную роль в процессе абсорбции газа играет выбор абсорбента, который зависит от свойств абсорбируемого газа. Углеводородные газы наилучшим образом извлекаются близкими им по строению и молекулярной массе жидкими углеводородами легкого бензина. Поскольку легкий абсорбент обладает высокой упругостью паров, он в значительной степени увлекается уходящим из абсорбера газом.
Обычно на абсорбционных установках применяют двухступенчатую абсорбцию: основным абсорбентом служит бензиновая фракция, а затем выходящий из абсорбера газ промывается жидкостью тяжелого фракционного состава, например керосино-газойлевой фракцией, для извлечения из газа унесенного бензина. Поскольку абсорбция сильно зависит от температуры, то, чтобы не ухудшались условия абсорбции на технологических установках применяют ряд специальных приемов для поддерживания определенной температуры. Для более эффективного извлечения целевых продуктов процесс абсорбции осуществляется в промежуточных выносных холодильниках.
Насыщенный абсорбент, взятый с вышележащей тарелки, пропускается самотеком или прокачивается насосом через холодильники, а затем возвращается на нижележащую тарелку. Для охлаждения сырья и циркулирующего абсорбента применяют не только воду, но и искусственные хладагенты: пропан, аммиак.
Поглощенный при абсорбции газ отделяется от абсорбента в отпарной колонне-десорбере. Для десорбции применяют условия, противоположные тем, при которых следует проводить абсорбцию, т. е. повышенная температура и низкое давление.
Адсорбция -- как метод разделения газов мало распространен в промышленности. Он основан на способности некоторых твердых веществ с развитой поверхностью (активированного угля, силикагеля и др.) избирательно поглощать различные компоненты газа. Подобно жидким поглотителям (абсорбентам) твердые адсорбенты более интенсивно поглощают тяжелые углеводороды. Подобрав определенный режим адсорбции, можно получить достаточно сухой газ. Адсорбцию применяют для извлечения целевых компонентов из смесей, в которых содержание извлекаемых углеводородов не превышает 50 мгм , а также из газов, содержащих воздух.
Ректификация является завершающей стадией разделения газовых смесей. Она применяется для получения индивидуальных углеводородов высокой чистоты. Поскольку разделение на компоненты смеси газов проводить затруднительно, при существующих схемах газоразделения на ректификацию подают жидкость, выделенную из газа конденсационно-компрессионным или абсорбционным методом. Ректификация сжиженных газов отличается от ректификации нефтяных фракций. Основной особенностью ректификации газов является необходимость разделения очень близких по температуре кипения продуктов и получения товарных продуктов высокой степени чистоты. Ректификация сжиженных газов отличается также повышенным давлением в колоннах, поскольку для создания орошения необходимо сконденсировать верхние продукты ректификационных колонн в обычных воздушных и водяных холодильниках, не прибегая к искус-ственному холоду. Чтобы сконденсировать, например, изобутан при 40°С, надо поддерживать давление в рефлексной емкости бутановой колонны и, следовательно, в самой колонне не ниже 0,52 МПа.
Схема ректификационной установки и последовательность выделения отдельных компонентов зависят от состава исходной смеси, требуемой чистоты продуктов и количества получаемых фракций.
Отделение газов на ГФУ осуществляют в аппаратах, называемых трапами, в которых снижают давление и скорость движения нефти. Десорбцией удаляют из нее попутные газы. Наряду с попутными газами в ряде случаев удаляют наиболее легкие смеси углеводородов, называемые газовым бензином. Газовый бензин отделяется от попутных газов абсорбцией его соляровым маслом или адсорбцией активированным углем.
1.3 Методы переработки
Условно методы переработки газов можно разделить на три большие группы:
-физико-энергетические;
-термо-химические;
-химико-каталитические методы.
Физико-энергетические методы
В основе существующих газоперерабатывающих производств лежат физико-энергетические методы сжатия газов, физические методы их разделения с применением больших разностей энергетических потенциалов, создаваемых мощными холодильными и нагревательными установками. Главной проблемой является удешевление процесса за счет использования более дешевых энергетических агрегатов. Особенно это необходимо в условиях применения данных методов переработки на месторождениях. Для этих целей разработаны технологии газоразделения с применением для сжатия газов вместо дорогостоящего компрессорного оборудования установок двухфазного эжектирования с использованием серийных нефтяных насосов. Использование насосов вместо компрессоров само по себе дает значительную экономию капитальных затрат. Часто в условиях месторождений использование технологий, основанных на применении насосов, является единственной возможностью при наличии запаса этого распространенного нефтяного оборудования при минимальных затратах провести необходимые технологические разработки. Особенно эффективно применение двухфазного эжекторного сжатия для жирных газов последних ступеней сепарации. При достаточно высокой молекулярной массе газов использование газовых компрессоров затруднено из-за возникновения конденсации газов в тракте компрессора, что уменьшает кпд компрессора и выводит его из строя. Как раз в этой области, при наличии конденсации, эффективность работы двухфазного эжектора, напротив, возрастает. Двухфазный эжектор выполняет одновременно несколько функций:
- повышает давление газа за счет взаимодействия с высоконапорной струей;
- термостабилизирует процесс сжатия, что облегчает последующие стадии газоразделения;
- обеспечивает абсорбцию наиболее тяжелой части газа в потоке жидкой фракции с последующим разделением в десорбере.
Термохимические методы
Методы прямого термического воздействия являются основой для получения из сырьевых газов природных нефтяных и газовых месторождений основного количества полупродуктов нефтехимии - непредельных углеводородов (этилен, пропилен, дивинил и др.), дающих начало всему многообразию продуктов основного органического синтеза. На существующих производствах ведется пиролиз газовых фракций С2 - С4 или жидких фракций С5+. Процесс осуществляется при температурах до 1100˚С и при давлениях несколько атмосфер. В продуктах пиролиза кроме непредельных углеводородов содержится метан, ароматические и полициклические углеводороды.
Это стало возможным за счет особого сочетания высокой температуры, высокого давления и малой длительности процесса. Сам процесс проходит в две стадии - стадию нагрева до максимальной температуры и адиабатическую стадию. Особенности нашей технологии запатентованы в отечественных и международных патентах [2,3]. Достигнутые параметры процесса на установке с производительностью 50 м3час показывают высокую эффективность данной технологии: 35-40% конверсии метана за проход, до 30% выхода этилена на исходное сырье при селективности по этилену 75-80%. Достижение таких результатов стало возможным за счет применения новых материалов для пиролизных труб. Используются такие высокотемпературные материалы, как молибден, карборунд (SiC), импортные материалы типа Hexaloy. Разработанная в нашей компании технология сварки трубных участков, калачей и других элементов оборудования из этих материалов позволяет изготавливать трубные пучки промышленных пиролизных печей для переработки сотен миллионов м3 газа в год.
