- •Предисловие
- •1. Роль нефти и газа в жизни человека
- •1.1. Современное состояние и перспективы развития энергетики
- •2. Краткая история применения нефти и газа
- •3. Нефть и газ на карте мира
- •3.1. Динамика роста мировой нефтегазодобычи
- •3.3. Месторождения-гиганты
- •4. Нефтяная и газовая
- •промышленность России
- •5. Основы нефтегазопромысловой геологии
- •5.4. Состав нефти и газа
- •5.5. Происхождение нефти
- •5.6. Происхождение газа
- •6. Бурение нефтяных и газовых скважин
- •6.1. Краткая история развития бурения
- •6.4. Буровые установки, оборудование и инструмент
- •6.5. Цикл строительства скважины
- •б.б. Промывка скважин
- •6.7. Осложнения, возникающие при бурении
- •6.8. Наклонно направленные скважины
- •6.9. Сверхглубокие скважины
- •6.10. Бурение скважин на море
- •7. Добыча нефти и газа
- •7.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
- •7.2. Физика продуктивного пласта
- •7.3. Этапы добычи нефти и газа
- •7.4. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •7.5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •7.8. Установка комплексной подготовки нефти
- •7.9. Системы промыслового сбора природного газа
- •7.10. Промысловая подготовка газа
- •7.11. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
- •7.12. Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии
- •7.14. Проектирование разработки месторождений
- •8.2. Продукты переработки нефти
- •8.3. Основные этапы нефтепереработки
- •8.4. Типы нефтеперерабатывающих заводов
- •8.5. Современное состояние нефтепереработки
- •9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов
- •9.3. Отбензинивание газов
- •9.4. Газофракционирующие установки
- •Ю. Химическая переработка углеводородного сырья
- •10.1. Краткие сведения
- •10.2. Основные продукты нефтехимии
- •11. Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.1. Краткая история развития способов транспорта энергоносителей
- •11.2. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.3. Область применения
- •различных видов транспорта
- •12.1. Развитие нефтепроводного транспорта в России
- •12.3. Классификация нефтепроводов
- •12.4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
- •12.5. Трубы для магистральных нефтепроводов
- •12.8. Насосно-силовое оборудование
- •12.9. Резервуары и резервуарные парки
- •12.10. Оборудование резервуаров
- •12.11. Системы перекачки
- •12.12. Перекачка высоковязких
- •13.1. Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России
- •13.3. Краткая характеристика нефтепродуктопроводов
- •13.4. Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов
- •14. Хранение и распределение нефтепродуктов
- •14.1. Краткая история развития нефтебаз
- •14.2. Классификация нефтебаз
- •14.3. Операции, проводимые на нефтебазах
- •14.4. Объекты нефтебаз и их размещение
- •14.5. Резервуары нефтебаз
- •14.6. Насосы и насосные станции нефтебаз
- •14.8. Нефтяные гавани, причалы и пирсы
- •14.9. Установки налива автомобильных цистерн
- •14.10. Подземное хранение нефтепродуктов
- •14.11. Автозаправочные станции
- •15. Трубопроводный транспорт газа
- •15.1. Развитие трубопроводного транспорта газа
- •15.2. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта
- •15.3. Классификация магистральных газопроводов
- •15.4. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода
- •15.5. Газоперекачивающие агрегаты
- •15.6. Аппараты для охлаждения газа
- •15.7. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов
- •16. Хранение и распределение
- •16.1. Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации
- •16.2. Хранение газа в газгольдерах
- •16.3. Подземные газохранилища
- •16.4. Газораспределительные сети
- •16.5. Газорегуляторные пункты
- •16.6. Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции
- •16.7. Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения
- •16.8. Хранилища сжиженных углеводородных газов
- •17. Трубопроводный транспорт твердых и сыпучих материалов
- •17.1. Пневмотранспорт
- •17.2. Контейнерный транспорт
- •17.3. Гидротранспорт
- •18.1. Проектирование магистральных трубопроводов
- •18.2. Особенности проектирования нефтебаз
- •18.3. Использование ЭВМ при проектировании трубопроводов и хранилищ
- •19. Сооружение трубопроводов
- •19.2. Состав работ, выполняемых при строительстве линейной части трубопроводов
- •19.3. Сооружение линейной части трубопроводов
- •19.5. Строительство морских трубопроводов
- •20.1. Состав работ, выполняемых при сооружении насосных и компрессорных станций
- •20.2. Общестроительные работы на перекачивающих станциях
- •20.3. Специальные строительные работы при сооружении НС и КС
- •Основные понятия и определения
- •Список литературы
- •Предметно-алфавитный указатель
- •Указатель рисунков
- •Указатель таблиц
- •Приложение.
