Химия нефти и газа

Чистый  гелий получают из очищенного от примесей и глубоко осушенного природного газа, обычно в три стадии:

1) выделяют  гелиевый концентрат

2) концентрируют

3) сжижают  для удобства транспортировки   и хранения.

Получение гелиевого концентрата возможно четырьмя способами:

- криогенный

- абсорбционный

- путем  гидратообразования диффузии через  пористые мембраны. 

Только  первый метод получил массовое промышленное применение. Он основан на охлаждении газа да конденсации азота, при которой  конденсируется и метан,  а гелий остается в газовой фазе в виде концентрата 

Абсорбционный способ основан на использовании  поглотителей метана

CCl₃F

CCl₂F₂

Их поглотительная способность по метану в 10-20 аз выше, чем по гелию, а при пониженных температурах до -20…-30⁰С это различие еще более возрастает. В итоге в газе концентрируется гелий. 

Способ  гидрообразования основан на том, что  в отличии от метана, этана, углекислого  газа и азота гелий не образует с водой гидратов при низких температурах и высоких давлениях.

Недостаток  способа: потребность больших количеств воды и усложнение последующей глубокой осушки гелиевого концентрата. 

Мембранный  способ основан на высокой проникающей  способности гелия в сравнении  с другими газами и способностью его селективно проникать (фильтроваться) через самые мелкие поры материалов, выполненных в виде пленок-мембран.

Крупнейшее  в Европе производство гелия создано  в Оренбурге на комбинированной  установке по очистке газа и получению  гелия, этана и более тяжелого углеводорода.

Жидкий  гелий с оренбургского газоперерабатывающего завода экспортируют в Западную Европу автокриогенными контейнерами (сосуды Дюара).

Для хранения жидкого гелия используют криогенные хранилища. Сейчас в мире существует 10 таких хранилищ вместимостью по 120 м³. Одно из них в Оренбурге.

продукция газовой промышленности может классифицироваться следующим образом:

1) Природные  и нефтяные газы, подаваемые в  магистральные газопроводы и  далее к конечному потреблению,  а так же на переработку.

2) Газообразные  чистые углеводороды (метан и этан) и инертные газы (гелий), а так же газовые смеси заданного состава для специальных целей.

3) Жидкие  смеси углеводородов: пропан, бутан,  их смеси.

4) Твердые  углеводороды газопереработки (сажа  специальная, технический углерод,  техническая сера). 

Требования к качеству газа.

Технические условия к качеству  природного и попутного нефтяного газа можно  разделить на несколько групп:

1) Технические  требования на газы поступающие  во внутрепромысловые  коллекторы (газопроводы) после их первичной  обработки на промысле.

2) Технические  требования на газы, подаваемые  в магистральные газопроводы.

3) Технологические  требования на газы предназначенные  в качестве сырья и топлива  при промышленном и коммунально-бытовом  потреблении (в том числе и  при использовании горючего газа как топлива для газобаллонных автомобилей).

4) Технические  требования на газообразные чистые  компоненты, получаемые из природного  газа как топливо для газобаллонных  автомобилей.

5) технические  требования для газовых смесей  определенного состава, используются для специальных целей как стандартных смесей для хроматографии.

У показателей  качества товарного газа, подаваемого  в магистральные газопроводы  и далее к конечному потребителю  газа должны учитываться следующие  технические условия:

1) Газ  не должен содержать жидких углеводородов и воды.

2) Товарный  газ не должен вызывать коррозию  трубопровода.

3) Газ  должен обеспечивать потребительские  качества газа как топливо  из углеводородного сырья.

Техническое требование на качество природного газа в настоящее время нормируется тремя стандартами:

- горючие

- поставляемые

- транспортируемые  по магистральным трубопроводам  ОСТ 51.40 

ГОСТ  52.42 на газоприродные для промышленного  и коммунально-ботового назначения. 

ГОСТ 25.577 на газ природный сжатый для газобаллонных автомобилей. 

В настоящее  время все большее распространение  получает использование природного газа как топливо для автомобилей. 

ГОСТ 25.577 называется «Газ природный, топливный  сжатый для газобаллонных автомобилей». Данный стандарт распространяется на природный сжатый газ, применяемый как топливо для средств передвижения с двигателями внутреннего сгорания. Сжатый природный газ, предназначенный для заправки автотранспортных средств должен соответствовать определенным требованиям, при чем более жестким, чем на газ промышленного и коммунально-бытового назначения. Получают природный топливный сжатый газ из горючего природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам или городским газовым сетям, компаундированием и удалением примесей. 

Технология удаления примесей не должна допускать изменения компонентного состава газа.

Изменение возможно применение природного газа не только для автомобилей, но и на водном, железнодорожном транспорте и в авиации.

В связи  с этим в стадии разработки согласования находится новый ГОСТ «Газ природный комплемированный для двигателей внутреннего сгорания. После ввода его в действие, старый гост утратит силу.

Отличие разработанного стандарта от действия не только в расширении сфер и применяемости, но и в приведении некоторых показателях качества в соответствии с европейскими стандартами.

ГОСТ 25.577 учитывает важный показатель качества газа как топливо для автомобилей  – октановое число, оно определяется расчетным методом  как среднее  объемное значение исходя из октановых  чисел горючих комплектов сжатого газа

Метан – 110

Этан  – 108

Пропан  – 105

Бутан – 94

Изобутан  – 94

Пентан  – 70

Изопентан – 70

Прием газа, поступающего на автомобильные  газонаполнительные компрессорные  станции осуществляется по ГОСТ 55.42. Давление газа в баллонах необходимо определять после окончания каждой заправки автомобиля, тогда как температуру сжатого природного газа определяется только по пребыванию потребителя. Таким образом для обеспечения работы газобаллонных автомобилей качеству сжатого газа предъявляют повышенные требования по содержанию влаги точка россы должна быть – 30 и давление в баллоне 20 МПа это и определяет необходимость включения блока дополнительной осушки газа, технологическую схему подготовки газа.

В настоящее  время рекомендуется  главным образом адсорбционные процессы до осушки газа с использованием в качестве сорбентов циометов. 
 

Товарным  газом определяется:

1) Количество  меркоптановой, общей серы, сероводород.

2) Механические  примеси

3) Запах

4) Плотность

5) Теплота  сгорания

6) Число Воббе (это показатель, который нормируется техническими условиями как определяющий взаимозаменяемость газов при сжигании в бытовых условиях, в бытовых горелках. Определяется число Воббе расчетным путем имея величины относительной плотности и теплоты сгорания)

 

- теплота сгорания газа

- плотность газа

7) Точка россы  характеризует содержание влаги  в газе.

Присутствие влаги нежелательно, как в процессе сжигания и переработки, так из-за образования гидратных соединений, забивающих транспортные коммуникации запорную арматуру.

Точка россы  – это температура, при которой  в газе образуется капельная влага.  

Требования к качеству смесей легких, жидких углеводородов, выделенных из газов.

При промысловой подготовке и заводской переработке природных и попутных газов, помимо товарных газов получают жидкие углеводородные продукты, которые имеют применение как топливо для зажигалок, газовые бензины, иногда ДТ.

Для характеристики качества этих углеводородов используют следующие показатели:

- давление насыщенных  паров

- углеводородный  состав

- содержание  меркоптановой серы, сероводорода, воды, щелочей, метанола, цвет, запах. 
 

ГАЗОКОНДЕНСАТЫ

Месторождения, в который жидкие углеводороды растворены в газовой фазе называются газоконденсатами. Газовый конденсат получают промысловой обработкой газа. Основной способ обработки газоконденсатного газа – низкотемпературная конденсация (сепарация)

С использованием холода, полученного за счет дроссель-эффекта (пластовой энергии газа), либо холода, вырабатываемого на специальных установках. Продукцию газоконденсатных месторождений, содержащие пентаны и более тяжелые углеводороды называют газовым конденсатом или стабильным конденсатом.

Конденсаты  полученных месторождений сильно различаются по своему групповому химическому составу и содержанию гетероорганических соединений. Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером, в других преобладают нафтеновые углеводороды, а в некоторых конденсатах содержаться ароматические углеводороды. Это определяет схему их переработки, количество и качество получаемых продуктов.

Газовый конденсат, выделенный из пластовой  смеси подлежит  стабилизации с  целью снижения давления насыщенных паров и уменьшения потерь при  транспортировке, хранении и дальнейшей переработке. 

Основные показатели стабильного конденсата.

1) температура  начала кипения

2) Давление насыщенных  паров

3) Массовая доля  воды

4) Механические  примеси

5)

6) Сернистые  соединения

7) Плотность

Для оценки возможности получения из конденсатов отдельных марок моторных топлив установлена их технологическая классификация по отраслевому стандарту ОСТ 51.56-79

Основным продуктом  преобразования стабильных газовых  конденсатов является автомобильные  бензины различных марок (при переработке конденсата с концом кипения выше 350⁰ С и дизельного топлива). 
 
 
 
 

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ 

Трубопроводный  транспорт нефти.

В большинстве  случаев месторождения нефти  расположены на значительных расстояниях  от нефтеперерабатывающего завода (НПЗ).

В следствии  высокой пожаро- и взрывоопасности  при транспортировке нефти  предъявляются  повышенные требования по обеспечению  высокой герметичности, надежности противопожарной безопасности транспортных средств. Доля перекачки нефти по нашей стране составляет 85%.

Нефть доставляется по трубопроводам с нефтяных промыслов  Сибири, волго-уральского региона и  т.д. Общая протяженность нефтепроводов  по России превышает 45000 км.

На доставку каждой тонны нефти по трубопроводам  требуется в 10 раз меньше трудовых затрат, чем для ее перевозки по железным дорогам, поэтому этот вид транспорта является наиболее экономичным и экологически предпочтительным.

Однако, при укладке  трубопровода возникает целый ряд  проблем – сложность ландшафта, необходимость промежуточных нефтеперекачивающих станций, обеспечение надежности безопасности транспортировки нефти.