Teknologjitë për prodhimin e naftës dhe gazit, si dhe transportin e tyre, janë duke u përmirësuar vazhdimisht. Dhe një nga shembujt më të qartë të kësaj është gazi natyror i lëngshëm (LNG), përkatësisht teknologjia e lëngëzimit në shkallë të gjerë të gazit dhe transportimi i LNG nga deti në distanca të gjata. LNG është një revolucion i vërtetë në tregun e gazit, duke ndryshuar imazhin e energjisë moderne, dëshmi se industria e lëndëve të para është e aftë të gjenerojë zgjidhje moderne të teknologjisë së lartë. LNG hap tregje të reja për karburantin "blu", përfshin gjithnjë e më shumë vende në biznesin e gazit, duke ndihmuar në zgjidhjen e enigmës së sigurisë globale të energjisë. Termi "pauzë e gazit", që nënkupton konsumin aktiv të gazit dhe shndërrimin e tij të mundshëm në karburantin numër një, nuk është një frazë boshe.
Teknologjitë për prodhimin industrial të gazit natyror të lëngshëm nuk kanë ekzistuar për një kohë të gjatë. Fabrika e parë e eksportit të LNG-së u vu në punë në1964 Por që atëherë, procesi është përmirësuar vazhdimisht, dhe sot, për shembull, tashmë po përgatiten dizajne për impiantet e para të lëvizshme të lëngëzimit të gazit lundrues në botë të vendosura në anije me kapacitet të madh.
Gazi natyror i lëngshëm tërheq disa sektorë industrialë përgjatë zinxhirit. Këto janë ndërtimi i anijeve, inxhinieria e transportit dhe kimia. Gazi natyror i lëngshëm madje formëson estetikën e shoqërisë së sotme shumë të industrializuar. Kushdo që ka parë një fabrikë të lëngëzimit të gazit mund të bindet për këtë.
Rusia, me rezervat më të mëdha të gazit në botë, ka qenë prej kohësh jashtë biznesit të lëngëzimit dhe LNG-së. Por ky boshllëk fatkeq është mbushur. Në vitin 2009, u vu në punë impianti i parë i lëngëzimit të gazit në Sakhalin, projekti Sakhalin-2. Është shumë e rëndësishme që teknologjitë e avancuara në fushën e lëngëzimit të gazit të zbatohen në Rusi. Për shembull, uzina Sakhalin bazohet në një teknologji moderne të lëngëzimit të dyfishtë të përzier, të zhvilluar posaçërisht për këtë projekt. Meqenëse prodhimi i LNG kryhet në temperatura ultra të ulëta, kushtet klimatike mund të përfitohen duke e bërë prodhimin e LNG më të lirë dhe më efikas në procesin e prodhimit.
Nga ana tjetër, Rusia nuk ka zgjidhje tjetër përveç LNG. Proceset e integrimit po zhvillohen në botë, LNG-ja e konkurrentëve tashmë po vjen në tregjet tradicionale të eksportit të gazit rus, domethënë në Evropë, duke zhvendosur Gazpromin dhe Katari dhe Australia po ndërtojnë pozicionet e tyre në rajonin e Azi-Paqësorit, duke rrezikuar Rusinë. planifikon të eksportojë në këto tregje.
Fushat e vjetra gjigante janë në fazën e prodhimit në rënie, fondi i ri ka lënë “yje” në formën e fushave Bovanenkovskoye dhe Kharasaveyskoye. Më pas, vendi duhet të shkojë në raft dhe të zotërojë teknologjitë e reja. Dhe kështu ndodhi që impiantet e LNG-së konsiderohen baza për fitimin e parave të rezervave të gazit të fushave të tilla - afër bregdetit, por të largëta nga konsumatori.
Fraza ruse "gaz natyror i lëngshëm" korrespondon me anglishten Liquified Natural Gas (LNG). Në të njëjtën kohë, është e rëndësishme të dallohet LNG nga grupi i gazeve hidrokarbure të lëngshëm (LHG), i cili përfshin propan-butan të lëngshëm (LPG) ose gaz të lëngshëm të naftës (LPG). Por është e lehtë t'i dallosh ato nga njëri-tjetri dhe të kuptosh "familjen" e gazeve të hidrokarbureve të lëngshëm. Në fakt, ndryshimi kryesor është se çfarë lloj gazi është i lëngshëm. Nëse po flasim për lëngëzimin e gazit natyror, i cili kryesisht përbëhet nga metani, atëherë përdoret termi gaz natyror i lëngshëm - ose shkurtuar si LNG. Metani është hidrokarburi më i thjeshtë, përmban një atom karboni dhe ka formulën kimike CH4. Në rastin e një përzierjeje propan-butan, ne po flasim për propan-butan të lëngshëm. Si rregull, ai nxirret nga gazi shoqërues i naftës (APG) ose gjatë rafinimit të naftës si fraksioni më i lehtë. LPG përdoret, para së gjithash, si lëndë e parë në petrokimi për prodhimin e plastikës, si burim energjetik për gazifikimin e vendbanimeve apo në automjete.
LNG nuk është një produkt i pavarur, megjithëse ka mundësi për të përdorur LNG drejtpërdrejt. Ky është praktikisht i njëjti metan që furnizohet përmes tubacioneve. Por kjo është një mënyrë krejtësisht e ndryshme për të ofruar gaz natyror te konsumatori. Në formë të lëngshme, metani mund të transportohet nga deti në distanca të gjata, gjë që kontribuon në krijimin e një tregu global të gazit, duke i lejuar prodhuesit të gazit të diversifikojë shitjet dhe blerësin të zgjerojë gjeografinë e blerjeve të gazit. Prodhuesi i LNG-së ka liri të madhe në gjeografinë e furnizimeve. Në fund të fundit, është më fitimprurëse të krijosh një infrastrukturë për transportin detar në distanca të gjata sesa të tërheqësh një tubacion gazi për mijëra kilometra. Nuk është rastësi që LNG quhet gjithashtu një "tub fleksibël", duke treguar avantazhin e tij kryesor ndaj metodës tradicionale të shpërndarjes së gazit: një tubacion konvencional lidh jashtëzakonisht fort fushat me një rajon specifik të konsumit.
Pas dorëzimit në destinacion, LNG kthehet përsëri në një gjendje të gaztë - në impiantin e rigazifikimit, temperatura e tij sillet në temperaturën e ambientit, pas së cilës gazi bëhet i përshtatshëm për transport përmes rrjeteve konvencionale të tubacioneve.
LNG është një lëng i pastër, i pangjyrë, jo toksik që formohet në -160C. Pas dërgimit në destinacionin e tij, LNG kthehet përsëri në një gjendje të gaztë: në impiantin e rigazifikimit, ai sillet në temperaturën e ambientit, pas së cilës gazi bëhet i përshtatshëm për transport përmes rrjeteve konvencionale të tubacioneve.
Avantazhi kryesor i gazit të lëngshëm ndaj homologut të tij të tubacionit është se ai zë 618-620 herë më pak vëllim gjatë ruajtjes dhe transportit, gjë që redukton ndjeshëm kostot. Në fund të fundit, gazi natyror ka një densitet termik më të ulët se nafta, dhe për këtë arsye, në rastin e parë, kërkohen vëllime të mëdha për të transportuar vëllime të gazit dhe naftës me të njëjtën vlerë kalorifike (d.m.th., sasia e nxehtësisë së lëshuar gjatë djegies së karburantit) . Këtu lindi ideja e lëngëzimit të gazit për t'i siguruar atij një fitim në vëllim.
LNG mund të ruhet në presionin atmosferik, pika e tij e vlimit është -163ºС, është jo toksik, pa erë dhe pa ngjyrë. Gazi natyror i lëngshëm nuk është gërryes ndaj materialeve strukturore. Vetitë e larta mjedisore të LNG shpjegohen me mungesën e squfurit në gazin e lëngshëm. Nëse squfuri është i pranishëm në gazin natyror, ai hiqet përpara procedurës së lëngëzimit. Është interesante se fillimi i epokës së gazit të lëngshëm në Japoni është pikërisht për faktin se kompanitë japoneze vendosën të përdorin LNG-në si lëndë djegëse për të reduktuar ndotjen e ajrit.
LNG-ja e prodhuar në impiantet moderne përbëhet kryesisht nga metan - rreth 95%, dhe 5% e mbetur është etan, propan, butan dhe azot. Në varësi të prodhuesit, përmbajtja molare e metanit mund të ndryshojë nga 87 (bimë algjeriane) në 99.5% (fabrika Kenai, Alaska). Vlera kalorifike neto është 33,494 kJ/m3 ose 50,116 kJ/kg. Për të prodhuar LNG, gazi natyror fillimisht pastrohet nga uji, dioksidi i squfurit, monoksidi i karbonit dhe përbërës të tjerë. Në fund të fundit, ata do të ngrijnë në temperatura të ulëta, gjë që do të çojë në prishjen e pajisjeve të shtrenjta.
Nga të gjitha burimet e energjisë hidrokarbure, gazi i lëngshëm është më i pastër - për shembull, kur përdoret për të prodhuar energji elektrike, emetimet e CO2 në atmosferë janë sa gjysma e qymyrit. Përveç kësaj, produktet e djegies së LNG përmbajnë më pak monoksid karboni dhe oksid azoti sesa gazi natyror - kjo është për shkak të pastrimit më të mirë gjatë djegies. Gjithashtu nuk ka squfur në gazin e lëngshëm, i cili është gjithashtu faktori pozitiv më i rëndësishëm në vlerësimin e vetive mjedisore të LNG.
Zinxhiri i plotë i prodhimit dhe konsumit të LNG përfshin fazat e mëposhtme
prodhimi i gazit;
transportimi i tij në impiantin e lëngëzimit;
procedura për lëngëzimin e gazit, transferimin e tij nga një gjendje e gaztë në një gjendje të lëngshme, pompimin e tij në rezervuarët e magazinimit në cisterna dhe transportin e mëtejshëm;
rigazifikimi në terminalet tokësore, pra shndërrimi i LNG në gjendje të gaztë;
dërgimi te konsumatori dhe përdorimi i tij.
Industria e LNG-së është një industri rritjeje shumë premtuese për prodhuesit e valvulave në mbarë botën, por meqenëse valvulat LNG duhet të plotësojnë kërkesat më të rrepta, ato përfaqësojnë nivelin më të lartë të sfidës inxhinierike.
Çfarë është gazi natyror i lëngshëm?
Gazi natyror i lëngshëm, ose LNG, është gaz natyror i zakonshëm që është lëngëzuar duke e ftohur deri në -160°C. Në këtë gjendje, është një lëng pa erë dhe ngjyrë, dendësia e të cilit është sa gjysma e asaj të ujit. Gazi i lëngshëm është jo toksik, vlon në një temperaturë prej -158 ... -163 ° C, përbëhet nga 95% metan, dhe 5% e mbetur përfshin etan, propan, butan, azot.
- E para është nxjerrja, përgatitja dhe transportimi i gazit natyror nëpërmjet një gazsjellësi në një impiant për lëngëzimin e tij;
- E dyta është përpunimi, lëngëzimi i gazit natyror dhe depozitimi i LNG-së në terminal.
- Së treti - ngarkimi i LNG në cisterna me gaz dhe transporti detar për konsumatorët
- Së katërti - Shkarkimi i LNG në terminalin marrës, magazinimi, rigazifikimi dhe dorëzimi tek konsumatorët fundorë
Teknologjitë e lëngëzimit të gazit.
Siç u përmend më lart, LNG prodhohet nga ngjeshja dhe ftohja e gazit natyror. Në këtë rast, vëllimi i gazit zvogëlohet me pothuajse 600 herë. Ky proces është kompleks, me shumë faza dhe kërkon shumë energji - kostoja e lëngëzimit mund të jetë rreth 25% e energjisë që përmban produkti përfundimtar. Me fjalë të tjera, ju duhet të digjni një ton LNG për të marrë tre të tjerë.
Shtatë teknologji të ndryshme për lëngëzimin e gazit natyror janë përdorur në të gjithë botën në periudha të ndryshme. Air Products aktualisht udhëheq rrugën në teknologjitë për prodhimin e vëllimeve të mëdha të LNG për eksport. Proceset e tij AP-SMR™, AP-C3MR™ dhe AP-X™ përbëjnë 82% të tregut total. Konkurrent i këtyre proceseve është teknologjia e Optimized Cascade e zhvilluar nga ConocoPhillips.