Высокая энергетика процесса пиролиза метана накладывает жесткие ограничения как на применяемые материалы, так и на способ подвода тепловой мощности к стенкам пиролизных труб. Необходимая плотность теплового потока (200-300 кВтм2) в несколько раз превышает достигаемые плотности в существующих промышленных печах пиролиза. К настоящему времени в нашей компании освоена технология пиролиза метана за счет применения электронагрева. Электронагрев позволяет достигать значительно более высоких плотностей тепловых потоков по сравнению с печным нагревом. Однако применение электронагрева на предприятиях химической промышленности газо-переработки встречает затруднения в связи с высокой стоимостью электроэнергии.
Другая ситуация складывается при применении данного метода в условиях переработки газов непосредственно на месторождениях. Практически бесплатная тепловая энергия от сжигания части нефтяных газов за счет преобразования в газовых турбоэлектрогенераторах переходит в энергию электрического поля. При этом для целей нагрева пиролизных установок генерация электрического поля может быть максимально упрощена по сравнению с генерацией сетевой электроэнергии. За счет согласования нагрузки и электрогенератора не требуется применения преобразователей частоты, стабилизаторов и трансформаторов напряжения. Стоимость электрогенерирующей части таких газотурбинных электростанций значительно меньше, чем у серийно выпускаемых установок.
Основным недостатком существующих пиролизных установок является их высокая стоимость, а также необходимость в сложной системе газоразделения. Применение электронагрева резко сокращает габариты и расходы на создание собственно пиролизных печей, сводя конструкции печей к набору трубных пучков с теплозащитой. С учетом высокой селективности процесса выделение этилена из продуктов пиролиза значительно облегчено по сравнению с существующими производствами. Особенно важным является практическое отсутствие ацетилена и компонентов более тяжелых, чем С3. Для дальнейшей переработки необходимо отделить лишь непрореагировавший метан и образовавшийся водород, что делается на одноколонном аппарате.
Для пиролиза более тяжелых, чем метан, углеводородов можно использовать традиционный печной пиролиз. Более эффективно проводить высокотемпературный пиролиз компонентов С2+ с такой температурой процесса, которая обеспечивает отсутствие в продуктах пиролиза как самих этих компонентов (100%-ая конверсия), так и компонентов более тяжелых, чем С3. Последнее выполняется так же, как и при высокотемпературном пиролизе метана. При этом задача разделения продуктов можно проводить по общей схеме для объединенного потока продуктов со всех установок.
Таким образом, в результате пиролиза метана, метан-этановой фракции или фракции С1-С4 получается этилен. Дальнейшая технологическая цепочка по комплексной переработке ПНГ на месторождении зависит от особенностей расположения месторождения, наличия (близости) транспортной инфраструктуры, наличия продуктопроводов. В наиболее крайнем случае, когда отсутствуют другие возможности транспортировки продуктов переработки газа, кроме основного нефтепровода, встает задача получения наиболее дешевым способом нефтяные компоненты для закачивания их в нефтепровод. Для этой цели применяется вторичный пиролиз полученного этилена. В результате получается жидкая фракция (пироконденсат), состав которой приведен в табл.1.
Таблица 1
Ориентировочный состав жидкой фракции переработки ПНГ
Компонента (фракция)
Массовая доля %
Температура кипения, С
Температура плавления, С
Молеку-лярная масса
Вязкость сПз при 400С
циклопентадиен (фракция С5 диолефинов)
0,4-2,8
41,5
-130
66
0,27
циклопентан
0,6-1,5
49,2
-142
70
0,36
изопентан
1,0-2,0
187
-145
72
0,007
циклогексан
2,0-5,0
87
+6,5
84
0,7
тетраметилэтилен (фракция С7 олефинов)
0,3-1,5
72
84
0,3
бензол
40-53
80,4
+5
78
0,49
толуол
6-8
110,6
-93
92
0,46
триметилпентан (фракция триметипентанов)
7-10
110
-143
114
0,47
стирол
5-10
145
-87
104
0,59
ксилол
2-6
139
-53
106
0,55
кумол
3-7
153
120
0,6
нафталин
6-11
218
+80
128
метилнафталин
2-5
244
-22
142
3,9
другие высококипящие
6-9
Незначительное содержание непредельных углеводородов может быть снижено введением дополнительного процесса легкого гидрирования с использованием получаемой при пиролизе метан-водородной фракции.
Химико-каталитические методы
В настоящее время основным способом прямой конверсии метана
является его окисление в синтез-газ. Последний, в свою очередь, является сырьем для химико-каталитических процессов. Синтез-газ получают тремя разными способами:
а) паровая конверсия: CH4 + H2O - CO + 3H2, H= 226 КДжмоль;
б) углекислотная конверсия: CH4 + CO2 - 2CO + 2H2, H= 264 КДжмоль;
в) парциальное окисление: CH4 + 12O2 - CO + 2H2, H= -44 КДжмоль.
Новым направлением в этой области является совмещение экзотермического процесса с эндотермическими процессами. Синтез-газ используется в последующих процессах без дальнейшего разделения.
Паровая и углекислотная конверсия метана являются каталитическими процессами. В качестве катализатора используется, как правило, металлический никель, нанесенный на оксидный носитель. В случае углекислотной конверсии, никелевый катализатор промотируют благородными металлами. Процесс ведут при температуре 750-800°С, давлении 20-40 атм.
В настоящее время предпочтение отдается последнему способу (парциальное окисление метана в недостатке кислорода).
Основными достоинствами этого метода являются:
1) экзотермичность реакции, что позволяет проводить процесс в автотермическом режиме;
2) более высокая скорость реакции, что позволяет уменьшить размеры аппаратуры и снизить тепловые нагрузки;
3) возможно проведение реакции в отсутствие катализатора.
К недостаткам метода можно отнести:
1)высокую стоимость чистого кислорода или многократное увеличение
размеров аппаратуры при использовании воздуха;
2)взрывоопасность производства.
В целом, стоимость из примеров реализации стоит отметить процесс автотермическогориформинга, предложенный компанией HaldorTopsoe. Процесс является двухстадийным, но обе стадии осуществлены в одном аппарате. На первой стадии протекает гомогенное некаталитическое парциальное окисление при температуре, достигающей 1900°С. Затем, во второй секции проводят паровую конверсию метана на никелевом катализаторе при 900°С. Тепло, необходимое для осуществления реакции, поступает посредством теплообмена из первой секции реактора. Еще одним интересным вариантом конверсии метана является его парциальное окисление, осуществляемое при помощи модифицированных дизельных двигателей. Процесс отличается простотой оформления, основной аппарат - модифицированный серийный дизельный двигатель - позволяет одновременно получать синтез-газ и механическую энергию.
Из синтез-газа получают искусственную нефть по методу Фишера-Тропша и метанол. Оба процесса имеют свои преимущества и недостатки.
