Технологические процессы переработки природных газов

Технологические процессы переработки природных газов

Природные и попутные углеводородные газы почти всегда содержат примеси твердых, жидких и газообразных компонентов, а также пары воды. Необходимым условием переработки этих газов является предварительная очистка их от влаги, твердых загрязнений и агрессивных примесей, так как они способствуют быстрому износу дорогостоящего оборудования и нарушают нормальную эксплуатацию технологических установок. Из газа должна быть удалена не только капельно-взвешенная влага, но и часть влаги, содержащейся в виде паров, а также кислые газы (СО2 и Н2S), которые при низких температурах на установках сжижения и низкотемпературного разделения газов, переходя в твердое состояние, забивают аппаратуру и выводят ее из строя.

Выбор способа и технологии переработки сырья зависит от давления, температуры и состава газа, климатических и почвенных условий районов добычи и транспортирования газа, требований потребителя к качеству [4].

В газах могут содержаться следующие характерные загрязнения:

а) капельная влага и конденсат тяжелых углеводородов, поступающие вместе с газом или выделившиеся из него в подводящих трубопроводах в результате теплоотдачи и понижения температуры;

б) продукты коррозии внутренних стенок подводящих трубопроводов;

в) жидкость, в основном вода, и твердые загрязнения, попавшие в газопроводы при монтаже, ремонте или их гидравлическом испытании и полностью не удаленные до ввода в эксплуатацию.

1.3.1 Физические методы разделения газов

В зависимости от количества газа, содержания в нем тяжелых углеводородов, направлений использования газа после отбензинивания, заданной глубины отбора различных компонентов, а также в зависимости от местных промысловых условий и других факторов применяются четыре способа отбензинивания [8]:

Абсорбционный метод основан на различной растворимости содержащихся в исходном газе углеводородов в жидких нефтепродуктах, применяемых в качестве абсорбентов. Находящиеся в газовой смеси углеводороды относительно высокого молекулярного веса — пропан, бутаны, углеводороды бензиновых фракций — растворяются в абсорбенте лучше, чем более низкомолекулярные — метан и этан.

Процесс отбензинивания проводят в цилиндрической колонне, называемой абсорбером. Абсорбент подается в верхнюю часть колонны, стекает по тарелкам вниз и многократно соприкасается с идущим снизу вверх потоком газа. Обогащенный углеводородами абсорбент отводится снизу колонны на следующую стадию процесса — десорбцию, при которой из абсорбента отпаривают извлеченные им из газа углеводороды. Конденсируясь, они образуют нестабильный бензин. Регенерированный абсорбент охлаждают и используют повторно.

Применение абсорбционного способа наиболее рационально для отбензинивания газов, содержащих в 1м 3 более 100 г углеводородов С3 + высшие.

Поглощающая способность абсорбентов тем выше, чем ниже температура процесса абсорбции. В последние годы все большее распространение получает абсорбция при низких (ниже 0°С) температурах. При сохранении современных тенденций большая часть суммарной мощности и в дальнейшем будет приходиться на низкотемпературные абсорбционные газоперерабатывающие заводы.

При переработке тощих газов (до 50 г/м 3 С3 + высшие) применяется метод адсорбции, основанный на способности твердых пористых материалов (адсорбентов) поглощать пары и газы. В качестве адсорбента обычно используют активированный уголь, который поглощает из газа преимущественно тяжелые углеводороды и постепенно насыщается ими. Для извлечения поглощенных углеводородов и восстановления адсорбционной способности насыщенный уголь обрабатывают водяным паром. Смесь водяных и углеводородных паров, отогнанная из адсорбера, охлаждается и конденсируется. Полученный нестабильный бензин легко отделяется от воды при отстое. Для отбензинивания газов газоконденсатных месторождений применяют силикагель.

Компрессионный способ отбензинивания основан на сжатии и последующем охлаждении газа; при этом значительная часть тяжелых углеводородов, входящих в его состав, конденсируется и затем отделяется в сепараторах. Компрессионный способ применяют для отбензинивания жирных газов с высоким содержанием пропана, бутана и более тяжелых углеводородов. Этот способ не обеспечивает достаточной глубины отбора тяжелых фракций и, являясь вспомогательным, обычно сочетается с другими способами отбензинивания.

