Переработка углеводородных газов для производства автомобильного топлива

Размещено на http://www.allbest.ru/

Переработка углеводородных газов для производства автомобильного топлива

казахстан топливо моторный газ

Калдыгозов Е.д.х.н., профессор, Джуниспеков Н.Е.,

Саги Д.Б., Шиян Г.В., Мусабаев Н.А.,

Южно-Казахстанский Государственный Университет

им. М.Ауэзова и КИПУДН.

Abstract

Results of investigation physical & chemical properties of different narrow gazis cut of are described in this article. Possibilities of their usage as crude for production of jet petroleum are shown.

Одним из важнейших направлении в развитии нефтеперерабатывающей промышленности Республики Казахстан является получение высококачественных моторных топлив из газообразного углеводородного газа.

Попутный нефтяной газ растворённые в нефти представляет собой смесь углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. В зависимости от района добычи с 1 т нефти получают от 25 до 800 нм3 попутного нефтяного газа. Долгое время основным направлением утилизации нефтяного попутного газа(ПНГ) было сжигание на факелях. Однако, стоить отметить, что сжигание попутного газа оказывает негативное влияние как на состояние окружающей среды, таки на здоровье человека.

Данные об объёмах сжигаемого на факелах попутного газа в РК, приводимые разными источниками, варьируют в весьма широких пределах: разброс данных от 4-5 до 10-15 млрд. м3 в год.

Возможны три направления эффективные варианты использования попутного нефтяного газа (ПНГ): газомоторные топлива, энергетическое инефтехимическое.

1.Газомоторное топлива - применение нефтяного газа в качестве автомобильного и дизельного топлива в настоящее время очень актуально, так как в выхлопах газовых моторов содержится в 2-3 раза меньше оксида углерода и в 1,2 раза меньше окиси азота. При этом по сравнению с бензином стоимость СУГ ниже примерно на 30-50%.

1.Энергетическоеиспользование ПНГ для выработки электроэнергии можно считать экономически в польне оправданным. Попутный нефтяной газ - топливо высококалорийное и экологически чистое. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всём мире существует практика его использования для выработки электроэнергии для промысловых нужд.

2. Нефтехимическое - попутный нефтяной газ (ПНГ) может быть переработан с получением сухого газа, газового бензина, широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ) и сжиженного газа для бытовых нужд. ШФЛУ является сырьём для производства целого спектра продуктов нефтехимии: каучуков, пластмасс, окигенатов, компонентов высокооктановых бензинов. Это направление доминирует, потому что продукты нефтехимии имеет практически неограниченный рынок.

Углеводородные газы получаются при первичной перегонке нефти, а также в процессах каталитической и термической переработки нефтяных фракций и остатков. Они в основном состоят из углеводородов С1-С4 и некоторого количества более тяжелых компонентов. В зависимости от типа процесса переработки нефтяных фракций газы могут содержать в основном насыщенные углеводороды (процессы перегонки нефти и нефтяных фракций, гидрогенизационные процессы, риформинг, изомеризация и т.п.) или непредельные (каталитический крекинг, термодеструктивные процессы. Пропан, бутан и их смеси, наряду с природным газом (метаном), используются в качестве альтернативного топлива для заправки автомобилей. Применение их в качестве газомоторного топлива в настоящее время очень актуально, ведь ежегодно отечественным автопарком, состоящим из более 34 млн единиц транспортных средств, вместе с отработавшими газами выбрасывается 14 млн тонн вредных веществ. А это составляет 40% от общих промышленных выбросов в атмосферу. Отработавшие газы двигателей, работающих на газе, в несколько раз менее вредны. Комплекс установки переработки углеводородных газов включаетследующихустановок переработки природных углеводородных газов:1.Установки осушки газа. 2.Установки очистки газа. 3.Установки отбензинивания газа. 4.Установки извлечения гелия из природных отбензиненыхгазов. В данной стать рассматривается некоторые вариантыустановки переработки углеводородных газов различного происхождения.

1.Установка осушки природных, попутных углеводородных газов. В недрах земных пластов углеводородные газы (природный, попутный и др.) насыщены водяными парами до равновесного состояния. Количество паров воды зависит от условий в пласте (температуры и давления) а также от состава газа. С момента выхода газа из скважины в виду изменения этих параметров влагосодержание газа меняется. Присутствие паров воды в газе негативно сказывается на аппаратах и коммуникациях установок переработки и транспорта газа вследствие образования в них гидратов, во избежание этого явления, обязательным условием подготовки газа к транспортировке по газопроводам на ГПЗ служит процесс осушки газа.