Методом Фишера-Тропша из синтез-газа получают смесь предельных и непредельных линейных углеводородов. Ароматические соединения в продуктах содержатся в незначительных количествах и могут отсутствовать. Выход бензиновой фракции (С5 - С11) не превышает 48%, выход тяжелой фракции (С12 - С18) - 30%. С высокой селективностью может быть получен синтетический церезин (смесь нормальных парафинов C19+). Этот процесс хорошо освоен и широко применяется (действующие производства компаний Sasol, Shell, Mobil). Тем не менее, он не лишен серьезных недостатков. К числу этих недостатков относятся дороговизна и малая удельная производительность катализатора (кобальт на оксиде алюминия или железо) - 75-150 кг жидких углеводородов с 1 м3 катализатора в час. Учитывая, что срок службы такого катализатора составляет 12 месяцев, получаем среднюю производительность равной 800-1000 кг продукта с 1 кг катализатора. Искусственная нефть, полученная таким способом, не является товарным продуктом и нуждается в дальнейшей многоступенчатой квалифицированной переработке и облагораживании на полноценном НПЗ - крекинге, изомеризации, алкилировании. Это накладывает ограничения на экономически обоснованную минимальную мощность единичной установки. Также стоит отметить высокую зависимость рентабильности производства от конъюнктуры на нефтяном рынке. Исходя из вышеперечисленного, можно заключить, что процесс Фишера-Тропша мало подходит для переработки ПНГ непосредственно на месторождениях.
Альтернативой методу Фишера-Тропша является конверсия синтез-газа в метанол. Процесс широко распространен, в настоящее время является основным источником метанола для промышленности. Реакцию проводят на оксидных цинк-хромовых катализаторах при высоких температурах и давлениях (330-400 °С, 250-300 атм) или на более активных катализаторах на основе металлической меди и оксида цинка в менее жестких условиях (220-270 °С, 50-100 атм). Производительность составляет 1000-1500 кг метанола с 1 м3 катализатора в час, срок службы - 5-7 лет.
Получаемый метанол содержит воду и диметиловый эфир, а также примеси высокомолекулярных спиртов, эфиров, кетонов, углеводородов и аминов. Метанол низкого давления, как правило, более чистый, по сравнению с метанолом высокого давления. По сравнению с процессом Фишера-Тропша, производство метанола отличается более высокой производительностью, меньшими расходами на получение тонны продукции. Тем не менее, этот метод также не свободен от недостатков.
К их числу относится необходимость транспортной инфраструктуры для перевозки больших количеств метанола, к тому же в настоящее время предложение на рынке метанола существенно превышает спрос. Поэтому разработаны процессы дегидратации метанола в смесь легких жидких углеводородов. В числе таких процессов следует отметить процессы MTO (methanoltoolefins) компании UOP и MTP (methanoltopropylene) компании Lurgi. Получаемые в процессах олефины олигомеризуют, иногда непосредственно в аппарате дегидратации. Несмотря на то, что введение дополнительной стадии переработки усложняет процесс, притом, что получаемый продукт, как правило, не пригоден для непосредственного использования, ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
1.Методы Содержание
переработки
1.1 Объемы переработки нефти в Республике Казахстан
1.2 Переработка попутных газов и газоконденсата
1.3 Методы переработки
1.4 Новые технологии получения олефиновых углеводородов из метана
1.5 Попутный нефтяной газ - ценное сырье для нефтехимического производства
2.Технологическая часть.
2.1Физико-химические свойства нефти месторождения Тенгиз
2.2Распределение общей и меркаптановой серы в нефти месторождения Тенгиз
2.3 Свойства и состав товарной тенгизской нефти
2.4 Описание поточной схемы
2.5 Материальные балансы установок, входящих в поточную схему
переработки нефти
2.6 Список литературы
Введения
Актуальность работы. В настоящее время наблюдается устойчивый рост интереса к переработке природного и попутного нефтяного газа. В последнем случае особенно актуальна задача переработки его в удобный для транспортирования продукт непосредственно на месте добычи. Многие компании занимаются этим вопросом, начиная с 2000 года, и за прошедшее время был предложен и опробован ряд технических решений, позволяющих существенно упростить и удешевить процесс переработки газа в товарный продукт.
Особенность попутного газа заключается в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. По геологическим характеристикам различают попутные газы газовых шапок и газы, растворённые в нефти. Для эффективного использования попутного газа необходимо не допустить его потерь, связанных с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный газ просто сжигается на факелах. Нефтяной попутный газ - это смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. Обычно нефтяной попутный газ рассматривается как иcтoчник cыpья для пpoизвoдcтва pяда xимичеcкиx продуктов, источник получения дешевой электрической и тепловой энергии.
В Республике Казахстан проблема утилизации ПНГ не менее остра. В настоящее время по официальным данным из 9 млрд. куб.м. ежегодно добываемого в стране ПНГ утилизируется только две трети. Объем сжигаемого газа достигает 3 млрд. куб.м. в год. Более четверти работающих в стране нефтедобывающих предприятий сжигают более 90% добываемого ПНГ. На попутный нефтяной газ приходится почти половина всего добываемого в стране газа и темпы роста добычи ПНГ на данный момент опережают темпы роста добычи природного газа.На территории Казахстана открыто более 200 месторождений нефти и газа. Наибольшее число нефтяных скважин расположено Атырауской области Казахстана. Среди крупнейших месторождений, существующих на этой территории следует отметить Тенгиз (общие запасы более 800 млн. тонн нефти), Королевское (начальные извлекаемые запасы 30,5 млн. тонн нефти) и Кенбайское (общие запасы 30,8 млн. тонн нефти). Всего на территории Атырауской области в разработке находятся 39 месторождений с сырьевым запасом в 846 млн. тонн, еще на 24-х месторождениях, общий объем запасов которых оценивается приблизительно в 50 млн. тонн, еще не закончены разведывательные работы.
Цель проекта. Утилизация попутного нефтяного газа и всех его составляющих должна быть направлена на выcoкoтеxнoлoгичнoе ocвoение меcтopoждений нефти, для ликвидации неблагоприятных последствий и
возврата в оборот углеводородного сырья. Возможны два направления утилизации попутного газа - это энергетическое и нефтехимическое. Применение современных технологий позволяет использовать конечный продукт утилизации попутного газа в качестве топлива для получения электроэнергии на газотурбинных электростанциях и тепла. Обеспечивая подготовку и утилизацию попутного газа, нефтедобывающая компания не только избегает штрафов за сжигание попутного газа, но и обеспечивает свою компанию качественной электроэнергией, теплом, сохраняя при этом имидж социально-ответственной организации. Современные технологии утилизации попутного газа предоставляют возможность полностью использовать попутный нефтяной газ на месторождениях, получать дополнительную электроэнергию, тепло и углеводородные газомоторные топлива.
Объект исследования. Попутный нефтяной газ месторождения Тенгиз.
