Petrol ve gaz üretimi ile bunların nakliyesi için teknolojiler sürekli olarak geliştirilmektedir. Bunun en açık örneklerinden biri, sıvılaştırılmış doğal gazdır (LNG), yani gazın büyük ölçekli sıvılaştırılması teknolojisi ve LNG'nin deniz yoluyla uzun mesafelere taşınmasıdır. LNG, gaz piyasasında gerçek bir devrimdir, modern enerjinin imajını değiştirir ve hammadde endüstrisinin modern yüksek teknoloji çözümleri üretme kapasitesine sahip olduğunun kanıtıdır. LNG, "mavi" yakıt için yeni pazarlar açar, gaz işine giderek daha fazla ülkeyi dahil ederek küresel enerji güvenliği bulmacasının çözülmesine yardımcı olur. Gazın aktif tüketimi ve bir numaralı yakıta olası dönüşümü anlamına gelen "gaz duraklaması" terimi boş bir ifade değildir.

Sıvılaştırılmış doğal gazın endüstriyel üretimi için teknolojiler uzun süredir ortalıkta yok. İlk LNG ihracat tesisi faaliyete geçti1964 Ancak o zamandan beri, süreç sürekli olarak geliştirildi ve bugün, örneğin, büyük kapasiteli gemilerde bulunan dünyanın ilk mobil yüzer gaz sıvılaştırma tesisleri için tasarımlar hazırlanıyor.

Sıvılaştırılmış doğal gaz, zincir boyunca birçok endüstriyel sektörü çeker. Bunlar gemi yapımı, ulaştırma mühendisliği ve kimyadır. Sıvılaştırılmış doğal gaz, günümüzün oldukça sanayileşmiş toplumunun estetiğini bile şekillendiriyor. Bir gaz sıvılaştırma tesisi gören herkes buna ikna olabilir.

Dünyanın en büyük gaz rezervlerine sahip Rusya, uzun süredir sıvılaştırma ve LNG işinin dışındaydı. Ancak bu talihsiz boşluk dolduruldu. 2009 yılında Sahalin'deki ilk gaz sıvılaştırma tesisi olan Sahalin-2 projesi devreye alındı. Gaz sıvılaştırma alanındaki ileri teknolojilerin Rusya'da uygulanması çok önemlidir. Örneğin, Sahalin tesisi, bu proje için özel olarak geliştirilmiş son teknoloji çift karışımlı sıvılaştırma teknolojisine dayanmaktadır. LNG üretimi ultra düşük sıcaklıklarda gerçekleştirildiği için üretim sürecinde LNG üretimi daha ucuz ve verimli hale getirilerek iklim koşullarından faydalanılabilir.

Öte yandan Rusya'nın LNG'den başka seçeneği yok. Dünyada entegrasyon süreçleri gelişiyor, rakiplerin LNG'si Gazprom'un yerini alarak Rus gazının geleneksel ihracat pazarlarına, yani Avrupa'ya geliyor ve Katar ve Avustralya, Asya-Pasifik bölgesinde konumlarını geliştirerek Rusya'nın gazını tehlikeye atıyor. bu pazarlara ihracat yapmayı planlıyor.

Eski dev tarlalar azalan üretim aşamasında, yeni fon Bovanenkovskoye ve Kharasaveyskoye tarlaları şeklinde "yıldızlar" bıraktı. Ardından, ülkenin rafa gitmesi ve yeni teknolojilerde ustalaşması gerekiyor. Ve öyle oldu ki, LNG tesisleri, tam olarak bu tür alanların gaz rezervlerinin parasallaştırılmasının temeli olarak kabul edildi - kıyıya yakın, ancak tüketiciden uzak.

Rusça "sıvılaştırılmış doğal gaz" ifadesi, İngilizce Sıvılaştırılmış Doğal Gaza (LNG) karşılık gelir. Aynı zamanda, LNG'yi, sıvılaştırılmış propan-bütan (LPG) veya sıvılaştırılmış petrol gazı (LPG) içeren sıvılaştırılmış hidrokarbon gazları (LHG) grubundan ayırmak önemlidir. Ancak bunları birbirinden ayırt etmek ve sıvılaştırılmış hidrokarbon gazlarının “ailesini” anlamak kolaydır. Aslında asıl fark, ne tür bir gazın sıvılaştırıldığıdır. Öncelikle metandan oluşan doğal gazın sıvılaştırılmasından bahsediyorsak, sıvılaştırılmış doğal gaz terimi kullanılır - veya LNG olarak kısaltılır. Metan en basit hidrokarbondur, bir karbon atomu içerir ve CH4 kimyasal formülüne sahiptir. Propan-bütan karışımı durumunda, sıvılaştırılmış propan-bütandan bahsediyoruz. Kural olarak, ilgili petrol gazından (APG) veya en hafif fraksiyon olarak petrolün rafine edilmesi sırasında çıkarılır. LPG öncelikle petrokimyada plastik üretimi için hammadde olarak, yerleşim yerlerinin gazlaştırılması için enerji kaynağı olarak veya araçlarda kullanılmaktadır.

LNG'yi doğrudan kullanma fırsatları olmasına rağmen, LNG bağımsız bir ürün değildir. Bu, boru hatlarından sağlanan metanın hemen hemen aynısıdır. Ancak bu, doğal gazı tüketiciye ulaştırmanın temelde farklı bir yoludur. Sıvılaştırılmış formda, metan deniz yoluyla uzun mesafelerde taşınabilir, bu da küresel bir gaz piyasasının oluşmasına katkıda bulunur, gaz üreticisinin satışlarını çeşitlendirmesine ve alıcının gaz satın alma coğrafyasını genişletmesine olanak tanır. LNG üreticisi, tedarik coğrafyasında büyük bir özgürlüğe sahiptir. Sonuçta, uzun mesafelerde deniz taşımacılığı için bir altyapı oluşturmak, binlerce kilometre boyunca bir gaz boru hattı çekmekten daha karlı. LNG'nin geleneksel gaz dağıtım yöntemine göre ana avantajını gösteren "esnek boru" olarak da adlandırılması tesadüf değildir: geleneksel bir boru hattı, alanları belirli bir tüketim bölgesi ile son derece sağlam bir şekilde birbirine bağlar.

Hedefe teslim edildikten sonra, LNG tekrar gaz haline dönüşür - yeniden gazlaştırma tesisinde sıcaklığı ortam sıcaklığına getirilir, ardından gaz geleneksel boru hattı ağları üzerinden taşınmaya uygun hale gelir.

LNG, -160C'de oluşan berrak, renksiz, toksik olmayan bir sıvıdır. LNG, hedefine teslim edildikten sonra gaz haline geri döner: yeniden gazlaştırma tesisinde ortam sıcaklığına getirilir ve ardından gaz, geleneksel boru hattı ağları üzerinden taşınmaya uygun hale gelir.

Sıvılaştırılmış gazın boru hattı karşılığına göre ana avantajı, depolama ve nakliye sırasında 618-620 kat daha az hacim kaplaması ve bu da maliyetleri önemli ölçüde düşürmesidir. Sonuçta, doğal gaz, petrolden daha düşük bir termal yoğunluğa sahiptir ve bu nedenle, ilk durumda, aynı kalorifik değere (yani, yakıtın yanması sırasında salınan ısı miktarı) sahip gaz ve petrol hacimlerini taşımak için büyük hacimler gerekir. . Gaza hacim kazandırmak için sıvılaştırma fikri buradan çıktı.

LNG atmosfer basıncında depolanabilir, kaynama noktası -163ºС'dir, toksik değildir, kokusuz ve renksizdir. Sıvılaştırılmış doğal gaz, yapısal malzemeler için aşındırıcı değildir. LNG'nin yüksek çevresel özellikleri, sıvılaştırılmış gazda kükürt bulunmamasıyla açıklanmaktadır. Doğal gazda kükürt varsa sıvılaştırma işleminden önce uzaklaştırılır. İlginç bir şekilde, Japonya'da sıvılaştırılmış gaz çağının başlangıcı, tam olarak Japon şirketlerinin hava kirliliğini azaltmak için yakıt olarak LNG kullanmaya karar vermesinden kaynaklanmaktadır.

Modern tesislerde üretilen LNG'nin yaklaşık %95'i metan ve kalan %5'i etan, propan, bütan ve nitrojendir. Üreticiye bağlı olarak, metan molar içeriği %87 (Cezayir bitkileri) ile %99,5 (Kenai bitkisi, Alaska) arasında değişebilir. Net kalorifik değer 33.494 kJ/m3 veya 50.116 kJ/kg'dır. LNG üretmek için doğal gaz önce su, kükürt dioksit, karbon monoksit ve diğer bileşenlerden arındırılır. Sonuçta, düşük sıcaklıklarda donacaklar ve bu da pahalı ekipmanın bozulmasına yol açacaktır.

Tüm hidrokarbon enerji kaynakları arasında sıvılaştırılmış gaz en temizidir - örneğin, elektrik üretmek için kullanıldığında, atmosfere CO2 emisyonları kömürün yarısı kadardır. Ek olarak, LNG yanma ürünleri, doğal gazdan daha az karbon monoksit ve nitrojen oksit içerir - bu, yanma sırasında daha iyi saflaştırmadan kaynaklanmaktadır. LNG'nin çevresel özelliklerinin değerlendirilmesinde de en önemli olumlu faktör olan sıvılaştırılmış gazda kükürt de yoktur.

LNG'nin üretim ve tüketim zincirinin tamamı aşağıdaki aşamaları içerir:

gaz üretimi;

sıvılaştırma tesisine taşınması;

gazın sıvılaştırılması, gaz halinden sıvı hale getirilmesi, tankerlerdeki depolama tanklarına pompalanması ve daha fazla nakliye prosedürü;

kara terminallerinde yeniden gazlaştırma, yani LNG'nin gaz haline dönüştürülmesi;

tüketiciye teslimi ve kullanımı.

LNG endüstrisi, dünya çapındaki vana üreticileri için çok umut verici bir büyüme endüstrisidir, ancak LNG vanalarının en katı gereksinimleri karşılaması gerektiğinden, en yüksek mühendislik zorluklarını temsil ederler.

Sıvılaştırılmış doğal gaz nedir?

Sıvılaştırılmış doğal gaz veya LNG, -160°C'ye soğutularak sıvılaştırılmış sıradan doğal gazdır. Bu durumda, yoğunluğu suyunkinin yarısı kadar olan kokusuz ve renksiz bir sıvıdır. Sıvılaştırılmış gaz toksik değildir, -158 ... -163 ° C sıcaklıkta kaynar, %95 metan içerir ve kalan %5 etan, propan, bütan, nitrojen içerir.

• Birincisi, doğal gazın sıvılaştırılması için bir gaz boru hattı aracılığıyla bir tesise çıkarılması, hazırlanması ve taşınmasıdır;
• İkincisi ise doğal gazın işlenmesi, sıvılaştırılması ve LNG'nin terminalde depolanması.
• Üçüncüsü - Gaz tankerlerine LNG yüklemesi ve tüketicilere deniz taşımacılığı
• Dördüncüsü - Alıcı terminalde LNG boşaltma, depolama, yeniden gazlaştırma ve son tüketicilere teslimat

Gaz sıvılaştırma teknolojileri.

Yukarıda bahsedildiği gibi LNG, doğal gazın sıkıştırılması ve soğutulmasıyla üretilir. Bu durumda, gaz hacmi neredeyse 600 kat azalır. Bu süreç karmaşık, çok aşamalı ve çok enerji yoğundur - sıvılaştırmanın maliyeti, nihai üründe bulunan enerjinin yaklaşık %25'i olabilir. Başka bir deyişle, üç tane daha almak için bir ton LNG yakmanız gerekiyor.