Në të njëjtën kohë, impiantet e lëngëzimit të përmasave të vogla të destinuara për përdorim të brendshëm në ndërmarrjet industriale kanë një potencial të madh zhvillimi. Instalime të këtij lloji tashmë mund të gjenden në Norvegji, Finlandë dhe Rusi.
Për më tepër, impiantet lokale të LNG mund të përdoren gjerësisht në Kinë, ku prodhimi i automjeteve LNG po zhvillohet në mënyrë aktive sot. Futja e njësive të vogla mund të lejojë Kinën të zgjerojë rrjetin e saj ekzistues të transportit të automjeteve LNG.
Së bashku me sistemet stacionare, impiantet lundruese të lëngëzimit të gazit natyror janë zhvilluar në mënyrë aktive vitet e fundit. Impiantet lundruese ofrojnë akses në fushat e gazit që janë të paarritshme për objektet e infrastrukturës (tubacionet, terminalet detare, etj.).
Deri më sot, projekti më ambicioz në këtë zonë është platforma lundruese LNG, e cila po ndërtohet nga Shell 25 km. në bregun perëndimor të Australisë (lansimi i platformës është planifikuar për 2016).
Ndërtimi i një impianti LNG
Në mënyrë tipike, një fabrikë LNG përbëhet nga:
- impiante për parapërpunimin dhe lëngëzimin e gazit;
- linjat e prodhimit të LNG;
- depozita magazinimi;
- pajisje për ngarkimin e cisternave;
- shërbime shtesë për sigurimin e impiantit me energji elektrike dhe ujë për ftohje.
Si nisi gjithçka?
Në vitin 1912 u ndërtua fabrika e parë eksperimentale, e cila, megjithatë, nuk ishte përdorur ende për qëllime tregtare. Por tashmë në vitin 1941 në Cleveland, (SHBA), u krijua për herë të parë prodhimi në shkallë të gjerë i gazit natyror të lëngshëm.
Në vitin 1959, u bë furnizimi i parë i gazit natyror të lëngshëm nga SHBA në MB dhe Japoni. Në vitin 1964 u ndërtua një fabrikë në Algjer, nga ku filloi transporti i rregullt me cisterna, veçanërisht në Francë, ku filloi të funksiononte terminali i parë i rigazifikimit.
Në 1969, dërgesat afatgjata filluan nga SHBA në Japoni, dy vjet më vonë - nga Libia në Spanjë dhe Itali. Në vitet 1970, prodhimi i LNG filloi në Brunei dhe Indonezi; në vitet 1980, Malajzia dhe Australia hynë në tregun e LNG. Në vitet 1990, Indonezia u bë një nga prodhuesit dhe eksportuesit kryesorë të LNG në rajonin e Azi-Paqësorit - 22 milion ton në vit. Në 1997 - Katari bëhet një nga eksportuesit e LNG.
Pronat e konsumatorit
LNG i pastër nuk digjet, nuk ndizet dhe nuk shpërthen vetë. Në hapësirën e hapur në temperaturë normale, LNG kthehet në gjendje të gaztë dhe përzihet shpejt me ajrin. Gjatë avullimit, gazi natyror mund të ndizet nëse bie në kontakt me një burim flake.
Për ndezjen, është e nevojshme të keni një përqendrim të gazit në ajër nga 5% në 15% (vëllim). Nëse përqendrimi është më pak se 5%, atëherë gazi nuk do të jetë i mjaftueshëm për të ndezur një zjarr, dhe nëse më shumë se 15%, atëherë do të ketë shumë pak oksigjen në përzierje. Për përdorim, LNG i nënshtrohet rigazifikimit - avullimit pa praninë e ajrit.
LNG konsiderohet si një teknologji prioritare ose e rëndësishme e importit të gazit natyror nga një numër vendesh, duke përfshirë Francën, Belgjikën, Spanjën, Korenë e Jugut dhe Shtetet e Bashkuara. Konsumatori më i madh i LNG-së është Japonia, ku pothuajse 100% e nevojave për gaz mbulohen nga importet e LNG-së.
karburant motorik
Që nga vitet 1990, ka pasur projekte të ndryshme për përdorimin e LNG-së si lëndë djegëse motorike në transportin ujor, hekurudhor dhe madje edhe rrugor, më shpesh duke përdorur motorë të konvertuar me gaz-naftë.
Tashmë ekzistojnë shembuj realë të punës të funksionimit të anijeve detare dhe lumore në LNG. Prodhimi serik i lokomotivës me naftë TEM19-001 që funksionon me LNG është duke u krijuar në Rusi. Në SHBA dhe Evropë ka projekte për konvertimin e transportit me kamionë në LNG. Madje ekziston një projekt për të zhvilluar një motor rakete që do të përdorë "LNG + oksigjen të lëngshëm" si lëndë djegëse.
Motorë me energji CNG
Një nga sfidat kryesore që lidhet me zhvillimin e tregut të LNG-së për sektorin e transportit është rritja e numrit të automjeteve dhe anijeve që përdorin LNG-në si lëndë djegëse. Çështjet kryesore teknike në këtë fushë lidhen me zhvillimin dhe përmirësimin e llojeve të ndryshme të motorëve LNG.
Aktualisht, mund të dallohen tre teknologji të motorëve LNG të përdorura për anijet detare: 1) një motor ndezës me shkëndijë me një përzierje të dobët ajër-karburant; 2) motor me karburant të dyfishtë me karburant dizel me ndezje dhe gaz pune me presion të ulët; 3) motor me karburant të dyfishtë me naftë pilot dhe gaz pune me presion të lartë.
Motorët me ndezje me shkëndijë funksionojnë vetëm me gaz natyror, ndërsa motorët me naftë/gaz me dy karburant mund të punojnë me naftë, CNG dhe naftë. Sot, ekzistojnë tre prodhues kryesorë në këtë treg: Wärtsila, Rolls-Royce dhe Mitsubishi Heavy Industries.
Në shumë raste, motorët ekzistues me naftë mund të shndërrohen në motorë me naftë/gaz me dy karburant. Një konvertim i tillë i motorëve ekzistues mund të jetë një zgjidhje me kosto efektive për konvertimin e anijeve në LNG.
Duke folur për zhvillimin e motorëve për sektorin e automobilave, vlen të përmendet kompania amerikane Cummins Westport, e cila ka zhvilluar një linjë motorësh CNG të krijuar për kamionë të rëndë. Në Evropë, Volvo ka lançuar një motor të ri 13-litërsh me naftë të dyfishtë dhe CNG.
Risitë e dukshme të motorit CNG përfshijnë motorin me ndezje kompakte me kompresim (CCI) i zhvilluar nga Motiv Engines. Ky motor ka një numër avantazhesh, kryesorja e të cilave është një efikasitet termik dukshëm më i lartë se analogët ekzistues.
Sipas kompanisë, efikasiteti termik i motorit të zhvilluar mund të arrijë në 50%, ndërsa efikasiteti termik i motorëve tradicionalë me gaz është rreth 27%. (Duke marrë si shembull çmimet e karburantit në SHBA, një kamion me naftë kushton 0,17 dollarë për kuaj fuqi/orë, një motor konvencional CNG 0,14 dollarë dhe një motor CCEI 0,07 dollarë).
Vlen gjithashtu të theksohet se, si në rastin e transportit detar, shumë motorë me naftë kamionësh mund të shndërrohen në motorë me naftë me karburant të dyfishtë-CNG.
Vendet prodhuese të LNG
Sipas të dhënave të vitit 2009, vendet kryesore që prodhonin gaz natyror të lëngshëm u shpërndanë në treg si më poshtë:
Vendin e parë e zuri Katari (49.4 miliardë m³); pastaj erdhi Malajzia (29.5 bcm); Indonezia (26.0 bcm); Australia (24.2 miliardë m³); Algjeria (20.9 miliardë m³). Trinidad dhe Tobago e mbylli këtë listë (19.7 miliardë m³).
Importuesit kryesorë të LNG në vitin 2009 ishin: Japonia (85.9 bcm); Republika e Koresë (34,3 bcm); Spanja (27.0 bcm); Franca (13.1 miliardë m³); SHBA (12,8 bcm); India (12.6 miliardë m³).
Rusia sapo ka filluar të hyjë në tregun e LNG. Tani vetëm një fabrikë LNG, Sakhalin-2, operon në Federatën Ruse (e nisur në 2009, aksionet kontrolluese i takon Gazprom, Shell ka 27.5%, Mitsui japoneze dhe Mitsubishi - përkatësisht 12.5% dhe 10%. Në fund të vitit 2015, prodhimi arriti në 10.8 milionë tonë, duke tejkaluar kapacitetin e projektimit me 1.2 milionë tonë. Megjithatë, për shkak të rënies së çmimeve në tregun botëror, të ardhurat nga eksportet e LNG-së në terma dollarë u ulën me 13.3% krahasuar me vitin e kaluar në 4.5 miliardë dollarë.
Nuk ka parakushte për përmirësimin e situatës në tregun e gazit: çmimet do të vazhdojnë të bien. Deri në vitin 2020, pesë terminale të eksportit të LNG-së me një kapacitet total prej 57.8 milionë tonë do të vihen në punë në Shtetet e Bashkuara. Një luftë çmimesh do të fillojë në tregun evropian të gazit.
Novatek po bëhet lojtari i dytë kryesor në tregun rus të LNG. Novatek-Yurkharovneftegaz (një degë e Novatek) fitoi ankandin për të drejtën e përdorimit të bllokut Nyakhartinsky në YaNAO.
Kompania ka nevojë për sitin Nyakhartinsky për zhvillimin e projektit të Arktikut LNG (projekti i dytë i Novatek, i përqendruar në eksportin e gazit natyror të lëngshëm, i pari është Yamal LNG): ndodhet në afërsi të fushës Yurkharovskoye, e cila është duke u zhvilluar nga Novatek-Yurkharovneftegaz. Sipërfaqja e truallit është rreth 3 mijë metra katrorë. kilometra. Që nga 1 janari 2016, rezervat e saj vlerësoheshin në 8.9 milionë tonë naftë dhe 104.2 miliardë metra kub gaz.
Në mars, kompania filloi negociatat paraprake me partnerët e mundshëm për shitjen e LNG. Menaxhmenti i kompanisë e konsideron Tajlandën si tregun më premtues.
Transporti i gazit të lëngshëm
Dorëzimi i gazit të lëngshëm tek konsumatori është një proces shumë kompleks dhe kërkon shumë kohë. Pas lëngëzimit të gazit në impiante, LNG hyn në objektet e magazinimit. Transporti i mëtejshëm kryhet duke përdorur anije speciale - transportues gazi pajisur me kriocisterna. Është e mundur edhe përdorimi i automjeteve speciale. Gazi nga transportuesit e gazit shkon në pikat e rigazifikimit dhe më pas transportohet nga tubacionet .
Cisterna - transportues gazi.
Një transportues gazi, ose transportues metani, është një anije e ndërtuar posaçërisht për transportin e LNG-së në depozita (cisterna). Përveç rezervuarëve të gazit, anije të tilla janë të pajisura me njësi ftohëse për ftohjen e LNG.
Prodhuesit më të mëdhenj të anijeve për transportin e gazit natyror të lëngshëm janë kantieret japoneze dhe koreane: Mitsui, Daewoo, Hyundai, Mitsubishi, Samsung, Kawasaki. Pikërisht në kantieret koreane u krijuan më shumë se dy të tretat e transportuesve të gazit në botë. Cisterna moderne të serive Q-Flex dhe Q-Max janë në gjendje të transportojnë deri në 210-266 mijë m3 LNG.
Informacioni i parë për transportin e gazrave të lëngshëm nga deti daton në vitet 1929-1931, kur Shell konvertoi përkohësisht cisternë "Megara" në një anije për transportin e gazit të lëngshëm dhe ndërtoi në Holandë anijen "Agnita" me një peshë të vdekur prej. 4.5 mijë tonë, të destinuara për transportin e njëkohshëm të naftës, gazit të lëngshëm dhe acidit sulfurik. Çisterna me predha të emërtuara sipas predhave të detit- ato tregtoheshin nga babai i themeluesit të kompanisë, Marcus Samuel
Transporti detar i gazrave të lëngshëm u zhvillua gjerësisht vetëm pas përfundimit të Luftës së Dytë Botërore. Fillimisht, anijet e konvertuara nga cisterna ose anije të ngarkesave të thata u përdorën për transport. Përvoja e akumuluar në projektimin, ndërtimin dhe funksionimin e transportuesve të parë të gazit bëri të mundur që të vazhdohet me kërkimin e mënyrave më fitimprurëse të transportit të këtyre gazrave.