Научная новизна и практическая ценность. По геологическим характеристикам различают попутные нефтяные газы (ПНГ) газовых шапок и газы, растворённые в нефти. То есть попутный нефтяной газ представляет собой смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации.
В зависимости от района добычи с 1 т нефти получают от 25 до 800 м³ попутного нефтяного газа.
Как известно, основным компонентом природного и попутного нефтяного газа (ПНГ) является метан. Однако, в отличие от сухого природного газа, содержащего 90-98% CH4, ПНГ насыщен более тяжелыми углеводородами - летучими компонентами нефти. В зависимости от месторождения в составе ПНГ может содержаться до 60% С2+ углеводородов, причем значительная часть этого количества (до 15%) представляет собой легкую бензиновую фракцию С5+. Также, ПНГ содержит значительное количество пропан-бутановой фракции, которая является ценным сырьем для нефтехимии.
В данном дипломном проекте предлагается комплексная технология, включающая, кроме перечисленных аспектов использования попутного газа, его переработку в широкую гамму топливных, моторных компонентов.
1 Литературный обзор
1.1 Объемы переработки нефти в Республике Казахстан
В Казахстане прочно утвердилось мнение, что нефтегазовая промышленность будет тем двигателем, который выведет экономику страны из кризиса. В послании Президента народу Казахстана о стратегии развития страны до 2030 г. развитие нефтегазовой отрасли отнесено к приоритетам экономического роста республики. Нефтегазовая сфера способствует развитию других сфер экономики и, как след - ствие, повышению уровня жизни народа, поскольку развитие нефтегазовой промыш - ленности влияет на экономический подъем тех отраслей, которые не только непос - редственно связаны с нефтью и газом, но и создают предпосылки для развития отече - ственного энергетического, транспортного машиностроения, химии и нефтехимии, легкой промышленности, транспортных перевозок, строительства автодорог и инф - раструктуры, сервиса и других отраслей.
Именно с развитием нефтегазового комплекса связывается в основном новый этап развития Казахстана, имеющего уникальные запасы углеводородов.
Нефтегазовая отрасль республики по промышленной специализации подразде - ляется на четыре основные подотрасли: нефтедобывающую, нефтеперерабатываю - щую, газодобывающую и газоперерабатывающую. Подотрасли взаимно перепле - тены и дополняют друг друга в процессе добычи и переработки.
По объему разведанных запасов в мире наша страна занимает по нефти 12-е место (без учета каспийского шельфа), по газу и конденсату-15-е, а по уровню добы - чи - 23-е. На долю Казахстана приходится 1,5% (опять же без учета шельфа) разве - данных подтвержденных мировых запасов нефти, представленных 207 месторожде - ниями нефти и газа с извлекаемыми запасами нефти 2,2 млрд т, конденсата 690 млн т и газа около 2 трлн м[3]. Прогнозные ресурсы составляют около 13 млрд т нефти.
Нефтедобыча как стратегически важная отрасль экономики обеспечивала стра - не в течение длительного времени устойчивый и стабильный характер развития, крупные валютные поступления.
Вместе с тем существенное воздействие на состояние нефтедобычи оказал пере - ходный к рыночным отношениям период. Происходящие перемены и в первую очередь стремительная приватизация направ - лены на привлечение иностранных инвестиций в нефтегазовую отрасль республики. Реформы потребовали новых подходов к управлению нефтегазовой отраслью, соответ - ствующих международным стандартам. Это означало способность, во-первых, реаги - ровать на изменения конъюнктуры рынка, во-вторых, внедрять новейшие технологии, в третьих, отстаивать интересы Казахстана на мировых рынках и проводить менедж - мент на международном уровне. Для достижения этих целей была создана государствен - ная компания АО Казахойл. В 1997 г. АО Казахойл достигло уровня 1990 г. по добыче нефти и газового конденсата, объем которых составил 25,8 млн т, в 1998 г. - 25,9 млн т, в 1999 г. - 27,5 млн т. Начиная с 1996 г., особенно в 1999 г., достигнут рост добычи нефти за счет работы на новых месторождениях и на отрабатываемых совмест - ными предприятиями. Это обусловлено также усилением внимания в течение всего года к работе с фондом скважин, стабильной работе магистральных нефтепроводов.
Достигнутые показатели в большой степени обусловливаются и тем, что за годы обретения Казахстаном независимости в отрасль уже привлечено немногим более 2 млрд долларов в виде прямых инвестиций.
Сегодняшний уровень производства нефти теоретически вполне удовлетворя - ет минимальным внутренним потребностям Казахстана. Вместе с тем география внутреннего рынка Казахстана, а именно удаленность основных районов потреб - ления нефтепродуктов, создает существенные проблемы в самообеспечении эконо - мики нефтяными ресурсами. Но для выхода на внешний рынок Казахстан прини - мает ряд мер по наращиванию объема добычи и прежде всего привлекает запад - ные инвестиции.
В нефтегазовый комплекс входят нефтеперерабатывающая и газоперерабаты - вающая промышленности. В настоящее время в Казахстане функционируют три нефтеперерабатывающих завода (НПЗ): Атырауский, Павлодарский и Шымкентский. Их суммарная, фактически достигнутая мощность составляет 18,5 млн т нефти в год при средней глубине переработки 65,3%.
Как в нефтедобывающей, так и в перерабатывающей отрасли положение дел продолжает оставаться сложным.
Согласно данным Государственного комитета по инвестициям действующие в настоящее время НПЗ не обеспечивают потребностей Казахстана. Суммарная за - грузка перерабатывающих мощностей не превышает 60%, Основная причина-от - сутствие единого технологического комплекса добычи, транспортировки и перера - ботки углеводородного сырья.
Рассматривая рынок по сегментам, следует отметить, что Атыраускому НПЗ принадлежит около 14% нефтепродуктов, Павлодарскому - 8% и Шымкентскому - 10%. Остальные 68% рынка приходятся на нефтегазодобывающие объединения рес - публики и незначительная часть на коммерческие структуры Казахстана и России, которые занимаются поставкой нефти на казахстанские НПЗ по давальческой схеме.
Из общего объема нефти, перерабатываемой в Казахстане, на Атырауский НПЗ приходится примерно 40%, на Павлодарский и Шымкентский НПЗ- соответствен - но 25 и 35%.
Принятые Правительством РК меры по демонополизации оптового рынка нефте - продуктов и стабильная насыщенность ими в течение года стали причиной снижения цен на нефтепродукты в 1998 г. на 0,4%. В первом полугодии наблюдался их прирост на 4,2%, а во втором снижение на 4,4%. Цены на мазут увеличились на 5,8%, на газойль на 1,5%, а бензин подешевел на 6,1%. Отставание в темпах снижения цен на нефтепродукты по сравнению с их изменением на сырьевую нефть в 1998 г., привело к увеличению ценовых диспропорций между ними. В 1998 г. цена производителей бензи - на превышала цену нефти в 3,8 раза (на мировом рынке в 1,5 раза), мазута топоч - ного - на 17% (на мировом рынке дешевле на треть).