Для более полного извлечения из газа углеводородов С3 + высшие в сочетании с компримированием применяют низкотемпературную ректификацию или низкотемпера­турную конденсацию. Отбензинивание методом низкотемпературной ректификации экономически целесообразно при содержании в газах тяжелых углеводородов (С3 + высшие) более 300 г/м 3 и при необходимости обеспечить максимальное извлечение из газа индивидуальных углеводородов — этана и пропана, а также при выделении гелия [9], [10].

Из сжатого газа после глубокого охлаждения выделяется конденсат. Смесь газа и конденсата или отсепарированный конденсат подается в ректификационную колонну, верхняя часть которой охлаждается, а нижняя подогревается. В результате теплообмена между стекающей вниз флегмой и поднимающимися вверх парами легкие углеводороды переходят в паровую фазу, а тяжелые конденсируются, и таким образом происходит их разделение. Тяжелые углеводороды отводятся снизу колонны, а легкие (метан, этан) — сверху.

Основное отличие абсорбционной схемы от схемы глубокого холода заключается в осуществлении процесса деметанизации. В первом случае этот процесс проводят абсорбцией всех более тяжелых компонентов (Сз и выше) при давлении 30—40 атм при умеренных температурах (не ниже —40° С) с применением пропанового или аммиачного холодильного цикла. Во втором случае процесс отделения метано-водородной фракции проводят ректификацией в условиях низких температур (—90° и ниже в зависимости от давления) с применением двух- или трехступенчатого каскадного холодильного цикла (этилен с пропаном или аммиаком, а иногда и с метаном). Следовательно, холодильная установка в схемах низкотемпературной ректификации сложнее, чем в абсорбционных. В свою очередь к недостаткам абсорбционного метода следует отнести необходимость введения в разделяемый поток углеводородов циркулирующего абсорбента (до 0,5 моля Ci на 1 моль разделяемого газа), что приводит к повышению температуры в кубовых частях и кипятильниках колонн и к повышенному расходу греющего пара.

По энергетическим показателям метод низкотемпературного фракционирования экономичнее абсорбционного метода.

Метод низкотемпературного фракционирования экономичнее, чем абсорбционный, так как для его осуществления требуются меньшие расходы греющего пара и воды. Абсорбционный метод может конкурировать с низкотемпературным по суммарным энергетическим показателям в установках для разделения газов пиролиза при наличии дешевого пара от ТЭЦ, а также в случае разделения «богатых» газов — газов высокотемпературного пиролиза.

Энергетические преимущества низкотемпературной схемы проявляются заметнее в том случае, когда в схеме по возможности полно рекуперируется потенциальный холод, т. е. при тесной увязке между собой всех тепловых потоков. Однако такая увязка потоков делает агрегат газоразделения более сложным в управлении и чувствительным к колебаниям состава сырья. Низкотемпературные агрегаты газоразделения являются высокоэкономичными при постоянном составе сырьевого газа. Абсорбционные агрегаты менее чувствительны к колебаниям состава питающей смеси и более устойчивы в работе с переменным составом газа.

Читайте также:  Тепловая пушка для печи

Аппаратура установок глубокого охлаждения работает при низ-них температурах (—100° С и ниже), поэтому для ее изготовления требуются легированные стали. Аппаратура для абсорбционных агрегатов, работающих при температурах до —40° С, может быть изготовлена из обычной углеродистой стали.

В США и в странах Западной Европы конденсационная схема получила более широкое распространение. Можно отметить два основных направления современного развития за рубежом схем низкотемпературной ректификации: схемы, разрабатываемые в США фирмой Келлог, и схемы фирмы Линде в ФРГ. В установках фирмы Келлог деметанизацию проводят при давлении 35—40 am с. применением двухступенчатого каскадного цикла (этилен — пропан или этилен — аммиак).

Низкотемпературные абсорбция и ректификация сочетаются с осушкой отбензиниваемого газа, которая необходима для предотвращения образования гидратов.

