Сухой отбензиненный газ

Cтраница 1

Компонентный состав СГБ, вырабатываемого на ГПЗ. [1]

Сухой отбензиненный газ по магистральному трубопроводу Парабель-Кузбасс направляется многочисленным потребителям, в том числе на Нижневартовскую ГРЭС. [2]

Схема установки непрерывной адсорбции. [3]

Потоки: / - сухой отбензиненный газ; II - адсорбент в колонну; III - сырой газ; IV - газ после разделения; V - г - теплоноситель. [4]

Следующей разновидностью открытого цикла является цикл с использованием сухого отбензиненного газа для охлаждения адсорбента, для горячей регенерации используется входящий газ. Для предотвращения уноса с потоком отбензиненного газа требуется более тщательная десорбция целевых компонентов в цикле нагрева. Эта схема требует дополнительных энергетических затрат. [5]

На заводе осуществляются отбензинивание сырого газа, выделение сжиженных газов и получение стабильного бензина. Сухой отбензиненный газ направляется в газопровод, а сжиженный газ и газ из выпарной колонны транспортируются по трубам на Сумга-итский завод синтетического каучука. [6]

Наиболее эффективной представляется разработка газоконденсатных месторождений с реализацией полного или частичного сайклинг-процесса. В первом случае весь сухой отбензиненный газ возвращается обратно в пласт. При частичном сайклинг-процессе около половины добываемого сухого газа подается потребителю, а оставшаяся часть закачивается обратно в пласт с целью частичного поддержания пластового давления. [7]

Наиболее эффективна разработка газоконденсатных месторождений с реализацией полного или частичного процесса обратной закачки сухого газа в пласт. В первом случае весь сухой, отбензиненный газ возвращается обратно в пласт. При частичном процессе около половины добываемого сухого газа подается потребителю, другая половина закачивается обратно в пласт с целью частичного поддержания пластового давления. [8]

Провинция затем получает роялти в денежной форме, уменьшая сумму роялти на скидку, соответствующую затратам на переработку государственной доли газа. Сложность расчета роялти для газа связана с определением цен на переработанный природный газ ( метан / сухой отбензиненный газ) и другие продукты, получаемые на ГПЗ. Эти цены - на выходе с ГПЗ - используются для расчета роялти по всему спектру выпускаемой продукции, включая этан, пропан, бутаны, пентаны и более тяжелые фракции. [9]

Из приведенных данных видно, что значительная часть попутного нефтяного газа сжигается на факелах. Только в Западной Сибири в 1980 г. бесполезно сожжено 3 млрд. м3 попутного газа, стоимость которого составляет около 30 млн. руб. Сейчас на газоперерабатывающих заводах ( ГПЗ) попутный газ, поступающий с месторождений, разделяют на сухой отбензиненный газ и так называемую широкую фракцию легких углеводородов. Ее поставляют предприятиям нефтехимии, а в будущем она станет основным сырьем для нефтехимических комбинатов. [10]

Продукция газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений рассматривается как комплексное сырье для многих отраслей народного хозяйства. Поскольку природный и нефтяной газы представляют собой широкую гамму углеводородов, рациональное их использование предусматривает их переработку, которая осуществляется на ГПЗ. Основной продукцией ГПЗ является сухой отбензиненный газ, состоящий в основном из метана, который используется в качестве высокоэффективного топлива, и жидкие продукты - этан, пропан, бутан, пропан-бутановая смесь. Если перерабатываемый газ содержит редкие и ценные химические элементы, то на ГПЗ должно предусматриваться и их извлечение. [11]

Однако для предварительной технико-экономической оценки процесса абсорбции газа любого состава, особенно при ручном счете, метод Крем-сера - Брауна наиболее удачен. Кроме того, при переработке газа по схеме НТА в абсорбер поступает всегда достаточно сухой, отбензиненный газ, что позволяет применять метод Кремсера - Брауна для предварительного расчета процесса абсорбции. [12]

Анализ рассматриваемых вариантов показал, что для всех принятых составов газа с увеличением давления в узле сепарации ( конденсации) перед детандером извлечение пропана увеличивается мало при значительном росте извлечения метана. Поэтому варианты, показанные в табл. II 1.7 в графах 4 и 7, практически осуществить нельзя. Чем выше давление Ъ схеме, тем больше расходуется энергии на компримирование сырого газа и тем меньше энергозатраты на дожатие сухого отбензиненного газа и получение пропанового холода, и наоборот. В результате общие энергозатраты по схемам с давлением 3 4; 5 4; и 7 1 МПа при переработке каждого из принятых составов газа практически находятся на одном уровне. [13]

Анализ рассматриваемых вариантов показал, что для всех принятых составов газа с увеличением давления в узле сепарации ( конденсации) перед детандером извлечение пропана увеличивается мало при значительном росте извлечения метана. Поэтому варианты, показанные в табл. III.7 в графах 4 и 7, практически осуществить нельзя. Чем выше давление в схеме, тем больше расходуется энергии на компримирование сырого газа и тем меньше энергозатраты на дожатие сухого отбензиненного газа и получение пропанового холода, и наоборот. В результате общие энергозатраты по схемам с давлением 3 4; 5 4; и 7 1 МПа при переработке каждого из принятых составов газа практически находятся на одном уровне. [14]

Страницы: 1