Объемы переработки нефти в 1999 г. по сравнению с 1991 г. снизились практи - чески на 45% и составили 7968,1 тыс, т (рис. 1).
Объемы переработки нефти в Республике Казахстан, тыс. т
Рисунок 1
Различный уровень косвенных налогов, включаемых на нефть и нефтепродук - ты в Казахстане, негативно влияет на конкурентоспособность отечественных неф - тепродуктов, в связи с этим они вытесняются российской продукцией на внутрен - нем рынке.
Одними из основных причин снижения промышленного производства и простаи - вания большинства нефтеперерабатывающих заводов Казахстана являются нехватка сырья, высокие тарифы на переработку российской нефти, а также изношенность оборудования.
Наиболее сложной проблемой при решении задач увеличения нефтедобычи и реализации нефти остается транспортировка нефти и газового конденсата как на экспорт, так и внутри страны.
Слабое развитие и несовершенство трубопроводной системы негативно сказы - вается на энергетической безопасности Казахстана и удерживает иностранных ин - весторов от расширения их деятельности.
Несмотря на то, что Казахстан имеет достаточно высокий собственный энерге - тический потенциал, географическая разорванность между местами добычи, пере - работки и потребления создает большие проблемы в формировании энергетической зависимости.
В стратегии развития нефтегазового сектора основной упор делается на разра - ботку месторождений и строительство нефтепроводов, транспортировку нефти. При - оритет в осуществлении этих задач отдается иностранным инвесторам. Естествен - но, имеющим соответствующий опыт работы зарубежным фирмам это вполне по силам. Однако в этих условиях невостребованным остается потенциал отечествен - ных производителей, исключаемых из воспроизводственного процесса, сужаются возможности комплексного развития прилегающих к магистральным трубопрово - дам территорий, отсекается социальная сфера [2].
1.2 Переработка попутных газов и газоконденсата
В зависимости от происхождения нефтяные газы делятся на природные, попутные и искусственные. Природные газы добываются из самостоятельных месторождений, попутные - совместно с нефтью. Искусственные газы образуются при переработке нефти каталитическими и термическими методами. Составы газов заметно отличаются друг от друга (таблица 1). Кроме легких углеводородов, водорода, оксида углеводорода и сероводорода, они содержат диоксид углерода, азот, аргон, гелий и пары воды [6].
Таблица 1
Примерный состав природных и попутных газов
Природный газ
Попутный нефтяной газ
СН4 - 80-97 %
С2Н6 - 0,4-4 %
С3Н8- 0,2-1,5%
С4Н10 - 0,1-1%
С5Н12 - 0-1%
N2 - 2-13%
СН4 - 30 %
С2Н6 - 7,5 %
С3Н8 - 21,5%
С4Н10 - 20,4%
С5Н12и выше - 19,8%
N2, СО2, инертных газов - нет
Природные газы - это газы, содержащиеся в недрах Земли, а также газы земной атмосферы. В основном природные газы являются результатом разложения органического вещества и дальнейшими геохимическими преобразованиями последнего.
Природные газы могут быть частично растворены в подземных и наземных водах и нефтях, скапливаться в породах-коллекторах в виде самостоятельных газовых залежей или же сопутствовать нефтяным, сорбироваться углями и некоторыми глинистыми породами.
Природные газы можно разделить на газы биохимические, вул-канические, метаморфические, воздушного и химического происхождения, а также на газы радиоактивных и термоядерных процессов.
Биохимические газы вида СН4, С2Н6, Н2, Н2S, СО2, S2 - это, как правило, результаты жизнедеятельности бактерий. Они могут образовываться при различных превращениях органических веществ, при химических взаимодействиях минеральных солей.
Вулканические газы являются продуктом взаимодействия вулканической магмы с прилегающими горными породами при действии паров воды и высоких температур. Они выделяются из недр земли при извержениях и могут быть растворенными в магме.
Метаморфические газы образуются в процессе превращения ископаемых углей и других горных пород под действием теплоты и давления, содержат СН4, СО2, Н2, различные углеводороды, Н2S, СО и другие.
Газы воздушные находятся в недрах земли и состоят из N2 и инертных газов, свободный кислород в них отсутствует.
Газы химического происхождения образуются при химическом взаимодействии между газообразными веществами, водными растворами и горными породами, как при нормальных условиях, так и при повышенных температурах и давлениях, существующих на разных глубинах земной коры. При этом могут образоваться Н2, СО, СО2, Н2S, N2, а также СН4 и другие углеводороды. В результате радиоактивных процессов и термоядерных реакций образуется гелий, аргон, ксенон и другие газы.
Кроме того, горючие газы образуются при взаимодействии паров воды с карбидами металлов, а также СО и Н2. Основным газом самостоятельных газовых залежей и угольных пластов является метан.
Попутные нефтяные газы - это природные газы, сопровождающие нефть и выделяющиеся при ее добыче. Характерной особенностью состава попутных газов является наличие в них, кроме метана, также этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Обычно содержание тяжелых углеводородов, начиная с этана, достигает 20-40%, иногда до 60-80% . Неуглеводородные компоненты попутных нефтяных газов представлены азотом (от следов до 50%), углекислотой (от следов до 15%) с примесью гелия, аргона, сероводорода (количество последнего достигает иногда нескольких процентов); иногда встречается водород.
В нефтяной залежи газ, сопровождающий нефть, может находиться в растворенном виде (тяжелые углеводороды) или располагаться над нефтью, образуя газовую шапку. Состав попутных газов, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи, заметно отличается от состава свободных газов, добываемых из газоносных пластов того же месторождения. Это происходит из-за различной растворимости в газах тяжелых углеводородов нефти.
Состав газов также сильно зависит от условий отбора пробы, от давления, под которым находится газ в скважине, соотношения в пробе свободного газа из залежи и газа, выделившегося из нефти при ее подъеме в скважине. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это относится и к таким хорошо растворимым газам, как сероводород Н2S и диоксид углерода СО2 .
Состав попутных газов зависит от природы нефти, в которую они заключены, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины. После вскрытия пласта вначале начинает фонтанировать газ газовой шапки, а затем, по мере падения давления, начинает выделяться газ, растворенный в нефти. В некоторых случаях, когда газ полностью растворен в нефти, он добывается вместе с нефтью. Количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1т добываемой нефти, называют газовым фактором, который для различных месторождений неодинаков и зависит от природы месторождения, режима его эксплуатации и может изменяться от 1-2 м до нескольких тысяч м на 1т добываемой нефти.
Большая часть нефтяных попутных газов относится к жирным газам, содержащим, кроме метана, тяжелые углеводороды (пропан, бутан и т.д.) в количестве 50 гм и выше. Газы, состоящие преимущественно из метана и содержащие до 50 гм тяжелых углеводородов, называют сухими, или тощими. Это, в основном, газы чисто газовых месторождений, содержание метана в них может составлять 90-98 %.