Выбор способа отбензинивания и технологической схемы газоперерабатывающего завода основывается на тщательном технико-экономическом анализе. Сопоставляя различные варианты, находят оптимальный. [11], [12].

1.3.2 Промышленные установки фракционирования газов

Типовая установка переработки природного и попутного нефтяного газа включает в себя следующие блоки:

-Блок подготовки исходного газа — предназначен для дожатия (при малом давлении) газа, осушки газа от влаги и очистки его от механических и других примесей.

-Блок охлаждения – для охлаждения и частичной конденсации исходного газа и выделения из него тяжелых компонентов.

-Блок деметанизации – для отделения отбензиненного газа, используемого на местные нужды или возвращаемого в магистральный трубопровод.

-Блок газофракционирования – для получения требуемых целевых продуктов.

-Блок теплоносителей – для нагрева кубового продукта колонн.

-Блок компрессоров — для дожатия отбензиненного газа до давления в магистральном трубопроводе.

-Блок печей – для нагрева газа регенерации адсорберов.

-Склад конечных продуктов.

В зависимости от состава исходного газа могут быть получены следующие целевые продукты:

-газ горючий природный (ГОСТ 5542-87, 27577-87);

-этановая фракция (ТУ 0272-022-00151638-99)

-смесь пропан-бутановая техническая (ГОСТ 20448-90)

-пропан и пропан-бутан автомобильные (ГОСТ 27578-87)

-ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов)

-бензин газовый стабильный (ТУ 39-1340-89)

-изобутан (ТУ 38.101 497-79)

-нормальный бутан (ТУ 38.101 492-79)

-изопентан (ТУ 38.101494-79)

-нормальный пентан (ТУ 38.101 493-79)

Известна установка для разделения газовых смесей, содержащая магистраль перерабатываемого газа, теплообменники, сепараторы, гелиевую ректификационную колонну с линией удаления жидкой фазы, детандер, колонну-деметанизатор с линиями питания колонны, линию удаления кубовой жидкости, насос, линию подачи жидкости в колонну-деэтанизатор.

Очищенный, осушенный и охлажденный до минус 30°С газ разделяют на потоки, которые раздельно охлаждают до 69°С и частично конденсируют в теплообменниках за счет холода сдросселированных и расширенных в детандере обратных фракций газов сепарации, деметанизации и питания колонны-деметанизатора. Затем потоки смешивают и сепарируют, при этом жидкость дросселируют и направляют на сепарацию, откуда испаренные гелий и легкие углеводороды подают в нижнюю часть гелиевой ректификационной колонны. Жидкую фазу колонны делят на два потока, один из которых дросселируют, частично испаряют в теплообменнике и разделяют в сепараторе. Выделившуюся жидкость дросселируют, смешивают с жидкостью, выделившейся при охлаждении и сепарации подаваемого на переработку газа, и подают в качестве питания в колонну-деметанизатор. Пар, выделившийся при охлаждении и сепарации первой части жидкой фазы гелиевой колонны, расширяют в детандере, объединяют с остальной частью жидкой фазы гелиевой колонны, сепарируют и жидкость направляют в качестве холодного орошения в колонну-деметанизатор. Кубовую жидкость колонны-деметанизатора разделяют на этановую и широкую фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в колонне — деэтанизаторе.[14]

Известна также установка низкотемпературного разделения углеводородного газа (Рис.1), состоящая из блока предварительного охлаждения газа, включающего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник и сепаратор первой ступени, блока конденсации и охлаждения газа, включающего теплообменники, отпарные колонны, турбодетандерный агрегат, состоящий из турбодетандера (поз.20) и турбокомпрессора, сепараторы второй ступени и сепаратор (поз.17) третьей ступени с линией отвода метановой фракции высокого давления (МФВД) в детандер (поз.20), блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов, включающего теплообменники, деэтанизатор, деметанизатор, состоящий из отпарной (поз.25) секции, снабженной выносным насосом (поз.29) для подачи кубовой жидкости в деэтанизатор (поз.26), и укрепляющей (поз.24) секции с линией отвода метановой фракции среднего давления (МФСД) и установленным на ней клапаном (без позиции) [поз.24 сверху соединена с поз.8 линией, на которой установлен клапан (позиция без номера)], блока получения гелиевого концентрата и соединительных трубопроводов, которая является наиболее близкой по совокупности существенных признаков и достигаемому результату и принята за прототип.