9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов
Легкие углеводороды содержатся в природных горючих га зах (чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений), а так же в газах, получаемых при переработке нефти.
Природные горючие газы состоят в основном из смеси парафиновых углеводородов. Кроме того, в их состав могут входить азот, углекислый газ, пары воды, сероводород, гелий.
Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых месторож дений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (частиц пыли, пес ка, окалины и т. д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов яв ляются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводо роды: этан, пропан, бутаны, пентаны.
Газы, получаемые при первичной и вторичной (особенно там, где используют термокаталитические процессы) переработке нефти, кро ме предельных парафиновых углеводородов содержат и непредельные— олефины. Этим они отличаются от природных горючих газов.
9.2.Основные объекты газоперерабатывающих заводов
На газоперерабатывающих заводах (ГП З) с полным (закон ченным) технологическим циклом применяют пять основных технологи ческих процессов:
1)прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т. д.) газа к переработке;
2)компримирование газа до давления, необходимого для переработки;
248 |
Основы нефтегазового дела |
3)отбензинивание газа, т. е. извлечение из него нестабильного газового бензина;
4)разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, н-гексан);
5)хранение и отгрузка жидкой продукции завода.
Газоперерабатывающее производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая установка в составе неф тегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерабатывающего завода (Н П З). Это делается, когда количество исходного сырья невелико.
Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рис. 9.1.
Рис. 9.1. Принципиальная технологическая схема ГПЗ:
1—узел замера количества газа; 2 —установка очистки газа; 3—компрессорная станция; 4 —отбензннивающие установки;
5 —компрессорная станция 2-й ступени; 6—газофракционирующие установки; 7—товарный парк; 8—пункт отгрузки жидкой продукции; I —пункт приема газа; И—сухой газ потребителям;
III—жидкая продукция потребителям
Газ поступает на пункт приема под давлением 0,15...0,35 МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в прием ные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ по ступает на установку очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ.
Компрессорная станция I-й ступени 3 предназначена для перекач ки сырьевого («сырого») газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10ГКМ, 10ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980).
На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на неста бильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Нестабильный
бензин направляют на газофракционирующие установки 6. Отбензиненный («сухой») газ компрессорной станцией Н-й ступени 5 закачивается в маги стральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей.
Газофракционирующие установки 6 предназначены для разделе ния нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивиду альные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товар ный парк 7, откуда впоследствии производится их отгрузка ж елезнодо рожным транспортом или по трубопроводам.
9.3. Отбензинивание газов
Для отбензинивания газов используются компрессионный, абсорбционный, адсорбционный и конденсационный методы.
Компрессионный метод Сущность компрессионного метода заклю чается в сжатии газа компрессорами и после дующем его охлаждении в холодильнике. Уже при сжатии тяжелые ком
поненты газа частично переходят из газовой фазы в жидкую. С пони жением температуры выход жидкой фазы из сжатого газа возрастает.
Компрессионный метод применяют для отбензинивания «жирных» газов, в которых содержится более 1000 г/м 3 тяжелых углеводородов. Оптимальным для нефтяных газов является давление компримирования 2...4 МПа.