При переработке жирные газы, прежде всего, подвергаются удалению бензина, в результате чего из них выделяются углеводороды, входящие в состав бензина. Полученный при данном процессе бензин называется газовым. После отбензинивания нефтяные попутные газы состоят преимущественно из метана, а также небольших количеств этана, пропана и бутана.
Попутные газы используют в качестве топлива и химического сырья. Энергетическое использование связано с высокой теплотворной способностью нефтяных попутных газов, которая колеблется от 9300 до 14000 ккалм углеводородной части газа. При электрокрекинге из метана образуется ацетилен, при конверсии метана перегретым водяным паром или СО присутствии катализаторов - смесь СО2 и Н2,применяющаяся во многих органических синтезах. Этан и пропан могут служить источником получения этилена, бутилена, ацетальдегида, других кислородсодержащих соединений. Бутан может быть использован для получения дивинила, бутиловых спиртов, метилэтилкетона и других соединений. В попутных нефтяных газах сосредоточены основные запасы углеводородов С2-С4, генетически тесно связанных с нефтью и являющихся важнейшим сырьем для химической промышленности.
Способы разделения смеси газов на компоненты, пригодные для дальнейшей переработки технические фракции включают следующие процессы:
1. конденсация,
2. компрессия,
3. абсорбция,
4. ректификация,
5. адсорбция.
На газоперерабатывающих заводах эти процессы могут комбинироваться в различных сочетаниях.
Конденсация - первая стадия разделения газов. Поступающий газ охлаждают хладоагентами, в качестве которых чаще всего используют воду или воздух. Газ конденсируется и превращается в двухфазную систему жидкость - газ, которая механически разделяется на газ и жидкость. Температура конденсации составляет 35-40 °С.
Чтобы увеличить число конденсирующихся компонентов, температуру конденсации понижают, используя более сильные хладоагенты - испаряющийся аммиак, фреон или углеводородные газы - пропан и этан. При использовании в качестве хладагента пропана и аммиака температуру конденсации можно понизить до - 40 °С, при использовании этана до - 80 °С.
Компрессией создаются более благоприятные условия для разделения газов. Метод применяется в схемах разделения газов совместно с конденсацией, когда повышением давления газ компримируется (сжижается) и в жидкую фазу конденсируются более тяжелые углеводороды.
Абсорбция - это процесс поглощения отдельных компонентов газа жидкостью (абсорбентом), вступающей с ним в контакт. Процесс поглощения газа абсорбентом зависит от многих факторов - температуры, давления, при котором проводится процесс, физико-химических свойств газа и применяемого абсорбента, скорости движения абсорбируемого газа, количества подаваемого абсорбента и др.
Известно, что газовый компонент будет поглощаться абсорбентом в том случае, если парциальное давление этого компонента в газовой фазе превышает его парциальное давление в парах, находящихся в равновесии с жидким абсорбентом.
Следовательно, интенсивность поглощения компонента газа аб-сорбентом пропорциональна разности этих парциальных давлений.
Кроме того, количество поглощенного компонента пропорционально времени и поверхности контакта жидкой и газовой фаз. Влияние давления на процесс абсорбции определяется законом Генри. Согласно этому закону растворимость газа в жидкости пропорциональна его парциальному давлению в парах над жидкостью. Отсюда, если, не меняя температуры, повысить давление над раствором, то в жидкость перейдут (растворяться) новые количества газа. Увеличение давления способствует абсорбции.
Однако повышение температуры замедляет абсорбцию, поскольку, как правило, растворение газа в жидкости - процесс экзотермический. С увеличением температуры растворимость может совсем прекратиться. На технологических установках при извлечении из газа пропана и бутана, поддерживается температура не выше 35°С.
Установки газоразделения бывают следующих типов: абсорбционно-газофракционирующие (АГФУ), конденсационно-ректификационные и газофракционирующие.
На АГФУ проводят разделение абсорбционными методами. Важную роль в процессе абсорбции газа играет выбор абсорбента, который зависит от свойств абсорбируемого газа. Углеводородные газы наилучшим образом извлекаются близкими им по строению и молекулярной массе жидкими углеводородами легкого бензина. Поскольку легкий абсорбент обладает высокой упругостью паров, он в значительной степени увлекается уходящим из абсорбера газом.
Обычно на абсорбционных установках применяют двухступенчатую абсорбцию: основным абсорбентом служит бензиновая фракция, а затем выходящий из абсорбера газ промывается жидкостью тяжелого фракционного состава, например керосино-газойлевой фракцией, для извлечения из газа унесенного бензина. Поскольку абсорбция сильно зависит от температуры, то, чтобы не ухудшались условия абсорбции на технологических установках применяют ряд специальных приемов для поддерживания определенной температуры. Для более эффективного извлечения целевых продуктов процесс абсорбции осуществляется в промежуточных выносных холодильниках.
Насыщенный абсорбент, взятый с вышележащей тарелки, пропускается самотеком или прокачивается насосом через холодильники, а затем возвращается на нижележащую тарелку. Для охлаждения сырья и циркулирующего абсорбента применяют не только воду, но и искусственные хладагенты: пропан, аммиак.
Поглощенный при абсорбции газ отделяется от абсорбента в отпарной колонне-десорбере. Для десорбции применяют условия, противоположные тем, при которых следует проводить абсорбцию, т. е. повышенная температура и низкое давление.
Адсорбция -- как метод разделения газов мало распространен в промышленности. Он основан на способности некоторых твердых веществ с развитой поверхностью (активированного угля, силикагеля и др.) избирательно поглощать различные компоненты газа. Подобно жидким поглотителям (абсорбентам) твердые адсорбенты более интенсивно поглощают тяжелые углеводороды. Подобрав определенный режим адсорбции, можно получить достаточно сухой газ. Адсорбцию применяют для извлечения целевых компонентов из смесей, в которых содержание извлекаемых углеводородов не превышает 50 мгм , а также из газов, содержащих воздух.
Ректификация является завершающей стадией разделения газовых смесей. Она применяется для получения индивидуальных углеводородов высокой чистоты. Поскольку разделение на компоненты смеси газов проводить затруднительно, при существующих схемах газоразделения на ректификацию подают жидкость, выделенную из газа конденсационно-компрессионным или абсорбционным методом. Ректификация сжиженных газов отличается от ректификации нефтяных фракций. Основной особенностью ректификации газов является необходимость разделения очень близких по температуре кипения продуктов и получения товарных продуктов высокой степени чистоты. Ректификация сжиженных газов отличается также повышенным давлением в колоннах, поскольку для создания орошения необходимо сконденсировать верхние продукты ректификационных колонн в обычных воздушных и водяных холодильниках, не прибегая к искус-ственному холоду. Чтобы сконденсировать, например, изобутан при 40°С, надо поддерживать давление в рефлексной емкости бутановой колонны и, следовательно, в самой колонне не ниже 0,52 МПа.