Основным недостатком известных установок является то, что при выводе насоса, подающего кубовую жидкость из отпарной секции деметанизатора в деэтанизатор, на проведение ремонта, установки приходится останавливать. Из-за простоя снижается выработка целевых продуктов и эффективность работы установки.[15]

Рис. 1 Установка низкотемпературного разделения углеводородного газа.

Известен способ деметанизации газовых смесей (Рис. 2), включающий глубокое охлаждение смеси перед разделением до температур (-120)-(-130 о С) при этом охлаждение осуществляют ступенчато с выводом промежуточных частичных конденсатов на разделение в деметанизатор. Причем охлаждение до температур (-90)-(-95 о С) обеспечивают посредством использования внешнего каскадного холодильного цикла на пропилене и этилене в качестве хладагентов. Дальнейшее охлаждение смеси осуществляют внутренним холодильным циклом, основанным на использовании частичного конденсата следующим образом. Часть конденсата, образующегося при охлаждении газовой смеси до температур порядка (-100 о С), дросселируют до давления 3-4 атм (при этом его температура понижается), испаряют путем отбора тепла от газовой смеси, охлаждаемой в результате этого, и рециркулируют в исходную газовую смесь.

Читайте также:  Придверные решетки aco vario

При соотношении водород/метан по объему 1:2 в исходной газовой смеси (газы пиролиза бензина) указанный конденсат представляет собой метан-этиленовую смесь, содержащую до 90 об. метана, и внутренний холодильный цикл обеспечивает охлаждение газовой смеси до (-120)-(-130 о С).

В качестве флегмы в способе деметанизации используют фракцию, получаемую при охлаждении этиленом паров, отводимых после ректификации.

Недостатком способа является низкая эффективность при работе с газовыми смесями, в составе которых преобладает водород. [16]

Рис. 2 Схема деметанизации газовых смесей, включающая глубокое охлаждение смеси перед разделением.

Типичный непрерывный процесс деметанизации для восстановления этилена из газообразных кормовых смесей (Рис. 3), содержащих компоненты более летучий и менее летучий , чем этилен, включает следующие стадии :

а) исходный газ сжимают и высушивают, а затем предварительно охлаждают с помощью обычных методов охлаждения для осуществления его частичной конденсации ;

б) частично конденсированную смесь затем подают в ректификационную колонну низкой температуры — деметанизатор. Деметанизатор включает обычную ректификационную колонну, имеющую ряд ректификационных тарелок или подносов, часть колонны выше питающей тарелки ректификационной секции и часть колонны в том числе и ниже питающей тарелки, являющейся исчерпывающей ;

с) фракционирование в деметанизаторе с применением общепринятых приемов фракционирования с участием подходящих условий для получения рефлюкса в качестве основных продуктов: (1)верхнего продукта , который является в основном метан и компоненты более летучие , чем этилен, и (2) кубового продукта , который включает этилен и менее летучие компоненты . Давление в колонке фракционирования можно варьировать в широком диапазоне от атмосферного давления или ниже, до 600-800 фунтов на квадратный дюйм. Расчетное давление для конкретного завода является результатом практического выбора из соображений технических и экономических альтернатив. Давление зависит от состава смеси и полноты разделения метана и этилена.[17]

Рис. 3 Схема непрерывного процесса деметанизации для восстановления этилена из газообразных кормовых смесей.

Природный газ – полезное ископаемое, добываемое из недр Земли. Для его использования в промышленных целях он подвергается специальной переработке для очищения от нежелательных примесей.

Природный газ

Он относится к горным породам и представляет собой сложное соединение из совокупности газов. Главный компонент – метан. Другие углеводороды:

Используется как топливо. Применяется в основных направлениях промышленной химии.

