Товарные нефтепродукты – пластичные смазки и нефтепродукты специального назначения

     углерода. В зависимости от химического состава сырья и техно-

     логического режима в состав технического углерода входят: уг-

     лерод [90 - 99% (мае.)], водород (0,3 - 0,8%), кислород хемосор-

     бированный (0,1 - 7,0%), сера (до  1,5%) и  минеральные  приме-

     си (до 0,5%).

     271

 

     

        Размер частиц технического углерода, состоящих из мелких

     кристаллов, обычно от 25 до 200 нм при степени их  кристал- ,

     личности  до 70%. В обычном состоянии эти  частицы образуют

     агломераты  размерами от 1000 до 3000 нм (от 1 до 3 мкм).       I

        Определяющими показателями  качества технического угле-

     рода  являются удельная поверхность (м2/г), структурность  час- -

     тиц, оцениваемая rio маслоемкости (см3/г), и дисперсность.

        Всего выпускается более 20 марок   технического углерода,

     обозначаемых  буквами  и цифрой, например  ДГ-100,  ТМ-70,

     ПМ-100В  и т. д.  Цифры означают удельную поверхность, пер-

     вые буквы  - способ получения: диффузионный (Д),  в турбу-

     лентном пламени (Т) и печной (П), - вторая буква - вид сырья: ,

     газ (Г) или масло ароматизованное (М). Буква после цифры

     характеризует степень дисперсности (В - высокодисперсный).

        Маслоемкость технического углерода  обычно составляет 0,2 -

     1,2 см3/г, а рН водной суспензии  - от 2,5 (для ДГ-100) до 8 - 9. 
 
 

             Глава 6 

             ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ 
 

     Все углеводородные  газы (УГ) можно разделить  по их проис-

     хождению  на две большие группы - первичные  и вторичные.

        Первичные УГ - это газы, добываемые  непосредственно из

     земных  недр. По условиям залегания (и  соответственно - соста-

     ву) они могут  быть  разделены  на природные и попутные

     (нефтяные) УГ. К природным УГ относят  легкие по соста-

     ву  газы чисто газовых месторождений, а  также  газы газоконден-

     сатных  месторождений,  которые  выносят  на поверхность  в

     сконденсированном  виде в небольших  количествах  (50 - 500 :

     г/нм3 газа)  более  тяжелые углеводороды  (конденсаты), кипящие

     до 200 - 300 °С.

        Попутные  УГ - это газы, добываемые  вместе с нефтью

     на  нефтяных месторождениях.

        Вторичные УГ - это  легкие углеводороды, образовавшиеся

     при переработке нефти  за счет термокаталитических  превраще-

     ний  (деструкции) природных  углеводородов  нефти. Эти  газы

     обычно  включают углеводороды от метана до  пентана и могут

     быть   насыщенными    (предельными)    и    ненасыщенными

     (непредельными).

        Насыщенные  (предельные) - это газы,  содержащие

     только  насыщенные  углеводороды, образующиеся при первич-

     272

 

     

     ной дистилляции нефти (как результат  десорбции остатков рас-

     творенного  в нефти попутного газа) и в  каталитических процес-

     сах, протекающих в атмосфере избытка водорода (гидрокрекинг,

     гидроочистка, изомеризация, каталитический риформинг).

        Ненасыщенные  вторичные  УГ  - это газы, содер-

     жащие олефиновые углеводороды, которые  образуются  в де-

     структивных процессах с недостатком водорода, таких как ката-

     литический  крекинг,  термический крекинг, коксование, пиро-

     лиз.

        В соответствии  с  основной  темой настоящей  книги ниже

     рассматриваются вопросы переработки только первичных  угле-

     водородных  газов. 
 

             6.1. ХАРАКТЕРИСТИКА

             ПЕРВИЧНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

             И КОНЕЧНЫХ ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ 

     Общие мировые запасы  природного  газа составляют около 90

     трлн  м3 (65 - 70 млрд т), что соразмерно с  извлекаемыми запа-

     сами  нефти (90 - 95  млрд т).  Ежегодное  мировое потребление

     природного газа - около  1800 млрд м3/год, в том числе  в нашей

     стране - около 850 млрд м3Дод, и эта цифра  будет расти.

        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, Кара-

     чаганак). Поскольку основное количество природного  газа до-

     бывается  в труднодоступных отдаленных районах, одновременно

     с ростом добычи газа наращивается пропускная способность и

     протяженность  газопроводов,  достигающая сейчас  около  135

     тысяч километров при максимальной дальности  транспортиро-

     вания до 5000 км.

        Состав природных газов по  основным газовым  и газоконден-

     сатным  месторождениям приведен в табл. 6.1. Общее, что их

     характеризует, - высокое  содержание метана [85  - 99%(об.)] и

     соответственно  высокая теплота сгорания. Содержание  тяжелых

     углеводородов (2С5+) невелико [0,02 - 0,20%(об.)]  и лишь в

     отдельных случаях достигает 1,5 и 4,0%(об.). Большинство газов

     содержит  1 - 5% (об.) неуглеводородных примесей инертных

     газов (азот и диоксид углерода) и сероводород. Кроме этих при-

     месей природные газы содержат в небольших  количествах се-

     роуглеродные (COS и CS2), а также сероорганические - меркап-

     таны (R-SH)- соединения.

     273

 

     

     Таблица 6 1 Состав природных газов некоторых  газовых и газоконденсатных месторождений 

 

     

        Природные газы чаще или не  содержат сероводород, или в

     нем обнаруживаются лишь его следы. Однако газы трех крупных

     газоконденсатных  месторождений  - Оренбургского,  Карачага-

     накского  и Астраханского - содержат повышенное  его количе-

     ство [от 1,7 до 14% (об.)]. Это серьезно осложняет  как добычу

     этих  газов, так и их переработку, хотя эти газы являются источ-

     ником  получения ценного и дефицитного  продукта - серы,

     производство  которой только из астраханского  газа достигает

     около 5% мирового.

        Газ многих месторождений в  тех или иных количествах (от 5

     до 400 г/м3) выносит  газовый конденсат, содержащий углеводо-

     роды  от С5Н12 до С2оН42- Такие месторождения  называют  га-

     зоконденсатными. Газовые конденсаты (табл. 6.2)  выкипают в

     большинстве  случаев  в пределах 40 - 350 "С, хотя  в отдельных

     случаях они более тяжелые - температура  начала кипения 103 и

     210 °С, а в других - более легкие, температура  конца кипения

     200 - 230 °С.

        Конденсаты разных месторождений  сильно различаются  по

     групповому химическому составу и содержанию серы. По  со-

     держанию  серы  резко вьщеляются конденсаты Оренбургского

     (1,18%), Астраханского (1,37%) и Карачаганакского (0,8%) мес-

     торождений.

        Газовые конденсаты являются  существенным ресурсом угле-

     водородного  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 (табл. 6.3): большинство из них содержит углеводороды

     CgHi4 и выше. Доля метана и этана в этих газах колеблется от

     33% (об.)  (Гнединцевское месторождение)  до 92%  (Узеньское),

     хотя  типичное суммарное содержание этих двух углеводородов

     составляет 60 - 75%(об.), а суммарное содержание  углеводоро-

     дов от пентанов и выше в них - от 1,5 до 3,0%(об.).  Углеводоро-

     ды  от пропана и выше (Сз+) считаются  для газов конденсируе-

     мыми  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 (см. табл. 6.1).

        Так же как и  природные  газы, нефтяные содержат инертные

     компоненты  - азот и диоксид углерода [1 - 10%(об.)]  и в от-

     дельных случаях - сероводород.

        Продуктами переработки природных  и нефтяных газов явля-

     ются:

        товарный  природный газ, направляемый  по газопроводам в

     качестве  газового промышленного и бытового топлива;

     275

 

     

     Таблица 62. Показатели качества газовых конденсатов некоторых месторождений 

     Месторождение 

     Плотность

     при 20 *С,

       кг/м3 

     Содержание

        серы,

       Яз(мас) 

     Фракционный состав, °С 

       Групповой химиче-

     ский  состав*, Яз(мас ) 
 
 

     н к  |  10%(об) | 50%(об) | 90Я6(об)  |  к  к 

     АрУ  |  НфУ  I  ПрУ