Очистка природного газа доклад
Обновлено: 02.07.2024
Природный газ, предназначенный для транспорта по магистральным трубопроводам, должен содержать определенное количество влаги и сероводорода. Влажность газа обычно доводится до 9,5—12,5 кг на 1 млн. л 3 , а содержание сероводорода до 0,23 — 0,58 г на 100 м 3 .
§ 1. ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА
Осушкой природного газа называется процесс удаления воды, находящейся в природном газе в парообразном состоянии. Общепризнано, что осушка газа является необходимым условием для обеспечения бесперебойной работы магистральных газопроводов. Она предотвращает образование гидратов и уменьшает коррозию. При транспорте влажного газа в определенных условиях влага может сконденсироваться и накапливаться в пониженных местах газопровода, вследствие чего уменьшается пропускная способность магистрали.
В газовой промышленности применяются несколько методов осушки: адсорбцией, абсорбцией, прямым охлаждением, сжатием с последующим охлаждением и химическая осушка.
Поскольку ни один из этих методов не обладает безусловным преимуществом по сравнению с остальными, для выбора наиболее эффективного и экономичного в конкретных условиях процесса необходимо знать все эти методы.
В процессах осушки путем адсорбции в качестве адсорбента чаще всего применяют активированную окись алюминия, силикагель и бокситы, а при осушке газа абсорбцией— диэтилен гликоль и триэтилен гликоль. Осушка газа охлаждением и химическими способами получила небольшое распространение, эти методы будут охарактеризованы лишь кратко.
1. ОСУШКА ОХЛАЖДЕНИЕМ
Количество влаги в насыщенном природном газе уменьшается при увеличении давления или снижении температуры (рис. V. 8). Таким образом, теплый или горячий газ, насыщенный водяным паром, можно частично осушить путем прямого охлаждения. Газ после сжатия обычно охлаждают, вследствие чего из него удаляется вода. Если при охлаждении не достигается минимум температуры, которую газ будет иметь при дальнейшем движении по системе при данном давлении, конденсация влаги газа в дальнейшем не будет исключена. Использование эффекта Джоуля-Томпсона или охлаждение расширением в промысловых сепараторах с целью осушки природного газа описано в главе XIII.
2. ХИМИЧЕСКАЯ ОСУШКА
Химическая реакция между водой и химическими веществами может быть столь полной, что образующиеся при ней продукты гидратации будут иметь чрезвычайно низкую упругость водяных паров. Имеются химические агенты, обеспечивающие практически полную осушку газа [XVI. 2]. Однако эти агенты очень трудно или вообще невозможно регенерировать. Это обстоятельство делает их непригодными для использования в качестве промышленных осушителей. Однако, как указывалось в главе V, они широко применяются при лабораторном определении влажности газов.
3. ОСУШКА ГАЗА АБСОРБЦИЕЙ
7) низкая или средняя вязкость; 8) низкая упругость паров при температуре контакта; 9) низкая растворяющая способность по отношению к природному газу и углеводородным жидкостям и низкая растворимость в иих; 10) низкая склонность к образованию пены или эмульсий.
Всем этим требованиям в той или иной степени удовлетворяют два органических соединения: диэтиленгли-коль
и триэтиленгликоль
Эти два эфира многоатомных спиртов наиболее часто применяются для осушки природных газов путем абсорбции [XVI. 4 —XVI. 9, XVI. 20].
Прежде всего рассмотрим те физические свойства гликолей, которые составляют основу для технологических расчетов процессов осушки. Затем будет показано, какие из этих свойств необходимы при выборе режимов процесса.