Doğal gazın sıvılaştırılması için dünya çapında farklı zamanlarda yedi farklı teknoloji kullanılmıştır. Air Products, şu anda ihracat için büyük hacimli LNG üretme teknolojilerinde başı çekiyor. AP-SMR™, AP-C3MR™ ve AP-X™ süreçleri toplam pazarın %82'sini oluşturmaktadır. Bu süreçlerin rakibi, ConocoPhillips tarafından geliştirilen Optimize Edilmiş Cascade teknolojisidir.

Aynı zamanda sanayi işletmelerinde dahili kullanıma yönelik küçük ölçekli sıvılaştırma tesislerinin gelişme potansiyeli de büyüktür. Bu tür tesisler zaten Norveç, Finlandiya ve Rusya'da bulunabilir.

Ayrıca günümüzde LNG araç üretiminin aktif olarak geliştiği Çin'de yerel LNG tesisleri yaygın olarak kullanılabilir. Küçük birimlerin piyasaya sürülmesi, Çin'in halihazırda var olan LNG araç taşıma ağını büyütmesine izin verebilir.

Sabit sistemlerin yanı sıra yüzer doğal gaz sıvılaştırma tesisleri de son yıllarda aktif olarak geliştirilmiştir. Yüzer tesisler, altyapı tesislerine (boru hatları, deniz terminalleri vb.) erişilemeyen gaz sahalarına erişim sağlar.

Bugüne kadar bu alandaki en iddialı proje, Shell'in 25 km inşa etmekte olduğu yüzer LNG platformudur. Avustralya'nın batı kıyısı açıklarında (2016 için planlanan platform lansmanı).

LNG tesisi inşaatı

Tipik olarak, bir LNG tesisi şunlardan oluşur:

• gaz ön arıtma ve sıvılaştırma tesisleri;
• LNG üretim hatları;
• depolama tankları;
• tanker yükleme ekipmanı;
• tesise soğutma için elektrik ve su sağlamak için ek hizmetler.

Herşey nasıl başladı?

1912'de, henüz ticari amaçlar için kullanılmayan ilk deney tesisi inşa edildi. Ancak 1941'de Cleveland'da (ABD), büyük ölçekli sıvılaştırılmış doğal gaz üretimi ilk kez kuruldu.

1959'da ABD'den İngiltere ve Japonya'ya ilk sıvılaştırılmış doğal gaz tedariği yapıldı. 1964'te Cezayir'de, tankerlerle düzenli taşımacılığın başladığı, özellikle ilk yeniden gazlaştırma terminalinin çalışmaya başladığı Fransa'ya bir tesis inşa edildi.

1969'da, iki yıl sonra ABD'den Japonya'ya uzun vadeli teslimatlar başladı - Libya'dan İspanya ve İtalya'ya. 1970'lerde Brunei ve Endonezya'da LNG üretimi başladı; 1980'lerde Malezya ve Avustralya LNG pazarına girdi. 1990'larda Endonezya, Asya-Pasifik bölgesindeki LNG'nin ana üreticilerinden ve ihracatçılarından biri haline geldi - yılda 22 milyon ton. 1997'de Katar, LNG ihracatçılarından biri oldu.

Tüketici özellikleri

Saf LNG kendi kendine yanmaz, tutuşmaz veya patlamaz. Normal sıcaklıkta açık alanda, LNG gaz haline döner ve hava ile hızla karışır. Doğal gaz, buharlaşırken bir alev kaynağıyla temas ederse tutuşabilir.

Ateşleme için havadaki gaz konsantrasyonunun %5 ila %15 (hacim) arasında olması gerekir. Konsantrasyon %5'ten az ise gaz yangın çıkarmak için yeterli olmayacaktır ve %15'ten fazla ise karışımda çok az oksijen olacaktır. Kullanım için, LNG yeniden gazlaştırmaya - hava olmadan buharlaşmaya maruz kalır.

LNG, Fransa, Belçika, İspanya, Güney Kore ve Amerika Birleşik Devletleri de dahil olmak üzere bir dizi ülke tarafından öncelikli veya önemli bir doğal gaz ithalat teknolojisi olarak kabul edilmektedir. En büyük LNG tüketicisi, gaz ihtiyacının neredeyse %100'ünün LNG ithalatı tarafından karşılandığı Japonya'dır.

motor yakıtı

1990'lardan bu yana, LNG'nin su, demiryolu ve hatta karayolu taşımacılığında motor yakıtı olarak kullanılması için, çoğu zaman dönüştürülmüş gaz-dizel motorları kullanılarak çeşitli projeler yapılmıştır.

LNG'de deniz ve nehir gemilerinin işletilmesinin gerçek çalışma örnekleri zaten var. LNG ile çalışan TEM19-001 dizel lokomotifinin Rusya'da seri üretimi yapılıyor. ABD ve Avrupa'da kamyon taşımacılığını LNG'ye çevirecek projeler var. Hatta yakıt olarak "LNG + sıvı oksijen" kullanacak bir roket motoru geliştirme projesi bile var.

CNG ile çalışan motorlar

Ulaştırma sektörü için LNG pazarının gelişmesiyle ilgili temel zorluklardan biri, yakıt olarak LNG kullanan araç ve gemi sayısını artırmaktır. Bu alandaki ana teknik konular, çeşitli LNG motorlarının geliştirilmesi ve iyileştirilmesi ile ilgilidir.

Şu anda, deniz gemileri için kullanılan üç LNG motor teknolojisi ayırt edilebilir: 1) zayıf hava-yakıt karışımına sahip buji ile ateşlemeli bir motor; 2) ateşlemeli dizel yakıtlı ve düşük basınçlı çalışma gazlı çift yakıtlı motor; 3) pilot dizel yakıtlı ve yüksek basınçlı çalışma gazına sahip çift yakıtlı motor.

Buji ateşlemeli motorlar yalnızca doğal gazla çalışırken, çift yakıtlı dizel/gaz motorları dizel, CNG ve fuel oil ile çalışabilir. Bugün bu pazarda üç ana üretici var: Wärtsila, Rolls-Royce ve Mitsubishi Heavy Industries.

Çoğu durumda, mevcut dizel motorlar çift yakıtlı dizel/gaz motorlarına dönüştürülebilir. Mevcut motorların bu şekilde dönüştürülmesi, gemileri LNG'ye dönüştürmek için uygun maliyetli bir çözüm olabilir.

Otomotiv sektörü için motorların geliştirilmesinden bahsetmişken, ağır kamyonlar için tasarlanmış bir dizi CNG motor geliştiren Amerikan şirketi Cummins Westport'u belirtmekte fayda var. Avrupa'da Volvo, yeni 13 litrelik çift yakıtlı dizel ve CNG motorunu piyasaya sürdü.

Dikkate değer CNG motoru yenilikleri arasında Motiv Engines tarafından geliştirilen Kompakt Sıkıştırmalı Ateşleme (CCI) Motoru bulunur. Bu motorun, ana, mevcut analoglardan önemli ölçüde daha yüksek bir termal verim olan bir takım avantajları vardır.

Şirkete göre, geliştirilen motorun ısıl verimi %50'ye ulaşabilirken, geleneksel gaz motorlarının ısıl verimi yaklaşık %27'dir. (Örnek olarak ABD yakıt fiyatlarını ele alırsak, bir dizel kamyon beygir gücü/saat başına 0,17 ABD doları, geleneksel bir CNG motoru 0,14 ABD doları ve bir CCEI motoru 0,07 ABD dolarıdır).

Ayrıca deniz taşımacılığında olduğu gibi birçok kamyon dizel motorunun çift yakıtlı dizel-CNG motorlara dönüştürülebileceğini de belirtmekte fayda var.

LNG üreten ülkeler

2009 verilerine göre, sıvılaştırılmış doğal gaz üreten başlıca ülkeler piyasaya şu şekilde dağılmıştır:

İlk sırayı Katar aldı (49,4 milyar m³); ardından Malezya geldi (29,5 bcm); Endonezya (26.0 bcm); Avustralya (24.2 milyar m³); Cezayir (20,9 milyar m³). Trinidad ve Tobago bu listeyi kapattı (19,7 milyar m³).

2009 yılında ana LNG ithalatçıları şunlardı: Japonya (85,9 bcm); Kore Cumhuriyeti (34.3 bcm); İspanya (27.0 bcm); Fransa (13.1 milyar m³); ABD (12.8 bcm); Hindistan (12.6 milyar m³).

Rusya, LNG pazarına yeni girmeye başlıyor. Şu anda Rusya Federasyonu'nda yalnızca bir LNG tesisi olan Sakhalin-2 faaliyet gösteriyor (2009'da faaliyete geçti, kontrol hissesi Gazprom'a ait, Shell'in %27.5, Japon Mitsui ve Mitsubishi - sırasıyla %12.5 ve %10). 2015 yılı sonunda üretim, tasarım kapasitesini 1,2 milyon ton aşarak 10,8 milyon ton olarak gerçekleşti. Ancak dünya pazarında düşen fiyatlar nedeniyle dolar bazında LNG ihracatından elde edilen gelir geçen yıla göre %13,3 azalarak 4,5 milyar dolar oldu.

Gaz piyasasındaki durumu iyileştirmek için herhangi bir ön koşul yoktur: fiyatlar düşmeye devam edecektir. 2020 yılına kadar Amerika Birleşik Devletleri'nde toplam 57,8 milyon ton kapasiteli beş LNG ihracat terminali faaliyete geçecek. Avrupa gaz piyasasında bir fiyat savaşı başlayacak.

Novatek, Rusya LNG pazarında ikinci büyük oyuncu haline geliyor. Novatek-Yurkharovneftegaz (Novatek'in bir yan kuruluşu), YaNAO'daki Nyakhartinsky bloğunu kullanma hakkı için açık artırmayı kazandı.

Şirketin Arctic LNG projesinin (sıvılaştırılmış doğal gaz ihracatına odaklanan Novatek'in ikinci projesi, ilki Yamal LNG) geliştirilmesi için Nyakhartinsky sahasına ihtiyacı var: Yurkharovskoye sahasına yakın bir yerde bulunuyor. Novatek-Yurkharovneftegaz tarafından geliştirilmektedir. Parsel alanı yaklaşık 3 bin metrekaredir. kilometre. 1 Ocak 2016 itibariyle rezervlerinin 8,9 milyon ton petrol ve 104,2 milyar metreküp gaz olduğu tahmin ediliyor.

Mart ayında şirket, LNG satışı için potansiyel ortaklarla ön görüşmelere başladı. Şirketin yönetimi Tayland'ı en umut verici pazar olarak görüyor.

Sıvılaştırılmış gaz taşımacılığı

Sıvılaştırılmış gazın tüketiciye ulaştırılması çok karmaşık ve zaman alıcı bir süreçtir. Tesislerde gaz sıvılaştırma işleminden sonra LNG, depolama tesislerine girer. Daha fazla taşıma kullanılarak gerçekleştirilir özel gemiler - gaz taşıyıcıları kriyosiler ile donatılmıştır. Özel araçlar kullanmak da mümkündür. Gaz taşıyıcılarından gelen gaz, yeniden gazlaştırma noktalarına gider ve daha sonra boru hatları .

Tankerler - gaz taşıyıcıları.

Bir gaz taşıyıcı veya metan taşıyıcı, LNG'nin tanklarda (tanklarda) taşınması için özel olarak yapılmış bir gemidir. Gaz tanklarına ek olarak, bu tür gemiler, LNG'yi soğutmak için soğutma üniteleri ile donatılmıştır.

Sıvılaştırılmış doğal gazın taşınması için en büyük gemi üreticileri Japon ve Kore tersaneleridir: Mitsui, Daewoo, Hyundai, Mitsubishi, Samsung, Kawasaki. Dünyadaki gaz gemilerinin üçte ikisinden fazlasının yaratıldığı yer Kore tersanelerindeydi. Q-Flex ve Q-Max serisinin modern tankerleri 210-266 bin m3'e kadar LNG taşıma kapasitesine sahiptir.

Sıvılaştırılmış gazların deniz yoluyla taşınmasıyla ilgili ilk bilgiler, Shell'in geçici olarak "Megara" tankerini sıvılaştırılmış gaz taşımak için bir gemiye dönüştürdüğü ve Hollanda'da ölü ağırlığı olan "Agnita" gemisini inşa ettiği 1929-1931 yılına dayanmaktadır. 4.5 bin ton petrol, sıvılaştırılmış gaz ve sülfürik asidin aynı anda taşınmasına yöneliktir. Deniz kabuklularının adını taşıyan tankerler- şirketin kurucusu Marcus Samuel'in babası tarafından takas edildiler

Sıvılaştırılmış gazların deniz taşımacılığı, ancak İkinci Dünya Savaşı'nın sona ermesinden sonra geniş çapta geliştirildi. Başlangıçta, nakliye için tankerlerden dönüştürülmüş gemiler veya kuru yük gemileri kullanıldı. İlk gaz taşıyıcılarının tasarımı, yapımı ve işletilmesindeki birikmiş deneyim, bu gazları taşımanın en karlı yollarını aramaya devam etmeyi mümkün kıldı.

Modern tipik LNG tankeri (metan taşıyıcı) yeniden gazlaştırma sonucunda yaklaşık 89-95 milyon m3 doğal gaz elde edilebilen 145-155 bin m3 sıvılaştırılmış gaz taşıyabilir. Metan taşıyıcılarının aşırı derecede sermaye yoğun olmaları nedeniyle arıza süreleri kabul edilemez. Standart bir petrol tankeri için 14 deniz mili ile karşılaştırıldığında, sıvılaştırılmış doğal gaz taşıyan bir deniz gemisinin hızının 18-20 deniz mili hızına ulaşmasıyla hızlıdırlar.

Ayrıca LNG yükleme ve boşaltma işlemleri fazla zaman almaz (ortalama 12-18 saat). LNG tankerleri, herhangi bir kaza durumunda sızıntı ve yırtılmaları önlemek için özel olarak tasarlanmış çift cidarlı yapıya sahiptir. Kargo (LNG), gaz taşıyıcı geminin iç gövdesi içindeki özel ısı yalıtımlı tanklarda -162°C atmosfer basıncında ve sıcaklıkta taşınır.

Kargo muhafaza sistemi, sıvı depolamak için bir birincil konteyner veya rezervuardan, bir yalıtım katmanından, sızıntıyı önlemek için tasarlanmış ikincil bir muhafazadan ve başka bir yalıtım katmanından oluşur. Birincil haznenin hasar görmesi durumunda ikincil muhafaza sızıntıyı önleyecektir. LNG ile temas eden tüm yüzeyler aşırı düşük sıcaklıklara dayanıklı malzemelerden yapılmıştır.

Bu nedenle paslanmaz çelik, alüminyum veya invar (%36 nikel içeriğine sahip demir bazlı bir alaşım) tipik olarak bu tür malzemeler olarak kullanılır.

Bugün dünyanın metan taşıyıcı filosunun %41'ini oluşturan Moss tipi gaz taşıyıcılarının ayırt edici bir özelliği, kural olarak alüminyumdan yapılmış ve gemi gövdesine bir mafsal kullanılarak bağlanan kendinden destekli küresel tanklardır. tankın ekvator çizgisi boyunca manşet.

Gaz taşıyıcılarının %57'sinde üç membranlı tank sistemleri (GazTransport sistemi, Technigaz sistemi ve CS1 sistemi) kullanılmaktadır. Membran tasarımları, gövde duvarları tarafından desteklenen çok daha ince bir zar kullanır. GazTransport sistemi, Invar düz paneller şeklinde birincil ve ikincil membranları içerirken, Technigaz sisteminde birincil membran, oluklu paslanmaz çelikten yapılmıştır.

CS1 sisteminde, GazTransport sisteminden birincil membran görevi gören invar paneller, ikincil yalıtım olarak Technigaz üç katmanlı membranları (iki kat fiberglas arasına yerleştirilmiş alüminyum levha) ile birleştirilir.

LPG (Sıvılaştırılmış Petrol Gazı) taşıyıcılarının aksine, LNG taşıyıcılarında güverte sıvılaştırma tesisi bulunmaz ve motorları akışkan yataklı gazla çalışır. Kargonun bir kısmının (sıvılaştırılmış doğal gaz) yakıt olarak akaryakıt takviyesi yaptığı göz önüne alındığında, LNG tankerleri, sıvılaştırma tesisinde üzerlerine yüklenen aynı miktarda LNG ile varış limanına varmazlar.

Akışkan yatakta izin verilen maksimum buharlaşma hızı değeri, günlük kargo hacminin yaklaşık %0,15'idir. Buhar türbinleri esas olarak metan taşıyıcıları için bir tahrik sistemi olarak kullanılır. Düşük yakıt verimliliğine rağmen buhar türbinleri, akışkan yataklı gazla çalışacak şekilde kolayca uyarlanabilir.

LNG taşıyıcılarının bir başka benzersiz özelliği de, yüklemeden önce tankları gerekli sıcaklığa soğutmak için gemide genellikle az miktarda kargo bırakmalarıdır.

Yeni nesil LNG tankerleri, yeni özelliklerle karakterize ediliyor. Daha yüksek kargo kapasitesine (200-250 bin m3) rağmen, gemiler aynı drafta sahip - bugün, 140 bin m3 kargo kapasiteli bir gemi, Süveyş Kanalı'nda uygulanan kısıtlamalar nedeniyle 12 metrelik bir draftın tipik bir örneğidir. çoğu LNG terminali.

Ancak vücutları daha geniş ve daha uzun olacaktır. Buhar türbinlerinin gücü, bu kadar büyük gemilerin yeterli hıza ulaşmasına izin vermeyecek, bu nedenle 1980'lerde geliştirilen çift yakıtlı gaz-yağlı dizel motor kullanacaklar. Ayrıca, bugün sipariş verilen LNG taşıyıcılarının çoğu, gemide yeniden gazlaştırma ünitesiyle donatılacak.

Bu tip metan taşıyıcılarında gaz buharlaşması, sıvılaştırılmış petrol gazı (LPG) taşıyan gemilerde olduğu gibi kontrol edilecektir, bu da yolculukta kargo kaybını önleyecektir.

LPG nakliye pazarı

LNG taşımacılığı, gaz sıvılaştırma tesislerinden yeniden gazlaştırma terminallerine deniz taşımacılığıdır. Kasım 2007 itibariyle, dünya çapında 30,8 milyon m3'ün üzerinde kargo kapasitesine sahip 247 LNG tankeri vardı. LNG ticaretindeki patlama, 22 geminin boşta olduğu 1980'lerin ortalarına kıyasla, bu aşamada tüm gemileri tam olarak meşgul etti.

Ayrıca, on yılın sonunda yaklaşık 100 geminin işletmeye alınması gerekiyor. Dünyanın LNG filosunun ortalama yaşı yaklaşık yedi yıldır. 110 gemi dört veya daha az yaşında, 35 gemi ise beş ila dokuz yaşında.

Yaklaşık 70 tanker 20 yıl veya daha uzun süredir çalışıyor. Bununla birlikte, LNG tankerlerinin korozyona dayanıklı özellikleri nedeniyle tipik olarak 40 yıllık bir ömre sahip olması nedeniyle önlerinde hala uzun bir kullanım ömrü var. Bunlar arasında, önümüzdeki üç yıl içinde değiştirilecek veya önemli ölçüde yenilenecek olan 23'e kadar tanker (Akdeniz LNG ticaretine hizmet eden küçük eski gemiler) bulunmaktadır.

Şu anda faaliyette olan 247 tankerden 120'den fazlası Japonya, Güney Kore ve Çin Taipei'ye, 80'i Avrupa'ya ve geri kalanı Kuzey Amerika'ya hizmet ediyor. Son birkaç yılda Avrupa ve Kuzey Amerika'da ticari operasyonlara hizmet veren gemilerin sayısında olağanüstü bir artış görülürken, Uzak Doğu'da Japonya'daki durgun talep nedeniyle yalnızca mütevazı artışlar görüldü.

Sıvılaştırılmış doğal gazın yeniden gazlaştırılması

Doğal gazın hedefine teslim edilmesinden sonra yeniden gazlaştırma işlemi gerçekleşir, yani sıvı halden tekrar gaz haline dönüştürülür.

Tanker, LNG'yi bir rıhtım, boşaltma sehpası, depolama tankları, bir buharlaştırma sistemi, tank buharlaştırma gazı işleme üniteleri ve bir ölçüm ünitesinden oluşan özel yeniden gazlaştırma terminallerine teslim eder.

LNG, terminale vardığında, sıvılaştırılmış halde tankerlerden depolama tanklarına pompalanır, ardından gerektiğinde LNG gaz haline aktarılır. Gaza dönüşüm, buharlaşma sisteminde ısıtma yardımı ile gerçekleşir.

LNG terminallerinin kapasitesi ve LNG ithalatı açısından Japonya liderdir - 2010 verilerine göre yılda 246 milyar metreküp. İkinci sırada, yılda 180 milyar metreküpten fazla ABD var (2010 verileri).

Bu nedenle, alıcı terminallerin geliştirilmesindeki ana görev, öncelikle çeşitli ülkelerde yeni birimlerin inşasıdır. Bugüne kadar, alıcı kapasitesinin %62'si Japonya, Amerika Birleşik Devletleri ve Güney Kore'dedir. İngiltere ve İspanya ile birlikte ilk 5 ülkenin alım kapasitesi %74. Kalan %26 ise 23 ülke arasında dağıtılmaktadır. Sonuç olarak, yeni terminallerin inşası, LNG için yeni pazarlar açacak ve mevcut pazarları artıracaktır.

Dünyada LNG pazarlarının gelişimi için beklentiler

Dünyada sıvılaştırılmış gaz endüstrisi neden sürekli artan bir hızla gelişiyor? Birincisi, Asya gibi bazı coğrafi bölgelerde gazın tankerlerle taşınması daha karlı. 2.500 kilometreden fazla mesafe ile sıvılaştırılmış gaz, boru hattı gazı ile fiyat açısından zaten rekabet edebilir. Boru hatlarıyla karşılaştırıldığında, LNG ayrıca kaynakları modülerleştirme avantajına sahiptir ve bazı durumlarda sınır geçiş sorunlarını ortadan kaldırır.

Bununla birlikte, tuzaklar da vardır. LNG endüstrisi, kendi gaz rezervlerine sahip olmayan uzak bölgelerde nişini işgal ediyor. Çoğu LNG hacmi, tasarım ve üretim aşamasında sözleşmelidir. Sektöre, üretim katılımcıları, ihracatçılar, ithalatçılar ve nakliyecilerin gelişmiş ve karmaşık bir koordinasyonunu gerektiren uzun vadeli sözleşmeler sistemi (20 ila 25 yıl arasında) hakimdir. Bütün bunlar, bazı analistler tarafından LPG ticaretinin büyümesine olası bir engel olarak görülüyor.

Genel olarak, sıvılaştırılmış gazın daha uygun fiyatlı bir enerji kaynağı haline gelmesi için, LNG tedarik maliyetinin alternatif yakıt kaynakları ile fiyat açısından başarılı bir şekilde rekabet etmesi gerekir. Bugüne kadar durum, gelecekte bu pazarın gelişimini iptal etmeyen tam tersi şekilde gelişiyor.

Devam:

• Bölüm 3: Kriyojenik sıcaklıklar için kelebek vanalar

Materyal hazırlanırken sitelerden alınan veriler kullanıldı:

• 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
• Expert.ru/ural/2016/16/novyij-uchastok-dlya-spg/

Buluş petrol ve gaz endüstrisi ile ve özellikle sıvılaştırılmış hidrokarbon gazlarının (LHG) bir petrol veya gaz kondensat sahasının nesnelerine entegre edilerek aromatik hidrokarbonların (aromatik konsantre) bir karışımı halinde işlenmesi teknolojisi ile ilgilidir. Buluşun teknik sonucu, ilişkili petrol gazlarının (APG) ve "ham gazın" sahada hazırlanması sürecinde LPG'nin işlenmesini sağlamaktır. Petrol ve gaz kondensat alanlarının hidrokarbon gazlarını işleme yöntemi, ticari olarak kurutulmuş gaz ve gaz kondensatı elde etmek için ilişkili petrol gazının (APG) veya "ham gazın" sahada hazırlanmasını, sıvılaştırılmış hidrokarbon gazlarının ayrılması ile stabilizasyon aşamasına kondensat tedarikini içerir ( LPG) söz konusu gaz kondensatından ve ayrıca LPG'nin saflaştırılması, platform oluşturma aşamasında LPG'nin aromatik hidrokarbonların bir karışımına reaktif olarak dönüştürülmesi, platform oluşturma reaksiyon ürünlerinin hidrojen, hidrokarbon gazı ve sıvı reaksiyon ürünlerine ayrılması ve ardından hidrokarbon gazının saflaştırılması. APG veya saha muamelesi için sağlanan "ham gaz" akımına beslenir ve aromatik hidrokarbonlar, en azından bir kısmı ticari petrolün bir parçası olarak ana petrol boru hattına beslenen sıvı reaksiyon ürünlerinden izole edilir. Yöntemi uygulamak için kurulum açıklanmıştır. 2 n. ve 7 z.p. f-ly, 1 hasta.

2435827 sayılı RF patentine ait çizimler

Buluş petrol ve gaz endüstrisi ile ve özellikle sıvılaştırılmış hidrokarbon gazlarının (LHG) bir petrol veya gaz kondensat sahasının nesnelerine entegre edilerek aromatik hidrokarbonların (aromatik konsantre) bir karışımı halinde işlenmesi teknolojisi ile ilgilidir.

Orta vadede, doğal gaz üretimine, üretilen gaz kondensat payındaki artış eşlik edecektir. Her şeyden önce, bu, esas olarak kondens ile doymuş gaz içeren daha derin Valanginian ve Achimov ufuklarının gelişimine geçişten kaynaklanmaktadır.

Gaz kondensat işleminin ilk aşaması - stabilizasyonuna, ortalama verimi başlangıçtaki gaz kondensat hacminin ağırlıkça yaklaşık % 30'u olan sıvılaştırılmış hidrokarbon gazlarının (LHG) üretimi eşlik eder. Böylece, üretilen gaz kondensat hacimlerinin büyümesi, LPG üretiminde bir artışa yol açacaktır.

Aynı zamanda, üretim tesisleri Uzak Kuzey'de bulunan ve ulaşım altyapısı gelişmemiş olan LPG üreticileri için önemli sorunlar ortaya çıkacaktır. Bu durumda, LPG'nin taşınması için boru hatları, depolar ve aktarma komplekslerinin inşası gerekecektir. Bu tür boru hatlarının ve komplekslerin inşası, büyük doğrudan sermaye yatırımları ve çevreyi korumaya, ekosistem üzerindeki olası etkiyi önlemeye ve en aza indirmeye yönelik önlemlerin uygulanmasıyla bağlantılı dolaylı maliyetleri gerektirecektir. Buna, buz sınıfı tanker kiralamak veya demiryolu hizmetleri için ödeme yapmak için nakliye masraflarını da eklersek, o zaman proje için herhangi bir geri ödeme hakkında konuşmaya gerek kalmaz. Bu durumda en çok tercih edilen seçenek LPG'nin direkt sahada işlenmesidir.

Giriş ve düşük sıcaklıkta ayırma aşamasına sahip gaz, giriş ve düşük sıcaklıkta ayırma aşamasının yoğuşmasının faz ayrımı, yoğuşmanın gazının alınması ve yoğuşmanın etanizasyonu dahil olmak üzere, gaz yoğuşma sıvısının sahada hazırlanması ve yoğuşmanın deetanizasyonu için bilinen bir yöntem sıyırma damıtma kolonunda. Geri kazanımlı bir ısı eşanjöründe ön gaz giderme ve ısıtmadan sonra giriş ayırma aşamasının tüm yoğuşması, bir besleme olarak sıyırma damıtma kolonunun orta kısmına beslenir, düşük sıcaklıklı ayırma aşamasının yoğuşması iki akışa bölünür. Birincisi, geri akış olarak sıyırma damıtma kolonunun üst kısmına, ikincisi - gaz gidericiye beslenir. Yöntemin uygulanmasına yönelik kurulum, bir giriş ayırma aşaması, bir geri kazanımlı gaz ısı eşanjörü, bir ejektör, bir düşük sıcaklıklı ayırma aşaması, giriş ayırma aşamasının üç fazlı bir yoğuşma ayırıcısı, düşük- sıcaklık ayırma aşaması, bir gaz giderici, bir geri kazanımlı ısı eşanjörü, yoğuşma suyunun giderilmesi için bir sıyırma damıtma kolonu, bir etan giderme gazı kompresörü ve bir aparat hava soğutması ve bir geri kazanımlı gaz-sıvı ısı eşanjörü (01/10/2005 tarihinde yayınlanmış RU 2243815 C1) ). Elde edilen etansizleştirilmiş kondensat (LHG), daha sonraki işlemler için ticari bir ürün olarak tesisten uzaklaştırılır. Bilinen yöntem ve kurulum, LPG'nin doğrudan sahada işlenmesini sağlamamaktadır.

Buluşun amacı, ticari petrol ve ticari gaz ile birlikte taşınan ürünlerin üretimi ile petrol veya gaz kondensat alanlarından gelen ürünlerin LPG'nin ortak işlenmesi ve sahada hazırlanması için bir yöntem ve tesis oluşturmaktır.

Buluşun teknik sonucu, ilgili petrol gazlarının (APG) ve "ham" gazın sahada hazırlanması sürecinde LPG'nin işlenmesini sağlamaktır.

Teknik sonuç, ticari kurutulmuş gaz ve gaz kondensatı elde etmek için ilişkili petrol gazının (APG) veya "ham gazın" sahada hazırlanması da dahil olmak üzere, petrol ve gaz kondensat alanlarından hidrokarbon gazlarının işlenmesi için bir yöntem ile elde edilir, kondensat tesise tedarik edilir. söz konusu gaz kondensatından (LPG) sıvılaştırılmış hidrokarbon gazlarının salınması ile stabilizasyon aşaması ve ayrıca LPG'nin ek saflaştırılması, platform oluşturma aşamasında LPG'nin aromatik hidrokarbonların bir karışımına reaktif olarak dönüştürülmesi, platform oluşturma reaksiyon ürünlerinin hidrojen, hidrokarbona ayrılması gaz ve sıvı reaksiyon ürünleri, bundan sonra hidrokarbon gazı APG akışına beslenir veya saha hazırlığına giren "ham gaz" ve aromatik hidrokarbonlar, en azından bir kısmı ana petrol boru hattına beslenen sıvı reaksiyon ürünlerinden izole edilir. ticari yağın bir parçası.

Aromatik hidrokarbonların sıvı reaksiyon ürünlerinden ayrılması, sıvı reaksiyon ürünlerinin, platformlama aşamasının girişine beslenen reaksiyona girmemiş LPG'ye ve en azından bir kısmı ana yağa beslenen bir aromatik hidrokarbon karışımına ayrılmasıyla gerçekleştirilebilir. ticari petrolün bir parçası olarak boru hattı.

Ayrıca, aromatik hidrokarbonların sıvı reaksiyon ürünlerinden ayrılması, reaksiyona girmemiş LPG'yi ayırmak için stabilizasyon aşamasının girişine sıvı reaksiyon ürünleri besleyerek ve en azından bir kısmı sıvı olan C5+ ve aromatik hidrokarbonların karışımını bırakarak gerçekleştirilebilir. ticari petrolün bir parçası olarak ana petrol boru hattına beslenir.

Reaksiyon ürünlerinin ayrılmasından sonra teknik bir sonuç elde etmek için platform oluşturma aşamasına hidrojen verilmesi tavsiye edilir.

Ek olarak, stabilizasyon aşamasında, APG saha arıtma tesisinin gaz kondensat stabilizasyon kolonunun bir bloğunun veya “ham gazın” kullanılması tavsiye edilir.

Ek olarak, LPG'nin saflaştırılması, ekstraksiyon yıkaması ve ardından adsorpsiyonlu kurutma ile gerçekleştirilir ve elde edilen deetanizasyon gazı, saha işlemine giren APG veya "ham gaz" akımına beslenir.

Teknik sonuç, aynı zamanda, petrol ve gaz kondensat alanlarının hidrokarbon gazlarının işlenmesine yönelik tesisin, ilgili petrol gazı (APG) veya "ham" gaz tedarik etmek için bir boru hattı içermesi ve onunla ve kendi aralarında bir sistem tarafından ilişkilendirilmesi gerçeğiyle de elde edilir. APG ve "ham" gaz kompresör istasyonunun saha arıtmasının montajı için boru hatları aparatı, yani bir düşük sıcaklık ayırma ünitesi, bir adsorpsiyon arıtma ünitesi, çıkışı ticari kuru gazın çıkarılması için boru hattına bağlı, bir gaz kondensat stabilizasyon kolonu ve sıvılaştırılmış hidrokarbon gazı (LHG) arıtma ünitesi ünitesinin yanı sıra arıtma ünitesinin LPG çıkışına bağlı bir platformlama reaktör ünitesi ve reaktör bloğunun çıkışına bağlı, a sıvı ürünlerin çıkışı stabilizasyon kolonu bloğunun girişine bağlanan ve hidrokarbon gazının çıkışı APG veya "ham" gaz sağlamak için boru hattına bağlı olan reaksiyon ürünleri ve ikincisi stabilizasyon kolonu bloğunun çıkışı boru hattına bağlanır ana petrol boru hattına bir C5+ hidrokarbon ve aromatik hidrokarbon karışımının çekilmesi için bir kanal.

Sıvı reaksiyon ürünlerini reaksiyona girmemiş LPG ve bir aromatik hidrokarbon karışımına ayırma olasılığı olan bir ayırma ünitesi gerçekleştirmek mümkündür, stabilizasyon kolonu bloğunun girişine bağlı sıvı ürünlerin belirtilen çıkışı reaksiyona girmemiş LPG'nin çıkışıdır ve aromatik hidrokarbonların bir karışımının çıkışı, hidrokarbon karışımı tahliye boru hattına C 5+ ve aromatik hidrokarbonları ana petrol boru hattına bağlanmıştır.

Ayırma biriminin hidrojen çıkışı, platform oluşturma reaktör biriminin girişine bağlanmıştır.

Teknik bir sonuç elde etmek için en çok tercih edilen süreçlerden biri, tek geçişte geçmenizi sağlayan platform oluşturmadır:

Aromatik hidrokarbon konsantresi (benzen, toluen ve ksilenler) - pazarlanabilir petrol veya gaz kondensatına gönderilen ağırlıkça %60 verim;

Hafif gazlar (metan ve etan) - ana gaz boru hatları şebekesine gönderilebilen ağırlıkça %33'lük bir çıktı.

ETKİ: buluş, gaz kondensat tortu ürünlerinin karmaşık bir atık olmayan alan hazırlama ve işlemesini oluşturmayı mümkün kılar.

Önerilen kurulumun şematik diyagramı Şekil 1'de gösterilmektedir.

Petrol ve gaz kondensat alanlarının hidrokarbon gazlarının işlenmesi için tesis, ilgili petrol gazı (APG) veya "ham" gaz tedarik etmek için bir boru hattı içerir ve onunla ve kendi aralarında, saha arıtmasının montajı için bir boru hattı aparatları sistemi ile ilişkilendirilir. APG ve "ham" gaz, yani bir booster kompresör istasyonu 1, bir düşük sıcaklık ayırma ünitesi (LTS) 2, çıkışı ticari kuru gaz tahliye boru hattına bağlı olan bir adsorpsiyon arıtma ünitesi 3, bir gaz kondensat stabilizasyon kolonu ünite 4 ve sıvılaştırılmış hidrokarbon gazı (LPG) arıtma ünitesi 5.

Arıtma ünitesinin 5 LPG'sinin çıkışına bir platform oluşturma reaktör bloğu 6 bağlanır, çıkışı ile reaksiyon ürünlerinin ayrılması için bir blok 7 bağlanır, hidrokarbon gazının çıkışı boru hattına bağlanır. APG veya "ham" gaz sağlamak.

Ayırma ünitesinin (7) reaksiyonunun sıvı ürünlerinin çıkışı, ikinci çıkışı C5+ hidrokarbonlar ve aromatik hidrokarbonların karışımını çıkarmak için boru hattına bağlı olan stabilizasyon kolonu ünitesinin (4) girişine bağlanır. ana petrol boru hattı ve ayırma ünitesinin (7) hidrojen çıkışı, platform oluşturma reaktör ünitesinin (6) girişine bağlanır.

Ayırma biriminin (7) çıkışlarını bağlamak için şemada gösterilmeyen başka bir seçenek daha vardır. Blok 7, sıvı reaksiyon ürünlerini reaksiyona girmemiş LPG ve bir aromatik hidrojen karışımına ayırma işlevini yerine getirebilir. Daha sonra LPG ünitesinin (7) çıkışı, stabilizasyon kolonunun bloğunun (4) girişine bağlanır, aromatik hidrokarbonların karışımının çıkışı, aromatik hidrokarbonların ana petrol boru hattına çekilmesi için boru hattına bağlanır. Aynı zamanda, stabilizasyon kolonunun 4. bloğundaki hidrokarbonların C5+ çıkışı da ana petrol boru hattına giden çıkış boru hattına bağlanır.

Sıvılaştırılmış hidrokarbon gazlarının saflaştırılması için Tesis 5, bir ekstraksiyon yıkama ve adsorpsiyon kurutma bloğu içerir.

Platform oluşturma reaksiyon ürünlerini ayırmaya yönelik Ünite 7, birkaç ayırıcı ve bir membran ünitesinden oluşur.

Petrol ve gaz kondensat alanlarının hidrokarbon gazlarını işleme yöntemi aşağıdaki gibi gerçekleştirilir.

APG veya "ham" gaz, kompresör istasyonu 1'de güçlendirilir ve esas olarak metandan oluşan kurutulmuş gazın serbest bırakıldığı UNTS 2'ye gönderilir.

UNTS 2'den gelen yoğuşma, stabilizasyon kolonunun 4. bloğuna girer ve burada LPG (propan-bütan fraksiyonu) ve C5 ve daha yüksek fraksiyona ayrılır. LPG önce katalizöre zararlı yabancı maddeleri (su, metanol, tuzlar) uzaklaştırmak için bir ekstraksiyon yıkama ve adsorpsiyon kurutma ünitesi içeren bir arıtma ünitesine 5 beslenir ve ardından sürekli katalizör rejenerasyonu ile platform oluşturma reaktör ünitesine 6 gönderilir. . Deetanizasyon gazları, booster kompresör istasyonu 1'in girişine ve ayrıca ticari kurutulmuş gazın onlardan ayrıldığı UNTS 2'ye yönlendirilir, kondensat stabilizasyon kolonunun 4. bloğuna gönderilir. Reaktör bloğu 6'dan gelen reaksiyon ürünleri, hidrokarbon gazı, hidrojen (reaktör bloğu 6'ya geri döndürülür) ve sıvı ürünlere bölündükleri ayırma bloğuna 7 (ayırıcı blok ve membran ünitesi) beslenir.

Sıvı reaksiyon ürünleri - reaksiyona girmemiş LPG kalıntıları ile aromatik hidrokarbonların bir karışımı - UNTS 2'nin kondensatı ile karıştırılır ve propan-bütan fraksiyonunun aromatik hidrokarbonlar ve fraksiyon karışımından ayrıldığı stabilizasyon kolonunun 4. bloğuna beslenir. C5 ve üstü ve daha sonra hammadde olarak reaktör bloğu 6 platforma gönderilir. Aromatik hidrokarbonların bir karışımı ve C5 ve üzeri fraksiyonlar kısmen motor benzininin bir bileşeni olarak kullanılabilir, ancak esas olarak ticari yağın bileşimine gönderilir.

Blok 7'de sıvı reaksiyon ürünlerinin, platform oluşturma reaktörü bloğu 6'nın girişine beslenen reaksiyona girmemiş LPG'ye ve en azından bir kısmı ana petrol boru hattına beslenen bir aromatik hidrokarbon karışımına ayrılması da mümkündür. ticari yağın bir parçası olarak.

Ticari yağın bileşimine giren aromatik hidrokarbonların bir karışımı, kalite özelliklerini olumsuz yönde etkilemez. Ticari petrol ve aromatik hidrokarbonların bir karışımının akış oranı, pozitif olduğu ortaya çıkmasına rağmen, gözle görülür herhangi bir etkiden bahsetmek için ihmal edilebilir (ortalama 100:1).

İlk olarak, yüksek viskozite çoğu zaman ticari petrolün boru hattı ağına iletilmesiyle ilgili sorunlara neden olur. Aromatik hidrokarbonların bir karışımının eklenmesi, ticari yağın viskozitesini azaltacaktır.

İkinci olarak, petrol rafinerilerinde yağ fraksiyonlandığında, aromatik hidrokarbonlar (benzen, toluen ve ksilenler) esas olarak ağır nafta bileşimine girer ve kural olarak aynı aromatizasyon süreçlerine dayanan katalitik reforma gönderilir.

LPG platform teknolojilerinin bilindiği ve geliştirildiği unutulmamalıdır. 1990 yılında, Grangemouth (İskoçya) şehrinde, propan-bütan fraksiyonundan aromatik konsantre üretimi için yılda 400 bin ton kapasiteli bir tesis pilot işletmeye alındı ​​(şimdi sökülmüş). Şu anda, böyle bir kurulum ticari işletmededir. Bu ünite yıllık 800 bin ton kapasiteye sahiptir. Suudi Arabistan'ın Yambu şehrinde bulunan SABIK şirketinin petrokimya kompleksinin bir parçasıdır. Bu tesislerin teknolojisinin geliştiricisi ve patent sahibi UOP şirketidir.

LPG platformlama ünitelerinin petrokimya komplekslerinin bir parçası olarak geniş endüstriyel uygulamalarının olmaması, aromatik hidrokarbonların bir karışımının ticari bir ürün olarak elde edilmesi ve düşük maliyeti nedeniyle ticari bir ürün olarak satışının mümkün olmaması ile açıklanmaktadır. Kabul edilebilir bir platform oluşturma ürünleri maliyeti elde etmek, yalnızca bunları ayrı hidrokarbonlara ayırarak mümkündür; bu, platform oluşturma ekonomisini diğer rakip işlemlerden önemli ölçüde daha kötü hale getiren çok aşamalı ve çok pahalı bir işlemdir. Petrol ve gaz kondensat alanları söz konusu olduğunda, LPG işleme konusu hiç dikkate alınmadı.

Önerilen buluş, petrol ve gaz kondensat alanlarından ürünlerin saha hazırlama sürecine entegre edilerek LPG platform oluşturma teknolojisinin etkin bir şekilde uygulanmasını mümkün kılmaktadır.

İDDİA

1. Ticari kurutulmuş gaz ve gaz kondensatı elde etmek için ilgili petrol gazının (APG) veya "ham gazın" sahada hazırlanması dahil olmak üzere petrol ve gaz kondensat alanlarının hidrokarbon gazlarını işlemek için bir yöntem, sıvılaştırılmış gazın salınması ile stabilizasyon aşamasına kondensat tedarik eder. söz konusu gaz kondensatından hidrokarbon gazları (LPG), LPG'nin saflaştırılması, platform oluşturma aşamasında LPG'nin bir aromatik hidrokarbon karışımına reaktif olarak dönüştürülmesi, platform oluşturma reaksiyon ürünlerinin hidrojen, hidrokarbon gazı ve sıvı reaksiyon ürünlerine ayrılması, ardından hidrokarbon gaz, saha işlemi için sağlanan APG veya "ham gaz" akımına beslenir ve aromatik hidrokarbonlar, en azından bir kısmı ticari petrolün bir parçası olarak ana petrol boru hattına beslenen sıvı reaksiyon ürünlerinden izole edilir.

2. Aromatik hidrokarbonların sıvı reaksiyon ürünlerinden ayrılmasının, sıvı reaksiyon ürünlerinin platform oluşturma aşamasının girişine beslenen reaksiyona girmemiş LPG'ye ve aşağıdakilerin bir karışımına ayrılmasıyla gerçekleştirildiği, istem l'e göre yöntem. en azından bir kısmı ticari yağda ana petrol boru hattına beslenen aromatik hidrokarbonlar.

3. İstem l'e göre yöntem olup, özelliği aromatik hidrokarbonların sıvı reaksiyon ürünlerinden ayrılmasının, reaksiyona girmemiş LPG'yi ve C5+ ve aromatik karışımını ayırmak için stabilizasyon aşamasının girişine sıvı reaksiyon ürünleri vererek gerçekleştirilmesidir. en azından pazarlanabilir petrolün bir parçası olarak ana petrol boru hattına beslenen hidrokarbonlar.

4. İstem l'e göre yöntem, şu şekilde karakterize edilir: reaksiyon ürünlerinin ayrılmasından sonra platform oluşturma aşamasına hidrojen verilir.

5. İstem 1 veya 3'e göre yöntem olup, özelliği, stabilizasyon aşamasında, APG alan arıtma ünitesinin gaz kondensat stabilizasyon kolonunun bir bloğunun veya "ham gazın" kullanılmasıdır.

6. İstem l'e göre yöntem olup, özelliği, LPG'nin saflaştırılmasının, özütleme yıkaması ve ardından adsorpsiyonlu kurutma ile gerçekleştirilmesi ve elde edilen deetanizasyon gazının, saha işlemine giren APG veya "ham gaz" akımına beslenmesidir.

7. Petrol ve gaz yoğuşma alanlarından hidrokarbon gazlarının işlenmesi için, ilgili petrol gazı (APG) veya "ham" gaz tedarik etmek için bir boru hattı içeren ve onunla ve kendi aralarında saha tedavisi için bir boru hattı tertibatı sistemi ile ilişkili bir tesis APG ve "ham" gaz kompresör istasyonu, yani bir düşük sıcaklık ayırma ünitesi, çıkışı ticari kurutulmuş gazın çıkarılması için boru hattına bağlı bir adsorpsiyon arıtma ünitesi, bir gaz kondensat stabilizasyon kolonu ünitesi ve bir sıvılaştırılmış hidrokarbon gazları (LHG) arıtma ünitesi ile arıtma ünitesinin LPG çıkışına bağlanan ve reaktör ünitesinin çıkışına bağlanan bir platformlama reaktör ünitesinin yanı sıra, sıvı ürün çıkışının bağlı olduğu reaksiyon ürünleri ayırma ünitesi stabilizasyon kolonu bloğunun girişi ve hidrokarbon gazı çıkışı APG veya "ham" gaz sağlamak için boru hattına bağlı ve stabilizasyon kolonu ünitesinin ikinci çıkışı hidrokarbon karışımını çıkarmak için boru hattına bağlı C5 + ve ar ana petrol boru hattına omatik hidrokarbonlar.