Схема ректификационной установки и последовательность выделения отдельных компонентов зависят от состава исходной смеси, требуемой чистоты продуктов и количества получаемых фракций.
Отделение газов на ГФУ осуществляют в аппаратах, называемых трапами, в которых снижают давление и скорость движения нефти. Десорбцией удаляют из нее попутные газы. Наряду с попутными газами в ряде случаев удаляют наиболее легкие смеси углеводородов, называемые газовым бензином. Газовый бензин отделяется от попутных газов абсорбцией его соляровым маслом или адсорбцией активированным углем.
1.3 Методы переработки
Условно методы переработки газов можно разделить на три большие группы:
-физико-энергетические;
-термо-химические;
-химико-каталитические методы.
Физико-энергетические методы
В основе существующих газоперерабатывающих производств лежат физико-энергетические методы сжатия газов, физические методы их разделения с применением больших разностей энергетических потенциалов, создаваемых мощными холодильными и нагревательными установками. Главной проблемой является удешевление процесса за счет использования более дешевых энергетических агрегатов. Особенно это необходимо в условиях применения данных методов переработки на месторождениях. Для этих целей разработаны технологии газоразделения с применением для сжатия газов вместо дорогостоящего компрессорного оборудования установок двухфазного эжектирования с использованием серийных нефтяных насосов. Использование насосов вместо компрессоров само по себе дает значительную экономию капитальных затрат. Часто в условиях месторождений использование технологий, основанных на применении насосов, является единственной возможностью при наличии запаса этого распространенного нефтяного оборудования при минимальных затратах провести необходимые технологические разработки. Особенно эффективно применение двухфазного эжекторного сжатия для жирных газов последних ступеней сепарации. При достаточно высокой молекулярной массе газов использование газовых компрессоров затруднено из-за возникновения конденсации газов в тракте компрессора, что уменьшает кпд компрессора и выводит его из строя. Как раз в этой области, при наличии конденсации, эффективность работы двухфазного эжектора, напротив, возрастает. Двухфазный эжектор выполняет одновременно несколько функций:
- повышает давление газа за счет взаимодействия с высоконапорной струей;
- термостабилизирует процесс сжатия, что облегчает последующие стадии газоразделения;
- обеспечивает абсорбцию наиболее тяжелой части газа в потоке жидкой фракции с последующим разделением в десорбере.
Термохимические методы
Методы прямого термического воздействия являются основой для получения из сырьевых газов природных нефтяных и газовых месторождений основного количества полупродуктов нефтехимии - непредельных углеводородов (этилен, пропилен, дивинил и др.), дающих начало всему многообразию продуктов основного органического синтеза. На существующих производствах ведется пиролиз газовых фракций С2 - С4 или жидких фракций С5+. Процесс осуществляется при температурах до 1100˚С и при давлениях несколько атмосфер. В продуктах пиролиза кроме непредельных углеводородов содержится метан, ароматические и полициклические углеводороды.
Это стало возможным за счет особого сочетания высокой температуры, высокого давления и малой длительности процесса. Сам процесс проходит в две стадии - стадию нагрева до максимальной температуры и адиабатическую стадию. Особенности нашей технологии запатентованы в отечественных и международных патентах [2,3]. Достигнутые параметры процесса на установке с производительностью 50 м3час показывают высокую эффективность данной технологии: 35-40% конверсии метана за проход, до 30% выхода этилена на исходное сырье при селективности по этилену 75-80%. Достижение таких результатов стало возможным за счет применения новых материалов для пиролизных труб. Используются такие высокотемпературные материалы, как молибден, карборунд (SiC), импортные материалы типа Hexaloy. Разработанная в нашей компании технология сварки трубных участков, калачей и других элементов оборудования из этих материалов позволяет изготавливать трубные пучки промышленных пиролизных печей для переработки сотен миллионов м3 газа в год.
Высокая энергетика процесса пиролиза метана накладывает жесткие ограничения как на применяемые материалы, так и на способ подвода тепловой мощности к стенкам пиролизных труб. Необходимая плотность теплового потока (200-300 кВтм2) в несколько раз превышает достигаемые плотности в существующих промышленных печах пиролиза. К настоящему времени в нашей компании освоена технология пиролиза метана за счет применения электронагрева. Электронагрев позволяет достигать значительно более высоких плотностей тепловых потоков по сравнению с печным нагревом. Однако применение электронагрева на предприятиях химической промышленности газо-переработки встречает затруднения в связи с высокой стоимостью электроэнергии.
Другая ситуация складывается при применении данного метода в условиях переработки газов непосредственно на месторождениях. Практически бесплатная тепловая энергия от сжигания части нефтяных газов за счет преобразования в газовых турбоэлектрогенераторах переходит в энергию электрического поля. При этом для целей нагрева пиролизных установок генерация электрического поля может быть максимально упрощена по сравнению с генерацией сетевой электроэнергии. За счет согласования нагрузки и электрогенератора не требуется применения преобразователей частоты, стабилизаторов и трансформаторов напряжения. Стоимость электрогенерирующей части таких газотурбинных электростанций значительно меньше, чем у серийно выпускаемых установок.
Основным недостатком существующих пиролизных установок является их высокая стоимость, а также необходимость в сложной системе газоразделения. Применение электронагрева резко сокращает габариты и расходы на создание собственно пиролизных печей, сводя конструкции печей к набору трубных пучков с теплозащитой. С учетом высокой селективности процесса выделение этилена из продуктов пиролиза значительно облегчено по сравнению с существующими производствами. Особенно важным является практическое отсутствие ацетилена и компонентов более тяжелых, чем С3. Для дальнейшей переработки необходимо отделить лишь непрореагировавший метан и образовавшийся водород, что делается на одноколонном аппарате.
Для пиролиза более тяжелых, чем метан, углеводородов можно использовать традиционный печной пиролиз. Более эффективно проводить высокотемпературный пиролиз компонентов С2+ с такой температурой процесса, которая обеспечивает отсутствие в продуктах пиролиза как самих этих компонентов (100%-ая конверсия), так и компонентов более тяжелых, чем С3. Последнее выполняется так же, как и при высокотемпературном пиролизе метана. При этом задача разделения продуктов можно проводить по общей схеме для объединенного потока продуктов со всех установок.
Таким образом, в результате пиролиза метана, метан-этановой фракции или фракции С1-С4 получается этилен. Дальнейшая технологическая цепочка по комплексной переработке ПНГ на месторождении зависит от особенностей расположения месторождения, наличия (близости) транспортной инфраструктуры, наличия продуктопроводов. В наиболее крайнем случае, когда отсутствуют другие возможности транспортировки продуктов переработки газа, кроме основного нефтепровода, встает задача получения наиболее дешевым способом нефтяные компоненты для закачивания их в нефтепровод. Для этой цели применяется вторичный пиролиз полученного этилена. В результате получается жидкая фракция (пироконденсат), состав которой приведен в табл.1.