Вода и гликоли взаиморастворимы в жидкой фазе [XVI. 15]. Экспериментальные данные о равновесии пар — жидкость в водных растворах гликоля указывают на то, что упругость водяных паров в концентрированных растворах очень незначительна. Упругость паров воды, находящихся в равновесии с растворами гликоля различной концентрации, можно выразить при помощи кривых точек росы воды в зависимости от температуры раствора или контакта, поскольку выяснено, что точки росы относительно независимы от общего давления газа в системе. Такие кривые приведены на рис. XVI. 1 и XVI. 2 [XVI. 10]. Зная температуру контакта и концентрацию гликоля, можно легко определить температуру точки росы газа. Эти величины в сочетании с графиком водосодержания газа, приведенным на рис. V. 8, можно использовать для определения абсолютной влажности газа, находящегося в равновесии с гликолевыми растворами. Следует отметить, что, если гликоль не влияет на определение точки росы, точки замерзания, указанные ниже 0° С, могут представлять собой метастабиль-ные точки росы.
Си * Ц0 I 30
2 в 3—4 раза превышает соответствующий показатель при атмосферном давлении [XVI. 10]. Бриджмен (Bridgman) [XVI. 3] сообщает об аналогичном влиянии давления на вязкость соединений с сильно разветвленной молекулярной цепью. Вязкость и растворимость жидкой фазы являются основными переменными в корреляциях, определяющих общий к. п. д. тарелок в абсорберах.
Поскольку необходимо применять растворы с высокой концентрацией гликоля, регенерация разжиженных водных растворов гликоля не должна представлять трудности. Диаграммы изобарная температура — состав для системы гликоль — вода (рис. XVI. 5 и XVI. 6) и нормальная температура кипения водных растворов гликолей свидетельствуют о легкости, с которой можно повторно повышать концентрацию гликоля в этих растворах. Низкая концентрация воды в паровой фазе, находящейся в равновесии с 92—99%-ным весовым раство-
-60 -40 -20 0 20 40 60 80 93
Температура,°С
Рис, XVI, 3. Вязкость водных растворов диэтилен гликоля [XVI. 13],
Мольная концентрации диэтиленгликоля
Рнс. XVI. 5. Кривые фазового состава для водных растворов диэтиленгликоля [XVI. 13].
1 — пар; 2 — жидкость при 600 мм рт. ст.; 3 — жидкость при 300 мм рт. ст.; 4— жидкость при 100 мм рт. ст.
Рис. XVI. 6. Кривые фазового состава для водных растворов тризтиленгликоля [XVI. 13].
/ — пар; 2 — жидкость прн 600 мм рт. ст.\ 3 — жидкость при 300 мм рт. ст.\ 4 — жидкость при 100 мм рт. ст.
¦100%6ес глиноля -90
тризтиленгликоля
¦60 - 40 -20 0 20 40 60 8093
Температура,°С
XVI. 4. Вязкость водных растворов три-этиленгликоля [XVI. 13].
ром гликоля, объясняется в основном низкой мольной концентрацией воды в этих растворах, а также тем обстоятельством, что коэффициент активности воды меньше единицы. Коэффициент активности при низких давлениях
где fi — коэффициент активности воды; р — общее давление системы, представляющее собой сумму парциальных давлений воды и гликоля; у\ — мольная концентрация воды в газовой фазе; Р — упругость паров чистой воды; х — мольная концентрация воды в жидкой фазе.
Как сообщают Поллитцнер (Pollitzner) и другие [XVI. 9], потери триэтяленгликоля вследствие испарения составляют 0,16 л на 100 000 м 3 газа, что согласуется с общей цифрой потерь гликоля, определенной в производственных условиях (0,33 л на 100 000 м 3 газа) [XVI. 7], В последнюю цифру, помимо потерь от испарения, включены потери вследствие уноса, утечки, растворения и т. п.
Другим важным свойством гликолей является незначительная растворимость их в легких углеводородах. В связи с этим представляется возможной прямая ин-жекция диэтиленгликоля в двухфазные потоки, содержащие легкие углеводородные жидкости, С другой сторо-ны, легкие углеводороды (за исключением ароматических, — Ред.) в газообразном и жидком состояниях также очень мало растворимы в гликолях.
В присутствии легких углеводородов гликоли иногда склонны к пенообразованию. Однако при тщательном предварительном отбензинивании газа, поступающего в абсорберы, пенообразование доводится до минимума. Для уменьшения ценообразования с успехом были применены пеногасители [XVI, 7].
-20 0 20 W SD 80
Температура °С
Рис. XVI. 8. Плотность водных растворов триэтиленгликоля при различных температурах [XVI. 13].
Другие свойства водных растворов гликолей представлены в виде графиков на рис. XVI. 7—XVI. 15, Температура замерзания гликолевых растворов показана на рис. XVI, 14,
-Ч-0-30 -15 0° 15 30 Ь5 6 0 75 82
Температура, °С
РйС, XVI. 9. Удельная теплоемкость водных растворов диэтиленгликоля [XVI. 13].
Рис. XVI. 10. Удельная теплоемкость водных растворов триэтиленгликоля [XVI. 13].
Рис. XVI. 13. Диаграмма Кокса для гликолей [XVI. 13].
/ — пропнленглнколь; 2 — этнленглнколь; 3 — ДИ* прогщленгликоль; 4 — днэтнленглнколь; 5 —• три* пропнленглнколь*
Теплопроводность, ннал!мч°с Теплопроводность, ккал/м. ч.°С
Рис. XVI. 14. Температура замерзания водных растворов ди- и три-этиленгликоля [XVI. 10, XVI. 13].
I —- триэтилеигликоль; 2 — дипропиленгликоль: 3 — диэтиленгликоль; 4 — про-пиленгликоль; 5 — этнленгликоль.
Гликоль, % вес,
5. ПАРАМЕТРЫ ПРОЦЕССА ОСУШКИ ГАЗА ГЛИКОЛЯМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЦИКЛА АБСОРБЦИИ — ДЕСОРБЦИИ
В настоящее время диэтиленгликоль и триэтиленгли-коль находят широкое применение при осушке природного газа жидкими поглотителями. Типовые технологические схемы установок^ для осушки газа этими сорбентами представлены на рис. XVI. 16 и XVI. 17 [XVI. 7|
В основном обе установки имеют аналогичную конструкцию. Нужно отметить лишь различие в устройствах Для орошения.
Рйс. XVI. 16. Технологическая схема установки осушки диэтиленгликолем [XVI. 7].
/ —| вход влажного газа; 2 — водоотбойник; 3 — сброс жидкости; 4 — абсорбер; 5 — выход сухого газа; 6 — холодильник гликоля; 7 — промежуточная емкость; 8 — выпарная колонна; 9 кипятильник-рибойлер; 10 — конденсатор орошения; 11 сборная емкость; 12 — сброс воды.
Абсорбер. Верхний предел температуры абсорбции определяется допускаемым уровнем потерь ди- и три-этиленгликоля от испарения, и практически верхний предел температуры составляет около 38° С. Фактическая температура абсорбции зависит от температуры, до которой можно охладить регенерированный гликоль, от температуры газа на входе в абсорбер, теплоты абсорбции воды и от соотношения между газом и жидкостью. Нижний предел температуры абсорбции усганавлива-
Рис. XVI. 15. Температура кипения водных растворов ди- и триэтиленгли-коля при атмосферном давлении [XVI. 13].
А — триэтилеигликоль; В — диэтилеигли-коль.
тС—г*зз-
Рис. XVI. 17. Технологическая схема установки осушки триэтиленгликолем [XVI. 7].
/ — влажный газ из газопровода; 2— абсорбер; 3 — колпачковые тарелки; 4 — сухой газ в газопровод; 5 — регулятор уровня; 6 — гликоль с высоким содержанием воды; 7 — фильтр; 8 — промежуточная емкость; 9 — кипятильник-рибойлер (паровой илн прямого нагрева); 10—выпарная колонна; II — вода; 12 — насос; 13—ненасыщенный ГЛИКОЛЬ.
ется влиянием вязкости на влагопоглощающую способность при контакте.
Минимальная рабочая температура равна около 10° С, хотя установки с инжекцией гликоля рассчитаны на работу в условиях значительно более низких температур.
Давление, при котором должны работать гликолевые абсорберы, в значительно большей степени определяется экономическими соображениями (первоначальной стоимостью установок), чем равновесными фазовыми соотношениями. В литературе имеются данные о триэтиленгликолевых абсорберах, работающих при давлениях до 140 кГ/см 2 [XVI. 7]. По-видимому, опубликованные ранее данные о том, что константа равновесия для воды в системе гликоль—-вода — природный газ повышается по мере увеличения давления, неверны [XVI. 19]. Это можно объяснить весьма высокими критическими давлениями систем природный газ — гликоль.
Площадь поперечного сечения абсорбера определяется в основном его пропускной способностью по газу, поскольку расход жидкости, необходимой для осушки газа, очень невелик. Можно применять обычные методы определения размеров колонн с колпачковыми тарелками, рассмотренные в главе XIV. Несмотря на низкий расход жидкости, к. п. д. отдельных тарелок в правильно рассчитанной колонне может доходить до 70%.
Точка росы воды для газа, выходящего из абсорбера, определяется степенью регенерации и охлаждения гликолевого раствора. Можно добиться снижения точки росы примерно на 28° С, что соответствует 95— 96%-ной (по весу) концентрации раствора диэтилен-гликоля, поступающего в абсорбер. В свою очередь это соответствует максимальной температуре регенерации 165° С. Триэтиленгликоль позволяет снизить точку росы на 33—42° С, что соответствует регенерированным растворам, содержащим 98—99% (по весу) гликоля.
Выпарная колонна. Важным параметром ее работы является температура, поскольку ею определяется концентрация регенерированного абсорбента, а излишне высокая температура вызывает термическое разложение гликоля. Максимальная температура в регенераторе, допускаемая для водных растворов диэтиленгликоля, составляет 165° С, хотя иногда можно допустить повышение температуры до 175° С. Разложению гликолей соответствуют кислород и сероводород, вследствие чего их присутствие требует снижения температуры регенерации по сравнению с нормальным уровнем. Были высказаны рекомендации об удалении растворенных газов путем снижения давления отработанного гликоля, выходящего из абсорбера [XVI. 23].
Для десорбции тризтиленгликоля требуется еще меньшее орошение. В небольших установках достаточное орошение можно получить при использовании вертикальной трубы с развитой поверхностью, охлаждаемой непосредственно атмосферным воздухом.
Контакт между газом и жидкостью в десорбере обеспечивается при помощи колпачковых тарелок в больших колоннах и насадки в колоннах меньшего размера. Для разделения требуется небольшое число теоретических тарелок, тем не менее предусматривается большой запас тарелок или насадки.
Вспомогательное оборудование установок осушки гликолем включает насосы, теплообменники, кипятильники, рибойлеры, фильтры и т. п. Это оборудование обстоятельно описано в специальных статьях [XVI. 7,
§ 2. ОСУШКА ГАЗА АДСОРБЦИЕЙ
Твердые поглотители (или адсорбенты) широко применяются для осушки газов. В последнее время твердые поглотители стали использовать и для удаления воды из жидкостей. Адсорбенты имеют свойство поглощать воду из углеводородного потока и отдавать ее другому потоку с Оолее высокой температурой во время регенерации.
1. ПРИРОДА АДСОРБЦИИ
Изменение температуры и другие факторы, вызывающие разрушение физической структуры адсорбента, уменьшают его способность поглощать и удерживать воду. Кемпбелл, Скиннер и Лоуренс (Kampbell, Skinner and Laurence) [XVI. 5] приводят следующие требования, которым должен удовлетворять хороший зернистый поглотитель: I) высокая равновесная адсорбционная емкость по отношению к воде; 2) обратимость адсорбции и простота регенерации; 3) высокая скорость адсорбции; 4) малое сопротивление потоку газа; 5) высокая механическая прочность, предотвращающая дробление и распыление поглотителя; 6) химическая инертность; 7) небольшие объемные изменения в зависимости от температуры и степени насыщения.
В настоящее время разработаны и непрерывно совершенствуются поглотители, удовлетворяющие всем этим требованиям. Наиболее часто применяемыми адсорбентами являются боксит, активированная окись алюминия и силикагель, которые выпускаются различными фирмами под различными иаимеиованиями.
Ниже рассматриваются равновесные, кинетические, химические и механические качества некоторых наиболее экономичных поглотителей.
Поскольку осушку газов и жидкостей адсорбцией производят с использованием неподвижного слоя твердого адсорбента, этот процесс является периодическим. Однако поскольку приближение к равновесным условиям между потоком газа и слоем адсорбента может быть очень близким, знание равновесных соотношений необходимо для определения практически целесообразной предельной пропускной способности слоя адсорбента [XVI. 14].
На рис. XVI. 18 представлены типовые изотермы равновесной адсорбции, показывающие взаимозависимость между парциальным давлением паров воды в газе и поглощенным количеством воды, выраженным в процентах к весу регенерированного (активированного) адсорбента [XVI. 18]. Зависимость равновесных условий от температуры очевидна.
0,3 м/сек.
время контакта, сен
Рис. XVI. 20. Влияние времени контакта на поглотительную способность боксита (флорита) [XVI. 2],
Природный газ, добываемый на газовых месторождениях или, в качестве попутного компонента, в местах залегания нефти, имеет сложный состав.
Основные составляющие природного газа это:
1. Углеводороды: CH4, C2H6, C3H8, i-C4H10, n-C5H12, i-C5H12
2. Сернистый водород Н2S
3. Углекислый газ СО2
4. Кислород О2
5. Азот N2
В этом составе только углеводороды представляют ценность для потребителя. Это именно те компоненты, которые используется в промышленности и в быту. Среди примесей наибольшую опасность представляют сернистые соединения и углекислый газ. Даже небольшие концентрации сернистого водорода в составе природного газа вызывают активную коррозию металла, поэтому, чем раньше и активнее произойдет очистка природного газа от вредных примесей, тем дольше прослужит дорогостоящее оборудование.
Чаще всего очистка природного газа происходит непосредственно при добыче исходного сырья. В зависимости от состава и концентрации примесей выбирают тот или иной способ очистки.
Концептуально выделяют следующие методики очистки:
· химический способ (хемосорбционные процессы с участием активного абсорбента);
· физическая абсорбция (растворение кислотных примесей в органических соединениях);
· сочетание химического и физического процессов очистки;
· окисление сероводородных составляющих с выпадением серы;
· применение твердых адсорбентов.
Основными факторами, способствующими выбору того или иного способа очистки являются:
· Химический состав исходного сырья (массовая и объемная концентрация компонентов в составе добываемого газа);
· Инфраструктура газодобывающего предприятия (наличие вторичных источников тепла, дешевых адсорбентов, энергоресурсов);
· Выходные параметры газа (необходимая степень его очистки).
Оптимизация этих факторов поможет выработать наиболее экономичную и качественную методику технологических процессов для данного сырья.
В мировой практике чаще всего применяют хемосорбционные способы очистки, где основными действующими веществами являются растворы алкаколамина с водой или бенфилд (карбонат калия и вода с добавками). Следующими по популярности являются комбинированные методики, сочетающие в себе химические и физические процессы, с присутствием в качестве действующего агента сульфинола. При необходимости тонкой очистки сырья, применяют твердые адсорбенты и окисление серы до твердого осадка.
Видео по очистке природного газа:
Также рекоммендуем статью в которой описывается хранение природного газа.
