Технологии химической переработка природного газа

газа с целью удаления компонентов, затрудняющих транспортировку его по газопроводу. Наличие в

газе воды, жидких углеводородов, механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, усиливает коррозию оборудования.
Подготовка природного газа включает процессы:
Сепарации – удаления капельной жидкости, механических примесей;
Очитки газа от кислых компонентов - Н2S, СО2;
Осушки – удаления водяных паров.

Необходимость проведения того или иного вида подготовки газа определяется в зависимости от конкретных условий.

выходящий из скважин, содержит в своем составе капельную жидкость (газовый

конденсат и воду), а также мелкие частички горной породы. На установках сепарации пластовой смеси используют различные по конструкции и эффективности сепарационные устройства.

– отбойные пластины; 3 – выход газового конденсата;
4 – выход

отсепарированного газа; 5 – выход загрязненной пластовой воды;
6 – сетчатый отбойный пакет; 7 – встроенный сборник пластовой воды

Рис. 2. Центробежный сепаратор : 1 – корпус; 2 – газоотводная труба;
3 – завихритель; 4 – вход для газа в корпусе; 5 – сборники уловленной жидкости; I – пластовая
смесь; II – отсепарированный газ; III – уловленная жидкость и механические примеси

Рис. 3. Фильтрующий сепаратор:
1 – входная зона (отбойник); 2 – фильтрующие элементы;
3 – каркас; 4 – фильтрующий материал; 5 – выходной сетчатый отбойник; I – вход газа;
II – отсепарированный газ; III – углеводородная жидкость

компоненты, входящие в состав газа:
Диоксид углерода;
Сернистые соединения (сероводород, меркаптаны, серооксид

углерода, сероуглерод и сульфиды)

Классификация процессов очистки газов от кислых компонентов

в промышленности.
Процессы химической абсорбции основаны на химическом взаимодействии сероводорода и

диоксида углерода с активной частью абсорбента;
В процессах физической абсорбции извлечение кислых компонентов происходит за счет их растворимости в органических поглотителях.

Наиболее распространенные абсорбенты:

Физические абсорбенты:
Метанол
N-метилпирролидон
Пропиленкарбонат
Алкиловые
эфиры полиэтиленгликолей
Диэтиленгликоль и др.

Химические абсорбенты:
Водные растворы
алканоламинов
(монотаноламина,
диэтаноламина,
триэтаноламина,
метилдиэтаноламина)

газа: 1 – абсорбер; 2 – емкость регенерированного абсорбента; 3

– холодильник; 4 – экспанзер; 5 – теплообменник; 6 – десорбер; 7 – конденсатор-холодильник; 8 – сепаратор; 9 – рибойлер;
I – исходный газ; II – очищенный газ; III – экспанзерный газ; IV – кислые газы; V, VI – соответственно регенерированный и насыщенный растворы амина

Описание технологической схемы.
-Исходный газ движется навстречу регенерированному абсорбенту в абсорбере 1.
-Насыщенный раствор абсорбента уходит с низа абсорбера 1 и через теплообменник 5 подается в десорбер 6.
-Регенерированный абсорбент уходит снизу десорбера 6, охлаждается в теплообменнике 5 и холодильнике 3 и поступает на верх абсорбера 1.
-Тепло, необходимое для регенерации насыщенного раствора, сообщается ему в рибойлерах, обогреваемых водяным паром.
-Кислый газ из десорбера охлаждается для конденсации содержащихся в нем водяных паров. Конденсат из сепаратора 8 возвращается в десорбер 6.
-В экспанзере (выветривателе) 4, за счет снижения давления насыщенного раствора выделяются физически растворенные в абсорбенте углеводороды, СО2 и Н2S

– 30–35 ° С,
регенерированного амина – 35–45 ° С;

давление 3 МПа.
Технологический режим в десорбере
температура насыщенного амина на входе в десорбер – 85–95 °С,
регенерированного амина в кубе десорбера – 110–120 ° С;
давление 0,3–0,8 МПа.

Количество тарелок в абсорбере и десорбере составляет 20–25 штук, тип тарелок – клапанные, ситчатые или решетчатые, коэффициент полезного действия – 0,25–0,40.

абсорбционными и адсорбционными способами, а также комбинированием этих способов в

одной установке.

Основные преимущества абсорбционных и адсорбционных процессов осушки газа

– абсорбер; 2 – холодильник; 3 – насос с гидравлической

турбиной; 4 – емкость абсорбента; 5 – теплообменник; 6 – десорбер;
I – влажный газ; II – осушенный газ; III – регенерированный абсорбент; IV – насыщенный абсорбент; V – водяные пары; VI – отпаривающий агент; VII – свежий абсорбент

Описание технологической схемы.
Влажный газ I поступает в абсорбер 1 под нижнюю тарелку и контактирует с абсорбентом, стекающим с верха абсорбера.
Осушенный газ II подается в магистральный газопровод или на дальнейшую переработку.
Насыщенный влагой абсорбент IV c низа абсорбера 1 после теплообменника 5 поступает в десорбер 6.
Регенерированный абсорбент III охлаждается в теплообменнике 5 и поступает в емкость 4, откуда насосом 3 прокачивается через холодильник 2 и вновь подается в абсорбер 1.
В емкость 4 для восполнения потерь подают свежий абсорбент VII.
В куб десорбера 6 для снижения парциального давления водяных паров подают отпаривающий агент VI.

Давление до 10–14 Мпа;
Кратность циркуляции абсорбента 10 –100 л

на 1000 м3 газа (от 10 до 35 л на 1 кг извлекаемой влаги);
Концентрация регенерированного абсорбента 98,0–99,9 %;
Процесс десорбции протекает при повышенной температуре (до 160–200 ° С) и практически под атмосферным давлением.

Эффективность осушки газа зависит от:
природы абсорбента;
концентрации абсорбента на входе в абсорбер;
кратности циркуляции абсорбента;
термодинамических параметров абсорбции;
наличия примесей и жидких углеводородов в осушаемом газе.

7 – сепараторы; 2, 3 – адсорберы-десорберы; 4 – трубчатая

печь; 5 – газодувка; 6 – конденсатор-холодильник;
I – влажный газ; II – осушенный газ; III – осушенный газ на десорбцию; IV – влажный газ десорбции; V – вода; VI – осушенный газ на охлаждение адсорбента

Описание технологической схемы.
Влажный газ I поступает во входной сепаратор 1, где от него отбивается капельная жидкость;
Затем влажный газ поступает на осушку в адсорбер 2 или 3 (в зависимости от стадии цикла), откуда осушенный газ II подается на дальнейшую переработку или потребителю.
Для регенерации адсорбента из потока осушенного газа II отбирается газодувкой 5 газ на десорбцию III, нагревается в трубчатой печи 4 и подается в адсорберы 2 или 3.
Влажный газ десорбции IV после конденсатора-холодильника 6 направляют в сепаратор 7, где от него отбивают капельную влагу V, и далее подают во влажный газ I.
После стадии десорбции в адсорберы подают часть осушенного газа VI на охлаждение слоя адсорбента.

Мпа;
Температура в печи – 300-400 С;
Скорость подачи газа – 0,15-0,30

м/с

Применяемые адсорбенты:
Силикагель. Адсорбционная активность зависит от размера пор: чем меньше размер пор, тем выше адсорбционная активность. Но мелкопористые силикагели дороже и быстрее разрушаются в присутствии капельной влаги.
Цеолиты. Цеолиты обладают высокой адсорбционной активностью и избирательностью. Адсорбционная активность цеолита в отличие от оксида алюминия и силикагеля не зависит от влажности газа.
Оксид алюминия. Самый дешевый из перечисленных адсорбентов, устойчив по отношению к капельной влаге. Основной недостаток адсорбента – невысокая адсорбционная емкость

и компонентов газового бензина (С5H12 + высш). 

Продуктами установок отбензинивания могут быть:
отбензиненный

или сухой газ (метан или метан + этан);
топливный газ (метан + этан + пропан) и газовый бензин (фракция углеводородов С3+);
деметанизированный нестабильный газовый конденсат (фракция углеводородов С2+).

Классификация методов отбензинивания газов:
низкотемпературная сепарация тяжелых углеводородных компонентов (НТС);
низкотемпературная конденсация тяжелых углеводородных компонентов (НТК);
абсорбционное отбензинивание газов, включая низкотемпературную абсорбцию (НТА);
адсорбционное отбензинивание газов.

следующие процессы:
Производство низших олефинов;
Производство ацетилена;
Производство технического углерода (сажи);
Производство синтез-газа и

продуктов на его основе (альдегиды, спирты, синтетические жидкие топлива).

являются:
жидкие нефтепродукты;
природные и нефтяные газы;
газовые конденсаты.

Химизм процесса:
Процесс получения технического углерода (термическое разложение углеводородов с образованием углерода, находящегося в виде твердой фазы) описывается следующим уравнением:
СnHm → nC + 0,5mH2

Способы получения технического углерода:
Печной способ;
Канальный (диффузионный) способ

технического углерода печным способом: 1 – реакционная печь; 2 –

активатор; 3 – оросительный водяной холодильник; 4 – электро- фильтр; 5 – транспортный шнек; 6 – элеватор; 7 – сепаратор для отделения тех. углерода; 8 – барабан для гранулирования; I – газ; II – воздух; III – вода; IV – гранулированный технический углерод

Основным аппаратом является реакционная печь – горизонтальная цилиндрическая камера, выложенная огнеупорным кирпичом и заключенная в металлический кожух. Печь по ходу движения газа переходит в трубопровод-активатор, предназначенный для выдержки технического углерода при высокой температуре в течение определенного времени с целью полного разложения углеводородов.
Условия процесса:
Давление в печи – 0,4–0,1 МПа;
температура – 1200–1500 °С;
время нахождения продуктов сгорания в печи – 2–4 с;
температура в оросительном холодильнике – 250–350 °С.

Технология производства СЖТ из природного газа включает

в себя несколько технологических стадий:
подготовка природного газа к переработке;
конверсия природного газа в синтез-газ;
очистка синтез-газа от диоксида углерода;
сжатие и нагрев синтез-газа;
синтез Фишера-Тропша;
фракционирование жидких продуктов Фишера-Тропша, восстановление олефинов и кислородсодержащих соединений из фракции С3–С18, гидрооблагораживание фракции С18+;
фракционирование продуктов с получением товарных моторных топлив.

переработки природного газа по технологии СЖТ

в себя технологии сепарации, сероочистки, осушки, отбензинивания и др.
Конверсия природного

газа в синтез-газ.
Методом паровой конверсии:
СН4 + Н2О → СО + 3Н2.
Проводится в трубчатых реакторах, заполненных катализатором, с подводом тепла от горелок. Давление 1,0 МПа, температура – 750–850 °С. катализатор ГИАП-18 и ГИАП-3-6Н.
Методом парциального окисления:
СН4 + 0,5О2 → СО + 2Н2.
Парциальное окисление (ПО) основано на неполном окислении метана с использованием кислорода при отсутствии или очень малом количестве водяного пара. Процесс некаталитический, не требует специального подвода тепла.

углерода. Технология этого процесса аналогична технологии очистки от кислых компонентов

природного газа.
Синтез Фишера-Тропша представляет собой совокупность превращений, протекающих на поверхности гетерогенного катализатора. Основными являются реакции гидрополимеризации СО с образованием парафинов и олефинов:
nCO + 2nH2 → CnH2n + H2O,
nCO + (2n + 1)H2 → CnH2n+2 + H2O.
Фракционирование жидких продуктов Фишера-Тропша, восстановление олефинов и кислородсодержащих соединений из фракции С3–С18, гидрооблагораживание фракции С18+. Широкую углеводородную фракцию, выходящую со стадии синтеза по Фишеру- Тропшу, разделяют ректификацией на более узкие фракции С3–С18 и С18+. Фракцию С3–С18 подвергают гидрооблагораживанию, а фракцию С18+ – восстановлению олефинов и кислородсодержащих соединений.
Фракционирование продуктов с получением товарных моторных топлив. Фракции С3–С18 и С18+ после гидрогенизационного облагораживания объединяют и подвергают ректификационному разделению с получением пропан-бутановой, бензиновой и дизельной фракций.