Cisterna moderne tipike LNG (transportues metani) mund të transportojë 145-155 mijë m3 gaz të lëngshëm, nga i cili mund të përftohen rreth 89-95 milionë m3 gaz natyror si rezultat i rigazifikimit. Për shkak të faktit se transportuesit e metanit janë jashtëzakonisht intensiv të kapitalit, koha e tyre joproduktive është e papranueshme. Ato janë të shpejta, me shpejtësinë e një anijeje detare që transporton gaz natyror të lëngshëm që arrin 18-20 nyje krahasuar me 14 nyje për një cisternë standarde të naftës.
Për më tepër, operacionet e ngarkimit dhe shkarkimit të LNG nuk marrin shumë kohë (mesatarisht 12-18 orë). Në rast aksidenti, cisternat me LNG kanë një strukturë me dy byk të projektuar posaçërisht për të parandaluar rrjedhjet dhe këputjet. Ngarkesa (LNG) transportohet në presion atmosferik dhe temperaturë -162°C në rezervuarë të posaçëm të izoluar termikisht brenda trupit të brendshëm të anijes transportuese të gazit.
Sistemi i mbajtjes së ngarkesës përbëhet nga një enë ose rezervuar primar për ruajtjen e lëngut, një shtresë izolimi, një mbajtës dytësor i krijuar për të parandaluar rrjedhjet dhe një shtresë tjetër izolimi. Në rast dëmtimi të rezervuarit parësor, mbulesa dytësore do të parandalojë rrjedhjet. Të gjitha sipërfaqet në kontakt me LNG janë bërë nga materiale rezistente ndaj temperaturave jashtëzakonisht të ulëta.
Prandaj, si materiale të tilla zakonisht përdoren çeliku inox, alumini ose invar (një aliazh me bazë hekuri me një përmbajtje nikeli prej 36%).
Një tipar dallues i transportuesve të gazit të tipit Moss, të cilët sot përbëjnë 41% të flotës së transportuesve të metanit në botë, janë rezervuarët sferikë vetë-mbështetës, të cilët, si rregull, janë prej alumini dhe ngjiten në bykun e anijes duke përdorur një pranga përgjatë vijës së ekuatorit të rezervuarit.
Sistemet e tankeve me tre membrana (sistemi GazTransport, sistemi Technigaz dhe sistemi CS1) përdoren në 57% të transportuesve të gazit. Modelet e membranës përdorin një membranë shumë më të hollë që mbështetet nga muret e trupit. Sistemi GazTransport përfshin membranat parësore dhe dytësore në formën e paneleve të sheshta Invar, ndërsa në sistemin Technigaz membrana parësore është prej çeliku inox të valëzuar.
Në sistemin CS1, panelet invar nga sistemi GazTransport që veprojnë si membrana parësore kombinohen me membranat me tre shtresa Technigaz (fletë alumini e vendosur midis dy shtresave të tekstil me fije qelqi) si izolim dytësor.
Ndryshe nga transportuesit LPG (gaz i lëngshëm i naftës), transportuesit LNG nuk janë të pajisur me një impiant të lëngëzimit në kuvertë dhe motorët e tyre funksionojnë me gaz të shtratit të lëngshëm. Duke qenë se një pjesë e ngarkesës (gazi natyror i lëngshëm) plotëson naftën si lëndë djegëse, cisternat e LNG-së nuk mbërrijnë në portin e tyre të destinacionit me të njëjtën sasi të LNG-së që ishte ngarkuar në to në impiantin e lëngëzimit.
Vlera maksimale e lejuar e shkallës së avullimit në një shtrat të lëngshëm është rreth 0.15% e vëllimit të ngarkesës në ditë. Turbinat me avull përdoren kryesisht si një sistem shtytës për transportuesit e metanit. Pavarësisht efikasitetit të ulët të karburantit, turbinat me avull mund të përshtaten lehtësisht për të funksionuar me gaz me shtrat të lëngshëm.
Një veçori tjetër unike e transportuesve LNG është se një sasi e vogël ngarkese zakonisht lihet në to për të ftohur rezervuarët në temperaturën e kërkuar përpara se të ngarkohen.
Gjenerata e ardhshme e cisternave LNG karakterizohet nga karakteristika të reja. Megjithë kapacitetin më të lartë të ngarkesave (200-250 mijë m3), anijet kanë të njëjtin tërheqje - sot, një anije me një kapacitet ngarkese prej 140 mijë m3 është tipike për një tërheqje prej 12 metrash për shkak të kufizimeve të aplikuara në Kanalin e Suezit dhe në shumica e terminaleve LNG.
Megjithatë, trupi i tyre do të jetë më i gjerë dhe më i gjatë. Fuqia e turbinave me avull nuk do të lejojë që anije të tilla më të mëdha të arrijnë shpejtësi të mjaftueshme, kështu që ata do të përdorin një motor nafte me gaz-vaj të dyfishtë të zhvilluar në vitet 1980. Përveç kësaj, shumë prej transportuesve të LNG-së për të cilët janë bërë porosi sot do të pajisen me një njësi rigazifikimi në bord.
Avullimi i gazit në transportuesit e metanit të këtij lloji do të kontrollohet në të njëjtën mënyrë si në anijet që transportojnë gaz të lëngshëm të naftës (LPG), i cili do të shmangë humbjen e ngarkesës në udhëtim.
Tregu i transportit të LPG-së
Transporti i LNG-së është transporti i tij detar nga impiantet e lëngëzimit të gazit në terminalet e rigazifikimit. Që nga nëntori 2007, kishte 247 cisterna LNG në mbarë botën me një kapacitet ngarkese prej mbi 30.8 milion m3. Lulëzimi në tregtinë e LNG-së i ka mbajtur të gjitha anijet plotësisht të zëna në këtë fazë, krahasuar me mesin e viteve 1980, kur 22 anije ishin boshe.
Përveç kësaj, deri në fund të dekadës, rreth 100 anije duhet të vihen në funksion. Mosha mesatare e flotës së LNG-së në botë është rreth shtatë vjet. 110 mjete lundruese janë katër ose më pak vjeç, ndërsa 35 mjete lundruese variojnë nga pesë deri në nëntë vjet.
Rreth 70 cisterna kanë qenë në funksion për 20 vjet ose më shumë. Megjithatë, ata kanë ende një jetë të gjatë të dobishme përpara tyre, pasi cisternat LNG zakonisht kanë një jetëgjatësi prej 40 vjetësh për shkak të karakteristikave të tyre rezistente ndaj korrozionit. Këto përfshijnë deri në 23 cisterna (anije të vogla të vjetra që i shërbejnë tregtisë së LNG-së mesdhetare) që do të zëvendësohen ose do të përmirësohen ndjeshëm gjatë tre viteve të ardhshme.
Nga 247 cisterna aktualisht në veprim, më shumë se 120 i shërbejnë Japonisë, Koresë së Jugut dhe Taipeit kinez, 80 i shërbejnë Evropës dhe pjesa tjetër i shërbejnë Amerikës së Veriut. Vitet e fundit ka pasur rritje fenomenale në numrin e anijeve që shërbejnë operacione tregtare në Evropë dhe Amerikën e Veriut, ndërsa Lindja e Largët ka parë vetëm rritje modeste për shkak të kërkesës së ndenjur në Japoni.
Rigazifikimi i gazit natyror të lëngshëm
Pas dërgimit të gazit natyror në destinacionin e tij, bëhet procesi i riagazifikimit të tij, pra shndërrohet nga një gjendje e lëngshme në gjendje të gaztë.
Cisterna dërgon LNG në terminalet speciale të rigazifikimit, të cilat përbëhen nga një shtrat, mbajtëse shkarkimi, rezervuarë magazinimi, një sistem avullimi, njësi për trajtimin e gazit të avullimit të rezervuarit dhe një njësi matëse.
Pas mbërritjes në terminal, LNG pompohet nga cisternat në rezervuarët e magazinimit në një formë të lëngshme, pastaj, sipas nevojës, LNG transferohet në një gjendje të gaztë. Shndërrimi në gaz bëhet në sistemin e avullimit me ndihmën e ngrohjes.
Për sa i përket kapacitetit të terminaleve të LNG-së, si dhe për sa i përket importeve të LNG-së, Japonia është lider - 246 miliardë metra kub në vit sipas të dhënave të vitit 2010. Në vendin e dytë janë Shtetet e Bashkuara, më shumë se 180 miliardë metra kub në vit (të dhënat e 2010).
Kështu, detyra kryesore në zhvillimin e terminaleve pranuese është kryesisht ndërtimi i njësive të reja në vende të ndryshme. Deri më sot, 62% e kapacitetit marrës është në Japoni, Shtetet e Bashkuara dhe Korenë e Jugut. Së bashku me Mbretërinë e Bashkuar dhe Spanjën, kapaciteti pritës i 5 vendeve më të mira është 74%. Pjesa e mbetur prej 26% shpërndahet në 23 vende. Rrjedhimisht, ndërtimi i terminaleve të rinj do të hapë të rinj dhe do të rrisë tregjet ekzistuese për LNG.
Perspektivat për zhvillimin e tregjeve LNG në botë
Pse industria e gazit të lëngshëm po zhvillohet me një ritëm gjithnjë në rritje në botë? Së pari, në disa rajone gjeografike, si Azia, është më fitimprurëse të transportohet gazi me cisterna. Me një distancë prej më shumë se 2500 kilometrash, gazi i lëngshëm tashmë mund të konkurrojë në çmim me gazin e tubacionit. Krahasuar me tubacionet, LNG ka gjithashtu avantazhet e rritjes modulare të furnizimit dhe gjithashtu eliminon në disa raste problemet e kalimit të kufijve.
Megjithatë, ka edhe gracka. Industria e LNG-së zë vendin e saj në rajone të largëta që nuk kanë rezervat e tyre të gazit. Shumica e vëllimeve të LNG-së kontraktohen në fazën e projektimit dhe prodhimit. Industria dominohet nga një sistem kontratash afatgjata (nga 20 deri në 25 vjet), i cili kërkon një koordinim të zhvilluar dhe kompleks të pjesëmarrësve të prodhimit, eksportuesve, importuesve dhe transportuesve. E gjithë kjo nga disa analistë shihet si një pengesë e mundshme për rritjen e tregtisë së GLN-së.
Në përgjithësi, në mënyrë që gazi i lëngshëm të bëhet një burim energjie më i përballueshëm, kostoja e furnizimit me LNG duhet të konkurrojë me sukses në çmim me burimet alternative të karburantit. Deri më sot, situata po zhvillohet në të kundërt, gjë që nuk e anulon zhvillimin e këtij tregu në të ardhmen.
Vazhdimi:
- Pjesa 3: Valvulat fluturuese për temperaturat kriogjenike
Në përgatitjen e materialit, u përdorën të dhënat nga faqet:
- lngas.ru/transportation-lng/istoriya-razvitiya-gazovozov.html
- lngas.ru/transportation-lng/morskie-perevozki-spg.html
- innodigest.com/liquefied-natural-gas-cng-as-alte/?lang=ru
- ekspert.ru/ural/2016/16/novyij-uchastok-dlya-spg/
Shpikja ka të bëjë me industrinë e naftës dhe gazit, dhe në veçanti me teknologjinë e përpunimit të gazeve hidrokarbure të lëngshëm (LHG) në një përzierje hidrokarburesh aromatike (koncentrat aromatik) duke e integruar atë në objektet e një fushe kondensate nafte ose gazi. Rezultati teknik i shpikjes është të mundësojë përpunimin e LPG-së në procesin e përgatitjes në terren të gazeve të naftës shoqëruese (APG) dhe "gazit të papërpunuar". Metoda për përpunimin e gazeve hidrokarbure të fushave të kondensatës së naftës dhe gazit përfshin përgatitjen në terren të gazit të shoqëruar të naftës (APG) ose "gazit të papërpunuar" për të marrë gaz të tharë komercial dhe kondensatë gazi, furnizimin e kondensatës në fazën e stabilizimit me ndarjen e gazeve hidrokarbure të lëngshëm ( LPG) nga kondensata e gazit në fjalë, dhe gjithashtu pastrimi i GLN-së, shndërrimi reaktiv i LPG-së në një përzierje hidrokarburesh aromatike në fazën e platformimit, ndarja e produkteve të reagimit të platformës në hidrogjen, gaz hidrokarbure dhe produkte të reaksionit të lëngshëm, pas së cilës bëhet gazi hidrokarbur futen në rrymën APG ose "gaz të papërpunuar" të furnizuar për trajtimin në terren, dhe hidrokarburet aromatike izolohen nga produktet e reaksionit të lëngshëm, të paktën një pjesë e të cilave futet në tubacionin kryesor të naftës si pjesë e naftës komerciale. Përshkruhet instalimi për zbatimin e metodës. 2 n. dhe 7 z.p. f-ly, 1 i sëmurë.