Абсорбционный метод Сущность абсорбционного метода состоит в по глощении тяжелых углеводородов из газовых смесей жидкими поглотителями (абсорбентами). В качестве таких погло
тителей могут быть использованы керосин, дизельный дистиллят, масла. При физической абсорбции поглощаемые углеводороды не образуют химических соединений с абсорбентами. Поэтому обычно физическая аб сорбция обратима, т. е. поглощенные компоненты можно выделить из аб сорбентов. Этот процесс называется десорбцией. Чередование процессов абсорбции и десорбции позволяет многократно применять один и тот же
поглотитель.
Количество поглощенных газов при абсорбции увеличивается с по вышением давления и понижением температуры. Чем больше молярная масса компонентов газа, тем в большем количестве он поглощается одной и той же жидкостью.
Принципиальная схема абсобционно-десорбционного процесса при ведена на рис. 9.2. Исходный (сырьевой) газ I подается в нижнюю часть абсорбера 1. Поднимаясь вверх, газ контактирует с абсорбентом, стекаю щим по тарелкам абсорбера вниз, в результате чего (вследствие массообмена) целевые компоненты из газа переходят в жидкость. Очищенный газ И выходит из верхней части абсорбера, а насыщенный абсорбент IV — из нижней части.
Насыщенный абсорбент поступает в гидравлическую турбину 7, где совершает полезную работу, приводя в действие насос 3. В результате его давление снижается от давления абсорбции до давления десорбции. Далее насыщенный абсорбент нагревается в подогревателе 5 и поступает в верхнюю часть десорбера 6. В нижнюю часть десорбера 6 подается горя чий десорбирующий агент (острый водяной пар) VI. В результате нагрева насыщенного абсорбента происходит процесс десорбции. Испарившиеся целевые компоненты V выходят через верхнюю часть десорбера, а регене рированный абсорбент—через нижнюю часть. Регенерированный абсор бент после рекуперации теплоты в подогревателе 5 через промежуточную емкость 4 и холодильник 2 насосом 3 возвращается в абсорбер 1.
Применение абсорбционного метода наиболее рационально для отбен зинивания газов, содержащих от 200 до 300 г тяжелых углеводородов в 1 м3.
Адсорбцией называется процесс поглоще ния одного или нескольких компонентов из газовой смеси твердым веществом—адсорбентом. Процессы адсорбции
обычно обратимы. На этом основан процесс десорбции—выделение из адсорбента поглощенных им веществ.
В качестве адсорбентов применяются пористые твердые вещества, имеющие большую удельную поверхность—от сотен до десятков сотен квадратных метров на грамм вещества. Другой важнейшей характеристи кой адсорбентов является их адсорбционная активность (или адсорбци онная емкость), равная количеству целевых компонентов (в мас.%, грам мах и т. п.), которое может быть поглощено единицей массы адсорбента.
Адсорбционная активность адсорбентов зависит от состава газа, дав ления и температуры. Чем выше молярная масса газа и давление, а также чем ниже температура, тем адсорбционная активность выше.
В качестве адсорбентов при разделении газовых смесей используют активированный уголь, силикагель и цеолиты.
Рис. 9.2. Принципиальная схема абсорбционно-дссорбционного процесса; 1—абсорбер; 2 —холодильник; 3 —насос; 4 —промежуточная емкость; 5—подогреватель; 6—десорбер; 7—гидравлическая турбина; 1—сырьевой газ; II—газ, освобожденный от целевых компонентов; III—регенерированный абсорбент; IV —насыщенный абсорбент;
V —целевые компоненты; VI—десорбирующий агент
Рис. 9.3. Принципиальная схема адсорбционного отбензинивания газовой смеси: 1 ,2 —адсорберы; 3 —подогреватель; 4 ,5 —холодильники; 6—конденсатосборник;
I—отсепарированный от жидкости сырьевой газ; II—отбензиненный газ; III—регенерационный газ; IV —сконденсированные тяжелые углеводороды
Принципиальная схема отбензинивания газов адсорбционным мето дом приведена на рис. 9.3.