В основу технологического процесса положена методика осаждения сернистых соединений и углекислого газа с помощью едкой щелочи NaOH. Промышленная установка оснащается скруббером Вентурри, в котором происходят основные процессы очистки газа. В нижнюю часть скруббера подается исходное сырье (природный газ). Он орошается раствором щелочи, поступающим в верхнюю часть скруббера. Газ, проходя через щелочную завесу, освобождается от сернистых примесей и проходит дополнительную очистку. В результате химических реакций образуются сульфид натрия (Na2S) и гидрокарбонат натрия (NaHCO3). Оба эти вещества не являются агрессивными и широко применяются в медицинской, пищевой отраслях народного хозяйства, при промышленных производствах стекла, красителей и т.д.
С середины XX века переработка природного газа является ключевым фактором в развитии всех отраслей промышленного производства. Являясь топливом высокой калорийности, различные способы переработки природного газа обеспечивают как сырьем, так и энергией все спектры человеческой жизни – начиная с обогрева жилища, заканчивая возможностью запуска космических спутников.
Происхождение и состав газа
Научное определение природного газа – это смесь газов различного химического состава на основе углеводородного соединения. В зависимости от месторождения, состав углеводородов разнится в количественном соотношении, основными компонентами природного газа служат следующие химические элементы:
- Метан.
- Бутан.
- Этан.
- Пропан.
- Водород (сероводород).
- Углерод (в соединении).
- Азот, гелий и пр.
- Примеси.
При добыче сланцевого газа, залежи которого находятся на глубине 10 тыс. м, в составе ископаемого сырья находится большее количество различных углеводородных соединений.
Поэтому невозможно научно обосновать единственную общую формулу для обозначения состава ископаемого.
В природе газ бесцветен и не имеет никакого запаха, его присутствие в породе определяется искусственным методом с помощью оборудования. В болотах часто на поверхности выделяют болотный газ специфического запаха. Однако это не запах ископаемого, а запах растительных компонентов конкретной среды (брожение, гниение растений и пр.).
Предполагаемое происхождение
Происхождение природного газа связывают с возникновением углеводородов. В процессе жизнедеятельности микроорганизмов, органика накапливалась в местах без доступа кислорода. Вступая в соединение с молекулами водорода при повышенном давлении в нижних слоях пород, происходило возникновение углеводородов. Под действием тектонического движения, передвигая горные породы, в процессе перепада давления и температур, возникали нефтяные и газовые месторождения.
Природный газ относится к осадочным ископаемым породам, его залежи могут быть как отдельным месторождением, так и верхним слоем нефтяного пласта. При низких температурах природный газ имеет кристаллическую форму, различаются также месторождения газа, растворенного в нефти или воде.
Добыча газа
Все современные способы переработки газа начинаются с проведения анализа структуры месторождения. Залегая в пустотах, ископаемое сырье извлекается методом бурения газовых скважин на всей территории обозначенного месторождения. При залежах газоносного пласта внутри мелкофракционных пород или в соединении с другими химическими элементами, помимо прямого бурения, по периметру газодобычи устанавливаются перерабатывающие комплексы.
Современные технологии газодобычи позволяют извлекать природное ископаемое сырье с глубины залегания до 12 тыс. м.
Переработка природного газа начинается с момента сбора ископаемого продукта, при смежной добыче с нефтеносного пласта первичным является откачка газовых накоплений.
В современных условиях, при месторождении значительного объема предполагаемой добычи ископаемого в течение 10 лет, строятся очистительные и перерабатывающие комплексы. Эти заводы, перерабатывая сырье сразу после извлечения из пласта, позволяют значительно сэкономить средства при транспортировке.
Важность переработки природного газа
После добычи, начинается процесс первичной очистки, в ходе которого сырье очищается от примесей серы и проходит осушение на комплексах первичной подготовки газа к дальнейшей транспортировке. При первичной сепаратной очистке, сера, выделенная из природного газа, преобразуется в сероводород, подвергается дальнейшей переработке с целью последующего использования в химической промышленности.
Дальнейшая, более плотная очистка происходит на химических и газоперерабатывающих комбинатах.
Главное внимание при очистке природного газа уделяется экологическому компоненту и минимизации энергетических затрат на выработку сырья.
Технология переработки газа предполагает первичную очистку на территории месторождения, поскольку транспортировка неочищенного сырья приводит к быстрому коррозийному износу газовых магистралей.
Дальнейшая транспортировка осуществляется с помощью газогонов (90%), танкерная перевозка сжиженного газа (10%).
Способы переработки природного газа
Перед подачей природного газа в главный газопровод, данное сырье не требуется дополнительно очищать, это преимущество перед нефтью (которую следует подвергнуть первичной подготовке, перед подачей в нефтепровод), дает значительную экономию средств при транспортировке.
Перед тем как получить окончательный химический и производственный состав, газовая смесь подвергается вторичной переработке на заводах химической индустрии, которая, в зависимости от применяемых технологий, подразделяется на главные и вторичные способы переработки газа.
Физическая переработка
Этот способ основан на физико-энергетических показателях. Добытый ископаемый материал подвергается глубокому сжатию и разделяется на фракции путем воздействия высоких температур.
При переходе от низких температур к высоким, сырье интенсивно очищается от примесей. Использование мощных компрессоров, позволяет производить переработку на месте газодобычи. При выкачке газа с нефтеносного пласта используют нефтяные насосы, которые отличаются сравнительной дешевизной.
Использование химических реакций
При химико-каталитической переработке происходят процессы, связанные с переходом метана в синтезированный газ, с последующей переработкой. Химические способы подразумевают использование двух методов:
- паровая, углекислотная конверсия;
- парциальное окисление.
Последний способ является наиболее энергосберегающим и удобным, поскольку скорость химической реакции при парциальном окислении довольно высокая, отпадает необходимость использовать дополнительные катализаторы.
Использование в качества инструмента воздействия на ископаемое сырье высоких и низких температур называют термохимическим способом переработки природного газа. При температурном воздействии на данное сырье образуются такие химические соединения, как этилен, пропилен и пр. Сложность такого вида переработки заключается в использовании оборудования способного выдать нагрев до 11 тыс. градусов при одновременном увеличении давления до трех атмосфер.
Современные технологии для переработки природного газа используют дополнительный синтез метана, позволяющий удвоить количество выделяемого водорода. Водород представляет собой натуральное сырье, из которого выделяют аммиак, являющийся материалом для получения азотной кислоты, компонентов аммония, анилина и пр.
Продукты переработки газа и сфера их применения
В процессе добычи и очистки газа, помимо основного своего использования как топлива (80%), из составляющих компонентов получают несколько продуктов переработки.
При переработке выделенного метана, химическим путем извлекают его главную производную – формальдегиды. Данные компоненты используют в производстве фенопластов, которые широко применяются при производстве строительного материала (прессовка фанеры, производство ДВП, теплоизоляция на основе пенопласта и минеральной ваты).
Смолы. Данный компонент широко используется для производства лаков и строительных красителей.
При первичной очистке ископаемого выделяют гелий, который используется при производстве высокоточного (часто медицинского) оборудования и в космической отрасли.
При производстве сельскохозяйственных удобрений используют аммиак, производную составляющую, выделяемую из водорода. Пищевая промышленность использует данный компонент как натуральный канцероген. При разработке новых лекарственных форм используется водный раствор аммиака.
В основе производства полиэтилена и пластмасс находится такой продукт переработки, как этан.
Выделенный метанол используется как компонент транспортного топлива.
Кислоты. Легкая (бумажное и текстильное производство) промышленность использует выделенные из газа кислоты (уксусная) при производстве необходимых красителей.
В оборонном комплексе используется нитрат аммония, являющийся основой при производстве взрывчатых веществ.
Современные технологии переработки газа, экономия и рациональное использование ресурсов позволяют применять альтернативные виды топлива для удовлетворения увеличивающихся потребностей промышленности и населения в энергоносителях.
Видео по теме: Природный газ
Читайте также: