Газ сухой отбензиненный

Газ сухой отбензиненный

Поставка природного газа и попутного нефтяного газа (ПНГ) потребителям осуществляется по газопроводам с установкой в точках приема/передачи узлов учета газа, осуществляющих определение количества поставленного/принятого природного газа.

Узел учета газа в общем случае состоит из преобразователя или преобразователей расхода газа, датчиков определения физико-химических параметров (ФХП) измеряемой среды и средств обработки информации (СОИ). При этом погрешность измерений количества поставленного/принятого газа нормируется приказом Минэнерго России [1].

Необходимая точность измерений количества газа обеспечивается как инструментально, с помощью применения высокоточных приборов, так и методически, посредством применения более совершенных методик измерения.

Попутный нефтяной газ в том или ином количестве всегда присутствует в составе сырой нефти. В то время как определенная часть ПНГ остается растворенной в добываемой нефти, другая часть добывается вместе с нефтью из скважины в свободной газообразной форме.

Путем переработки ПНГ на газоперерабатывающих заводах получают сухой отбензиненный газ (СОГ), который впоследствии реализуется конечным потребителям.

ГОСТ Р 53865-2010 [2] определяет СОГ как попутный нефтяной газ, доведенный в результате переработки до свойств, аналогичных природному газу.

Поэтому для целей учета СОГ считают природным газом и используют нормативную документацию, регламентирующую учет природного газа. В этой связи далее в статье под природным газом мы будем подразумевать как добываемый природный газ, так и СОГ.

Природный газ – основной энергетический ресурс России, составляющий в настоящее время более половины объема всех используемых для производства электричества энергетических ресурсов. Кроме того, помимо источника тепловой и электрической энергии, природный газ также служит ценным сырьем для химической промышленности.

СРЕДСТВА ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ СИКГ

В настоящее время в Российской Федерации эксплуатируется огромный парк средств измерения количества газа, функциональные возможности которых постоянно расширяются и совершенствуются. С учетом этого для повышения точности измерений необходимо своевременно актуализировать используемую нормативную документацию в части соответствия возможностям используемых технических средств.

Использование электронных вычислительных устройств при определении количества газа сегодня уже практически вытеснило другие способы расчета и регистрации параметров газа. В настоящее время для учета количества газа широко используются электронные средства обработки информации, поступающей от датчиков систем измерения количества газа (СИКГ).

Современные СОИ представляют собой программируемые электронные устройства, позволяющие непосредственно на месте проведения измерений производить пересчет измеренных параметров газа в товарные единицы (метры кубические, приведенные к нормальным условиям). Кроме того, СОИ позволяют вычислять и хранить в своей памяти большое количество информации, необходимой для определения количества газа, обеспечивают защиту этой информации от несанкционированного вмешательства и выполняют другие функции.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ФХП ПРИРОДНОГО ГАЗА

Для вычисления в СОИ количества газа, приведенного к нормальным условиям, используется информация о составе измеряемого газа.

Не всегда в состав СИКГ входят средства определения качественных характеристик состава газа (применение таких средств на СИКГ малого расхода экономически нецелесообразно). В таких случаях в СОИ используют так называемые условно-постоянные параметры, основные из которых относятся к ФХП.

Как правило, в качестве ФХП на СИКГ природного газа используют три качественных параметра: плотность газа, содержание диоксида углерода, содержание азота.

Источник: https://progazosnabgenie.ru/proektirovanie-i-montazh/gaz-suhoj-otbenzinennyj.html

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Компонентный состав СГБ, вырабатываемого на ГПЗ.  [1]

Сухой отбензиненный газ по магистральному трубопроводу Парабель-Кузбасс направляется многочисленным потребителям, в том числе на Нижневартовскую ГРЭС.  [2]

Схема установки непрерывной адсорбции.  [3]

Потоки: / — сухой отбензиненный газ; II — адсорбент в колонну; III — сырой газ; IV — газ после разделения; V — г — теплоноситель.  [4]

Следующей разновидностью открытого цикла является цикл с использованиемсухого отбензиненного газа для охлаждения адсорбента, для горячей регенерации используется входящий газ. Для предотвращения уноса с потоком отбензиненного газа требуется более тщательная десорбция целевых компонентов в цикле нагрева. Эта схема требует дополнительных энергетических затрат.  [5]

На заводе осуществляются отбензинивание сырого газа, выделение сжиженных газов и получение стабильного бензина. Сухой отбензиненный газ направляется в газопровод, а сжиженный газ и газ из выпарной колонны транспортируются по трубам на Сумга-итский завод синтетического каучука.  [6]

В первом случае весьсухой отбензиненный газ возвращается обратно в пласт.

При частичном сайклинг-процессе около половины добываемого сухого газа подается потребителю, а оставшаяся часть закачивается обратно в пласт с целью частичного поддержания пластового давления.  [7]

Наиболее эффективна разработка газоконденсатных месторождений с реализацией полного или частичного процесса обратной закачки сухого газа в пласт.

В первом случае весьсухой, отбензиненный газ возвращается обратно в пласт.

При частичном процессе около половины добываемого сухого газа подается потребителю, другая половина закачивается обратно в пласт с целью частичного поддержания пластового давления.  [8]

Сложность расчета роялти для газа связана с определением цен на переработанный природный газ ( метан /сухой отбензиненный газ) и другие продукты, получаемые на ГПЗ.

Эти цены — на выходе с ГПЗ — используются для расчета роялти по всему спектру выпускаемой продукции, включая этан, пропан, бутаны, пентаны и более тяжелые фракции.  [9]

Из приведенных данных видно, что значительная часть попутного нефтяного газа сжигается на факелах. Только в Западной Сибири в 1980 г. бесполезно сожжено 3 млрд. м3 попутного газа, стоимость которого составляет около 30 млн. руб.

Сейчас на газоперерабатывающих заводах ( ГПЗ) попутный газ, поступающий с месторождений, разделяют насухой отбензиненный газ и так называемую широкую фракцию легких углеводородов.

Ее поставляют предприятиям нефтехимии, а в будущем она станет основным сырьем для нефтехимических комбинатов.  [10]

Продукция газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений рассматривается как комплексное сырье для многих отраслей народного хозяйства. Поскольку природный и нефтяной газы представляют собой широкую гамму углеводородов, рациональное их использование предусматривает их переработку, которая осуществляется на ГПЗ.

Основной продукцией ГПЗ являетсясухой отбензиненный газ, состоящий в основном из метана, который используется в качестве высокоэффективного топлива, и жидкие продукты — этан, пропан, бутан, пропан-бутановая смесь.

Однако для предварительной технико-экономической оценки процесса абсорбции газа любого состава, особенно при ручном счете, метод Крем-сера — Брауна наиболее удачен. Кроме того, при переработке газа по схеме НТА в абсорбер поступает всегдадостаточно сухой, отбензиненный газ, что позволяет применять метод Кремсера — Брауна для предварительного расчета процесса абсорбции.  [12]

Анализ рассматриваемых вариантов показал, что для всех принятых составов газа с увеличением давления в узле сепарации ( конденсации) перед детандером извлечение пропана увеличивается мало при значительном росте извлечения метана. Поэтому варианты, показанные в табл. II 1.7 в графах 4 и 7, практически осуществить нельзя.

Чем выше давление Ъ схеме, тем больше расходуется энергии на компримирование сырого газа и тем меньше энергозатраты на дожатиесухого отбензиненного газа и получение пропанового холода, и наоборот.

В результате общие энергозатраты по схемам с давлением 3 4; 5 4; и 7 1 МПа при переработке каждого из принятых составов газа практически находятся на одном уровне.  [13]

Анализ рассматриваемых вариантов показал, что для всех принятых составов газа с увеличением давления в узле сепарации ( конденсации) перед детандером извлечение пропана увеличивается мало при значительном росте извлечения метана. Поэтому варианты, показанные в табл. III.7 в графах 4 и 7, практически осуществить нельзя.

Чем выше давление в схеме, тем больше расходуется энергии на компримирование сырого газа и тем меньше энергозатраты на дожатиесухого отбензиненного газа и получение пропанового холода, и наоборот.

В результате общие энергозатраты по схемам с давлением 3 4; 5 4; и 7 1 МПа при переработке каждого из принятых составов газа практически находятся на одном уровне.  [14]

Страницы:      1

Источник: https://www.ngpedia.ru/id636364p1.html

Сухой отбензиненный газ – процессы превращения в минеральные удобрения

НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU

(ИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ

£

665.612.2-027.22

Сухой отбензиненный газ процессы превращения в минеральные удобрения

А.В. БОРОДИН, к.т.н., нач. департамента материально-технического обеспечения дирекции по закупкам

ПАО «Газпром нефть» (Россия, 190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3-5). Д.С. СИМАНДУЕВ, бакалавр С.Н. ГУСЕЙНОВА, аспирант

ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: [email protected]

Ключевые слова: попутный нефтяной газ, сухой отбензиненный газ, газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин, минеральные удобрения.

Развитие газоперерабатывающей отрасли является одной из важнейших государственных задач, для выполнения которых в настоящее время на передний план выдвигается необходимость совершенствования существующих и создание новых высокоэффективных технологических процессов, повышения надежности технологического оборудования и промышленной реализации разработанных технологий.

В начале XXI века основным направлением, определяющим технический прогресс в промышленности, является развитие топливно-энергетического комплекса. С целью изучения перспектив развития сырьевой базы для нефтегазовой промышленности необходимо проанализировать

Таблица 1

Это предприятие, так называемый газобензиновый завод, было создано при НГДУ «Ста-линнефть». Позднее появились газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) в Чеченской Республике. В 1940 году был спроектирован Ишимбайский ГПЗ, пуск которого был произведен в 1943 году.

В 1954 году построены первые блоки Туймазинского ГПЗ, а

_ в 1961-м введен в строй Шкаповский

ГПЗ [1-3]. Строительство этих объектов позволило резко повысить объем газопереработки, что дало толчок развитию нефтегазохи-мических производств, а также трубопроводного транспорта нефти и газа. Это было зарождением нефтегазо-переработки.

Нефть и газ на сегодняшний день имеют наибольшую ценность среди всех полезных ископаемых.

В табл. 1-4 приведены данные по производству и потреблению нефти и природного газа мировыми государствами.

Таблица 2

Топ-10 стран по добыче нефти за 2016 год по (данным BP)

Топ-10 стран по потреблению нефти за 2015 год (данным BP)

№

Страна

млн т/год

№

Источник: Список стран по добыче нефти основан на оценках BP, опубликованных в ежегодном Статистическом обзоре мировой энергетики 2017 (Statistical Review of World Energy 2017).

1 Саудовская Аравия 585,7

2 Россия 554,3

3 США 543,0

4 Ирак 218,9

5 Иран 216,4

6 Канада 218,2

7 КНР 199,7

8 ОАЭ 182,4

9 Кувейт 152,7

10 Венесуэла 124,1

Страна

Потребление, млн т /год

Потребление, тыс. барр./день

1 США 851,6 19396

2 КНР 559,7 11968

3 Индия 195,5 4159

4 Япония 189,6 4150

5 Саудовская Аравия 168,1 3895

6 Россия 143,0 3113

7 Бразилия 137,3 3157

8 Республика Корея 113,7 2575

9 Германия 110,2 2338

10 Канада 100,3 2322

Источник: Список стран по потреблению нефти основан на оценках BP, опубликованных в ежегодном Статистическом обзоре мировой энергетики 2016 (Statistical Review of World Energy 2016).

