книги / Переработка нефтяных и природных газов

ПРИРОДНЫЕ ГАЗЫ ОСНОВНЫХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СССР

Природные газы СССР состоят в основном из метана (табл. 1.2 12 ]). Содержание метана колеблется от 80 до 99,8% объемн.

Исключение составляют газы месторождений Пермской, Куй­ бышевской и Оренбургской (Покровское месторождение) обла­ стей, Дагестанской АССР и Узбекской ССР, где содержание метана колеблется от 31,4 до 80%. Содержание этана достигает 11,9%, азо та— до 10%, кроме газов месторождений Пермской, Куйбы­ шевской, Саратовской (Степновское месторождение), Оренбург­ ской (Покровское месторождение) областей, Узбекской ССР (месторождение Учкыр), где азота содержится от 12,4 до 54,4%. В газах месторождений Урало-Поволжья, Узбекистана и Туркме­ нии (Гугуртли) содержится до 4,93% сероводорода. Следует особо отметить газ месторождений Астраханской области, содержащий до 23% H2S и 25% С02. Плотность газов по отношению к воздуху меняется от 0,560 до 0,798.

ГАЗОВЫЕ КОНДЕНСАТЫ ОСНОВНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СССР

Содержание жидких компонентов в газе газоконденсатных место­ рождений СССР колеблется в широком диапазоне.

Количество выделяемого из газа стабильного конденсата при давлении максимальной конденсации (Р = 5,5 МПа) и —5°С (точки росы при подготовке к транспортированию для умеренной и жаркой климатических зон) изменяется от 10 до 700 см3/м3 [3]. Конденсаты в основном малосернистые (0,01—0,58% масс.). Исключение (1,18%) составляет конденсат Оренбургского место­ рождения (см. табл. 1.3).

По фракционному составу конденсаты весьма разнообразны. Температуры выкипания меняются в широких пределах: начало кипения от 25 (Оренбургское месторождение) до 103 °С (Шатлыкское месторождение, Туркменская ССР), конец кипения от 185 (Кущевское месторождение, Краснодарский край) до 360 °С и выше (месторождение Русский Хутор, Дагестанская АССР).

По групповому химическому составу конденсаты также раз­ личаются довольно значительно. Одни из них содержат в основ­ ном углеводороды метанового ряда (Вуктыльское месторождение, Коми АССР, Оренбургское месторождение), другие являются метаново-нафтеновыми (Уренгойское месторождение, Западная Сибирь, Шебелинское месторождение, УССР), третьи содержат нафтеновых углеводородов больше, чем метановых (Ачакское месторождение в Туркменской ССР, Пеляткинское месторождение в Западной Сибири). Некоторые конденсаты содержат много аро­ матических углеводородов (Березанское и Майкопское месторож­ дения Краснодарского края).

22

Физико-химическая характеристика конденсатов некоторых

месторождений и конденсаты. Очередность вовлечения каждого вида сырья в переработку должна обосновываться технико-эко­ номическими расчетами.

Ресурсы этапа в нефтяном газе примерно на 40—50% меньше, чем в природном. Но при этом надо учесть, что процентное содер­ жание этана в нефтяном газе как правило больше или равно его содержанию в самом «жирном» природном газе газоконденсатных месторождений (см. табл. 1.1 и 1.2).

Ресурсы пропана и бутана в нефтяном газе примерно на 30— 40% больше, чем в природном газе газоконденсатных месторож­ дений. Если к этому добавить, что процентное содержание пропана и бутана в нефтяном газе в 8—9 раз больше, чем в природном, то станет ясно, насколько выгоднее получать G, -f С4 из нефтяных газов, чем из природных.

Следовательно, в первую очередь необходимо полностью пере­ рабатывать нефтяной газ с целью глубокого извлечения из него С3 ~f- С4.

В настоящее время переработка природного газа газоконден­ сатных месторождений на промыслах заключается в выделении газоконденсата для обеспечения транспортабельности газа иа дальние расстояния. Однако в будущем должна быть весьма целесообразна глубокая переработка природного газа — круп­ ного источника этана и сжиженных газов. При этом в первую очередь в глубокую переработку должен вовлекаться природный газ газоконденсатных месторождений как более богатый этаном и сжиженными газами.