Газ образуется после процесса разложения живых организмов в осадочной оболочке и поднятия их на уровень с меньшим давлением. Это возможно только при изначальном высоком давлении и температуре. Он располагается глубже, чем залежи нефти.

В земле он находится в виде отдельных образований в газообразном состоянии. В воде или нефти его можно обнаружить в растворенном виде. Это ископаемое прозрачное, без запаха. Специфический аромат ему придается с помощью одоризации.

Есть несколько версий возникновения этого вещества.

  1. В начале развития Земли большую часть занимал океан. Существовавшие в нем живые организмы со временем погибали, накапливаясь в пространстве, в котором не было бактерий и доступа к воздуху. Это помогало противостоять разложению. Со временем эти организмы погружались все глубже. Высокая температура и сильное давление способствовали их химическому воздействию с водородом. В результате этого образовались углеводороды.
  2. Геологические процессы стали причиной поднятия углеводородов с глубин земной коры наверх, где было меньшее давление. В результате появились газовые, нефтяные залежи.

Именно этих основных версий, объясняющих появление природного газа , придерживаются ученые.

Экологическое значение

Природный газ наносит минимальный ущерб окружающей среде. Данный вид топлива экологически чист. При его горении практически не выделяется вредных отходов , в отличие от угля, дров и нефти. Но существует другая опасность для биосферы.

За прошлый век было использовано большое количество топлива, включая природный газ. Это повлекло за собой увеличение доли углекислого газа в атмосфере. Ученые обеспокоены, что из-за этого возможен парниковый эффект с последующим глобальным потеплением. Как результат – таяние ледников, поднятие уровня воды Мирового океана.

В 1997 году многие страны мира подписали Киотский протокол, чтобы помочь остановить процесс глобального потепления. Он является дополнительным документом к конвенции ООН 1992 года об изменении климата. Международное соглашение было подписано в городе Киото (Япония).

Протокол ратифицирован 192 странами. На эти страны приходится больше половины мировых загрязнений. Главная цель государств – сокращение выбросов парниковых газов. Ученые ищут другие пути получения топливной энергии.

После этого последовало внедрение программы по преодолению техноэкологического кризиса. Задачей является преобразование цен на источники энергии, исходя из их топливной калорийности.

Добыча

В России целенаправленная добыча газа в промышленных масштабах зародилась в прошлом веке. До этого его обнаруживали случайно при бурении скважин для доступа к воде или поиске нефти.

Залежи природного газа находятся не только в земляных пустотах, но и в горных породах с пористой структурой. Благодаря этому процесс добычи его на поверхность упрощается. Он может находиться на разной глубине.

Добыча полезного ископаемого состоит из нескольких этапов. К ним относятся:

  • работы по определению места и глубины залежи минеральных образований;
  • приготовление скважин, они не делаются глубже, чем 12 километров;
  • бурение проводится на всей территории, где располагается полезное ископаемое, это помогает достичь уменьшения давления на природный газ и облегчить добычу из недр земной коры;
  • извлечение, в процессе поддерживается разное давление в пласте с веществом и земной оболочке;
  • наружу он выходит по установленным скважинам, попадая в механизм сбора, во время этого происходит извлечение и попутных образований, которые находятся в нефти;
  • транспортировка, сначала газ проверяется на количество наличия в нем посторонних примесей, при превышении нормы его очищают в краткие сроки на специальных установках в зоне месторождения и добычи ;
  • если примесей мало, то ископаемое перевозят на территорию завода для переработки.

Перевозка газа осуществляется с помощью трубопровода. Транспортировка проводится под давлением. Другой способ связан с использованием танкеров-газовозов. Они перевозят вещество в жидком состоянии при температуре ниже 60 градусов при повышенном давлении.

Только пройдя эти основные этапы , возможна добыча подходящего к применению природного газа . Он должен быть без большого количества примесей.

Переработка

Полезное ископаемое образовалось в каменноугольный период, в момент появления пород с пористой структурой, нефти и угольных пластов. Большую часть природного газа содержит метан, но у него есть некоторое количество примесей, что делает его неоднородным. Это затрудняет перевозку и дальнейшее использование . Применяются основные направления переработки .

