Презентация, доклад по теме Газовый конденсат

называемая газовым бензином, выделяемая из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы;
жидкая смесь тяжелых УВ, выносимая газом из скважин в капельном виде и отделяемая от газа методом низкотемпературной сепарации.

В СССР было принято называть ГК - С5+ (согласно форме статистической отчетности 34 ТП «Отчет по эксплуатации газовых скважин»).

содержит УВ С2-7.
У нестабильного газового бензина нет квалифицированного применения, у индивидуальных УВ и стабильного газового бензина — есть.

Выделение индивидуальных углеводородов и получение стабильного бензина осуществляют на газофракционирующих установках (ГФУ).

Варианты переработки на ГФУ:
-выделение этановой фракции для производства этилена;
-выделение пропан-бутановой фракции (сжиженный бытовой газ или моторное топливо);
-или выделение пропана и бутана, направляемых на дегидрирование и производство полимеров;
выделение пентана для производства растворителей
выделение смеси УВ С6+, направляемой на производство ароматических УВ катриформингом.

газового бензина и получения топливного сжиженного газа (смесь пропана и бутана);
Многоколонные - многоколонные ГФУ, позволяющие получать, кроме стабильного газового бензина, индивидуальные углеводороды, сырьем для ГФУ служит, как правило, деэтанизированный нестабильный газовый бензин.

0,4 МПа
100-130°С

компонентов/фракций (например, для С4 разница Ткип равна ±6°С);
Необходимость высокой четкости фракционирования;
Для создания жидкостного орошения требуется:
Вести процесс при повышенных давлениях;
Использовать внешние холодильные циклы.
Схема (+температура, давление, число тарелок в колонне) ГФУ выбирается исходя из:
-состава исходной смеси;
-требуемой чистоты продуктов;
-заданного ассортимента продуктов.

ГФУ рентабельны, как правило, тогда, когда объединены с процессами переработки индивидуальных УВ (пиролиз, производство полимеров, алкилирование, синтез эфиров).
В остальных случаях рентабелен, как правило, выпуск широких фракций.

бутановая колонна; 3 — изобутановая колонна; 4, 5, 6 — конденсаторы-холодильники; 7, 8, 9— емкости орошения; 10, 11, 12, 20— насосы; 13, 14, 15— кипятильники; 16, 17, 18— теплообменники;19— холодильник бензина. Потоки: I —нестабильный бензин; II — пропан; III — стабильный газовый бензин; IV — изобутан; V — н-бутан.

допустимые значения)

УВ-фракции друг от друга и получить товарные продукты заданного качества.

Газ сухой углеводородный
(С1-С4)

Пропан-пропиленовая фракция

Сжиженные газы С3-С4
(ПТ, СПБТ, БТ)

Автомобильные сжиженные газы С3-С4
(ПА, ПБА)

Изобутановая фракция

Газовый бензин

Используется в качестве топливного газа и сырья установки по производству инертного газа и двуокиси углерода

Используется в качестве растворителя на установках деасфальтизации гудрона, в качестве сырья для производства полимердистиллята

Используется в качестве топливного газа для коммунально-бытовых нужд

Используются в качестве моторного топлива для автомобильного транспорта

Используется в качестве компонента сырья на установке алкилирования изобутана бутиленом

Используется в качестве компонента при приготовлении товарных автомобильных бензинов

Бутан-бутиленовая фракция

Применяется для получения бутадиена в производстве синтетического каучука, для пиролиза, на установке алкилирования изобутана бутиленом

Изопентановая фракция

Используется в качестве компонента при приготовлении автобензина

Кислый газ

Используется в качестве сырья для производства серной кислоты, а также на установке по производству элементарной серы

жидкости из скважины (10-500 г/м3), - более тяжелый, УВ С2-12+.
Технология переработки включает процессы:
-стабилизации;
-обезвоживания и обессоливания;
-очистки от серосодержащих примесей;
-перегонки и выделения фракций моторных топлив (с последующим их облагораживанием).

Иногда стабильный конденсат смешивают со стабильной нефтью, тогда последние три процесса совмещены с технологией первичной переработки нефти.

Для оценки возможности получения из конденсатов отдельных марок моторных топлив установлена их единая технологическая классификация по отраслевому стандарту ОСТ 51.56—79:
-давление насыщенных паров;
-содержание серы;
-фракционный состав
-содержание ароматических углеводородов и парафинов;
-температура застывания.