Vizatimet në patentën RF 2435827
Shpikja ka të bëjë me industrinë e naftës dhe gazit, dhe në veçanti me teknologjinë e përpunimit të gazeve hidrokarbure të lëngshëm (LHG) në një përzierje hidrokarburesh aromatike (koncentrat aromatik) duke e integruar atë në objektet e një fushe kondensate nafte ose gazi.
Në terma afatmesëm, prodhimi i gazit natyror do të shoqërohet me një rritje të peshës së kondensatës së gazit të prodhuar. Para së gjithash, kjo është për shkak të kalimit në zhvillimin e horizonteve më të thella Valanginian dhe Achimov, të cilat përmbajnë kryesisht gaz të ngopur me kondensatë.
Faza e parë e përpunimit të kondensatës së gazit - stabilizimi i tij shoqërohet me prodhimin e gazeve hidrokarbure të lëngshëm (LHG), rendimenti mesatar i të cilave është rreth 30 wt.% e vëllimit fillestar të kondensatës së gazit. Kështu, rritja e vëllimeve të prodhuara të kondensatës së gazit do të çojë në një rritje të prodhimit të LPG.
Në të njëjtën kohë, do të shfaqen probleme të konsiderueshme për prodhuesit e GLN-së, objektet e prodhimit të të cilëve ndodhen në Veriun e Largët, me një infrastrukturë transporti të pazhvilluar. Në këtë rast do të kërkohet ndërtimi i tubacioneve, depove dhe komplekseve të transportit për transportin e GLN-së. Ndërtimi i tubacioneve dhe komplekseve të tilla do të kërkojë investime të mëdha kapitale direkte dhe kosto indirekte që lidhen me zbatimin e masave për mbrojtjen e mjedisit, parandalimin dhe minimizimin e ndikimit të mundshëm në ekosistem. Nëse kësaj i shtojmë kostot e transportit për marrjen në punë të cisternave të klasit të akullit ose për pagesën e shërbimeve hekurudhore, atëherë thjesht nuk ka nevojë të flasim për asnjë lloj kthimi për projektin. Në këtë rast, opsioni më i preferuar është përpunimi i LPG-së direkt në terren.
Një metodë e njohur e përgatitjes në terren të lëngut të kondensatës së gazit dhe deetanizimit të kondensatës, duke përfshirë gazin me hyrje dhe fazën e ndarjes në temperaturë të ulët, ndarjen fazore të kondensatës së fazave hyrëse dhe të ndarjes në temperaturë të ulët, degazimin e kondensatës dhe deetanizimin e kondensatës në kolonën e distilimit të zhveshjes. E gjithë kondensata e fazës së ndarjes së hyrjes pas degazimit dhe ngrohjes paraprake në një shkëmbyes nxehtësie rikuperuese futet në pjesën e mesme të kolonës së distilimit të zhveshjes si ushqim, kondensata e fazës së ndarjes në temperaturë të ulët ndahet në dy rryma. E para futet në pjesën e sipërme të kolonës së distilimit të zhveshjes si një refluks, e dyta - në degasser. Instalimi për zbatimin e metodës përfshin një fazë të ndarjes së hyrjes, një shkëmbyes nxehtësie rikuperuese të gazit, një ejektor, një fazë ndarjeje me temperaturë të ulët, një ndarës trefazor të kondensatës së fazës së ndarjes së hyrjes, një ndarës trefazor të kondensatës së nivelit të ulët. Faza e ndarjes së temperaturës, një degazues, një shkëmbyes nxehtësie rikuperuese, një kolonë distilimi zhveshëse për deetanizimin e kondensatës, një kompresor gazi deetanizimi dhe një aparat për ftohje të ajrit dhe një shkëmbyes nxehtësie rikuperuese gaz-lëng (RU 2243815 C1, botuar më 01/10/2005 ). Kondensata e deetanizuar (LHG) që rezulton hiqet nga fabrika si produkt tregtar për përpunim të mëtejshëm. Metoda dhe instalimi i njohur nuk parashikon përpunimin e GLN-së direkt në terren.
Objektivi i shpikjes është të krijojë një metodë dhe instalim për përpunimin e përbashkët të LPG-së dhe përgatitjen në terren të produkteve nga fushat e naftës ose kondensatës së gazit me prodhimin e produkteve të transportuara së bashku me naftën komerciale dhe gazin tregtar.
Rezultati teknik i shpikjes është të mundësojë përpunimin e LPG-së në procesin e përgatitjes në terren të gazeve të naftës shoqëruese (APG) dhe gazit "të papërpunuar".
Rezultati teknik arrihet me një metodë për përpunimin e gazeve hidrokarbure nga fushat e kondensatës së naftës dhe gazit, duke përfshirë përgatitjen në terren të gazit shoqërues të naftës (APG) ose "gazit të papërpunuar" për të marrë gaz të tharë komercial dhe kondensatë gazi, furnizimin e kondensatës për faza e stabilizimit me lëshimin e gazeve të hidrokarbureve të lëngshëm nga kondensata e gazit në fjalë (LPG), si dhe pastrimi shtesë i LPG, shndërrimi reaktiv i LPG në një përzierje të hidrokarbureve aromatike në fazën e platformës, ndarja e produkteve të reagimit të platformës në hidrogjen, hidrokarbur gazi dhe produktet e reaksionit të lëngshëm, pas së cilës gazi hidrokarbur futet në rrymën APG ose "gaz i papërpunuar" që hyn në përgatitjen e fushës, dhe hidrokarburet aromatike izolohen nga produktet e reaksionit të lëngshëm, të paktën një pjesë e të cilave futet në tubacionin kryesor të naftës si pjesë e naftës komerciale.
Ndarja e hidrokarbureve aromatike nga produktet e reaksionit të lëngshëm mund të kryhet duke ndarë produktet e lëngshme të reaksionit në LPG të pa reaguar, e cila futet në hyrjen e fazës së platformës, dhe një përzierje hidrokarburesh aromatike, të paktën një pjesë e të cilave futet në vajin kryesor. tubacioni si pjesë e naftës komerciale.
Gjithashtu, ndarja e hidrokarbureve aromatike nga produktet e reaksionit të lëngshëm mund të kryhet duke furnizuar produkte të lëngëta të reaksionit në hyrjen e fazës së stabilizimit për të ndarë LPG-në e pa reaguar, dhe përzierjen e C 5+ dhe hidrokarbureve aromatike që largohen prej tij, të paktën një pjesë e të cilit është futet në tubacionin kryesor të naftës si pjesë e naftës komerciale.
Për të arritur një rezultat teknik pas ndarjes së produkteve të reaksionit, këshillohet furnizimi me hidrogjen në fazën e platformimit.
Për më tepër, në fazën e stabilizimit, këshillohet përdorimi i një blloku të kolonës së stabilizimit të kondensatës së gazit të impiantit të trajtimit të fushës APG ose "gazit të papërpunuar".
Për më tepër, pastrimi i LPG-së kryhet me larjen e ekstraktimit dhe tharjen pasuese të adsorbimit, dhe gazi i detanizimit që rezulton futet në rrymën APG ose "gaz të papërpunuar" që hyn në trajtimin në terren.
Rezultati teknik arrihet edhe nga fakti se instalimi për përpunimin e gazeve hidrokarbure të vendburimeve të kondensatës së naftës dhe gazit përmban një tubacion për furnizimin e gazit shoqërues të naftës (APG) ose gazit "të papërpunuar" dhe të lidhur me të dhe midis tyre nga një sistem. i aparaturave të tubacioneve për instalimin e trajtimit në terren të APG dhe stacionit të kompresorit të gazit "të papërpunuar", përkatësisht një njësi ndarjeje me temperaturë të ulët, një njësi trajtimi adsorbimi, dalja e së cilës është e lidhur me tubacionin për heqjen e gazit të tharë komercial, një një njësi e një kolone stabilizimi të kondensatës së gazit dhe një njësie pastrimi të gazit të lëngshëm hidrokarbur (LHG), si dhe një njësi reaktori platformues të lidhur me daljen e GLN-së të njësisë së pastrimit dhe një të lidhur me daljen e bllokut të reaktorit, një bllok për ndarjen e produktet e reaksionit, dalja e produkteve të lëngshme të të cilave është e lidhur me hyrjen e bllokut të kolonës së stabilizimit, dhe dalja e gazit hidrokarbur të të cilit është e lidhur me tubacionin për furnizimin e APG ose gazit "të papërpunuar", dhe e dyta dalja e bllokut të kolonës së stabilizimit është e lidhur me tubacionin një kanal për tërheqjen e një përzierje të hidrokarbureve C 5+ dhe hidrokarbureve aromatike në tubacionin kryesor të naftës.
Është e mundur të kryhet një njësi ndarëse me mundësinë e ndarjes së produkteve të lëngshme të reaksionit në LPG të pa reaguar dhe një përzierje hidrokarburesh aromatike, ndërsa dalja e specifikuar e produkteve të lëngshme e lidhur me hyrjen e bllokut të kolonës së stabilizimit është dalja e LPG-së që nuk reagoi, dhe Dalja e tij e një përzierjeje hidrokarburesh aromatike është e lidhur me tubacionin e shkarkimit të përzierjes hidrokarbure C 5+ dhe hidrokarburet aromatike në tubacionin kryesor të naftës.
Dalja e hidrogjenit e njësisë ndarëse është e lidhur me hyrjen e njësisë së reaktorit platformues.
Për të arritur një rezultat teknik, një nga proceset më të preferuara është platformimi, i cili ju lejon të merrni në një kalim:
Koncentrat i hidrokarbureve aromatike (benzen, toluen dhe ksilene) - rendiment 60 % wt. dërgohet në kondensatë të tregtueshme të naftës ose gazit;
Gazrat e lehta (metani dhe etani) - një prodhim prej 33 wt.%, i cili mund të dërgohet në rrjetin e tubacioneve kryesore të gazit.
EFEKTI: shpikja bën të mundur krijimin e një fushore komplekse jo-mbeturinash për përgatitjen dhe përpunimin e produkteve të depozitave të kondensatës së gazit.
Diagrami skematik i instalimit të propozuar është paraqitur në Fig.1.
Instalimi për përpunimin e gazeve hidrokarbure të fushave të kondensatës së naftës dhe gazit përmban një tubacion për furnizimin e gazit të shoqëruar të naftës (APG) ose gazit "të papërpunuar" dhe të lidhur me të dhe ndërmjet tyre nga një sistem tubacionesh aparatesh për instalimin e trajtimit në terren të APG dhe gazi "i papërpunuar", përkatësisht një stacion kompresori përforcues 1, një njësi ndarjeje me temperaturë të ulët (LTS) 2, një njësi përpunimi adsorbimi 3, dalja e së cilës është e lidhur me tubacionin komercial të shkarkimit të gazit të thatë, një kolonë stabilizimi të kondensatës së gazit njësia 4 dhe një njësi pastrimi me gaz hidrokarbure të lëngshëm (LPG) 5.
Një bllok i reaktorit platformues 6 është i lidhur me daljen e LPG-së së njësisë së pastrimit 5, me daljen e të cilit është lidhur një bllok 7 për ndarjen e produkteve të reaksionit, dalja e gazit hidrokarbur të të cilit është e lidhur me tubacionin për furnizimi me APG ose gaz "të papërpunuar".