Читайте также:  Кофеварка для кофе по турецки электрическая

После добычи он проходит первичную переработку сушки для удаления из него пара воды и серы. Затем он отправляется на завод. Цель – принятие компонентами газа товарного вида для дальнейшего применения. Важно, чтобы при осуществлении данного плана не нанести непоправимый ущерб окружающей среде.

Переработка природного газа выполняется тремя способами :

  1. Термохимическим. Применяется термическое воздействие. В результате этого возникают непредельные углеводороды. Способ возможен только при высоких температурах и давлении.
  2. Физико-энергетическим. Данная технология способствует сжатию и делению газа на компоненты. Используется сильное нагревание или охлаждение. Чаще всего к этому способу обращаются на участках добычи полезного ископаемого. Сжимание и деление происходит благодаря компрессорам и нефтяным насосам.
  3. Химико-каталитическим. Метан модифицируется в синтез-газ для возможности осуществления переработки. Используется парциальное окисление или паровая, углекислая конверсия. В химическом методе полученное вещество не нуждается в разделении компонентов.

Только при помощи данных способов возможна переработка природного газа , освобождение его от ненужных примесей.

Результаты переработки

Полученное вещество после переработки используется не только как источник энергии. Выделяются следующие продукты переработки нефти и газа :

  • аммиак – необходим для производства удобрений, полимеров, растворителя, нашатырного спирта; бесцветен, присутствует сильный специфический запах;
  • анилин – основа для создания красок, полиуретана, каучука; бесцветная жидкость с резким запахом, плохая растворимость в воде;
  • гелий – применяется для высоких технологий при изготовлении медицинских изделий и ядерных реакторов, спутников; необходим геологам, так как они с помощью гелиевой съемки определяют глубинные разломы на поверхности земной коры, нет цвета, вкуса и запаха;
  • метанол – используется как растворитель и топливный элемент, жидкость без цвета, но присутствует запах этилового спирта; принимать внутрь смертельно опасно;
  • уксусная кислота – нужна при изготовлении текстильной продукции, не в сильной концентрации для кулинарии, применяется как растворитель, присутствует резкий запах и кислый вкус;
  • формальдегид – применяется в производстве строительных материалов, фенопластов, хорошо работает в качестве антисептика, консерванта для косметических средств, бесцветен, нет резкого запаха;
  • этан – из него изготавливаются изделия из пластмассы, необходим для получения соединения этилена; нет цвета, вкуса и запаха.

Продукты переработки природного газа являются востребованным сырьем во многих отраслях промышленности. Главное – использовать их исключительно в своих областях применения.

Природный газ – ценное минеральное образование из недр Земли. Используется как необходимый источник тепловой энергии. Некоторые его производные применяются во многих отраслях промышленности. После извлечения обязательно проходит процесс переработки природного газа для очищения его от ненужных примесей.

8.1. Исходное сырье и продукты переработки газов

Легкие углеводороды содержатся в природных горючих га­зах (чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений), а также 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 месторождений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (ча­стиц пыли, песка, окалины и т.д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны.

Газы, получаемые при первичной и вторичной (особенно там, где используют термокаталитические процессы) переработке нефти, кроме предельных парафиновых углеводородов содержат и непредель­ные — олефины. Этим они отличаются от природных горючих газов.

8.2. Основные объекты газоперерабатывающих заводов

На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (закон­ченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов:

1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т.д.) газа к переработке;

2) компримирование газа до давления, необходимого для пе­реработки;

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 нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтепере­рабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда количество исходного сырья невелико.

Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рис. 2.4.

Газ поступает на пункт приема под давлением 0,15-0,35 МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в приемные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ.

Компрессорная станция 1-й ступени 3 предназначена для пе­рекачки сырьевого («сырого») газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10 ГКМ, 10 ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980).

На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Нестабильный бензин направляют на газофракционирующие установ­ки 6. Отбензиненный («сухой») газ компрессорной станцией II-й ступени 5 закачивается в магистральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей.

Газофракционирующие установки 6 предназначены для раз­деления нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товарный парк 7, откуда впоследствии производится их отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам.

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector