Общие мировые запасы природного газа составляют около 90 трлн м3 (65–70 млрд т), что соразмерно с извлекаемыми запасами нефти
(90–95 млрд т). Ежегодное мировое потребление природного газа – около 1800 млрд м3/год, в том числе в нашей стране – около 850 млрд м3/год, и с каждым годом эта цифра растет.
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, Карачаганак). 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.
Все углеводородные газы (УГ) по их происхождению можно разделить на 2 большие группы –первичные и вторичные.
Первичные УГ – это газы добываемые из недр Земли. Они в свою очередь делятся на природные и попутные (нефтяные).
К природным относятся газы чисто газовых месторождений и газоконденсатных месторождений(содержат от 50 до 500 г конденсата более тяжелых углеводородов с температурой конца кипения 200–360 °С на м3 газа).
Попутные УГ – это газы, добываемые вместе с нефтью на нефтяных месторождениях.
Вторичные УГ – это легкие углеводороды, образовавшиеся в ходе термодеструктивных процессов в результате распада более тяжелых углеводородов нефти. Они, в свою очередь, делятся на насыщенные и ненасыщенные.
Насыщенные УГ содержат только предельные углеводороды. Эти газы образуются при первичной дистилляции нефти и в ходе гидропроцессов, протекающих в избытке водорода.
|
|
Ненасыщенные УГ содержат в своем составе олефиновые, диеновые и ацетиленовые углеводороды. Такие газы образуются при термодеструктивных процессах, протекающих с недостатком водорода.
Вторичные УГ, особенно ненасыщенные, используются в качестве сырья для нефтехимических процессов.
Попутные и газоконденсатные УГ содержат в своем составе много углеводородов С3, С4, бензиновых и даже дизельных фракций, которые выделяются из них при переработке на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ).
Все углеводородные газы по содержанию в них углеводородов С3 и выше делятся на сухие(менее 50 г/м3), промежуточной категории
(50–150 г/м3) и жирные (свыше 150 г/м3 газа).
Состав природных углеводородных газов по основным газовым и газоконденсатным месторождениям достаточно сильно различается. Однако, общее, что их характеризует, это высокое содержание метана (85–99 об. %) и соответственно высокая теплота сгорания. Содержание тяжелых углеводородов (∑С5+) невелико (0,02–0,20 об. %) и лишь в отдельных случаях достигает 1,5–4,0 об. %. Большинство газов содержит 1–5 об. % неуглеводородных примесей инертных газов (азот, диоксид углерода и сероводород). Кроме этих примесей природные газы содержат в небольших количествах сероуглеродные (COS и CS2), а также сероорганические соединения (меркаптаны – R–SH). Требования к качеству природного газа приведены в табл. 4.1.
Таблица 4.1
Требования к качеству природного газа
| Показатель | Климатический район | |||
| умеренный | холодный | |||
| Л | З | Л | З | |
| Точка росы, °С, не выше по влаге по углеводородам | –5 | –10 –5 | –20 –10 | |
| Содержание кислорода, об. %, не более | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
| Содержание, г/м3, не более: сероводорода серы тиоловой механических примесей | 0,02 0,036 0,003 | 0,02 0,036 0,003 | 0,02 0,036 0,003 | 0,02 0,036 0,003 |
| Л – летний период (с 01.05 по 30.09); З – зимний период (с 01.10 по 30.04) |
|
|
Природные газы, в основном, либо не содержат сероводород, либо в них обнаруживаются лишь его следы. Однако газы трех крупных газоконденсатных месторождений – Оренбургского, Карачаганакского и Астраханского – содержат повышенное количество Н2S (от 1,7 до 14 об. %). Это серьезно осложняет как добычу этих газов, так и их переработку, хотя эти газы являются источником получения ценного и дефицитного продукта – серы, производство которой только из Астраханского газа составляет около
5 % от мирового.
Газ многих месторождений в тех или иных количествах (от 50 до
500 г/м3) выносит газовый конденсат, содержащий углеводороды от C5Н12 до С20Н42. Такие месторождения называют газоконденсатными. Газовые конденсаты выкипают в большинстве случаев в пределах 40–360 °С.
Конденсаты разных месторождений сильно различаются по групповому химическому составу и содержанию серы. По содержанию серы резко выделяются конденсаты Оренбургского (1,18 мас. %), Астраханского
(1,37 мас. %) и Карачаганакского (0,8 мас. %) месторождений.
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.
|
|
В отличие от природных, состав нефтяных (попутных) газов сложнее: большинство из них содержит углеводороды C6H14 и выше. Доля метана и этана в этих газах колеблется от 33 об. % (Гнединцевское месторождение) до 92 об. % (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 группы углеводородов составляет от 300 до 1200 г/м3, в то время как в природных газах – в основном от 20 до 100 г/м3 .
Так же как и природные, нефтяные газы содержат инертные компоненты – азот и диоксид углерода (1–10 об. %) и в отдельных случаях – сероводород.
В переработку вовлекаются в основном газы попутные и газоконденсатные. Газы чисто газовых месторождений на 80–99,8 об. % состоят из метана, и после очистки используются в качестве топлива (на электростанциях, в быту, на транспорте), или в качестве сырья при производстве химических продуктов (сажа, синтез газ, удобрения и многие другие).
При переработке природных (газоконденсатных) и нефтяных (попутных) газов получают следующие продукты:
- товарный природный газ, используемый в качестве газового промышленного и бытового топлива;
- широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), содержащая углеводороды от С3 до С6. В свою очередь ШФЛУ является исходным продуктом для получения сжиженного газа и газового бензина. Нормами установлены 3 марки ШФЛУ (А, Б, В), различающиеся по содержанию углеводородов от С1–С2 до С6 и более тяжелых, а так же серы (табл. 4.2);
- стабильный газовый конденсат;
- одорант (смесь меркаптанов, используемая для одорирования газа в газовых сетях).
Для коммунально-бытового потребления выпускаются 3 марки сжиженных УГ (табл. 4.3):
- СПБТЗ – смесь пропан-бутановая техническая зимняя;
- СПБТЛ – смесь пропан-бутановая техническая летняя;
- БТ – бутан технический.
Таблица 4.2
Показатели качества марок ШФЛУ
| Показатели | Значения показателей для марок ШФЛУ | ||
| А | Б | В | |
| Содержание, мас. %: С1 + С2, не более С3, не менее С4 + С5, не менее С6+, не более серы, всего, не более в том числе сероводорода, не более | 0,025 0,003 | – 0,05 0,003 | – – 0,05 0,003 |
Таблица 4.3
Показатели качества сжиженных газов
| Показатели | Показатели качества марок сжиженных газов | ||
| СПБТЗ | СПБТЛ | БТ | |
| Содержание, мас. %: Метан + этан + этилен, не более Пропан + пропилен, не менее Бутаны + бутилены, не менее Жидкий остаток (С5+) при 20 °С, об. %, не более | не нормир. | не нормир. не нормир. | не нормир. |
| Давление насыщеных паров, МПа: при 45 °С, не более при –20 °С, не менее | 1,6 0,16 | 1,6 – | 1,6 – |
| Содержание серосодержащих соединений (сероводород + тиолы), %, не более | 0,015 | 0,015 | 0,015 |
В составе сжиженных газов допускается 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.
Содержащиеся в газах углеводородные компоненты, такие как этан, пропан и бутан, являются сырьем для нефтехимических процессов. На их основе получают этилен, пропилен, бутены, бутадиен, которые в свою очередь используются для производства разнообразных нефтехимических продуктов. Поэтому, при переработке углеводородных газов проводят выделение не только смесей, но и индивидуальных углеводородов.