Газовые конденсаты месторождений Советского Союза яв­ ляются прекрасным сырьем для получения синтетических мате­ риалов. Поэтому их целесообразно будет использовать для произ­ водства основных видов нефтехимических полупродуктов (оле­ финов, ароматических углеводородов и др.).

' Использование газового конденсата в нефтехимии позволяет ориентироваться на строительство крупнотоннажных агрегатов по производству олефинов с единичной мощностью технологиче­ ского комплекса 300 тыс. т этилена в год без строительства нефтеперерабатывающих заводов, а также создает условия для строительства зональных заводов по производству ароматических углеводородов, единичная мощность которых может превысить современный уровень производства их на всех нефтеперераба­ тывающих заводах страны.

23

К о м и АССР

Во л г о г р а д с к а я

об л а с т ь

Таблица 1.4. Состав газовых конденсатов основных месторождений СССР |5]

25

Раздел II

Методы расчета фазового равновесия и термодинамических свойств углеводородных систем

У с л о в н ы е о б о з н а ч е н и я

V — объем

М — молекулярная масса N — число компонентов р — плотность

fx — химический потенциал f — летучесть

а— активность

Ф— коэффициент летучести ■у — коэффициент активности

v — коэффициент летучести чистого компонента т) — динамическая вязкость

Ср — изобарная теплоемкость А — теплопроводность

х — мольная доля компонента в жидкой фазе х' — массовая доля компонента в жидкой фазе

v — объемная доля компонента в смеси, мольный объем (в уравнениях со­ стояния)

у — мольная доля компонента в паровой фазе с — мольная доля компонента в смеси

g — масса

п — количество молей компонента

Г л а в а *

РАВНОВЕСИЕ ГЕТЕРОГЕННЫХ СИСТЕМ

ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Теплофизические свойства природных и нефтяных газов зависят от параметров смеси и ее химического состава. Состав многоком­ понентных смесей может быть выражен в массовых {х\), моль­

27

По аналогии если nt — число молей /-го компонента в смеси, то

Проследим взаимосвязь между различными способами выра­ жения состава смеси.

Пересчет массовых концентраций в мольные

Если Mi и Мсм соответственно молекулярная масса i-го компонента и сред­

Пересчет массовых концентраций в объемные

Если р,- и рсм соответственно плотность i-ro компонента и средняя плотность смеси, то

28

Пересчет мольных концентраций в объемные

Подставив в уравнение (II.5) значение х\ из уравнения (II.4), получим

, Mi рем

(II.6)

7 Л4СМ’ 91

Для выражения состава смесей необходимо уметь определять их среднюю молекулярную массу и среднюю плотность. Среднюю молекулярную массу смеси можно определить следующим образом. Перепишем уравнение (II.4) в виде х{М; = х'.Мсм. Для всех компонентов смеси можно записать

Так определяют среднюю молекулярную массу смеси, если известны моле­ кулярная масса и мольные концентрации компонентов. Если известны массовые концентрации компонентов, среднюю молекулярную массу смеси выражают по-другому.

Через объемную концентрацию и плотность компонентов среднюю плотность системы определяют следующим образом. Записав уравнение (II.5) в виде рpi =

При технологических расчетах процессов переработки газов необходимо определять термодинамические свойства веществ и их смесей и в частности летучесть, энтальпию, энтропию, плотность.

29

Для определения этих свойств используют уравнения состояния, которые устанавливают связь между температурой, объемом и давлением системы. Термодинамические свойства природных и нефтяных газов и их компонентов значительно отличаются от свойств идеальных газов, особенно при низких температурах и высоких давлениях; поэтому уравнение состояния идеальных газов не может быть использовано для определения этих свойств. Для описания поведения реальных газов разработан ряд уравнений состояния. Наибольшее применение для углеводородных систем получили уравнения Бенедикта—Вебба—Рубина и Редлиха—

где В0, Л0, С0, Ь, а, с, а , у — коэффициенты уравнения, не зависящие от давле­ ния, температуры и плотности и постоянные для определенного вещества. Число­ вые значения коэффициентов приведены в табл. II. 1.

В первоначальном виде уравнение БВР было выведено для

случае коэффициенты уравнения БВР для смеси находят по из­ вестным коэффициентам чистых компонентов, используя правила смешения

Уравнение БВР довольно точно описывает поведение газовых смесей, а для жидких смесей оно применимо при плотности р <

30