Осушка газов методом адсорбци. Это технологический процесс заключается в избирательном поглощении порами поверхности твердого адсорбента молекул воды из газа, с последующим извлечением их из пор посредством применения внешних воздействий. Процесс адсорбционной осушки газа позволяет достигать депрессия точки росы в 100°C. (минимальная точка росы, достигаемая адсорбцией около -90°C.). При выборе применяемых адсорбентов на установках адсорбционной осушки газа необходимо принимать во внимание состав газа, наличия в нем тех или иных компонентов влияющих на адсорбенты и других факторов влияющих на процесс и конечный результат. Виды адсорбентов: оксиды алюминия, синтетические цеолиты, силикагели. На стандартной установке адсорбционной осушки технологический процесс осушки газа представляет собой последовательное выполнение следующих этапов в рабочего цикла осушки: Адсорбциянагрев адсорбента десорбцияохлаждение адсорбента. На первом этапе осушка происходит по стандартному циклу, газ осушается в абсорбере, контактируя с гликолем концентрацией 96 %, после чего поступает в абсорбер вторичной осушки, где уже осушеный на первом этапе газ повторно осушается гликолем концентрации 99,5 %, регенерация отработанного гликоля также аппаратурно оформлена в двух стадийном исполнении. В десорбере этапа первичной осушки, процесс регенерации гликоля происходит под давлением 1-2 атм, а в десорбере вторичной осушки под вакуумом, либо с участием отпарного агента.

Таблица №1-Характеристики газа на входе и на выходе:

Таблица №2 - Компонентный состав попутного газа.

Предварительно осушенный газ, охлаждается в рекуперативных теплообменниках, после чего поступает в сепаратор, где происходит отделение от него сконденсированных углеводородов, после которого идет на турбодетандер, с которого подается на разделительную колонну. В нее же с теплообменников поступает смесь сконденсированных углеводородов из сепаратора. Внизу колонны отбирают смесь сконденсированных углеводородов от этана и выше, а деэтанизированный газ сверху колонны отводится в теплообменники после которых поступает в турбодетандер, в котором сжимается за счет энергии расширяющего газа из сепаратора и направляется далее заказчику. Смесь полученых углеводородов направляется на газофракционирующую установку, где из нее отбирается этановая фракция 90% и фракции остальных более тяжелых углеводородов. Предельные углеводородные газы подвергают, как правило, газофракционированию на установках ГФУ, а непредельные разделяют на АГФУ (абсорбционно-газофракционирующих установках).На этих установках осуществляется очистка сырья от содержащегося в нем сероводорода, с последующим проведением глубокой перегонки, продуктом чего являются бензиновые и узкие газовые фракции.

1. Очистка газа от сероводорода. Очистка сырья от сероводорода осуществляется водным раствором моноэтаноламина (МЭА), по следующей реакции:

(СН2СН2ОН)NН2+Н2S ( СН2СН2ОН NН3)HS 2 СН2СН2ОН)NН2+Н2S( СН2СН2ОН NН3)2S

Сероочистки происходит при температуре до 40°С, при более высоких температурах качество сероочистки ухудшается, т.к. возможен процесс обратной реакции. Регенерация насыщенного сероводородом МЭА производится путем его нагрева до температуры 105-120°С, при которой происходит обратная реакция.