8. İstem 7'ye göre kurulum, ayırt edici özelliği, ayırma biriminin sıvı reaksiyon ürünlerini reaksiyona girmemiş LPG ve aromatik hidrokarbonların bir karışımına ayırmak için yapılandırılması ve stabilizasyon kolonu biriminin girişine bağlı sıvı ürünlerin belirtilen çıkışının çıkış olmasıdır. reaksiyona girmemiş LPG ve aromatik hidrokarbon karışımının çıkışı, ana petrol boru hattına C 5+ hidrokarbon ve aromatik hidrokarbon karışımının çıkarılması için boru hattına bağlanır.

9. İstem 7'ye göre tesis, ayırt edici özelliği, ayırma biriminin hidrojen çıkışının, platform oluşturma reaktör biriminin girişine bağlanmasıdır.

1. Propan bütan hakkında

Propan-bütan karışımlarının büyük bir avantajı, temel özellikler açısından geleneksel motor yakıtlarına yakın olmalarıdır. Pazarda güçlü bir pozisyon almalarını sağlayan bu kalitedir.

İlişkili petrol gazının bir parçası olan hidrokarbonlar, normal şartlar altında gaz halindedir, ancak dış basıncın artmasıyla agregasyon durumlarını değiştirir ve sıvıya dönüşürler. Bu özellik, yüksek enerji yoğunluğunun elde edilmesini ve sıvılaştırılmış hidrokarbon gazının (LHG) nispeten basit rezervuarlarda depolanmasını mümkün kılar.

LPG üretimi
Sıvılaştırılmış petrol gazının ana bileşenleri C3H8 propan ve C4H10 bütandır. Sıvılaştırılmış gazın ana endüstriyel üretimi aşağıdaki kaynaklardan gerçekleştirilir:

• ilgili petrol gazları;
• doğal gazın kondensat fraksiyonları;
• petrol gazları ve kondensat stabilizasyon işlemleri;
• petrol arıtma ünitelerinden elde edilen rafineri gazları.

Tablo 1. GOST 27578-87'ye göre sıvılaştırılmış petrol gazının fiziksel ve kimyasal parametreleri

Sıvılaştırılmış gazın bileşen bileşimi, GOST 27578-87 “Karayolu taşımacılığı için sıvılaştırılmış hidrokarbon gazları teknik standartlarına göre düzenlenir. Özellikler” ve GOST 20448-90 “İç tüketim için sıvılaştırılmış hidrokarbon yakıt gazları. Özellikler". İlk standart, karayolu taşımacılığında kullanılan sıvılaştırılmış gazın bileşimini açıklar. Technosoyuz şirketinin web sitesinde, araba servisi için çeşitli ekipmanların yanı sıra geniş bir yelpazede boya kabinleri sunulmaktadır. Kışın, yaz aylarında% 85 ± 10 propan içeren PA markasının (otomobiller için propan) sıvılaştırılmış gazının kullanılması tavsiye edilir - PBA (otomobiller için propan-bütan), 50 ±% 10 propan, bütan ve daha fazlasını içermeyen %6'dan fazla doymamış hidrokarbon.

GOST 20448-90, gaz ekipmanı üzerindeki etki açısından zararlı olanlar da dahil olmak üzere bileşenlerin içeriği için daha geniş toleranslara sahiptir (örneğin, kükürt ve bileşikleri, doymamış hidrokarbonlar, vb.). Bu spesifikasyonlara göre, gaz yakıtı iki sınıfta sağlanır: kış propan-bütan karışımı (SPBTZ) ve yaz propan-bütan karışımı (SPBTL).
PBA gaz sınıfının, en az -20°C ortam sıcaklığında tüm iklim bölgelerinde kullanımına izin verilir. PA markası, kışın hava sıcaklığının -20°C'nin altına düştüğü iklim bölgelerinde kullanılır (tavsiye edilen aralık -25...-20°C'dir). İlkbahar döneminde, sıvılaştırılmış gaz sınıfı PA rezervlerinin tam olarak geliştirilmesi için, 10°C'ye kadar sıcaklıklarda kullanılmasına izin verilir.

tank basıncı
Kapalı bir tankta LPG iki fazlı bir sistem oluşturur. Silindirdeki basınç, doymuş buhar basıncına (sıvı fazın varlığında kapalı bir hacimdeki buhar basıncı) bağlıdır ve sıvı fazın sıcaklığına ve sıvı fazın sıcaklığına bağlı olan sıvılaştırılmış gazın uçuculuğunu karakterize eder. içindeki propan ve bütan yüzdesi. Propanın uçuculuğu bütanınkinden daha yüksektir ve bu nedenle düşük sıcaklıklarda basınç daha yüksektir.

Uzun yıllara dayanan pratik operasyon deneyimi şunları gösterir:

• düşük ortam sıcaklıklarında, yüksek propan içeriğine sahip LPG kullanmak daha verimlidir, çünkü bu güvenilir gaz buharlaşması ve sonuç olarak ürünün istikrarlı bir şekilde beslenmesini sağlar;
• yüksek pozitif ortam sıcaklıklarında, düşük propan içeriğine sahip LPG kullanmak daha verimlidir, aksi takdirde tank ve boru hatlarında gaz sisteminin sızdırmazlığını olumsuz yönde etkileyebilecek önemli bir aşırı basınç oluşacaktır.

Propan ve bütanın yanı sıra LPG, karışımın özelliklerini değiştirebilen az miktarda metan, etan ve diğer hidrokarbonları içerir. Bu nedenle etan, pozitif sıcaklıklarda olumsuz bir etkiye sahip olabilen propandan daha yüksek doymuş buhar basıncına sahiptir.

Isıtma sırasında sıvı fazın hacmindeki değişiklik
Propan-bütan karışımı, propan için 0.003 ve bütan için - gaz sıcaklığındaki 1 ° C artış başına 0.002 olan sıvı fazın yüksek bir hacimsel genleşme katsayısına sahiptir. Karşılaştırma için: propanın hacimsel genleşme katsayısı 15 kat ve bütan sudan 10 kat daha fazladır. Teknik standartlar ve yönetmelikler, tankların ve silindirlerin dolum derecesinin gazın markasına ve doldurma ve sonraki depolama sırasındaki sıcaklıklarındaki farka bağlı olduğunu belirler. Sıcaklık farkı 40 °C'yi geçmeyen tanklar için dolum derecesi %85 olarak kabul edilir, daha büyük bir sıcaklık farkı ile dolum derecesi düşürülmelidir. Silindirler, Basınçlı Kapların Tasarım ve Güvenli Çalışma Kuralları talimatlarına uygun olarak ağırlıkça doldurulur. İzin verilen maksimum silindir ısıtma sıcaklığı 45 ° C'yi geçmemeli, bütanın buhar basıncı 0.385 MPa'ya ve propan - 1.4-1.5 MPa'ya ulaşmalıdır. Silindirler güneş ışığı veya diğer ısı kaynakları tarafından ısınmaya karşı korunmalıdır.

Buharlaşma sırasında gaz hacmindeki değişim
1 litre sıvılaştırılmış gaz buharlaştığında yaklaşık 250 litre gaz halinde gaz oluşur. Bu nedenle, buharlaşma sırasında gaz hacmi 250 kat arttığından, küçük bir LPG sızıntısı bile çok tehlikeli olabilir. Gaz fazının yoğunluğu, havanın yoğunluğundan 1.5-2.0 kat daha fazladır. Bu, sızıntı durumunda gazın, özellikle kapalı bir odada havaya dağılmasının zor olduğunu açıklar. Buharları doğal ve yapay girintilerde birikerek patlayıcı bir karışım oluşturabilir.

Tablo 2. Sıvılaştırılmış gaz ve benzin bileşenlerinin fiziksel ve kimyasal özellikleri.

Gösterge	Propan	Bütan (normal)	Benzin
Moleküler kütle	44,10	58,12	114,20
Normal şartlar altında sıvı fazın yoğunluğu, kg/m3	510	580	720
Gaz fazının yoğunluğu, kg / m3:
normal şartlar altında	2,019	2,703	-
15°С'de	1,900	2,550	-
Özgül buharlaşma ısısı, kJ/kg	484,5	395,0	397,5
En düşük kalorifik değer:
sıvı halde, MJ/l	65,6	26,4	62,7
gaz halinde, MJ/kg	45,9	45,4	48,7
gaz halinde, MJ / m3	85,6	111,6	213,2
oktan sayısı	120	93	72-98
Normal şartlar altında hava ile karışımda yanıcılık sınırları,%	2,1-9,5	1,5-8,5	1,0-6,0
Kendiliğinden tutuşma sıcaklığı, °С	466	405	255-370
1 m3 gazın yanması için teorik olarak gerekli hava miktarı, m3	23,80	30,94	14,70
Sıvı fraksiyonun hacim genleşme katsayısı, 1°С başına %	0,003	0,002	-
1 bar basınçta kaynama noktası, °С	-42,1	-0,5	+98...104 (%50 puan)

2. Yanıcı gazların ana özellikleri

doğal gazlar. Yanıcı doğal gazlar, organik kalıntıların biyokimyasal ve termal bozunmasının bir sonucudur. Daha sık olarak, doğal gaz birikintileri gözenekli tortul kayaçlarda (kumlar, kumtaşları, çakıllar) yoğunlaşır, altında veya yoğun (örneğin killi) kayalarla kaplıdır. Çoğu durumda, yağ ve su onlar için "taban" görevi görür.

Kuru alanlarda, gaz ağırlıklı olarak çok az miktarda etan, propan ve bütan içeren saf metan formundadır. Gaz kondensatında, metana ek olarak, önemli bir kısmı etan, propan, bütan ve benzin ve kerosen fraksiyonlarına kadar diğer ağır hidrokarbonları içerir. İlişkili petrol gazları, yağda çözünmüş hafif ve ağır hidrokarbonlar içerir.

Evsel amaçlar için doğal yakıt gazları için gereklilikler Tablo'da gösterilmiştir. 3.1.
GOST 5542-87'nin gerekliliklerine göre, doğal gazların yanıcı özellikleri, kalorifik değerin (düşük veya daha yüksek) bağıl (havada) gaz yoğunluğunun kare köküne oranı olan Wobbe sayısı ile karakterize edilir:

W o = Q n  /V d (3.1)

Wobbe sayısının dalgalanma sınırları çok geniştir, bu nedenle, her gaz dağıtım sistemi için (gaz tedarikçisi ve tüketici arasında kararlaştırıldığı gibi), Wobbe sayısının nominal değerinin en fazla sapma ile ayarlanması gerekir. Doğal gazların bileşiminin heterojenliğini ve değişkenliğini hesaba katmak için ondan ±% 5.

Bu nedenlerle, termal tesisatları bir gazdan diğerine aktarırken, tüm brülörlerin termal gücünün sabitliğini sağlayan her iki gazın da yalnızca Wobbe sayılarının yakınlığına değil, aynı zamanda tüm brülörlerinin yakınlığına da dikkat etmek gerekir. fizikokimyasal özellikler. Wobbe sayıları, çeşitli gazların ve buharların sıkıştırılabilirlik faktörü Z dikkate alınarak, bunun için gerekli tüm verileri (gazların daha yüksek ve daha düşük kalorifik değeri ve bunların göreceli yoğunluğu) içeren GOST 22667-82'ye (Tablo 3.2) göre hesaplanır.

Sıvılaştırılmış hidrokarbon gazları. Sıvılaştırılmış hidrokarbon gazları, normal fiziksel koşullar altında gaz halinde olan ve nispeten küçük bir basınç artışıyla (sıcaklıkta bir azalma olmadan) bir sıvıya dönüşenleri içerir. Bu, sıvılaştırılmış hidrokarbonları sıvı olarak taşımayı ve depolamayı ve gaz halindeki hidrokarbonları doğal gaz olarak düzenlemeyi ve yakmayı mümkün kılar.

Sıvılaştırılmış gazları oluşturan ana gaz hidrokarbonlar, yüksek kalorifik değer, düşük yanıcılık sınırları, yüksek yoğunluk (havanın yoğunluğunu önemli ölçüde aşan), sıvının yüksek hacim genleşme katsayısı (benzin ve kerosenden çok daha yüksek) ile karakterize edilir. silindirlerin ve tankların geometrik hacimlerinin % 85-90'ından fazlasını doldurmamayı, artan sıcaklıkla artan önemli doymuş buhar basıncını ve suya göre düşük sıvı yoğunluğunu gerekli kılar.

Sıvılaştırılmış hidrokarbon gazlarının kimyasal bileşimi farklıdır ve üretim kaynaklarına bağlıdır. İlişkili petrol ve gaz kondensat alanlarından gelen sıvılaştırılmış gazlar, genel kimyasal formül C n H 2n + 2'ye sahip doymuş (doymuş) hidrokarbonlar - alkanlardan oluşur. Bu hidrokarbonların ana bileşenleri propan ve bütandır.

Sıvılaştırılmış gazda önemli miktarlarda etan ve metan varlığı (doymuş buharların esnekliğini keskin bir şekilde arttırırlar), pentan ve izomerleri (bu, doymuş buharların esnekliğinde keskin bir azalma ve çiy noktasında bir artış gerektirdiğinden) kabul edilemez. .

Alkanlara ek olarak, petrol arıtma sürecinde işletmelerde elde edilen sıvılaştırılmış gazlar, genel kimyasal formül C n H 2n (n = 2'den başlayarak) olan doymamış (doymamış) hidrokarbonlar - alkenler içerir. Propan ve bütanın yanı sıra bu gazların ana bileşenleri propilen ve bütilendir. Sıvılaştırılmış gazda önemli miktarlarda etilen bulunması, doymuş buharların esnekliğinde bir artışa yol açtığı için kabul edilemez.
Evsel amaçlar için sıvılaştırılmış gazların özellikleri GOST R 52087-2003 “Sıvılaştırılmış hidrokarbon yakıt gazları” tarafından düzenlenir (Tablo 3.3 ve 3.4).

Tablo 3. Kuru doğal gaz bileşenlerinin (N.O.) kalorifik değeri ve bağıl yoğunluğu (GOST 22667-82).

Bileşen	Yanma ısısı, mJ/m3		bağıl yoğunluk d
	daha yüksek	kalitesiz
metan CH4	39,82	35,88	0,555
Etan C2H6	70,31	64,36	1,048
Propan C3H8	101,21	93,18	1,554
n-Bütan C 4 H 10	133,80	123,57	2,090
İzobütan C4H10	132,96	122,78	2,081
Pentan C 5 H 12	169,27	156,63	2,671
Benzen C6H6	162,62	155,67	2,967
Toluen C 7H 8	176,26	168,18	3,180
hidrojen H2	12,75	10,79	0,070
Karbon monoksit CO	12,64	12,64	0,967
Hidrojen sülfür H 2 S	25,35	23,37	1,188
Karbondioksit CO 2	-	-	1,529
Azot N2	-	-	0,967
Oksijen O 2	-	-	1,050
helyum o	-	-	0,138

Tablo 4. Çeşitli bölgelerde çeşitli sıvılaştırılmış gaz markalarının uygulama alanları (GOST R 52087-2003).

Gaz besleme sistemi	GOST 16350'ye göre mikro iklim bölgesi için uygulanan sıvılaştırılmış gaz
	ılıman bölge		soğuk bölge
	Yaz dönemi	kış dönemi	Yaz dönemi	kış dönemi
gaz silindiri
silindirlerin harici montajı ile	PBT. P5A	Cuma. PA	PBT. PBA	Cuma, PA
silindirlerin kurum içi montajı ile	PBT. PBA
taşınabilir silindirler	BT
Grup ayarları
buharlaştırıcılar olmadan	PBT, PBA	Cuma, PA	PT, PA, PBT, PBA	Cuma, PA
evaporatörler ile	PBT. PBA. BT	Cuma. PA. PBT, PBA, BT	Cuma. PA. PBT, PBA	Cuma. PA. PBT, PBA

Notlar:

1. Soğuk ve çok soğuk hariç tüm iklim bölgeleri için: yaz dönemi - 1 Nisan - 1 Ekim arası, kış dönemi - 1 Ekim - 1 Nisan arası.
2. Soğuk alanlar için: yaz dönemi - 1 Haziran'dan 1 Ekim'e kadar; kış dönemi - 1 Ekim'den 1 Haziran'a kadar. 4. Çok soğuk alanlar için: yaz dönemi - 1 Haziran - 1 Eylül arası, kış dönemi - 1 Eylül - 1 Haziran arası.

Tablo 5. Sıvılaştırılmış gazların fizikokimyasal ve operasyonel parametreleri (GOST R 52087-2003).

Gösterge	marka için norm					Yöntem, test
	Cuma	PA	PBA	PBT	BT
Bileşenlerin kütle oranı, %:
metan, etan ve etilen toplamı	standartlaştırılmamış					GOST 10679'a göre
propan ve propilen miktarı, en az	75	-	-	standartlaştırılmamış
propan dahil	-	85±10	50±10	-	-
bütan ve bütilen toplamı:	standartlaştırılmamış			-	-
daha fazla yok	-	-	-	60	-
en azından	-	-	-	-	60
doymamış hidrokarbon miktarı, artık yok	-	6	6	-	-
20°С'de sıvı kalıntının hacim oranı, %, maks	0,7	0,7	1,6	1,6	1,8	8.2'ye göre
Doymuş buhar basıncı, gösterge, MPa, sıcaklıkta:
+45°С, artık yok	1,6					GOST R 50994 veya GOST 28656'ya göre
-20°C, daha az değil	0,16	-	0,07	-	-
-30°C, daha az değil	-	0,07	-	-	-
Hidrojen sülfür ve merkaptan sülfürün kütle oranı, %, maks	0,013	0,010	0,010	0,013	0,013
hidrojen sülfür dahil, artık yok	0,003					GOST 229S5 veya GOST R 50802'ye göre
Serbest su ve alkali içeriği	Yokluk					8.2'ye göre
Koku yoğunluğu, puan, en az	3					GOST 22387.5 veya 8.3'e göre

Notlar:

1. PT, PBT ve BT dereceli sıvılaştırılmış gazlardaki merkaptan kükürtün kütle fraksiyonu %0,002 veya daha fazla ve PA ve PBA dereceleri %0,001 veya daha fazla olduğunda koku yoğunluğunun belirlenmemesine izin verilir. Merkaptan kükürtün kütle fraksiyonu belirtilen değerlerden az olduğunda veya koku yoğunluğu 3 noktadan az olduğunda, sıvılaştırılmış gazlar öngörülen şekilde kokulandırılmalıdır.
2. -20°C ve -30°C sıcaklıklarda, sıvılaştırılmış gazların doymuş buharlarının basıncı sadece kışın belirlenir.
3. Karayolu taşımacılığı için yakıt olarak PT ve PBT sınıfı sıvılaştırılmış gazlar kullanıldığında, toplam doymamış hidrokarbonların kütle oranı %6'yı geçmemeli ve PT ve PBT sınıfları için doymuş buhar basıncı en az 0,07 MPa olmalıdır. Sırasıyla -30°C ve - 20°C.

3. Yanıcı gaz türleri, ana özellikleri ve bileşimleri

Konut binalarının gaz arzı, şehir ve kasaba nüfusunun yaşam koşullarını önemli ölçüde iyileştirir. Belediye ekonomisinde, sanayide ve enerjide gaz kullanımı, teknolojik üretim süreçlerinin iyileştirilmesi için uygun koşullar yaratır, ilerici ve uygun maliyetli teknolojinin kullanımına izin verir, endüstriyel, belediye ve enerji tesislerinin teknik ve kültürel seviyesini yükseltir ve iyileştirir. bir bütün olarak üretimin ekonomik verimliliği.

Konut binaları, belediye ve sanayi işletmelerinin gaz tedariki için doğal, yapay ve karışık gazlar kullanılmaktadır. Gaz endüstrisinin kapsamlı gelişiminin temeli, önemli doğal gaz rezervleridir. Ülkemiz doğalgaz rezervleri bakımından dünyada ilk sırada yer almaktadır. Ülkedeki doğal gaz üretimi, özellikle düşük maliyeti nedeniyle güçlü ekonomik performansı ile açıklanmakta olup, sürekli artmaktadır.

Doğal gazı diğer yakıt türleri ile karşılaştırırsak, maliyeti turba ve akaryakıt maliyetinden üç kat, yeraltı kömürünün maliyetinden 15-20 kat daha düşüktür. Sadece tarlalardan en uzak bölgelerde gazın maliyeti fuel oil maliyetinden daha yüksektir.

Gazın günlük yaşamda ve endüstride kullanımı katı yakıta göre 4-5 kat daha verimlidir. Gaz, katı ve sıvı yakıtların eksik yanmasının birçok ürününü içeren duman oluşumu olmadan yanar, bu nedenle diğer yakıt türlerinin gazla değiştirilmesi, yerleşim yerlerinin hava havzasının temizlenmesine yardımcı olur.

Gazlar yakıt olarak yemek pişirmede, sıcak su sistemlerinde su ısıtmada, bina ısıtma sistemlerinde ve endüstriyel işletmelerin teknolojik süreçlerinde başarıyla kullanılmaktadır.

Doğal petrol ve gaz sahalarının gazları, bunların gaz-hava karışımları ve doğal gaz için GOST 5542-87 ve sıvılaştırılmış hidrokarbon gazları (bundan sonra - LPG) için GOST 20448-90 gereksinimlerini karşılayan sıvılaştırılmış hidrokarbon gazları yakıt olarak kullanılır. .

gaz yakıt belirli miktarda safsızlık içeren yanıcı ve yanıcı olmayan gazların bir karışımıdır. Yanıcı gazlar arasında hidrokarbonlar, hidrojen ve karbonhidrat oksit bulunur. Yanıcı olmayan bileşenler azot, karbondioksit ve oksijendir. Gaz halindeki yakıtın balastını oluştururlar. Safsızlıklar arasında su buharı, hidrojen sülfür, toz bulunur. Gaz halindeki yakıt zararlı kirliliklerden arındırılır. GOST gerekliliklerine göre, 100 m3 gaz başına en fazla 2 g hidrojen sülfür veya amonyak; 5 g siyanür bileşikleri; 10 g naftalin, reçine, toz ve diğer maddeler, en fazla %0,1.

Gaz yakıt büyük ekonomik öneme sahiptir.

Yanma ısısının nominal değerden sapması ± %5'ten fazla olmamalıdır. Gaz temini için ıslak ve kuru gazlar kullanılır. Nem içeriği, gazı t = -20°C (kış) ve 35°C (yaz)'da doyuran miktarı geçmemelidir. Doymuş gazın sıcaklığına bağlı olarak nem içeriği Tabloda verilmiştir. 1.

Tablo 1. Sıcaklığın bir fonksiyonu olarak doymuş gazın nem içeriği.

Gaz uzun mesafelerde taşınırsa, önceden kurutulur. Çoğu yapay gazın güçlü bir kokusu vardır, bu da boru hatlarından ve bağlantı parçalarından gaz sızıntılarını tespit etmeyi kolaylaştırır. Doğal gaz tamamen kokusuzdur. Şebekeye beslenmeden önce kokulandırılır (özel maddelerle karıştırılır), yani. havadaki% 1'e eşit bir konsantrasyonda hissedilmesi gereken keskin, hoş olmayan bir koku verin.