Таблица 1
Ориентировочный состав жидкой фракции переработки ПНГ
Компонента (фракция)
Массовая доля %
Температура кипения, С
Температура плавления, С
Молеку-лярная масса
Вязкость сПз при 400С
циклопентадиен (фракция С5 диолефинов)
0,4-2,8
41,5
-130
66
0,27
циклопентан
0,6-1,5
49,2
-142
70
0,36
изопентан
1,0-2,0
187
-145
72
0,007
циклогексан
2,0-5,0
87
+6,5
84
0,7
тетраметилэтилен (фракция С7 олефинов)
0,3-1,5
72
84
0,3
бензол
40-53
80,4
+5
78
0,49
толуол
6-8
110,6
-93
92
0,46
триметилпентан (фракция триметипентанов)
7-10
110
-143
114
0,47
стирол
5-10
145
-87
104
0,59
ксилол
2-6
139
-53
106
0,55
кумол
3-7
153
120
0,6
нафталин
6-11
218
+80
128
метилнафталин
2-5
244
-22
142
3,9
другие высококипящие
6-9
Незначительное содержание непредельных углеводородов может быть снижено введением дополнительного процесса легкого гидрирования с использованием получаемой при пиролизе метан-водородной фракции.
Химико-каталитические методы
В настоящее время основным способом прямой конверсии метана
является его окисление в синтез-газ. Последний, в свою очередь, является сырьем для химико-каталитических процессов. Синтез-газ получают тремя разными способами:
а) паровая конверсия: CH4 + H2O - CO + 3H2, H= 226 КДжмоль;
б) углекислотная конверсия: CH4 + CO2 - 2CO + 2H2, H= 264 КДжмоль;
в) парциальное окисление: CH4 + 12O2 - CO + 2H2, H= -44 КДжмоль.
Новым направлением в этой области является совмещение экзотермического процесса с эндотермическими процессами. Синтез-газ используется в последующих процессах без дальнейшего разделения.
Паровая и углекислотная конверсия метана являются каталитическими процессами. В качестве катализатора используется, как правило, металлический никель, нанесенный на оксидный носитель. В случае углекислотной конверсии, никелевый катализатор промотируют благородными металлами. Процесс ведут при температуре 750-800°С, давлении 20-40 атм.
В настоящее время предпочтение отдается последнему способу (парциальное окисление метана в недостатке кислорода).
Основными достоинствами этого метода являются:
1) экзотермичность реакции, что позволяет проводить процесс в автотермическом режиме;
2) более высокая скорость реакции, что позволяет уменьшить размеры аппаратуры и снизить тепловые нагрузки;
3) возможно проведение реакции в отсутствие катализатора.
К недостаткам метода можно отнести:
1)высокую стоимость чистого кислорода или многократное увеличение
размеров аппаратуры при использовании воздуха;
2)взрывоопасность производства.
В целом, стоимость из примеров реализации стоит отметить процесс автотермическогориформинга, предложенный компанией HaldorTopsoe. Процесс является двухстадийным, но обе стадии осуществлены в одном аппарате. На первой стадии протекает гомогенное некаталитическое парциальное окисление при температуре, достигающей 1900°С. Затем, во второй секции проводят паровую конверсию метана на никелевом катализаторе при 900°С. Тепло, необходимое для осуществления реакции, поступает посредством теплообмена из первой секции реактора. Еще одним интересным вариантом конверсии метана является его парциальное окисление, осуществляемое при помощи модифицированных дизельных двигателей. Процесс отличается простотой оформления, основной аппарат - модифицированный серийный дизельный двигатель - позволяет одновременно получать синтез-газ и механическую энергию.
Из синтез-газа получают искусственную нефть по методу Фишера-Тропша и метанол. Оба процесса имеют свои преимущества и недостатки.
Методом Фишера-Тропша из синтез-газа получают смесь предельных и непредельных линейных углеводородов. Ароматические соединения в продуктах содержатся в незначительных количествах и могут отсутствовать. Выход бензиновой фракции (С5 - С11) не превышает 48%, выход тяжелой фракции (С12 - С18) - 30%. С высокой селективностью может быть получен синтетический церезин (смесь нормальных парафинов C19+). Этот процесс хорошо освоен и широко применяется (действующие производства компаний Sasol, Shell, Mobil). Тем не менее, он не лишен серьезных недостатков. К числу этих недостатков относятся дороговизна и малая удельная производительность катализатора (кобальт на оксиде алюминия или железо) - 75-150 кг жидких углеводородов с 1 м3 катализатора в час. Учитывая, что срок службы такого катализатора составляет 12 месяцев, получаем среднюю производительность равной 800-1000 кг продукта с 1 кг катализатора. Искусственная нефть, полученная таким способом, не является товарным продуктом и нуждается в дальнейшей многоступенчатой квалифицированной переработке и облагораживании на полноценном НПЗ - крекинге, изомеризации, алкилировании. Это накладывает ограничения на экономически обоснованную минимальную мощность единичной установки. Также стоит отметить высокую зависимость рентабильности производства от конъюнктуры на нефтяном рынке. Исходя из вышеперечисленного, можно заключить, что процесс Фишера-Тропша мало подходит для переработки ПНГ непосредственно на месторождениях.
Альтернативой методу Фишера-Тропша является конверсия синтез-газа в метанол. Процесс широко распространен, в настоящее время является основным источником метанола для промышленности. Реакцию проводят на оксидных цинк-хромовых катализаторах при высоких температурах и давлениях (330-400 °С, 250-300 атм) или на более активных катализаторах на основе металлической меди и оксида цинка в менее жестких условиях (220-270 °С, 50-100 атм). Производительность составляет 1000-1500 кг метанола с 1 м3 катализатора в час, срок службы - 5-7 лет.
Получаемый метанол содержит воду и диметиловый эфир, а также примеси высокомолекулярных спиртов, эфиров, кетонов, углеводородов и аминов. Метанол низкого давления, как правило, более чистый, по сравнению с метанолом высокого давления. По сравнению с процессом Фишера-Тропша, производство метанола отличается более высокой производительностью, меньшими расходами на получение тонны продукции. Тем не менее, этот метод также не свободен от недостатков.
К их числу относится необходимость транспортной инфраструктуры для перевозки больших количеств метанола, к тому же в настоящее время предложение на рынке метанола существенно превышает спрос. Поэтому разработаны процессы дегидратации метанола в смесь легких жидких углеводородов. В числе таких процессов следует отметить процессы MTO (methanoltoolefins) компании UOP и MTP (methanoltopropylene) компании Lurgi. Получаемые в процессах олефины олигомеризуют, иногда непосредственно в аппарате дегидратации. Несмотря на то, что введение дополнительной стадии переработки усложняет процесс, притом, что получаемый продукт, как правило, не пригоден для непосредственного использования, ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