3.Фракционирование сжиженных газов. - Процесс разделения много компонентной смеси на фракции, основанный на разности температуры кипения компонентов, называется ректификацией. На установках ГФУ и АГФУ процесс ректификации осуществляется в ректификационных колоннах - вертикальных аппаратах, оборудованных сложными внутренними устройствами - тарелками и насадками различных видов. В процессе ректификации на установках ГФУ сжиженные углеводородные газы, подлежащие разделению на фракции, нагреваются, причем часть содержащихся в них компонентов переходит в газовую фазу. Разогретая газожидкостная смесь подается в среднюю (или нижнюю) часть ректификационных колонн. Жидкая фаза стекает по тарелкам вниз, при этом из нее под действием поднимающихся с низа колонны паров продолжают испаряться легкокипящие компоненты, паровая фаза поднимается вверх. Hа каждой тарелке происходит контакт газов со стекающей с вышележащих тарелок жидкой фазой. В результате наиболее тяжелые, имеющие более высокую температуру кипения компоненты конденсируются и, смешиваясь со стекающим с тарелки потоком жидкости, опускаются вниз. Оставшиеся газообразные компоненты поднимаются на вышележащую тарелку, где описанный процесс повторяется. Поток жидкости, стекающий по тарелкам в низ колонны, называется флегмой. Начало ему дает часть продукта, выходящего в паровой фазе с верха колонны, сконденсированного в холодильниках-конденсаторах и возвращаемого на верхнюю тарелку колонны в качестве острого орошения. Стекая по тарелкам вниз, флегма обогащается конденсирующимися в ней наиболее тяжелыми компонентами из потока поднимающихся вверх газов. Конденсируясь, компоненты газового потока отдают потоку флегмы тепло, за счет которого из нее испаряются наиболее легкие, кипящие при более низкой температуре компоненты. Таким образом, на тарелках ректификационной колонны одновременно протекают процессы теплообмена (передачи тепла от потока горячих газов потоку более холодной флегмы) и массопередачи (перехода легкокипящих компонентов из жидкого потока в газовый поток, а тяжелых - из газового потока в жидкостной). В результате этих процессов при установившемся режиме на каждой тарелке колонны устанавливается определенная температура и соответствующий равновесный состав жидкой и газообразной фаз. Фракционирование сжиженных газов на установках ГФУ состоит из следующих процессов: Деэтанизация углеводородного сырья-заключается в выделении углеводо родного сырья легких углеводородов С1-С2 (метан, этан). Происходит в деэтанизаторе. Легкие углеводороды выводятся в топливную сеть завода. В процессе ректификации на установках ГФУ сжиженные углеводородные газы, подлежащие разделению на фракции, нагреваются, причем часть содержащихся в них компонентов переходит в газовую фазу. Разогретая газожидкостная смесь подается в среднюю (или нижнюю) часть ректификационных колонн. Жидкая фаза стекает по тарелкам вниз, при этом из нее под действием поднимающихся с низа колонны паров продолжают испаряться легкокипящие компоненты, паровая фаза поднимается вверх. Hа каждой тарелке происходит контакт газов со стекающей с вышележащих тарелок жидкой фазой. В результате наиболее тяжелые, имеющие более высокую температуру кипения компоненты конденсируются и, смешиваясь со стекающим с тарелки потоком жидкости, опускаются вниз. Оставшиеся газообразные компоненты поднимаются на вышележащую тарелку, где описанный процесс повторяется. Поток жидкости, стекающий по тарелкам в низ колонны, называется флегмой. Начало ему дает часть продукта, выходящего в паровой фазе с верха колонны, сконденсированного в холодильниках-конденсаторах и возвращаемого на верхнюю тарелку колонны в качестве острого орошения. Стекая по тарелкам вниз, флегма обогащается конденсирующимися в ней наиболее тяжелыми компонентами из потока поднимающихся вверх газов. Конденсируясь, компоненты газового потока отдают потоку флегмы тепло, за счет которого из нее испаряются наиболее легкие, кипящие при более низкой температуре компоненты. Таким образом, на тарелках ректификационной колонны одновременно протекают процессы теплообмена (передачи тепла от потока горячих газов потоку более холодной флегмы) и массопередачи (перехода легкокипящих компонентов из жидкого потока в газовый поток, а тяжелых - из газового потока в жидкостной). В результате этих процессов при установившемся режиме на каждой тарелке колонны устанавливается определенная температура и соответствующий равновесный состав жидкой и газообразной фаз. Поставленные технические задачи решаются в моторном топливе для автомобильного транспорта, содержащем метан, этан, пропан, сумму углеводородов С4 и сумму углеводородов С5 и выше при следующем соотношении компонентов в смеси, мас. %: метан - не более 0,01 этан - 6,0-16,0 пропан - не более 40,0. Сумма углеводородов С5 и выше - не более 3 сумма углеводородов С4 - остальное. Сжиженное этан-бутановое топливо для автомобильного транспорта получают следующим образом.Жидкую бутановую фракцию состава, мас. %: пропан - 1,2, сумма углеводородов С4 - 97,5, сумма углеводородов С5 и выше - 1,30, подают в верхнюю часть абсорбера. В нижнюю часть абсорбера подают газообразную этановую фракцию состава, мас. %: метан - 0,0003, этан - 82,0, пропан - 17,0, бутан - остальное. Абсорбер работает в режиме противотока. Бутановая фракция, стекая вниз абсорбера, насыщается этановой фракцией и выводится с нижней части абсорбера уже в качестве готового моторного топлива для автомобильного транспорта, а избыточное содержание этановой фракции отводятся верхней части абсорбераа остальные тяжелые части стекает вниз. В результате получают моторное топливо следующего состава, мас. %: Метан - 0,0004 Этан - 9,83 Пропан - 3,1Сумма углеводородов C5 и выше - 0,27Сумма углеводородов С4 - Остальное. Высшая и низшая теплота сгорания топлива составляет соответственно 123 и 114 кДж/л. Для ПБА, отвечающего требованиям ГОСТ 27578-87, указанные показатели имеют значения 114 и 105 кДж/л. Давление насыщенных паров, который при различных температурах, составило: при температуре +45oС - 1,15 МПа, при температуре -35oС - 0,08 МПа и полученной смеси компонентов моторного топлива соответствует требованиям зимней и летней марки по ГОСТу 27578-87 "Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта" и подтверждает возможность использования данного моторного топлива в летний и зимний периоды.

Литература

1. М.А. Берлин, В.Г. Гороченков, Н.П. Волков. «Переработка нефтяных и природных газов» Москва, Химия,1981,472с.

Размещено на Allbest.ru