На отбензинивание подается газ, от которого предварительно отде лена капельная влага. Это связано с тем, что попадание капельной жид кости в слой адсорбента вызывает его разрушение и снижение адсорбци онной активности. Пройдя слой адсорбента, например, в адсорбере 1, сы рьевой газ очищается от целевых компонентов. Для регенерации адсор бента в адсорбере 2 отбирается поток регенерационного газа III в количес тве 15...30% от расхода сырьевого газа. Регенерационный газ нагревается в подогревателе 3 и поступает в адсорбер 2, где адсорбированные компо ненты переходят из слоя адсорбента в нагретый газ. По выходе из адсор бера регенерационный газ охлаждается: сначала потоком отбензиненного газа в холодильнике 4, а затем водой в холодильнике 5. Выпадающий при этом конденсат собирается в конденсатосборнике 6, а отбензиненный газ направляется на доочистку в работающий адсорбер 1.
По мере насыщения адсорбента в адсорбере 1 он выводится на реге нерацию, а в работу включается адсорбер 2.
Для регенерации адсорбента применяют также пропаривание адсор беров острым водяным паром с последующим охлаждением выходящего влажного пара и отделением углеводородов.
Адсорбционный способ отбензинивания углеводородных газов при меняют при содержании тяжелых компонентов от 50 до 100 г/м3.
Конденсационный метод Сущность конденсационного метода заклю чается в сжижении тяжелых углеводородных компонентов газа при отрицательных температурах. Применяют две разно
видности конденсационного метода отбензинивания газов: низкотемпера турная конденсация (НТК) и низкотемпературная ректификация (НТР).
Процесс низкотемпературного отбензинивания состоит из 3 стадий:
1)компримирования газа до давления 3...7 МПа;
2)охлаждения сжатого и осушенного газа до температуры -1 0 ...-8 0 ,С;
3)разделения образовавшейся газожидкостной смеси углеводородов на нестабильный газовый бензин и «сухой» газ.
Две первые стадии процесса при применении НТК и НТР одинако вы. Отличие между ними заключается в третьей стадии.
В схеме НТК (рис. 9.4) газожидкостная смесь под давлением 3...4 МПа проходит систему холодильников 1—3, после чего разделяет ся в сепараторе 4. Образовавшийся конденсат после использования в ка честве хладагента в холодильниках 1,2 подается в деэтанизатор 5, а сухой газ—в газопровод.
Рис. 9.4. Принципиальная схема получения деэтанизированного бензина в установке НТК:
1 ,2 ,3 —холодильники; 4 —сепаратор; 5 —деэтанизатор; 6—кипятильник; 7—пропановый холодильник; 8—рефлюксная емкость; 9—насос;
I—сырьевой газ; II—сухой газ; III—нестабильный бензин; IV—деэтанизированный нестабильный бензин
Вконденсате кроме высококипящих углеводородов (С зН 8 + высшие) присутствуют метан и этан, которые при его хранении, транспортирова нии и переработке, являются нежелательной примесыо. М етан и этан от гоняют от углеводородного конденсата в деэтанизаторе 5 путем нагрева
вкипятильнике 6. Углеводородные пары, отходящие с верха деэтаниза тора, частично конденсируются в пропановом холодильнике 7 и направ ляются в рефлюксную емкость 8. Отсюда нескондеисировавшийся газ от водится потребителям, а жидкая фаза насосом 9 закачивается в верхнюю часть деэтанизатора в качестве орошения.
Деэтанизированный нестабильный бензин с низа деэтанизатора на правляют на газофракционирующую установку.
Всхеме низкотемпературной ректификации в отличие от схемы НТК
вректификационную колонну (деэтанизатор) поступает вся газожид костная смесь, образовавшаяся в результате компримирования и охлаж дения сырьевого газа. То есть сепаратор 4 из схемы, изображенной на рис. 9.4, исключен.