месторождения может иметь различные показатели:
из-за снижения пластового давления месторождения;
от режима эксплуатации установок, где производится выделение тяжелых углеводородов из газа.

Так, снижение температуры сепарации на установках НТС повышает степень конденсации углеводородов С5-6, что в свою очередь приводит к увеличению содержания легких фракций в конденсате. 

пласта конденсата уменьшается, а по составу он становится более легким.

Газовые конденсаты стабилизируют и перерабатывают двумя методами:
ступенчатой дегазацией:
– это простейший метод стабилизации - вследствие 2-3-ступенчатого сброса давления происходит однократное испарение наиболее легких компонентов, которые в виде газа отделяются от конденсата; схема характерна для промыслов, где стабильный конденсат хранится в атмосферных резервуарах и подается на переработку на НПЗ; схема ступенчатой дегазации не позволяет обеспечить полное извлечение легколетучих углеводородов (до гексана) и поэтому они в последующем выветриваются из конденсата 2-й ступени в емкостях.
ректификацией в стабилизационных колоннах:
получила большее распространение, так как позволяет исключить потери ценных углеводородов и предотвратить загрязнение ими атмосферы; современные стабилизационные установки газового конденсата ректификацией включают две колонны – абсорбционно-отпарную (АОК) и стабилизационную.

газами сепарации и стаб.конденсатом.

2 ступень с конца – 1,6 МПа, 0 °С;
3 ступень с конца – 4,0 МПа, -10 °С;

фракций конденсата;
-невозможность производства сжиженных газов, отвечающих требованиям ГОСТ.
-сбор и утилизация газов сепарации связаны с большими энергетическими затратами.
-необходимость замены оборудования при увеличении объема добычи конденсата;

Преимущества РК-стабилизации:
-проведение предварительной сепарации и деэтанизации нестабильного конденсата при высоких давлениях облегчает утилизацию газовых потоков;
-возможно производство сжиженных газов, отвечающих требованиям ГОСТ, без применения искусственного холода;
-рационально используется энергия конденсата;
-товарный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров, что снижает его потери при транспортировании и хранении.

сепараторы-разделители; Х-1, Х-2, Х-3, Х-4, Х-5 — аппараты воздушного охлаждения; Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 — рекуперативные теплообменники; П-1, П-2 — печи; К-1 — деэтанизатор; К-2 — дебутанизатор; Н-1, Н-2, Н-3, Н-4 — насосы; I — нестабильный конденсат; II, V, X— газ дегазации; III, VI— воднометанольная смесь; IV— дегазированный нестабильный конденсат; VII— деэтанизированный конденсат; VIII— стабильный конденсат; IX– ШФЛУ

1,7 МПа
0-10°С

60 %, 10-30°С

40-60°С

2,1 МПа
50-160°С

1,65 МПа
75-190 °С

стабилизации снизил потери конденсата с газами в 3 раза;
Тепловая нагрузка на печь П-1 снизилась на 22 %;
Низкая металло- и энергоемкость;
Недостатки:
Низкая степень извлечения пропана в ШФЛУ (большие потери с газами);
Жесткая зависимость от состава и температуры нестаб.конденсата (т.е. от УКПГ);
Возможно пенообразование в РК при высоком газосодержании;

месторождений:
Ректификационный вариант:
Подача сырья одним потоком в К-1 (через Т/О);
В качестве ХО колонны К-1 подача части стаб.конденсата;
Переход на абсорбционную технологию (К-1 становится АОК, ХО – газы дегазации);
Переход на ступенчатую дегазацию;

нефтяным газом;
Близость промысла и НПЗ (на Кавказе и в европейской части СССР) упрощала совместную переработку газов и нефти – не требовалась подготовка газов и нефти для подачи в разные трубопроводные системы;
Высокие пластовые давления на нефтяных месторождениях;

Схемы сбора и подготовки:
Совместный сбор и транспортирование нефти и газа (под собственным давлением);
2х, 3х-ступенчатая сепарация;
Компрессия газа;
Совместная подготовка Н и Г: обезвоживание, обессоливание, стабилизация нефти + отбензинивание газа;
Разделение газового бензина на ГФУ;
Переработка нефти на НПЗ.

расход тепла в кубах колонных аппаратов;
Возможность применения бензиновой или более тяжелых фракций в качестве абсорбентов;
Необходимость промежуточного охлаждения абсорбера для увеличения степени абсорбции (нефть-абсорбент имеет относительно высокую t);
Требуется понижение давления для увеличения степени отпарки ПБФ;