Dalja e produkteve të lëngshme të reaksionit të njësisë së ndarjes 7 lidhet me hyrjen në njësinë e kolonës së stabilizimit 4, dalja e dytë e së cilës lidhet me tubacionin për heqjen e përzierjes së hidrokarbureve C 5+ dhe hidrokarbureve aromatike në tubacioni kryesor i naftës, dhe dalja e hidrogjenit e njësisë ndarëse 7 është e lidhur me hyrjen e njësisë së reaktorit platformues 6.
Ekziston një mundësi tjetër për lidhjen e daljeve të njësisë së ndarjes 7, që nuk tregohet në diagram. Blloku 7 mund të kryejë funksionin e ndarjes së produkteve të reaksionit të lëngshëm në LPG të pa reaguar dhe një përzierje hidrogjenesh aromatike. Pastaj dalja e GLN-së e bllokut 7 lidhet me hyrjen e bllokut 4 të kolonës së stabilizimit, dalja e përzierjes së hidrokarbureve aromatike lidhet me tubacionin për heqjen e hidrokarbureve aromatike në tubacionin kryesor të naftës. Në të njëjtën kohë, dalja e hidrokarbureve C 5+ e bllokut 4 të kolonës së stabilizimit është gjithashtu e lidhur me tubacionin e daljes në tubacionin kryesor të naftës.
Instalimi 5 për pastrimin e gazeve të hidrokarbureve të lëngshëm përfshin një bllok të larjes ekstraktuese dhe tharjes me adsorbim.
Njësia 7 për ndarjen e produkteve të reagimit të platformës përbëhet nga disa ndarës dhe një njësi membranore.
Metoda e përpunimit të gazeve hidrokarbure të fushave të kondensatës së naftës dhe gazit kryhet si më poshtë.
APG ose gazi "i papërpunuar" rritet në stacionin e kompresorit 1 dhe dërgohet në UNTS 2, ku gazi i tharë lirohet prej tij, i përbërë kryesisht nga metani.
Kondensata nga UNTS 2 hyn në bllokun 4 të kolonës së stabilizimit, ku ndahet në LPG (fraksion propan-butan) dhe C 5 dhe fraksion më i lartë. LPG fillimisht futet në një njësi pastrimi 5, e cila përfshin një njësi larëse ekstraktimi dhe tharjeje adsorbimi, në mënyrë që të largohen papastërtitë e dëmshme për katalizatorin (ujë, metanol, kripëra), dhe më pas dërgohet në njësinë e reaktorit platformues 6 me rigjenerim të vazhdueshëm të katalizatorit. . Gazrat e detanizimit devijohen në marrjen e stacionit të kompresorit përforcues 1 dhe më tej në UNTS 2, ku gazi i tharë komercial ndahet prej tyre, kondensata dërgohet në bllokun 4 të kolonës së stabilizimit. Produktet e reaksionit nga blloku i reaktorit 6 futen në bllokun e ndarjes 7 (blloku ndarës dhe njësia e membranës), ku ato ndahen në gaz hidrokarbure, hidrogjen (kthyer në bllokun e reaktorit 6) dhe produkte të lëngëta.
Produktet e lëngëta të reaksionit - një përzierje e hidrokarbureve aromatike me mbetjet e LPG-së së pareaguar - përzihen me kondensatin e UNTS 2 dhe futen në bllokun 4 të kolonës së stabilizimit, ku fraksioni i propan-butanit ndahet nga përzierja e hidrokarbureve aromatike dhe fraksionit. C 5 dhe më lart, dhe më pas, si lëndë e parë, dërgohet në platformën e bllokut 6 të reaktorit. Një përzierje e hidrokarbureve aromatike dhe fraksioneve të C 5 dhe më lart mund të përdoret pjesërisht si një përbërës i benzinës motorike, por kryesisht dërgohet në përbërjen e vajit komercial.
Është gjithashtu e mundur që në bllokun 7 produktet e reaksionit të lëngshëm të ndahen në LPG të pa reaguar, të cilat futen në hyrjen e bllokut 6 të reaktorit platformues dhe një përzierje hidrokarburesh aromatike, të paktën një pjesë e të cilave futet në tubacionin kryesor të naftës. si pjesë e naftës komerciale.
Duke hyrë në përbërjen e vajit tregtar, një përzierje e hidrokarbureve aromatike nuk ndikon negativisht në karakteristikat e tij cilësore. Raporti i rrjedhave të vajit tregtar dhe një përzierje hidrokarburesh aromatike është i papërfillshëm (mesatarisht 100:1) për të folur për ndonjë efekt të dukshëm, megjithëse rezulton pozitiv:
Së pari, viskoziteti i lartë shpesh shkakton probleme që lidhen me dërgimin e naftës komerciale në rrjetin e tubacionit. Shtimi i një përzierje të hidrokarbureve aromatike do të zvogëlojë viskozitetin e vajit komercial.
Së dyti, kur nafta ndahet në rafineritë e naftës, hidrokarburet aromatike (benzeni, tolueni dhe ksilenet) hyjnë kryesisht në përbërjen e naftës së rëndë, e cila, si rregull, dërgohet në reformimin katalitik, i cili bazohet në të njëjtat procese aromatizimi.
Duhet të theksohet se teknologjitë e platformimit të LPG janë të njohura dhe të zhvilluara. Në vitin 1990, në qytetin e Grangemouth (Skoci), u vu në funksionim pilot një fabrikë për prodhimin e një koncentrati aromatik nga fraksioni i propan-butanit me një kapacitet prej 400 mijë tonë në vit (tani i çmontuar). Aktualisht, një instalim i tillë është në funksion komercial. Kjo njësi ka një kapacitet prej 800 mijë tonë në vit. është pjesë e kompleksit petrokimik të kompanisë SABIK me vendndodhje në Yambu të Arabisë Saudite. Zhvilluesi i teknologjisë së këtyre instalimeve dhe mbajtësi i patentës është kompania UOP.
Mungesa e aplikimit të gjerë industrial të njësive platformuese të LPG-së si pjesë e komplekseve petrokimike shpjegohet me faktin se si produkt tregtar përftohet një përzierje e hidrokarbureve aromatike, shitja e të cilave si produkt tregtar nuk është e mundur për shkak të kostos së ulët. Për të marrë një kosto të pranueshme të produkteve të platformës është e mundur vetëm duke i ndarë ato në hidrokarbure individuale, që është një proces me shumë faza dhe shumë i kushtueshëm që e bën ekonominë e platformimit dukshëm më keq se proceset e tjera konkurruese. Në rastin e vendburimeve të kondensatës së naftës dhe gazit, çështja e përpunimit të GLN-së nuk u mor fare.
Shpikja e propozuar bën të mundur aplikimin efektiv të teknologjisë së platformimit të LPG duke e integruar atë në procesin e përgatitjes në terren të produkteve nga fushat e kondensatës së naftës dhe gazit.
KERKESE
1. Një metodë për përpunimin e gazeve hidrokarbure të fushave të kondensatës së naftës dhe gazit, duke përfshirë përgatitjen në terren të gazit shoqërues të naftës (APG) ose "gazit të papërpunuar" për të marrë gaz të tharë komercial dhe kondensatë gazi, duke furnizuar kondensat në fazën e stabilizimit me lëshimin e lëngshëm. gazet hidrokarbure (LPG) nga kondensata e gazit në fjalë), pastrimi i GLN-së, shndërrimi reaktiv i LPG-së në një përzierje të hidrokarbureve aromatike në fazën e platformimit, ndarja e produkteve të reagimit të platformës në hidrogjen, gaz hidrokarbur dhe produkte të reaksionit të lëngshëm, pas së cilës hidrokarburet gazi futet në rrymën APG ose "gaz të papërpunuar" të furnizuar për trajtimin në terren, dhe hidrokarburet aromatike izolohen nga produktet e reaksionit të lëngshëm, të paktën një pjesë e të cilave futet në tubacionin kryesor të naftës si pjesë e naftës komerciale.
2. Metoda sipas pretendimit 1, karakterizuar në atë që ndarja e hidrokarbureve aromatike nga produktet e reaksionit të lëngshëm kryhet duke ndarë produktet e lëngshme të reaksionit në LPG që nuk reagojnë, e cila futet në hyrjen e fazës së platformës dhe një përzierje e hidrokarbure aromatike, të paktën një pjesë e të cilave futet në tubacionin kryesor të naftës në naftë komerciale.
3. Metoda sipas pretendimit 1, karakterizuar në atë që ndarja e hidrokarbureve aromatike nga produktet e reaksionit të lëngshëm kryhet duke furnizuar produkte të lëngshme të reaksionit në hyrjen e fazës së stabilizimit për të ndarë LPG-në e pa reaguar, dhe përzierjen e C 5+ dhe aromatike. hidrokarburet duke e lënë atë, të paktën një pjesë e cila futet në tubacionin kryesor të naftës si pjesë e naftës së tregtueshme.
4. Metoda sipas pretendimit 1, karakterizuar në atë që pas ndarjes së produkteve të reaksionit, hidrogjeni furnizohet në fazën e platformës.
5. Metoda sipas pretendimit 1 ose 3, karakterizuar në atë që në fazën e stabilizimit, përdoret një bllok i kolonës për stabilizimin e kondensatës së gazit të instalimit për trajtimin në terren të APG ose "gazit të papërpunuar".
6. Metoda sipas pretendimit 1, karakterizuar në atë që pastrimi i LPG-së kryhet me larjen e ekstraktimit dhe tharjen pasuese të adsorbimit, dhe gazi i detanizimit që rezulton futet në rrymën APG ose "gaz të papërpunuar" që hyn në trajtimin në terren.
7. Një instalim për përpunimin e gazeve hidrokarbure nga vendburimet e naftës dhe kondensatës së gazit, që përmban një tubacion për furnizimin e gazit shoqërues të naftës (APG) ose gazit "të papërpunuar" dhe i lidhur me të dhe ndërmjet tyre nga një sistem tubacionesh aparatesh për trajtimin e fushës. i APG dhe stacionit të kompresorit të gazit "të papërpunuar", përkatësisht një njësi ndarjeje me temperaturë të ulët, një njësi për trajtimin e adsorbimit, dalja e së cilës është e lidhur me tubacionin për heqjen e gazit të tharë komercial, një njësi e një kolone stabilizimi të kondensatës së gazit dhe një njësia e pastrimit të gazit të lëngshëm të hidrokarbureve (LHG), si dhe një njësi reaktori platformues e lidhur me daljen e LPG-së të njësisë së pastrimit dhe e lidhur me daljen e njësisë së ndarjes së produkteve të reaksionit të njësisë së reaktorit, prodhimi i produkteve të lëngëta të së cilës është i lidhur me hyrja e bllokut të kolonës së stabilizimit, dhe dalja e gazit hidrokarbur të së cilës është e lidhur me tubacionin për furnizimin e gazit APG ose "të papërpunuar", dhe dalja e dytë e njësisë së kolonës së stabilizimit është e lidhur me tubacionin për heqjen e përzierjes së hidrokarbureve C 5 + dhe ar hidrokarburet omatike në tubacionin kryesor të naftës.
8. Instalimi sipas pretendimit 7, karakterizuar nga fakti që njësia e ndarjes është konfiguruar për të ndarë produktet e lëngshme të reaksionit në LPG të pareaguar dhe një përzierje hidrokarburesh aromatike, ndërsa dalja e saj e specifikuar e produkteve të lëngshme e lidhur me hyrjen e njësisë së kolonës së stabilizimit është dalja. i LPG-së së pa reaguar, dhe prodhimi i tij nga përzierja e hidrokarbureve aromatike lidhet me tubacionin për largimin e përzierjes së hidrokarbureve C 5+ dhe hidrokarbureve aromatike në tubacionin kryesor të naftës.
9. Instalimi sipas pretendimit 7, i karakterizuar nga fakti që dalja e hidrogjenit e njësisë ndarëse është e lidhur me hyrjen e njësisë së reaktorit platformues.
1. Rreth propan butanit
Një avantazh i madh i përzierjeve të propan-butanit është afërsia e tyre për sa i përket karakteristikave bazë me karburantet tradicionale të motorëve. Është kjo cilësi që i ka lejuar të zënë një pozicion të fortë në treg.
Hidrokarburet, të cilat janë pjesë e gazit të shoqëruar të naftës, janë në gjendje të gaztë në kushte normale, por me një rritje të presionit të jashtëm, ato ndryshojnë gjendjen e grumbullimit dhe shndërrohen në lëng. Kjo veti bën të mundur arritjen e densitetit të lartë të energjisë dhe ruajtjen e gazit hidrokarbur të lëngshëm (LHG) në rezervuarë relativisht të thjeshtë.
Prodhimi i LPG-së
Përbërësit kryesorë të gazit të lëngshëm të naftës janë propani C 3 H 8 dhe C 4 H 10 butani. Prodhimi kryesor industrial i gazit të lëngshëm kryhet nga burimet e mëposhtme:
- gazrat e shoqëruar të naftës;
- fraksionet e kondensatës së gazit natyror;
- gazrat e naftës dhe proceset e stabilizimit të kondensatës;
- gazrat e rafinerisë të marra nga njësitë e përpunimit të naftës.
Tabela 1. Parametrat fizikë dhe kimikë të gazit të lëngshëm të naftës sipas GOST 27578-87
Përbërja përbërëse e gazit të lëngshëm rregullohet nga standardet teknike GOST 27578-87 "Gazet hidrokarbure të lëngshëm për transportin rrugor. Specifikimet" dhe GOST 20448-90 "Gazet e karburantit hidrokarbur të lëngshëm për konsum shtëpiak. Specifikimet". Standardi i parë përshkruan përbërjen e gazit të lëngshëm të përdorur në transportin rrugor. Në faqen e internetit të kompanisë Technosoyuz, kabinat e spërkatjes janë paraqitur në një gamë të gjerë, si dhe pajisje të ndryshme për shërbimin e makinave. Në dimër, rekomandohet përdorimi i gazit të lëngshëm të markës PA (propan për automobila), që përmban 85 ± 10% propan, në verë - PBA (propan-butan për automobila), që përmban 50 ± 10% propan, butan dhe jo më shumë. se 6% hidrokarbure të pangopura.
GOST 20448-90 ka toleranca më të gjera për përmbajtjen e përbërësve, përfshirë ato të dëmshme për sa i përket ndikimit në pajisjet e gazit (për shembull, squfuri dhe komponimet e tij, hidrokarburet e pangopura, etj.). Sipas këtyre specifikimeve, karburanti me gaz furnizohet në dy klasa: përzierje dimërore propan-butan (SPBTZ) dhe përzierje verore propan-butan (SPBTL).
Nota e gazit PBA lejohet të përdoret në të gjitha rajonet klimatike në një temperaturë ambienti prej të paktën -20°C. Marka PA përdoret në dimër në ato rajone klimatike ku temperatura e ajrit bie nën -20°C (vargu i rekomanduar është -25...-20°C). Në periudhën e pranverës, për zhvillimin e plotë të rezervave të gazit të lëngshëm PA, lejohet përdorimi i tij në temperatura deri në 10°C.
Presioni i rezervuarit
Në një rezervuar të mbyllur, LPG formon një sistem dyfazor. Presioni në cilindër varet nga presioni i avullit të ngopur (presioni i avullit në një vëllim të mbyllur në prani të një faze të lëngshme) dhe karakterizon paqëndrueshmërinë e gazit të lëngshëm, i cili, nga ana tjetër, varet nga temperatura e fazës së lëngshme dhe përqindja e propanit dhe butanit në të. Paqëndrueshmëria e propanit është më e lartë se ajo e butanit, dhe për këtë arsye presioni në temperatura të ulëta është më i lartë.
Përvoja e shumë viteve të funksionimit praktik tregon:
- në temperatura të ulëta të ambientit, është më efikas të përdoret LPG me përmbajtje të lartë propan, pasi kjo siguron avullim të besueshëm të gazit dhe, rrjedhimisht, një furnizim të qëndrueshëm të produktit;
- në temperatura të larta pozitive të ambientit, është më efikas të përdoret LPG me përmbajtje të ulët të propanit, përndryshe do të krijohet një mbipresion i konsiderueshëm në rezervuar dhe tubacione, gjë që mund të ndikojë negativisht në ngushtësinë e sistemit të gazit.
Përveç propanit dhe butanit, LPG përmban një sasi të vogël të metanit, etanit dhe hidrokarbureve të tjera, të cilat mund të ndryshojnë vetitë e përzierjes. Kështu, etani ka një presion më të lartë të avullit të ngopur se propani, i cili mund të ketë një efekt negativ në temperatura pozitive.
Ndryshimi i vëllimit të fazës së lëngshme gjatë ngrohjes
Përzierja propan-butan ka një koeficient të lartë të zgjerimit vëllimor të fazës së lëngshme, i cili për propanin është 0,003, dhe për butanin - 0,002 për 1 ° C rritje të temperaturës së gazit. Për krahasim: koeficienti vëllimor i zgjerimit të propanit është 15 herë, dhe butani është 10 herë më i madh se ai i ujit. Standardet dhe rregulloret teknike përcaktojnë se shkalla e mbushjes së rezervuarëve dhe cilindrave varet nga marka e gazit dhe ndryshimi në temperaturat e tij gjatë mbushjes dhe ruajtjes pasuese. Për rezervuarët, diferenca e temperaturës së të cilave nuk kalon 40 ° C, shkalla e mbushjes supozohet të jetë 85%, me një ndryshim më të madh të temperaturës, shkalla e mbushjes duhet të reduktohet. Cilindrat mbushen sipas peshës në përputhje me udhëzimet e Rregullave për Projektimin dhe Funksionimin e Sigurt të Enëve me Presion. Temperatura maksimale e lejuar e ngrohjes së cilindrit nuk duhet të kalojë 45 ° C, ndërsa presioni i avullit të butanit arrin 0,385 MPa, dhe propan - 1,4-1,5 MPa. Cilindrat duhet të mbrohen nga ngrohja nga rrezet e diellit ose nga burime të tjera të nxehtësisë.
Ndryshimi i vëllimit të gazit gjatë avullimit
Kur 1 litër gaz i lëngshëm avullon, formohen rreth 250 litra gaz të gaztë. Kështu, edhe një rrjedhje e vogël LPG mund të jetë shumë e rrezikshme, pasi vëllimi i gazit gjatë avullimit rritet me 250 herë. Dendësia e fazës së gazit është 1.5-2.0 herë më e madhe se dendësia e ajrit. Kjo shpjegon faktin se në rast rrjedhjesh, gazi është i vështirë për t'u shpërndarë në ajër, veçanërisht në një dhomë të mbyllur. Avujt e tij mund të grumbullohen në gropa natyrale dhe artificiale, duke formuar një përzierje shpërthyese.
Tabela 2. Vetitë fizike dhe kimike të përbërësve të gazit të lëngshëm dhe benzinës.
| Treguesi | Propani | Butani (normal) | Benzine |
|---|---|---|---|
| Masa molekulare | 44,10 | 58,12 | 114,20 |
| Dendësia e fazës së lëngshme në kushte normale, kg / m 3 | 510 | 580 | 720 |
| Dendësia e fazës së gazit, kg / m 3: | |||
| në kushte normale | 2,019 | 2,703 | - |
| në 15°С | 1,900 | 2,550 | - |
| Nxehtësia specifike e avullimit, kJ/kg | 484,5 | 395,0 | 397,5 |
| Vlera më e ulët kalorifike: | |||
| në gjendje të lëngët, MJ/l | 65,6 | 26,4 | 62,7 |
| në gjendje të gaztë, MJ/kg | 45,9 | 45,4 | 48,7 |
| në gjendje të gaztë, MJ / m 3 | 85,6 | 111,6 | 213,2 |
| Numri i oktanit | 120 | 93 | 72-98 |
| Kufijtë e ndezshmërisë në një përzierje me ajër në kushte normale,% | 2,1-9,5 | 1,5-8,5 | 1,0-6,0 |
| Temperatura e vetëndezjes, °С | 466 | 405 | 255-370 |
| Teorikisht e nevojshme për djegien e 1 m 3 gaz sasia e ajrit, m3 |
23,80 | 30,94 | 14,70 |
| Koeficienti i zgjerimit të vëllimit të fraksionit të lëngshëm, % për 1°С | 0,003 | 0,002 | - |
| Pika e vlimit në një presion prej 1 bar, °С | -42,1 | -0,5 | +98...104 (50% pikë) |
2. Karakteristikat kryesore të gazeve të djegshme
gazeve natyrore. Gazrat natyrorë të djegshëm janë rezultat i dekompozimit biokimik dhe termik të mbetjeve organike. Më shpesh, depozitat e gazit natyror janë të përqendruara në shkëmbinj sedimentarë porozë (rërë, gurë ranorë, guralecë), të nënshtruara ose të mbuluara me shkëmbinj të dendur (për shembull, argjilore). Në shumë raste, vaji dhe uji shërbejnë si "shollë" për ta.
Në fushat e thata, gazi është kryesisht në formën e metanit të pastër me sasi shumë të vogla të etanit, propanit dhe butaneve. Në kondensimin e gazit, përveç metanit, një pjesë e konsiderueshme përmban etan, propan, butan dhe hidrokarbure të tjera më të rënda, deri në fraksione të benzinës dhe vajgurit. Gazrat e shoqëruar të naftës përmbajnë hidrokarbure të lehta dhe të rënda të tretura në vaj.
Kërkesat për gazet e karburantit natyror për qëllime shtëpiake janë paraqitur në Tabelën. 3.1.
Sipas kërkesave të GOST 5542-87, vetitë e djegshme të gazeve natyrore karakterizohen nga numri Wobbe, i cili është raporti i vlerës kalorifike (më të ulët ose më të lartë) me rrënjën katrore të densitetit relativ (në ajër) të gazit:
W o = Q n /V d (3.1)
Kufijtë e luhatjes së numrit Wobbe janë shumë të gjera, prandaj, për çdo sistem të shpërndarjes së gazit (siç është rënë dakord midis furnizuesit të gazit dhe konsumatorit), kërkohet të vendoset vlera nominale e numrit Wobbe me një devijim prej jo më shumë se ± 5% prej tij, për të marrë parasysh heterogjenitetin dhe ndryshueshmërinë e përbërjes së gazeve natyrore.
Për këto arsye, gjatë transferimit të instalimeve termike nga një gaz në tjetrin, është e nevojshme t'i kushtohet vëmendje afërsisë jo vetëm të numrave Wobbe të të dy gazrave, të cilët sigurojnë qëndrueshmërinë e fuqisë termike të të gjithë djegësve, por edhe të të gjithë tyre. karakteristikat fiziko-kimike. Numrat Wobbe llogariten sipas GOST 22667-82 (Tabela 3.2), i cili përmban të gjitha të dhënat e nevojshme për këtë (vlera kalorifike më e lartë dhe më e ulët e gazrave dhe dendësia e tyre relative), duke marrë parasysh faktorin e ngjeshshmërisë Z të gazrave dhe avujve të ndryshëm.
Gazet hidrokarbure të lëngshëm. Gazet e hidrokarbureve të lëngshëm përfshijnë ato që në kushte normale fizike janë në gjendje të gaztë dhe me një rritje relativisht të vogël të presionit (pa ulje të temperaturës) kthehen në lëng. Kjo bën të mundur transportimin dhe ruajtjen e hidrokarbureve të lëngshme si lëngje, dhe rregullimin dhe djegien e hidrokarbureve të gazta si gaze natyrore.
Hidrokarburet kryesore të gaztë që përbëjnë gazrat e lëngshëm karakterizohen nga vlera kalorifike e lartë, kufijtë e ulët të ndezshmërisë, dendësia e lartë (duke e tejkaluar dendësinë e ajrit), koeficienti i lartë i zgjerimit të vëllimit të lëngut (shumë më i lartë se ai i benzinës dhe vajgurit). bën të nevojshme mbushjen e cilindrave dhe rezervuarëve jo më shumë se 85-90% të vëllimit të tyre gjeometrik, presionit të konsiderueshëm të avullit të ngopur, i cili rritet me rritjen e temperaturës dhe densitetit të ulët të lëngut në raport me ujin.
Përbërja kimike e gazeve hidrokarbure të lëngshme është e ndryshme dhe varet nga burimet e prodhimit të tyre. Gazrat e lëngshëm nga fushat e lidhura të naftës dhe kondensatës së gazit përbëhen nga hidrokarbure të ngopura (të ngopura) - alkane, që kanë formulën e përgjithshme kimike C n H 2n + 2. Përbërësit kryesorë të këtyre hidrokarbureve janë propani dhe butani.
Prania e etanit dhe metanit në gaz të lëngshëm në sasi të konsiderueshme (ato rrisin ndjeshëm elasticitetin e avujve të ngopur), pentanin dhe izomerët e tij (pasi kjo sjell një ulje të mprehtë të elasticitetit të avujve të ngopur dhe një rritje të pikës së vesës) është e papranueshme. .
Gazrat e lëngshëm të marrë në ndërmarrjet në procesin e përpunimit të naftës, përveç alkaneve, përmbajnë hidrokarbure të pangopura (të pangopura) - alkene, të cilat kanë formulën e përgjithshme kimike C n H 2n (duke filluar nga n = 2). Përbërësit kryesorë të këtyre gazeve, përveç propanit dhe butanit, janë propileni dhe butileni. Prania e etilenit në gaz të lëngshëm në sasi të konsiderueshme është e papranueshme, pasi çon në një rritje të elasticitetit të avujve të ngopur.
Vetitë e gazrave të lëngshëm për qëllime shtëpiake rregullohen nga GOST R 52087-2003 "Gazet e karburantit të hidrokarbureve të lëngshme" (Tabela 3.3 dhe 3.4).
Tabela 3. Vlera kalorifike dhe dendësia relative e përbërësve të gazit natyror të thatë (N.O.) (GOST 22667-82).
| Komponenti | Nxehtësia e djegies, mJ/m3 | Dendësia relative d | |
|---|---|---|---|
| më të larta | inferiore | ||
| Metan CH 4 | 39,82 | 35,88 | 0,555 |
| Etan C 2 H 6 | 70,31 | 64,36 | 1,048 |
| Propan C 3 H 8 | 101,21 | 93,18 | 1,554 |
| n-Butan C 4 H 10 | 133,80 | 123,57 | 2,090 |
| Izobutan C 4 H 10 | 132,96 | 122,78 | 2,081 |
| Pentan C 5 H 12 | 169,27 | 156,63 | 2,671 |
| Benzen C 6 H 6 | 162,62 | 155,67 | 2,967 |
| Tolueni C 7 H 8 | 176,26 | 168,18 | 3,180 |
| Hidrogjen H2 | 12,75 | 10,79 | 0,070 |
| Monoksidi i karbonit CO | 12,64 | 12,64 | 0,967 |
| Sulfidi i hidrogjenit H2S | 25,35 | 23,37 | 1,188 |
| Dioksidi i karbonit CO 2 | - | - | 1,529 |
| Azoti N 2 | - | - | 0,967 |
| Oksigjen O 2 | - | - | 1,050 |
| Helium He | - | - | 0,138 |
Tabela 4. Fushat e aplikimit të markave të ndryshme të gazrave të lëngshëm në rajone të ndryshme (GOST R 52087-2003).
| Sistemi i furnizimit me gaz | Gazi i lëngshëm i aplikuar për rajonin mikroklimatik në përputhje me GOST 16350 | |||
|---|---|---|---|---|
| zonë e butë | zonë e ftohtë | |||
| Periudha verore | periudha e dimrit | Periudha verore | periudha e dimrit | |
| Cilindri i gazit | ||||
| me instalim të jashtëm të cilindrave | PBT. P5A | e premte. PA | PBT. PBA | e premte, PA |
| me instalim në shtëpi të cilindrave | PBT. PBA | |||
| cilindra portativë | BT | |||
| Cilësimet e grupit | ||||
| pa avullues | PBT, PBA | e premte, PA | PT, PA, PBT, PBA | e premte, PA |
| me avullues | PBT. PBA. BT | e premte. PA. PBT, PBA, BT | e premte. PA. PBT, PBA | e premte. PA. PBT, PBA |
Shënime:
- Për të gjitha rajonet klimatike, me përjashtim të të ftohtit dhe shumë të ftohtë: periudha e verës - nga 1 prilli deri më 1 tetor, periudha e dimrit - nga 1 tetori deri më 1 prill.
- Për zonat e ftohta: periudha e verës - nga 1 qershori deri më 1 tetor; periudha e dimrit - nga 1 tetori deri më 1 qershor. 4. Për zonat shumë të ftohta: periudha e verës - nga 1 qershori deri më 1 shtator, periudha e dimrit - nga 1 shtatori deri më 1 qershor.
Tabela 5. Parametrat fiziko-kimikë dhe operacional të gazrave të lëngshëm (GOST R 52087-2003).
| Treguesi | Norma për markën | Metoda, provë | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| e premte | PA | PBA | PBT | BT | ||
| Pjesa masive e komponentëve, %: | ||||||
| shuma e metanit, etanit dhe etilenit | të pa standardizuara | Sipas GOST 10679 | ||||
| sasia e propanit dhe e propilenit, jo më pak se | 75 | - | - | të pa standardizuara | ||
| duke përfshirë edhe propanin | - | 85±10 | 50±10 | - | - | |
| shuma e butaneve dhe butileneve: | të pa standardizuara | - | - | |||
| jo më | - | - | - | 60 | - | |
| të paktën | - | - | - | - | 60 | |
| sasia e hidrokarbureve të pangopura, jo më shumë | - | 6 | 6 | - | - | |
| Pjesa vëllimore e mbetjes së lëngshme në 20°С, %, max | 0,7 | 0,7 | 1,6 | 1,6 | 1,8 | Sipas 8.2 |
| Presioni i avullit të ngopur, matës, MPa, në temperaturë: | ||||||
| +45°С, jo më shumë | 1,6 | Sipas GOST R 50994 ose GOST 28656 | ||||
| -20°C, jo më pak | 0,16 | - | 0,07 | - | - | |
| -30°C, jo më pak | - | 0,07 | - | - | - | |
| Pjesa masive e sulfurit të hidrogjenit dhe squfurit mercaptan, %, max | 0,013 | 0,010 | 0,010 | 0,013 | 0,013 | |
| duke përfshirë sulfid hidrogjeni, jo më shumë | 0,003 | Sipas GOST 229S5 ose GOST R 50802 | ||||
| Përmbajtja pa ujë dhe alkali | Mungesa | Sipas 8.2 | ||||
| Intensiteti i erës, pikë, jo më pak se | 3 | Sipas GOST 22387.5 ose 8.3 | ||||
Shënime:
- Lejohet të mos përcaktohet intensiteti i erës kur fraksioni masiv i squfurit mercaptan në gazrat e lëngshëm të klasave PT, PBT dhe BT është 0,002% ose më shumë, dhe notat PA dhe PBA është 0,001% ose më shumë. Kur fraksioni masiv i squfurit mercaptan është më i vogël se vlerat e treguara ose intensiteti i erës është më i vogël se 3 pikë, gazrat e lëngshëm duhet të aromatizohen në mënyrën e përcaktuar.
- Në temperaturat -20°C dhe -30°C, presioni i avujve të ngopur të gazrave të lëngshëm përcaktohet vetëm në dimër.
- Kur përdorni gazra të lëngshëm të klasave PT dhe PBT si lëndë djegëse për transportin rrugor, pjesa masive e totalit të hidrokarbureve të pangopura nuk duhet të kalojë 6%, dhe presioni i avullit të ngopur duhet të jetë së paku 0,07 MPa për klasat PT dhe PBT në temperaturat prej -30 ° C dhe - 20 ° C, respektivisht.
3. Llojet e gazrave të djegshëm, vetitë dhe përbërja kryesore e tyre
Furnizimi me gaz i ndërtesave të banimit përmirëson ndjeshëm kushtet e jetesës së popullsisë së qyteteve dhe qytezave. Përdorimi i gazit në ekonominë komunale, industrinë dhe energjinë krijon kushte të favorshme për përmirësimin e proceseve teknologjike të prodhimit, lejon përdorimin e teknologjisë progresive dhe me kosto efektive, ngre nivelin teknik dhe kulturor të instalimeve industriale, komunale dhe energjetike dhe përmirëson efikasitetin ekonomik të prodhimit në tërësi.
Gazet natyrore, artificiale dhe të përziera përdoren për furnizimin me gaz të ndërtesave të banimit, ndërmarrjeve komunale dhe industriale. Baza për zhvillimin e gjerë të industrisë së gazit janë rezervat e konsiderueshme të gazit natyror. Për sa i përket rezervave të gazit natyror, vendi ynë zë vendin e parë në botë. Prodhimi i gazit natyror në vend është në rritje të vazhdueshme, gjë që shpjegohet me performancën e tij të fortë ekonomike, veçanërisht për shkak të kostos së ulët.
Nëse krahasojmë gazin natyror me llojet e tjera të karburantit, atëherë kostoja e tij është tre herë më e ulët se kostoja e torfe dhe karburantit, 15-20 herë më e ulët se kostoja e qymyrit nëntokësor. Vetëm në rajonet më të largëta nga fushat, kostoja e gazit është më e lartë se kostoja e naftës.
Përdorimi i gazit në jetën e përditshme dhe në industri në krahasim me lëndët djegëse të ngurta është 4-5 herë më efikas. Gazi digjet pa formimin e tymit, i cili përmban shumë produkte të djegies jo të plotë të lëndëve djegëse të ngurta dhe të lëngshme, kështu që zëvendësimi i llojeve të tjera të karburanteve me gaz ndihmon në pastrimin e pellgut ajror të vendbanimeve.
Gazrat si lëndë djegëse përdoren me sukses për gatim, në sistemet e ujit të nxehtë për ngrohjen e ujit, në sistemet e ngrohjes së ndërtesave dhe në proceset teknologjike të ndërmarrjeve industriale.
Si lëndë djegëse përdoren gazrat e fushave të naftës dhe gazit natyror, përzierjet e tyre gaz-ajër, si dhe gazrat hidrokarbure të lëngshëm që plotësojnë kërkesat e GOST 5542-87 për gazin natyror dhe GOST 20448-90 për gazet hidrokarbure të lëngshëm (në tekstin e mëtejmë - LPG). .
karburant i gaztëështë një përzierje e gazrave të djegshëm dhe jo të djegshëm që përmbajnë një sasi të caktuar papastërtish. Gazet e djegshme përfshijnë hidrokarburet, hidrogjenin dhe oksidin e karbohidrateve. Komponentët jo të djegshëm janë azoti, dioksidi i karbonit dhe oksigjeni. Ato përbëjnë çakëllin e karburantit të gaztë. Papastërtitë përfshijnë avujt e ujit, sulfurin e hidrogjenit, pluhurin. Karburanti i gaztë pastrohet nga papastërtitë e dëmshme. Në përputhje me kërkesat e GOST, lejohen papastërti për 100 m3 gaz, jo më shumë se: 2 g sulfur hidrogjeni ose amoniak; 5 g komponime cianide; 10 g naftalinë, rrëshirë, pluhur dhe substanca të tjera, jo më shumë se 0,1%.
Karburanti i gaztë ka një rëndësi të madhe ekonomike.
Devijimi i nxehtësisë së djegies nga vlera nominale nuk duhet të jetë më shumë se ± 5%. Për furnizimin me gaz përdoren gazra të lagësht dhe të thatë. Përmbajtja e lagështisë nuk duhet të kalojë sasinë që ngop gazin në t = -20°C (dimër) dhe 35°C (verë). Përmbajtja e lagështisë së gazit të ngopur në varësi të temperaturës së tij është dhënë në tabelë. një.
Tabela 1. Përmbajtja e lagështisë së gazit të ngopur në funksion të temperaturës.
Nëse gazi transportohet në distanca të gjata, atëherë ai thahet paraprakisht. Shumica e gazeve artificiale kanë një erë të fortë, duke e bërë më të lehtë zbulimin e rrjedhjeve të gazit nga tubacionet dhe pajisjet. Gazi natyror është plotësisht pa erë. Përpara se të futet në rrjet, aromatizohet (përzihet me substanca të veçanta), d.m.th. i jepni një erë të mprehtë të pakëndshme, e cila duhet të ndjehet në një përqendrim në ajër të barabartë me 1%.
Era e gazeve toksike duhet të ndihet në një përqendrim të lejuar nga standardet sanitare. Gazi i lëngshëm i përdorur nga konsumatorët shtëpiak, sipas GOST 20448-90, nuk duhet të përmbajë më shumë se 5 g sulfur hidrogjeni për 100 m 3 gaz, dhe aroma e tij duhet të ndihet në një përmbajtje prej 0,5% në ajër.
Përqendrimi i oksigjenit në karburantin e gaztë nuk duhet të kalojë 1%. Kur përdoret për furnizimin me gaz të një përzierjeje të gazit të lëngshëm me ajër, përqendrimi i gazit në përzierje është të paktën dyfishi i kufirit të sipërm të ndezshmërisë.
Sasia e konsumit të gazit për nevojat e konsumatorëve varet tërësisht nga vlera kalorifike e tij (vlera kalorifike) dhe sa më i vogël të jetë aq më shumë gazi harxhohet.
Karakteristikat fizike dhe nxehtësia e djegies së disa gazeve janë dhënë në tabelë. 1 dhe 2. Duke përdorur të dhënat e këtyre tabelave, është e mundur të llogaritet vlera kalorifike, dendësia dhe karakteristikat e tjera të karburantit të gaztë. Temperatura e ndezjes së gazeve natyrore dhe artificiale është 640 - 700 °C. Gazrat natyrorë nxirren nga fushat e gazit ose të naftës dhe gazet artificiale fitohen gjatë përpunimit termik të lëndëve djegëse të lëngëta ose të ngurta pa akses ajri.
Gazrat natyrorë përdoren gjerësisht për furnizim të centralizuar të vendbanimeve dhe objekteve prodhuese. Nëse nuk ka gazra natyrorë ose përzierje gaz-ajër, atëherë përdoren gazra hidrokarbure të lëngshëm.
Gazet hidrokarbure të lëngshëm janë ato hidrokarbure që janë në gjendje të gaztë në kushte normale dhe me një rritje të lehtë të presionit kthehen në gjendje të lëngët. Gazrat e lëngshëm ruhen në cilindra dhe rezervuarë metalikë. Temperatura e ndezjes së propanit dhe butanit të lëngshëm është përkatësisht 510 dhe 490°C.
Gazrat e lëngshëm në krahasim me gazrat natyrorë kanë 2-3 herë më të lartë nxehtësinë e djegies dhe shpejtësinë e ndezjes. Propani С3Н8 dhe butani С4Н10 nxirren nga gazi natyror i naftës ose prodhohen artificialisht si nënprodukt gjatë përpunimit termik të naftës në impiantet e gazit-benzinës. Presioni i tepërt i avujve të ngopur të gazit të lëngshëm zakonisht nuk është më pak se 0.16 MPa.
, Shef i Departamentit të Përpunimit të Gazit
Bazuar në materialet e konferencës "Tregu i LPG në Rusi: Kufijtë e rinj të zhvillimit"
Lënda e parë për prodhimin e gazeve hidrokarbure të lëngshme (LHG) është gazi hidrokarbur dhe kostoja e prodhimit varet kryesisht nga vëllimi dhe cilësia e këtij gazi. Çdo gjë tjetër - madje edhe vëllimi i produktit kryesor - është dytësor.
Një impiant 100 milionë Nm3/vit të Gazit të Associuar të Naftës (APG) kushton 25-30 milionë dollarë me çelës; impiant kriogjenik për 0.5 miliardë Nm3/vit gaz natyror (gaz nga një fushë kondensate gazi) 30-40 milionë dollarë me çelësa në dorë. Shlyerja e zakonshme "letër" e investimeve të tilla është 3-5 vjet. Devijimet për sa i përket shlyerjes "reale" janë shumë serioze.
Megjithatë, nëse nuk do të ishim të sigurt se një projekt i mirë mund të bëhet gjithmonë, atëherë nuk do të mendonim për këtë temë. Si erdhëm në këtë temë, në thelb?
Ka dy mënyra për t'u interesuar në temën e prodhimit të propan-butanit: të kesh një aktivitet profesional në lidhje me shitjen e LPG-së ose nga ana e teknologjisë, d.m.th. duke pasur një interes në projektimin, prodhimin dhe furnizimin e pajisjeve të përpunimit të gazit. Rasti ynë është i dyti.
Përdorimi i APG
Në mesin e viteve 2000, qeveritë e vendeve të ndryshme (dhe Rusia nuk bën përjashtim) ushtronin presion serioz mbi çështjen mjedisore të "përdorimit të APG". Pronarët e APG-së janë kompani që fillimisht investojnë në kërkimin dhe prodhimin e naftës, nuk u intereson gazi dhe stimulimi i biznesit të përpunimit të gazit ka rezultuar në një kërkesë ultimatum "shfrytëzimi i 95% të totalit të APG-së të prodhuar nga ndërmarrja". Kërkesa u përforcua nga programet e gjobave dhe sanksioneve për ata që nuk guxonin të shpenzonin para për diçka të re.
Fakt interesant: Nevoja për të arritur përdorimin 95% të APG diktohet me Dekret të Qeverisë së Federatës Ruse të 8 nëntorit 2012 N 1148 "Për veçoritë e llogaritjes së tarifave për emetimet e ndotësve të krijuar gjatë ndezjes dhe (ose) shpërndarjes së gazit të naftës shoqërues. ".
Kjo rezolutë vlen vetëm për përdoruesit e nëntokës, d.m.th. APG-ja e transferuar për përpunim nga palët e treta konsiderohet plotësisht e përdorur… pavarësisht se çfarë bën procesori i gazit me gazin.
Me një kërcitje, kompanitë e naftës filluan të kërkonin mënyra për të "shfrytëzuar gazin". Mungesa e profesionistëve të përpunimit të gazit në kompani, dhe mungesa e plotë e kompanive ekzistuese inxhinierike që punojnë për Gazprom ose një monopol tjetër të gazit - Kazmunaigas në Kazakistan, një kompani e vetme kombëtare në Turkmenistan, konsorciume familjare në Uzbekistan, etj., bëri të mundur zhvillimin zgjidhje dhe pajisje furnizimi për APG njerëz krejtësisht të rinj që nuk kanë pasur kurrë përvojë pune me punëtorët e naftës më parë. Në 10 vitet e para u formua tregu i “klientëve dhe klientëve” dhe kostot e projekteve të para të realizuara ishin kryesisht astronomike.
Për shembull, projektet e Lukoil Overseas në Kazakistan, ku kostoja e prodhimit të "Turgai Petroleum" dhe "Karakudukmunai" tejkaloi vlerat e mësipërme me 1.5-2 herë.
Nga ana tjetër, kompanitë e vogla u detyruan të përdorin APG-në dhe, kompani jo veçanërisht të pasura, ndërtuan objekte prodhimi me çmime të arsyeshme. Brenda projekteve kishte shumë gjëra të paarsyeshme (si joefikasiteti në teknologji, ashtu edhe një shportë e zgjedhur produktesh, edhe një staf i fryrë pa arsye, etj., etj.), por ata dhanë detyrën për të formuar një valë të re kompanish inxhinierike të specializuara. në përpunimin e gazit.
Prodhimi i LPG-së
Ne vetë arritëm të përfundonim tre projekte: dy mini-GPP me prodhimin e LPG-së (rreth 50 mijë tonë produkt në vit secili):
- Instalimi i trajtimit kompleks të gazit të naftës shoqërues "Ken-Sary" "
Për më tepër, një projekt mjaft unik u zbatua me prodhimin e etanit, ku prodhimi i etanit në Republikën e Tatarstanit mundi të rritet me pothuajse 40%.
Në këto punime rastësisht kemi luajtur një rol kyç dhe teprica e buxheteve të mësipërme ka qenë e parëndësishme. Ky fakt është inkurajues dhe na lejon të shpresojmë se kemi mësuar mjaft mirë në 10 vjet.
Tani vala e “shfrytëzimit të APG” ka filluar të bjerë, por interesi i përgjithshëm për gazin ka mbetur. Baza është zgjeruar. Si rezultat, tani ka shumë projekte potenciale për prodhimin e LPG-së në treg: në bazë të APG, në bazë të vendburimeve të kondensatës së gazit, në bazë të gazeve të rafinimit të naftës. Teknologjitë janë jashtëzakonisht të afërta, me nuancat e tyre, natyrisht, por nuk ka asnjë ndryshim thelbësor në prodhim. Sido që të jetë gazi origjinal nuk do të vepronte si lëndë e parë.
Përbërja e gazit
Gjithçka është e thjeshtë. Nga pikëpamja e fizikës, nuk ka APG, nuk ka gaz natyror, nuk ka gazra rafinerie etj. Ka gaz hidrokarbure me një presion të caktuar, përmbajtje të përbërësve të synuar dhe papastërtive. Në mënyrë tipike, parametrat e gazit të papërpunuar janë si më poshtë:
Ka gjithashtu azot ekzotik 89% në APG të Bashkiria dhe Uraleve, presione të ulëta të gazit natyror në fushat e varfëruara, gaz anormalisht "të ligët" Cenomanian, gazra të thartë të depozitave Bayandinskoye dhe Astrakhanskoye. Me gaze të tilla të pazakonta, jeta e një inxhinieri është më argëtuese dhe investimet nuk janë gjithmonë tërheqëse... Por, në "mesatare për spitalin" gazrat janë siç tregohen në tabelë.
Prodhimi i LPG-së jashtë vendit
Pjesa më e madhe e GLN-së në botë prodhohet në Amerikën e Veriut (SHBA dhe Kanada). Prodhimi i gazit në këtë rajon ka qenë gjithmonë i të njëjtit rend si prodhimi i gazit në Rusi, por LPG është prodhuar dhe po prodhohet shumë herë më shumë. Një skemë tipike e Amerikës së Veriut për prodhimin e LPG është paraqitur në figurë.
Përpunimi i gazit në këtë treg kryhet kryesisht nga kompani të specializuara që formojnë një nën-industri të tërë "midstream". Kompanitë e mesme janë të angazhuara në grumbullimin dhe përpunimin e gazit të furnizuar nga kompani të ndryshme prodhuese. Produkti kryesor i prodhimit të tyre është GLN, i cili, në varësi të kontratës së përpunimit, ose mbetet në pronësi të përpunuesit ose i transferohet pronarit të gazit me një pjesë të produktit (fitimi nga shitja e tij) i mbajtur si pagesë për shërbimet e procesorit të gazit.
Numri i kompanive të tilla në Amerikën e Veriut është i madh. Madje ekzistojnë forma të veçanta të pronësisë - MLP (Master Limited Partners), të cilat janë të përshtatura për këtë lloj aktiviteti, duke krijuar një mundësi për të tërhequr shpejt investime, për të krijuar dhe operuar një kompani të përpunimit të gazit, për të paguar, për të dalë nga biznesi dhe për të kërkuar. një mundësi e re për projektin.
Në vitet 2000, numri i kompanive të rrymës së mesme në SHBA luhatej midis 150 dhe 250 kompanish, duke u ulur gjatë krizës dhe duke u rritur ndjeshëm me zhvillimin e "bumit të shistit argjilor". Pa dyshim, në Kanada, numri i kompanive të tilla është gjithashtu i madh.
Për krahasim, në Rusi, si rezultat i "përdorimit të APG", u formuan vetëm dy kompani të specializuara në përpunimin e gazit - kjo është BlueLine, e cila ndërtoi dy fabrika në Khanty-Mansiysk Autonome Okrug, dhe Globotech, e cila u përpoq të zbatonte një projekt në rajoni Tomsk. I dyti nuk mbijetoi.
Kjo eshte e gjitha. Të gjitha kapacitetet e tjera të përpunimit të gazit janë në strukturën e përdoruesve të nëntokës ose, si Sibur, të petrokimistëve. Megjithëse, është Sibur ai që mund të konsiderohet si një analog i plotë i kompanive të mesme amerikane TOP-10.
Si rezultat, sipas statistikave të Ministrisë së Energjisë, në vitin 2014 vetëm 11.4% e gazit përpunohej në Federatën Ruse.
Deri në vitin 2020 (dhe madje 2030), kjo shifër do të dyfishohet për shkak të prezantimit të Amur GPP. Ndërkohë, nëse procesi nuk është i ndërlikuar, atëherë në Rusi është e mundur të ndërtohet dhe të vihet në funksion një objekt konvencional i prodhimit të propan-butanit në 16-18 muaj. Nga e para, nga momenti i marrjes së vendimit për investimin.