ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Характеристика первичных углеводородных газов и конечных продуктов их переработки из "Технология первичной переработки нефти и природного газа Изд.2" Все углеводородные газы (УГ) можно разделить по их происхождению на две больщие группы - первичные и вторичные. [c.272] Первичные УГ - это газы, добываемые непосредственно из земных недр. По условиям залегания (и соответственно - составу) они могут быть разделены на природные и попутные (нефтяные) УГ. К природным УГ относят легкие по составу газы чисто газовых месторождений, а также газы газоконденсатных месторождений, которые выносят на поверхность в сконденсированном виде в небольших количествах (50 - 500 г/нм газа) более тяжелые углеводороды (конденсаты), кипящие до 200 - 300 °С. [c.272] Попутные УГ - это газы, добываемые вместе с нефтью на нефтяных месторождениях. [c.272] Вторичные УГ - это легкие углеводороды, образовавшиеся при переработке нефти за счет термокаталитических превращений (деструкции) природных углеводородов нефти. Эти газы обычно включают углеводороды от метана до пентана и могут быть насыщенными (предельными) и ненасыщенными (непредельными). [c.272] Ненасыщенные вторичные УГ - это газы, содержащие олефиновые углеводороды, которые образуются в деструктивных процессах с недостатком водорода, таких как каталитический крекинг, термический крекинг, коксование, пиролиз. [c.273] В соответствии с основной темой настоящей книги ниже рассматриваются вопросы переработки только первичных углеводородных газов. [c.273] Общие мировые запасы природного газа составляют около 90 трлн м (65 - 70 млрд т), что соразмерно с извлекаемыми запасами нефти (90 - 95 млрд т). Ежегодное мировое потребление природного газа - около 1800 млрд м /год, в том числе в нашей стране - около 850 млрд мVг oд, и эта цифра будет расти. [c.273] Крупнейшие отечественные месторождения природного газа в настоящее время находятся в северных районах Западной Сибири (Уренгой, Медвежье) и в Заполярье (полуостров Ямал), а также в Оренбургской области и Прикаспии (Астрахань, Кара-чаганак). Поскольку основное количество природного газа добывается в труднодоступных отдаленных районах, одновременно с ростом добычи газа наращивается пропускная способность и протяженность газопроводов, достигающая сейчас около 135 тысяч километров при максимальной дальности транспортирования до 5000 км. [c.273] Состав природных газов по основным газовым и газоконденсатным месторождениям приведен в табл. 6.1. Общее, что их характеризует, - высокое содержание метана [85 - 99%(об.)] и соответственно высокая теплота сгорания. Содержание тяжелых углеводородов (S 5+) невелико [0,02 - 0,20%(об,)] и лишь в отдельных случаях достигает 1,5 и 4,0%(об.). Большинство газов содержит 1 - 5% (об.) неуглеводородных примесей инертных газов (азот и диоксид углерода) и сероводород. Кроме этих примесей природные газы содержат в небольших количествах сероуглеродные ( OS и S2), а также сероорганические - меркаптаны (R-SH)- соединения. [c.273] Газ многих месторождений в тех или иных количествах (от 5 до 400 г/м ) выносит газовый конденсат, содержащий углеводороды от С5Н12 до С20Н42. Такие месторождения называют газоконденсатными. Газовые конденсаты (табл. 6.2) выкипают в большинстве случаев в пределах 40 - 350 С, хотя в отдельных случаях они более тяжелые - температура начала кипения 103 и 210 °С, а в других - более легкие, температура конца кипения 200 - 230 С. [c.275] Конденсаты разных месторождений сильно различаются по групповому химическому составу и содержанию серы. По содержанию серы резко выделяются конденсаты Оренбургского (1,18%), Астраханского (1,37%) и Карачаганакского (0,8%) месторождений. [c.275] Газовые конденсаты являются существенным ресурсом углеводородного сырья. Их суммарная добыча сейчас достигает 25 -28 млн т/год, что в среднем по стране составляет около 40 г на 1 м3 добываемого газа. [c.275] В отличие от природных состав нефтяных (попутных) газов сложнее (табл. 6.3) большинство из них содержит углеводороды eHi4 и выше. Доля метана и этана в этих газах колеблется от 33% (об.) (Гнединцевское месторождение) до 92% (Узеньское), хотя типичное суммарное содержание этих двух углеводородов составляет 60 - 75%(об.), а суммарное содержание углеводородов от пентанов и выше в них - от 1,5 до 3,0%(об.). Углеводороды от пропана и выше (С3+) считаются для газов конденсируемыми и обычно при переработке газов удаляются. В нефтяных газах содержание этой фуппы углеводородов составляет от 300 до 1200 г/м , в то время как в природных газах - в основном от 20 до 100 г/м (см. табл. 6.1). [c.275] Так же как и природные газы, нефтяные содержат инертные компоненты - азот и диоксид углерода [1 - 10%(об.)] и в отдельных случаях - сероводород. [c.275] Показатели качества природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, регламентированы стандартом и приведены в табл. 6.4. [c.278] Таким образом, в составе сжиженных газов предусматривается содержание не только пропана и бутана (насыщенных углеводородов), но также олефинов от этиленов и выше, т. е. в их состав вовлекаются как пропан-бутановая фракция ШФЛУ из природных газов, так и из вторичных газов, содержащих олефины. [c.279] Остаточная фракция ШФЛУ - газовый бензин, содержащий в основном углеводороды от пентана и выше. Для него нормами установлены два основных показателя - температура начала кипения (не ниже 30 °С) и давление насыщенных паров, характеризующее наличие в нем легких углеводородов (не более 67 кПа летом и не более 93 кПа зимой). [c.279] Вернуться к основной статье