Zehirli gazların kokusu, sıhhi standartların izin verdiği bir konsantrasyonda hissedilmelidir. GOST 20448-90'a göre ev tüketicileri tarafından kullanılan sıvılaştırılmış gaz, 100 m3 gaz başına 5 g'dan fazla hidrojen sülfür içermemeli ve kokusu havada% 0,5 oranında hissedilmelidir.

Gaz halindeki yakıttaki oksijen konsantrasyonu %1'i geçmemelidir. Hava ile sıvılaştırılmış gaz karışımının gaz beslemesi için kullanıldığında, karışımdaki gaz konsantrasyonu, üst yanıcılık sınırının en az iki katıdır.
Tüketicilerin ihtiyaçları için tüketilen gaz miktarı tamamen kalorifik değerine (kalorifik değer) bağlıdır ve ne kadar küçük olursa o kadar fazla gaz tüketilir.

Bazı gazların fiziksel özellikleri ve yanma ısıları tabloda verilmiştir. 1 ve 2. Bu tabloların verilerini kullanarak gaz yakıtın kalorifik değerini, yoğunluğunu ve diğer özelliklerini hesaplamak mümkündür. Doğal ve yapay gazların tutuşma sıcaklığı 640 - 700 °C'dir. Doğal gazlar gaz veya petrol sahalarından çıkarılır ve hava erişimi olmayan sıvı veya katı yakıtların ısıl işlemi sırasında yapay gazlar elde edilir.

Doğal gazlar, yerleşim yerlerinin ve üretim tesislerinin merkezi arzı için yaygın olarak kullanılmaktadır. Doğal gazlar veya gaz-hava karışımları yoksa, sıvılaştırılmış hidrokarbon gazları kullanılır.

Sıvılaştırılmış hidrokarbon gazları, normal koşullar altında gaz halinde olan ve basınçta hafif bir artışla sıvı hale dönüşen hidrokarbonlardır. Sıvılaştırılmış gazlar silindirlerde ve metal tanklarda depolanır. Sıvılaştırılmış propan ve bütanın tutuşma sıcaklığı sırasıyla 510 ve 490°C'dir.

Sıvılaştırılmış gazlar, doğal gazlara göre 2-3 kat daha yüksek yanma ısısına ve tutuşma hızına sahiptir. Propan C3H8 ve bütan C4H10, doğal petrol gazından ekstrakte edilir veya gaz-benzin tesislerinde petrolün ısıl işlemi sırasında yan ürün olarak yapay olarak üretilir. Sıvılaştırılmış gazın doymuş buharlarının aşırı basıncı genellikle 0.16 MPa'dan az değildir.

, Gaz İşleme Dairesi Başkanı

"Rusya'da LPG Piyasası: Gelişimin Yeni Sınırları" konferansının materyallerine dayanarak

Sıvılaştırılmış hidrokarbon gazlarının (LHG) üretiminin hammaddesi hidrokarbon gazıdır ve üretim maliyeti büyük ölçüde bu gazın hacmine ve kalitesine bağlıdır. Diğer her şey - ana ürünün hacmi bile - ikincildir.

100 milyon Nm3/yıllık bir İlişkili Petrol Gazı (APG) tesisi, anahtar teslimi olarak 25-30 milyon $'a mal oluyor; 0,5 milyar nm3/yıl doğal gaz için kriyojenik tesis (gaz kondensat sahasından gaz) anahtar teslimi olarak 30-40 milyon dolar. Bu tür yatırımların olağan "kağıt" geri ödemesi 3-5 yıldır. "Gerçek" geri ödeme açısından sapmalar çok ciddidir.

Ancak, iyi bir projenin her zaman yapılabileceğinden emin olmasaydık, bu konu üzerinde düşünmezdik. Temelde bu konuya nasıl geldik?

Propan-bütan üretimi konusuna ilgi duymanın iki yolu vardır: LPG satışı ile ilgili veya teknoloji tarafında profesyonel bir faaliyette bulunmak, yani. gaz işleme ekipmanlarının tasarımı, üretimi ve tedariği ile ilgilenmektedir. Bizim durumumuz ikinci.

APG kullanımı

2000'li yılların ortalarında, çeşitli ülkelerin hükümetleri (ve Rusya bir istisna değildir) "APG kullanımı" çevre sorunu üzerinde ciddi baskılar yaptı. APG sahipleri, başlangıçta petrol arama ve üretimine yatırım yapan şirketlerdir, gazla ilgilenmezler ve gaz işleme işinin teşvik edilmesi, "şirket tarafından üretilen toplam APG'nin %95'inin kullanılması" şeklinde bir ültimatom talebiyle sonuçlandı. Talep, yeni bir şeye para harcamaya cesaret edemeyenlere yönelik para cezaları ve yaptırım programlarıyla pekiştirildi.

İlginç gerçek: APG'nin% 95'inden yararlanma ihtiyacı, Rusya Federasyonu Hükümeti'nin 8 Kasım 2012 N 1148 sayılı Kararnamesi ile belirlenir. ".

Bu çözüm yalnızca toprak altı kullanıcıları için geçerlidir, yani. Üçüncü taraf işleme için aktarılan APG, gaz işlemcisinin gazla ne yaptığından bağımsız olarak tamamen kullanılmış olarak kabul edilir.

Bir gıcırtı ile petrol şirketleri "gazı kullanmanın" yollarını aramaya başladı. Şirketlerde gaz işleme uzmanlarının olmaması ve Gazprom veya başka bir gaz tekeli - Kazakistan'da Kazmunaigas, Türkmenistan'da tek bir ulusal şirket, Özbekistan'da aile konsorsiyumları vb. için çalışan mevcut mühendislik şirketlerinin tamamen bulunmaması, geliştirmeyi mümkün kıldı. APG için daha önce petrol işçileriyle çalışma deneyimi olmayan tamamen yeni insanlar için çözümler ve tedarik ekipmanı. İlk 10 yıl boyunca "müşteri ve müşteri" pazarı oluşturuldu ve ilk uygulanan projelerin maliyetleri çoğunlukla astronomik düzeydeydi.

Örneğin, "Turgai Petroleum" ve "Karakudukmunai" üretim maliyetinin yukarıdaki değerleri 1.5-2 kat aştığı Kazakistan'daki Lukoil Overseas projeleri.

Öte yandan, küçük şirketler APG'yi kullanmaya zorlandı ve özellikle zengin şirketler değil, makul fiyatlarla üretim tesisleri kurdu. Projelerin içinde pek çok mantıksız şey vardı (hem teknolojideki verimsizlik hem de seçilmiş bir ürün sepeti ve makul olmayan bir şekilde şişirilmiş bir personel vb.), ancak yeni bir uzmanlaşan mühendislik şirketleri dalgası oluşturmak için iş verdiler. gaz işlemede.

LPG üretimi

Kendimiz üç projeyi tamamlamayı başardık: LPG üretimi olan iki mini JES (her biri yılda yaklaşık 50 bin ton ürün):

• İlişkili petrol gazı "Ken-Sary" nin karmaşık arıtımının kurulumu "

Ayrıca, Tataristan Cumhuriyeti'nde etan üretiminin yaklaşık %40 oranında artabildiği etan üretimi ile oldukça özgün bir proje hayata geçirildi.

Bu çalışmalarda tesadüfen kilit rol oynadık ve yukarıdaki bütçelerin fazlalığı önemsizdi. Bu gerçek cesaret verici ve 10 yılda oldukça iyi öğrendiğimizi ummamızı sağlıyor.

Şimdi "APG kullanımı" dalgası azalmaya başladı, ancak gaza olan genel ilgi devam etti. Temel genişledi. Sonuç olarak, piyasada artık LPG üretimi için birçok potansiyel proje var: APG bazında, gaz kondensat alanları bazında, petrol arıtma gazları bazında. Teknolojiler elbette kendi nüanslarıyla son derece yakındır, ancak üretimde temel bir fark yoktur. Orijinal gaz ne olursa olsun hammadde olarak hareket etmeyecektir.

Gaz bileşimi

Her şey basit. Fizik açısından bakıldığında, APG, doğal gaz, rafineri gazı vb. yoktur. Belirli bir basınçta hidrokarbon gazı, hedef bileşenlerin içeriği ve safsızlıklar vardır. Tipik olarak, ham gaz parametreleri aşağıdaki gibidir:

Ayrıca Başkıristan ve Uralların APG'sinde egzotik %89 nitrojen, tükenmiş alanlarda düşük doğal gaz basınçları, anormal derecede "zayıf" Senomani gazı, Bayandinskoye ve Astrakhanskoye yataklarının ekşi gazları vardır. Bu tür olağandışı gazlarla bir mühendisin hayatı daha eğlencelidir ve yatırımlar her zaman çekici değildir ... Ancak "hastane için ortalama" gazlar tabloda belirtildiği gibidir.

Yurtdışında LPG üretimi

Dünyadaki LPG'nin çoğu Kuzey Amerika'da (ABD ve Kanada) üretilmektedir. Bu bölgedeki gaz üretimi, Rusya'daki gaz üretimi ile her zaman aynı sırada olmuştur, ancak LPG defalarca üretildi ve üretilmeye devam ediyor. LPG üretimi için tipik bir Kuzey Amerika şeması şekilde gösterilmiştir.

Bu pazardaki gaz işleme, esas olarak bütün bir yan sanayi "orta akım" oluşturan uzmanlaşmış şirketler tarafından gerçekleştirilir. Midstream şirketleri, çeşitli üretici şirketler tarafından sağlanan gazın toplanması ve işlenmesi ile uğraşmaktadır. Üretimlerinin ana ürünü, işleme sözleşmesine bağlı olarak ya işleyicinin mülkiyetinde kalan ya da ödeme olarak alıkonulan ürünün bir kısmı (satışından elde edilen kâr) ile gaz sahibine devredilen LPG'dir. gaz işlemcisinin hizmetleri.

Kuzey Amerika'da bu tür şirketlerin sayısı çok büyük. Ayrı mülkiyet biçimleri bile vardır - bu tür faaliyetler için uyarlanmış, hızlı bir şekilde yatırım çekmek, bir gaz işleme şirketi oluşturmak ve işletmek, ödeme yapmak, işten çıkmak ve aramak için bir fırsat yaratan MLP (Master Limited Partners). proje için yeni bir fırsat.

2000'lerde, ABD'deki orta ölçekli şirketlerin sayısı 150 ila 250 şirket arasında dalgalandı, kriz sırasında azaldı ve “kaya patlaması” geliştikçe keskin bir şekilde arttı. Şüphesiz, Kanada'da da bu tür şirketlerin sayısı oldukça fazladır.

Karşılaştırma için, Rusya'da “APG kullanımı” sonucunda, gaz işleme konusunda uzmanlaşmış sadece iki şirket kuruldu - bu, Khanty-Mansiysk Özerk Okrugu'nda iki tesis inşa eden BlueLine ve bir projeyi uygulamaya çalışan Globotech. Tomsk bölgesi. İkincisi hayatta kalamadı.

Bu kadar. Diğer tüm gaz işleme kapasiteleri, toprak altı kullanıcılarının veya Sibur gibi petrokimyacıların yapısındadır. Bununla birlikte, TOP-10 Amerikan orta ölçekli şirketlerinin tam teşekküllü bir analogu olarak kabul edilebilecek Sibur'dur.

Sonuç olarak, Enerji Bakanlığı istatistiklerine göre, 2014 yılında Rusya Federasyonu'nda gazın sadece %11,4'ü işlendi.

2020'ye kadar (ve hatta 2030'a kadar), bu rakam Amur JES'in devreye girmesi nedeniyle iki katına çıkacak. Bu arada, süreç karmaşık değilse, Rusya'da 16-18 ay içinde geleneksel bir propan-bütan üretim tesisi inşa etmek ve işletmeye almak mümkündür. Sıfırdan, yatırım kararı verildiği andan itibaren.