2 • 2017

НефтеГазоХимия 27

Таблица 3

Топ-10 стран по добыче природного газа в 2016 году (данным BP)

Таблица 4

Топ-10 стран по потреблению природного газа в 2014 году

№ Страна млрд м3/год млн т н.э. № Страна Потребление, млн т/год

1 США 749,2 690,8 1 США 695

2 Россия 579,4 521,5 2 Россия 368

3 Иран 202,4 182,2 3 Китай 167

4 Катар 181,2 163,1 4 Иран 153

5 Канада 152,0 136,8 5 Япония 101

6 КНР 138,4 124,6 6 Саудовская Аравия 97

7 Норвегия 116,6 105,0 7 Канада 94

8 Саудовская Аравия 109,4 98,4 8 Мексика 77

9 Алжир 91,3 82,2 9 Германия 64

10 Австралия 91,2 82,0 10 ОАЭ 62

Источник: Список стран по добыче природного газа основан на оценках BP, опубликованных в ежегодном Статистическом обзоре мировой энергетики 2017 (Statistical Review of World Energy 2017)

Источник: Статистика по экономике России и странам БРИКС https://www.ray-idaho.ru/blog/2015/08/03 (по данным BP).

Схема ступенчатого превращения попутного нефтяного газа

1-й передел 2-й передел 3-й передел 4-й передел 5-й передел

6-й передел

~»| Сухой

ПНГ

—>| ШФЛУ~|~

kjoo

ДГК I*

Пропан ~|—►[Пропилен]-^

Окись этилена

| Бутан ~|—>|Изобутилен^ МТБЭ | Изобутан |—>| Бутадиен]^—

| ПентаньГ|—>| Изопре^^ L>| Гликоли~ | Гексан |-L>| Бензо^^>|~Стирол

Этилен

»| Капролактам

Полиэтилен |—» Полипропилен |—»<\p>

Блок-схема

NH

HNO.

NH4NO3 + Q ккал

Газообразный аммиак

Раствор нитрата магния

Стадия нейтрализации

Некондиц.

азотная

кислота

Стадия выпарки

Слабый раствор амоселитры

Стадия грануляции

X

Упаковка, хранение и отгрузка продукта

Очистка отработанного воздуха

Однако наряду с ними присутствует так называемый попутный нефтяной газ, который на протяжении достаточно длительного времени не находил никакого использования.

Но в последние несколько лет отношение к данному виду полезного ископаемого изменилось в корне. Он стал цениться и также использоваться наряду с природным газом.

Попутный нефтяной газ, состав которого представляет собой смесь пропанов, бутанов и более тяжелых углеводородов, является ценным сырьем для энергетической и химической промышленности.

Сырье, применяемое в промышленном органическом синтезе, обеспечивает решение важных задач химической промышленности:

• комбинирование производств на базе комплексного использования сырьевых материалов;

• замену пищевого сырья непищевым и растительного минеральным.

Поэтому, классифицируя сырье, мы выделяем:

• природный и попутный углеводородные газы;

• газообразные и жидкие продукты нефтепереработки;

• тяжелые продукты для глубокой переработки и деметаллизации;

• синтез-газ;

• коксовый газ и промышленные смолы, получаемые при термической переработке древесины, каменного угля и торфа;

• жидкие и газообразные продукты переработки асфальтидов и сланцев.

Производство продуктов органического синтеза основано на типовых реакциях органической химии: гидри-

Рис. 1

Рис. 2

НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ

£

Суммарная реакция процесса синтеза карбамида

2NH

+

Экзотермическая

Из аммиака и диоксида углерода

Эндотер-

H2N-CO-NH3OH

мическая

H2N-CO-NH2

+ H2O

CO„

Основная реакция

2NH

+

CO

P = (195-220)кгс/см2 T = 190-195°C NH3: CO2: H2O = = (33,0-3,5):1 :(0,5-0,8)

Эндотер- , мическая'

H2N-CO-NH2

+ H2O

рования и дегидрирования, гидратации и дегидратации, хлорирования, гидрохлорирования и дегидрохлорирова-ния, окисления, сульфирования, нитрования, конденсации, полимеризации.

Сбор продукции, добываемой из газовых скважин, осуществляется по специально проложенной для этой цели газосборной сети, которая включает:

• газопроводы-шлейфы, соединяющие устья скважин с замерными устройствами установки предварительной подготовки газа (УППГ);

• промысловый газосборный коллектор, к которому подключены шлейфы от отдельных скважин;

• сборные пункты и установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

Кроме того, на газоконденсатных месторождениях имеются ингибиторо-, водо-, конденсатопроводы.

Газ может быть собран в общий коллектор для подачи его непосредственно в магистральный газопровод или на УКПГ.

Но на одном и том же месторождении может быть раздельный сбор газа в зависимости от его состава в различных горизонтах (например, газы сеноманской и валанжинской залежей на Уренгойском месторождении), от давления в разных пластах, а также если газ из одной группы продуктивных горизонтов характеризуется более высоким содержанием кислых компонентов (Н^, RSH, С02 и др.). Во всех приведенных случаях сбор газа осуществляется по двум и более газосборным системам [4].

Очищенный газ или ПНГ, не содержащий сероводород, поступает на компрессорные станции, где сжимается до

заданного давления, необходимого для процесса отбензинивания (извлечения из газа фракций С3 и выше) и дальнейшего транспорта товарного газа по трубопроводу.

Несмотря на разнообразие способов переработки попутного нефтяного газа, наиболее распространенным является разделение газа на составляющие. В результате переработки основной части добываемого ПНГ, то есть разделения на фракции СОГ, ШФЛУ, БГС, было прекращено сжигание газа. Этим было положено начало охране окружающей среды в нефтегазодобывающих регионах.

Реакция азота и водорода приводит к выходу аммиака, наличие которого позволяет получать на предприятиях ряд его производных: аммиачной селитры (нитрата аммония) N^N03 (рис. 2), сернокислотного аммония ^Н4)^О3, карбамида (мочевины) (рис. 3) и многих других полезных продуктов. В России выпускают карбамид двух марок — А и Б.

Карбамид марки А предназначен для использования в промышленности в производстве пластмасс, смол, клеев. Карбамид марки Б используется в сельском хозяйстве в качестве минерального азотного удобрения и как кормовая добавка в животноводстве.

Минеральные удобрения являются одним из важнейших видов продукции химической промышленности.

Он обладает большой устойчивостью к выщелачиванию по сравнению с другими азотными удобрениями, то есть менее подвержен вымыванию из почвы, менее гигроскопичен.

Карбамид, кроме того, широко используется для получения сложных удобрений, удобрений с регулируемым сроком действия, а также для получения пластмасс, клеев, лаков и покрытий.

В результате анализа возможностей использования важнейших фракционных составляющих ПНГ мы предложили производственные пути практически всех известных процессов, которые освещают большие возможности получения продуктов, важных и необходимых для промышленности и сельского хозяйства.

Рис. 3

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. М.: Недра, 1988. 248 с.

2. Мовсумзаде Э.М., Лапидус А.Л., Михайлова С.А. и др. Газопереработка месторождений Урало-Поволжья и Оренбургской области. М.: ЦнИИТЭнеф-техим, 2000. 226 с.

3. Мовсумзаде Э.М., Сыркин А.М., Теплов Н.С. Становление газопереработки в Башкортостане. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1998. 108 с.

4. Бородин A.B., Караев А.Э., Мовсумзаде Э.М. Оценка нефтяного промыслового газа нефтегазовых месторождений Западной Сибири. М.: Химия, 2009. 118 с.

5. Соловьянов A.A., Андреева H.H., Крюков B.A., Лятс К.Г. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Росийской Федерации М.: Кворум, 2008. 320 с.

2 • 2017

НефтеГазоХимия 29

DRY STRIPPED GAS IS THE PROCESS OF TURNING INTO FERTILIZER

BORODIN A.V., Cand. Sci. (Tech.), Head of Logistics Department Gazprom Neft PJSC (3-5, Pochtamtskaya St., 190000, St. Petersburg, Russia). SIMANDUYEV D.S., Bachelor GUSEYNOVA S.N., Postgraduate Student

Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia). E-mail: [email protected]

ABSTRACT

Keywords: associated petroleum gas, dry stripped gas, gas-lift method of operating oil wells, mineral fertilizers.

REFERENCES

1. Balyberdina I.T. Fizicheskiye metodypererabotkiiispol'zovaniya gaza [Physical methods of gas processing and use]. Moscow, Nedra Publ., 1988. 248 p.

2. Movsumzade E.M., Lapidus A.L., Mikhaylova S.A. Gazopererabotka mestorozhdeniy Uralo-Povolzh'ya i Orenburgskoy oblasti [Gas processing of deposits of the Ural-Volga region and the Orenburg region]. Moscow, TSNIITEneftekhim Publ., 2000. 226 p.

3. Movsumzade E.M., Syrkin A.M., Teplov N.S. Stanovleniye gazopererabotki v Bashkortostane [Formation of gas processing in Bashkortostan]. Moscow, TSNIITEneftekhim Publ., 1998. 108 p.

4. Borodin A.V., Karayev A.E., Movsumzade E.M. Otsenka neftyanogo promyslovogo gaza neftegazovykh mestorozhdeniyZapadnoy Sibiri [Assessment of the associated gas of oil and gas fields in Western Siberia]. Moscow, Khimiya Publ., 2009. 118 p.

5. Solov'yanov A.A., Andreyeva N.N., Kryukov V.A., Lyats K.G. Strategiya ispol'zovaniya poputnogo neftyanogo gaza v Rosiyskoy Federatsii [The strategy of using associated petroleum gas in the Russian Federation]. Moscow, Kvorum Publ., 2008. 320 p.

Источник: https://cyberleninka.ru/article/n/suhoy-otbenzinennyy-gaz-protsessy-prevrascheniya-v-mineralnye-udobreniya

ПОИСК

    Природный газ высокого давления находится в нефтеносном пласте в равновесии с нефтью, залегающей под газовой фазой.

Если в результате отбора гаэа пластовое давление снизится, то часть конденсата выделится из газа и содержание в газе высокомолекулярных компонентов уменьшится. Поэтому сухой (отбензиненный) газ, получаемый после [c.

22]

    Линии I — сырой газ II — отбензиненный газ III — водяной пар. [c.165]

    Пусть требуется из пластового газа (табл. 15) газоконденсатного месторождения извлечь тяжелые углеводороды методом масляной абсорбции, обеспечив 70%-ное извлечение пропана.

Объем перерабатываемого газа достигает 5 млн. м /сут. Газ поступает на установку с температурой 20 °С под давлением 6 МПа.

    На ГПЗ попутные газы с нефтяных промыслов подвергаются переработке, включающей следующие стадии 1) осушка и очистка от сероводорода 2) извлечение лз газов так называемого нестабильного бензина — углеводородов и выше (отбензинивание газа) 3) сжатие отбензиненного газа до давления, необходимого для перекачки его потребителям. [c.49]

    Для снижения потерь абсорбента с отбензиненным газом осуществляют дополнительное охлаждение отбензиненного газа или применяют двухступенчатую абсорбцию.

При двухступенчатой абсорбции растворенный в газе абсорбент поглощается в верхней части аппарата более тяжелым абсорбентом, который подается на верхнюю тарелку и выводится с четвертой, пятой тарелки через верхнюю часть аппарата.

В этом случае более легкий основной абсорбент подается на тарелку, расположенную ниже уровня отбора тяжелого абсорбента. [c.160]

    Давление абсорбции определяется необходимым давлением отбензиненного газа. Поскольку газ подается в магистральный газопровод с давлением 5,7 МПа, можно принять / абс = 6 МПа (гидравлическое сопротивление абсорбера мало). [c.163]

    Иа заводе, схема которого показана на рис. 114, перерабатывается газ, поступающий с американских и канадских промыслов. Оба потока газа раздельно поступают на низкотемпературное разделение.

Отбензиненный газ также отводится двумя раздельными потоками. Извлеченные из хаза углеводороды и насыщенный абсорбент после разгазирования в парциальных деметанизаторах общим потоком направляются па дальнейшую переработку.

 [c.193]

    Сушка угля осуществляется воздухом (или отбензиненным газом), нагретым в подогревателях (калориферах) до температуры 120° С. Воздух подается в калориферы вентилятором. В качестве греющего агента применен пар с давлением 15 кГ/см , циркулирующий в трубном пространстве. Температура угля в процессе сушки снижается с 125—130 до 70° С. Уголь охлаждается атмосферным воздухом, подаваемым в адсорберы вентилятором. Показателем хорошо проведенной регенерации адсорбента может служить резкое повышение температуры в слое в первые 5 мин. последующей адсорбции. Сырой [c.160]

    На практике осуществлены две схемы низкотемпературной конденсации. По первой схеме весь поток газа после охлаждения поступает в ректификационную колонну, с верха которой выделяется отбензиненный газ, а в кубе получается деэтанизированный бензин.

По второй схеме охлажденный газ проходит сепаратор для отделения газовой и жидкой фаз. Выделившаяся в сепараторе жидкая фаза подвергается ректификации в колонне. В качестве хладагента для охлаждения газа используют аммиачный или пропановый холодильный цикл.

Полученный в кубе ректификационной колонны деэтанизированный бензин передается на ГФУ для фракционирования. [c.90]

    Сравнение расчетных и экспериментальных данных показало, что отбензиненный газ и конденсат на выходе из холодильника-конденсатора значительно переохлаждены и не находятся в состоянии равновесия, т. е. жидкость является более тяжелой по составу по сравнению с равновесной, а газ — более легким. Это объясня- [c.165]

    Варианты анализируемых схем приведены на рис. II 1.43, III.44, и III.45, рабочие параметры и некоторые характеристики процесса — в табл. III.7. Во всех рассматриваемых вариантах КПД детандера принимали равным 0,75. Как видно из табл. III.

7, целевыми продуктами переработки газа являются Сз+высшие-Анализ рассматриваемых вариантов показал, что для всех принятых составов газа с увеличением давления в узле сепарации (конденсации) перед детандером извлечение пропана увеличивается мало при значительном росте извлечения метана.

При увеличенном содержании метана в конденсате требуется дополнительное проведение процесса деметанизации, что усложняет технологическую схему [86]. Кроме того, с увеличением давления в схеме НТК с турбодетандером при переработке газа всех принятых составов увеличивается степень сжижения газа в детандере (см. табл. III.7).

Чем выше давление в схеме, тем больше расходуется энергии на компримирование сырого газа и тем меньше энергозатраты на дожатие сухого отбензиненного газа и получение пропанового холода, и наоборот. В результате общие энергозатраты по схемам с давлением 3,4 5,4 и 7,1 МПа при переработке каждого из принятых составов газа практически находятся на одном уровне. [c.191]

    I — сырой газ // — отбензиненный газ III — теплоноситель IV ШФУ V — верхнее орошение. [c.248]

    По схеме Белорусского ГПЗ сырой газ делится на два потока. Одна часть без охлаждения подается в среднюю часть колонны, а вторая после охлаждения — в верхнюю ее часть (в заводской схеме первый поток составляет 60, а второй 40% общего потока).

Поток, подаваемый в верхнюю часть колонны, охлаждается вначале в рекуперативном теплообменнике 1 потоком отбензиненного газа, выходящего с верха колонны 5, а затем после смешения с верхним продуктом, выходящим из колонны, в пропановом испарителе 2 до —26 С, и частично конденсируется.

Двухфазный [c.248]

    Рассчитывают однократную конденсацию сырого газа при температуре сепарации 4- В результате расчета определяют расход и состав частично отбензиненного газа ( , и конденсата [c.319]

    Так как состав абсорбента известен из исходной информации, а состав частично отбензиненного газа, подаваемого в абсорбер, [c.319]

    На установках периодической адсорбции в каждом адсорбере проходят последовательно все стадии процесса. После того как закончена основная рабочая стадия процесса (адсорбция) и уголь насы-ш ен углеводородами, адсорбер переключают на десорбцию, во время которой уголь нагревается острым перегретым паром и из него в токе пара удаляются адсорбированные углеводороды.

158]

    Активированный уголь из десорбционной части установки специальным питателем 6 подается в газлифт 5, где для транспорта его на верх установки используется отбензиненный газ. [c.162]

    Потоки I-исходный га.з II —сухой (отбензиненный) газ III — нестабильный бензин IV—жидкий пропан. [c.178]

    Такое положение обусловлено рядом причин, связанных с особенностями технологии использования нефтяного газа. Чтобы подать этот газ потребителю, необходимо собрать его с крупных и мелких нефтяных месторождений, разбросанных на значительной территории.

Для этих целей строят газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), основной продукцией которых являются сухой отбензиненный газ, широкая фракция жидких углеводородов, стабильный и нестабильный газовые бензины и сжиженные технические газы (пропан, изобутан и нормальный бутан). [c.25]

    Разница компонентов в исходном газе и перешедших в абсорбент представляет собой оставшийся (отбензиненный) газ, выходящий нз абсорбера (см. табл. 15, графы 10, И). Моляр-1Н)1Н состав отбензниеииого газа рассчитывают делением числа кмолей каждого компонента в отбензиненном газе на общее число его кмолей (см. табл. 15, графу 12)  [c.165]

    При эксплуатации установок масляной абсорбции в условиях промысла меняются чаще всего состав исходного газа и давление. Для получения требуемого качества отбензиненного газа наиболее легко управляемыми параметрами являются удельная циркуляция абсорбента и температура абсорбции, что необходимо учитывать при ироектироваини уста1Ювок. [c.166]

    На другом газоперерабатывающем заводе разорвалась труба, изготовленная из стали 17ГС. Рабочее давление в трубопроводе составляло 3,5 МПа, среда — отбензиненный газ. В результате аварии газопроводы были сброшены с технологических эстакад.

,на участке длиной около 300 м, концы трубопроводов от места аварии были отброшены на расстояние до 32 м, произошла загазованность значительной части территории завода. Загорания газа при аварии не было.

В соответствии с заключением комиссии, расследовавшей аварию, причиной разрыва трубы был износ стенки вследствие коррозии (толщина стенки уменьшилась с 8 до 2 мм) и возникновение трещины в тонкой части трубы в зоне заводского дефекта в виде расслоения металла н рваного заката.

Трубопровод был проложен таким образом, что на участке длиной около 4 м при закрытой задвижке в нижней части его образовалась застойная зона жидкости, способствовавшая протеканию коррозионных процессов. Контрольных замеров толщины стенки трубы в застойной зоне не производили, тогда как в других точках были проведены контрольные засвер-ловки трубопроводов и контрольные замеры толщин стенок, показавшие удовлетворительные результаты. [c.108]

    В США абсорбционные схемы с водяным (воздушным) охлаждением технологических потоков получили широкое распространение в 20—40-х годах.

Применение их позволило обеспечить необходимое производство сжиженных газов и создать нормальные условия для транспортирования отбензиненного газа по газопроводам (извлечение пропана в этом случае 40—50%, бутанов 85— 90%, газового бензина 95—100%).

Такие установки вошли в технологию переработки газа под названием маслоабсорбционных установок (МАУ). [c.204]

    Отбензиненный газ из абсорберов после осушки направляется потребителям. Газ из реабсорбера используется в качестве топлива для заводских нужд. [c.23]

    Абсорбцию проводят в колонных аппаратах, которые для обеспечения контакта между газом и жидкой фазой снабжены тарелками или насадкой. Наибольшее распространение получили абсорберы с колпачковыми и ситчатыми тарелками. В обоих случаях на тарелке поддерживается слой жидкости, через которую пробулькивает газ.

Абсорбцию проводят при сравнительно низкой температуре (30— 40° С) и высоком давлении (10—50 ат). Попутный газ, пройдя очистные сооружения (рис. 74), поступает на прием компрессоров, где сжимается в одну или две ступени, и направляется в нижнюю часть абсорбера, а сверху подается абсорбент. Отбензиненный газ, [c.

165]

    Сырой газ, сжатый до 1,3— 1,7 МПа, последовательно проходит через маслоотделитель (на схеме не указан), холодильник 1 и сепаратор 2, где освобождается от выпавшего компреосионного бензина и поступает под нижнюю тарелку абсорбера 3. На верхнюю тарелку абсорбера подают поглотительное масло (тощий абсорбент).

При прохождении через тарелки газ отбензинивается и из верхней части колонны по шлемовой трубе отводится в сепараторы отбензиненного газа 4, где осаждаются увлеченные потоком газа капли абсорбента. Очищенный от масла газ из сепаратора направляется через регулятор противодавления на распределительный пункт. [c.

141]

    Наличие стабильной сырь рй базы и растущая потребность в компонентах природного газа в нефтехимической и других отраслях являются основой дальнейшего развития газоперера-ботки.

Природный газ представляет собой сложную смесь легких углеводородов и неуглеводородных компонентов, таких как сероводород, меркаптаны, диоксид углерода, азот, гелий и т.п.

Соотношение этих компонентов в сырье может изменяться в широких пределах и будет оказывать влияние на выбор поточной схемы газоперерабатывающих заводов и перечень получаемых товарных продуктов.

    В схемах разделения углеводородного газа с использованием конденсационно-отпарных колонн (см. рис. 35) сырой газ охлаждается последовательно обратным потоком сухого газа (или смешивается с ним), доохлаждается в холодильниках с внешним хладагентом и поступает на разделение в сепаратор, откуда отбензиненный газ выводится с установки, а сконденси- [c.143]

    Основное расчетное уравнение по этому методу — уравнение Кремсера—Брауна. Кроме того, для расчета используют график Кремсера [8].

В связи с ограничениями, принятыми при выводе уравнений, метод Кремсера—Брауна, строго говоря, применим для расчета процесса абсорбции так называемых тощих газов, когда потоки по высоте колонны действительно меняются мало, так как из газа в жидкость переходит не большое количество компонентов и выделяется незначительное количество теплоты абсорбции, т. е. температура процесса также меняется незначительно. Поэтому ряд работ был нailpaвлeн на устранение указанного недостатка метода Кремсера—Брауна [16, 171. Однако для предварительной технико-экономической оценки процесса абсорбции газа любого состава, особенно при ручном счете, метод Кремсера — Брауна наиболее удачен. Кроме того, при переработке газа по схеме НТА в абсорбер поступает всегда достаточно сухой, отбензиненный газ, что позволяет применять метод Кремсера— Брауна для предварительного расчета процесса абсорбции. Поэтому, учитывая, что в настоящее время расчетные исследования процесса абсорбции и проектные расчеты, как правило, ведут с помощью точных методов на ЭВМ, в настоящей работе из всех приближенных методов расчета процесса абсорбции рассматри- [c.307]

Эти компрессорные агрегаты занимают небольшую площадь, обеспечивают удобное расположение холодильников, надежны в эксплуатации, удобны в обслуживании. Их техническая характеристика приведена в табл. 12.

 [c.126]

    Для переработки газа с содержанием Сз 1,ыдш е не более 70— 75 г/м применяют схемы НТК, где единственным источником холода служат турбодетандерные установки, обеспечивающие глубокое извлечение целевых компонентов этана, пропана и более тяжелых углеводородов.

При переработке природных газов детан-дерные установки используют пластовую энергию газа, при переработке нефтяного газа его предварительно компримируют для создания перед детандером необходимого давления.

Часто в схемах с внутренним холодильным циклом наряду с детандированием частично отбензиненного газа применяют дросселирование жидких потоков. [c.180]

    Отбензиненный газ с верха первого абсорбера 3 поступает во второй абсорбер 4, орошаемый тяжелым маслом с молекулярным весом 180, для поглощения увлеченного легкого абсорбента. Тяжелый абсорбент подается в количестве 700 л/мин. Абсорбция во втором абсорбере проводится под давлением 33,5 кПсм при температуре 17° С. [c.130]

    Потоки I — сухой отбензиненный газ II — адсорбент в колонну III — сырой газ IV — газ после разделения Утеплоноситель. [c.162]

Источник: https://www.chem21.info/info/83628/

Правительство обсуждает рост цен на сухой отбензиненный газ

ПНГ добывается при разработке нефтяных месторождений, самый дешевый способ избавиться от него – сжечь на факеле

В. Баранов / Ведомости

Независимые нефтяные компании могут получить возможность продавать «Газпрому» попутный нефтяной газ (ПНГ) по экспортному нетбэку с дисконтом – такая инициатива сейчас обсуждается в правительстве, рассказал в среду на форуме Глобального партнерства Всемирного банка по сокращению объемов сжигания ПНГ министр энергетики Александр Новак. Предполагается, что газ пойдет на экспорт, но с сохранением единого экспортного окна, рассказал министр. Пересмотреть схему расчетов нужно, чтобы разрабатывать нефтяные месторождения более эффективно, объяснил министр. Речь идет о сухом отбензиненном газе, который остается после отделения фракций, использующихся для дальнейшей переработки в газохимии. Пока предполагается, что высокую цену получат в основном новые проекты по утилизации газа, говорит человек, участвующий в обсуждении инициативы.

Ранее Минэнерго предлагало допустить сухой отбензиненный газ независимых производителей в экспортный газопровод «Сила Сибири» в 2020–2025 гг. Предполагалось, что в этот газопровод может попасть газ Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского, Собинского и других месторождений Восточной Сибири. Представитель «Газпрома» не ответил на запрос «Ведомостей».

ПНГ добывается при разработке нефтяных месторождений, самый дешевый способ избавиться от него – сжечь на факеле. Но сжигание ПНГ наносит серьезный ущерб экологии, и в 2007 г. Россия вслед за другими странами предписала нефтяникам утилизировать 95% ПНГ уже с 2011 г.

Однако и сейчас нефтяные компании утилизируют в среднем всего 86,5% ПНГ, норму выполняет только «Сургутнефтегаз», рассказал Новак. По его словам, срок достижения 95%-ной доли сдвигается на 2020 г.

Достичь нужного объема сложно на нефтяных месторождениях «с высоким газовым фактором», а также на небольших месторождениях, удаленных от основных мест добычи, объяснил Новак. По данным Минприроды, инвестиции крупнейших нефтегазовых компаний России в проекты по утилизации ПНГ в 2011–2015 гг. превысят 320 млрд руб. В 2015 г.

нефтяники сожгут примерно 10,5 млрд куб. м газа, за это они заплатят около 2 млрд руб. штрафов, рассказал министр природных ресурсов Сергей Донской. Для нефтяной отрасли это незначительная сумма, замечает аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров.

Если «Газпром» все-таки будет покупать сухой отбензиненный газ нефтяных компаний по экспортному нетбэку ($130 за 1000 куб.

м при цене нефти в $50 за баррель) с учетом дисконта на содержание газотранспортной системы, например, в $30 (точная цифра неизвестна), переплата монополии составит около $700 млн, подсчитал портфельный управляющий GL Financial Group Сергей Вахрамеев.

Для «Газпрома» вопрос цены на сухой отбензиненный газ сложный, компания и так испытывает проблемы с эффективностью проекта «Сила Сибири», а он наверняка считался с учетом поставки газпромовского газа, рассуждает Нестеров.

Вместо того чтобы системно решить проблему доступа независимых производителей газа к трубопроводному экспорту, Минэнерго пытается действовать разовыми мерами – то разрешить экспорт по отдельной трубе, то отдельного вида газа, отмечает аналитик.

Решение будет приниматься сложно из-за сопротивления «Газпрома» и в конце концов будет довольно спорным, резюмирует Нестеров.

Источник: https://www.vedomosti.ru/business/articles/2015/09/10/608188-pravitelstvo-obsuzhdaet-vozmozhnost-povisheniya-tsen-na-poputnii-neftyanoi-gaz

«Под ключ» за 18 месяцев: установка комплексной подготовки газа в Казахстане

Заказчик: ТОО “Кен-Сары” (филиал Korean National Oil Corporation)

Месторасположение: Республика Казахстан, Мангистаусткая обл, Мангистауский р-н, месторождение Арыстан (ближайшая ж/д станция № 66310, Сай-Утес)

Производительность установки по входному газу: 150 млн. нм3/год.

ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) – до 50 тыс. тонн/год

СОГ (сухой отбензиненный газ) – до 120 млн. нм3/год

Объем работ:

Концептуальный инжиниринг, проектирование, поставка оборудования, шефмонтаж, пусконаладка.

Период выполнения работ: 2012-2014 г.г.

Описание установки:

Установка комплексной подготовки попутного нефтяного газа производительностью по входящему газу 150 млн.

нм3/год размещена на площадке Арыстановского нефтяного месторождения, находящегося в Мангистаусткая области Республики Казахстан.

Вырабатываемая продукция –  СОГ (сухой отбензиненный газ) по СТ РК 1666-2007, полностью соответствующий СТО Газпром 089-2010 и ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов).

Задачи проекта:

В 2012 году в РФ и в 2014 году в Республике Казахстан вышли постановления, устанавливающие требование к нефтекомпаниям об утилизации 95% добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ), ограничивающее объем его сжигания в факелах на месторождениях и повышающее платежи за сверхлимитное сжигание газа. В РФ это постановление «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», а в РК закон “О недрах и недропользовании”. За сверхлимитное сжигание ПНГ начисляются серьезные штрафы.

Поэтому основной задачей этого проекта было в максимально короткие сроки с минимальными возможными затратами получить высокоэффективную установку переработки газа, выдающую продукты, удовлетворяющие не только закону РК “О недрах и недропользовании”, но и которые позволили бы быстро окупить вложенные средства.

Эти 2 цели и являлись основной задачей проекта, что и удалось с “блеском” выполнить нашей компании. Срок выполнения работ оказался беспрецедентно малым – всего 18 месяцев “под ключ”. 

Основные решения:

В отличие от природного газа, добычу которого можно регулировать в зависимости от объёма потребления, попутный газ извлекается вместе с нефтью, независимо от того имеются или отсутствуют условия для его использования.

Поэтому было очень важно обеспечивать широкое регулирование производительности установки по входному потоку ПНГ.

Для выполнения вышеперечисленных технических решений нами была поставлена установка  комплексной подготовки попутного нефтяного газа и склад ШФЛУ с узлом налива в автоцистерны. Данная установка состоит из ряда принципиальных блоков.

Состав оборудования:

• Компрессорная станция на базе поршневых компрессоров Ariel типа JGK/4 с газопоршневыми приводами Waukesha L7044 (2 рабочих, 1 резервный) производительностью 15000 нм3/час с давлением 6 МПа.
• Блок низкотемпературной сепарации с точкой росы по углеводородам минус 11 0С.

• Блок осушки газа и регенерации гликоля с циркуляцией 0,9 м3/час.
• Блок фракционирования с получением ШФЛУ до 50 000 тонн/год и СОГ до 120 млн. нм3/год.
• Блок производства воздуха КИПиА и азота с производительностью по азоту 30м3/час, по воздуху – 200 м3/час.

• Блок низкотемпературной сепарации мощностью 1200 кВт. на базе 2 компрессоров GEA 400GLE мощностью 261 кВт.
• Блок хранения и отгрузки ШФЛУ объемом 1600 м3.
• Блок факельной системы с пропускной способностью 21000 нм3/час.

• Комплектная система управления РСУ и ПАЗ.

Компрессорная станция

Компрессорная станция, состоящая из 3-х современных поршневых компрессоров Ariel, предназначена для компримирования попутного нефтяного газа до давления 60 бар изб.

Компрессоры установлены в просторном здании из сендвич-панелей, что делает процесс эксплуатации, очередного сервисного обслуживания и ремонта легким и доступным.

Такое техническое решение делает работу операторов значительно более эффективной, что в итоге продлевает “срок жизни” оборудования и делает всю работу установки более устойчивой.

Блок низкотемпературной сепарации

Для осуществления процесса отбензинивания попутного нефтяного газа применена технологическая схема низкотемпературной сепарации с внутренним холодильным циклом на основе хладагента фреон 134A. Холодильный цикл основан на базе 2-х фреоновых компрессоров производства фирмы GEA (США).

Компрессоры установлены в отдельном домике, что делает процесс эксплуатации, очередного сервисного обслуживания и ремонта легким и доступным.

Такое техническое решение делает работу операторов значительно более эффективной, что в итоге продлевает “срок жизни” оборудования и делает всю работу установки более устойчивой.

Блок впрыска и регенерации гликоля

Предотвращение гидратообразования при охлаждении газа обеспечивается впрыском раствора диэтиленгликоля на трубные решетки теплообменников установок НТС.

В дальнейшем насыщенный гликоль отправляется в отпарную печь, откуда опять поступает в основную технологию.

Такое техническое решение позволяет дешево и эффективно убирать влагу из потока газа и предотвращать гидратообразование. Потери гликоля при таком методе минимальны.

Блок извлечения ШФЛУ

ПНГ охлаждается в теплообменниках холодильного цикла до температуры минус 12°C при давлении 59 бар изб.

В качестве деэтанизатора применяется колонна-стабилизатор без подачи холодного орошения на верхнюю тарелку. Подвод тепла в них колонны осуществляется циркуляцией горячего теплоносителя через ребойлер.

Разработанная технология обеспечивает извлечение пропана и более тяжелых целевых углеводородов на уровне 64%. 

Кубовый продукт из нижней части колонны (ШФЛУ) охлаждается в аппарате воздушного охлаждения и направляется на склад ШФЛУ.

Блок хранения и отрузки ШЛФУ

Блок хранения и отгрузки ШФЛУ предназначен для хранения ШФЛУ, поступающей из колонны-стабилизатора, с дальнейшей ее отгрузкой в АЦН.

Резервуарный парк, состоящий из семи рабочих и одного резервного резервуара по 200м3 каждый. Отгрузка ШФЛУ в автоцистерны осуществляется насосами через стояки налива.

Блок подготовки воздуха КИПиА и получения азота

Блок подготовки воздуха КИПиА и получения азота предназначен для получения сжатого осушенного воздуха, направляемого в систему КИПиА и технического азота для использования на технологические нужды.

Блок факельной системы

Блок факельной системы предназначен для аварийного сжигания попутного нефтяного газа. Факел высокого давления оснащен двумя дежурными горелками, работающими на топливном газе НД.

Конструкция факелов обеспечивает дистанционный розжиг и контроль пламени. В качестве резервного топлива для дежурных горелок предусмотрены баллоны с пропаном. Контроль процесса горения каждой горелки осуществляется датчиком температуры.

Для розжига каждой горелки установлен электронный блок.

Система автоматики и противоаварийной защиты

Все блоки и аппараты блоков оборудованы современными контрольно-измерительными приборами, предохранительной, запорной, отсечной арматурой и снабжены автоматически управляемыми клапанами. Это позволяет вести технологический процесс в автоматическом, а также дистанционном режиме из помещения управления.

 Результаты:

• Всего за 18 месяцев был выполнен проект “под ключ”. 

• На данный момент заказчик эксплуатирует нашу установку, получая высокачественный продукт. 

• За время работы не произошло каких-либо форс-мажорных происшествий, либо значительных поломок оборудования. 

• Наши специалисты своевременно и с большой ответственность относятся к сервисному обслуживанию оборудования, что позволяет ему работать безостановочно и выдавать необходимые продукты на протяжении всего периода эксплуатации.

• Из-за переменного характера подачи ПНГ установка доказала возможность работы в широких диапазонах регулирования.

• На установке обеспечен высочайший уровень безопасности, соответствующий всем мировым стандартам.

• Установка окупилась менее чем за 2 года.

• Система автоматики и мониторинга значительно облегчила работу операторов, а также свела вероятность человеческого фактора почти к 0.

Источник: https://gazsurf.com/ru/gazopererabotka/stati/item/proekt-pod-klyuch-za-18-mesyatsev-ustanovka-kompleksnoj-podgotovki-poputnogo-neftyanogo-gaza-ken-sary-v-kazakhstane