На 2м нефтеперерабатывающем завода (НПЗ) на 2й и 3й фазе месторождения Южный Парс началось строительство установки по подслащиванию природного газа.
Об этом 25 августа 2017 г сообщает Gas and Oil Pars Company.
По информации Gas and Oil Pars Company строительством установки займется Khatam-ul Anbiya.
Подслащивание газа - это термин условный.
Сладкий газ - это газ, который содержит минимальное количество диоксида углерода, диоксида серы, углекислого газа CO2 и/или сероводорода H2S.
Поэтому, подслащивание это скорее выделение этих вредных компонентов из природного газа.
Установка по подслащиванию газа предназначена для выделения кислого соединения серы из газового конденсата на 2й и 3й фазах газового месторождения Южный Парс.
Установка будет построена в рамках проекта по снижению коррозии от вредных соединений на НПЗ, а также по улучшению качества газового конденсата и повышению добавленной стоимости продукта.
Данная технология внедряется впервые на месторождении.
Природный газ обычно насыщен водой и тяжелыми углеводородами.
Прежде чем передавать природный газ по газопроводам и поставлять его потребителям, его очищают и осушают.
Природный газ с высоким содержанием углекислого газа и сероводорода называют кислым.
Из-за того, что кислый газ содержит большее количество H2S и CO2, чем присутствует в обычном сладком метане или в природном газе, его сжигание приводит к выходу из строя оборудования, ядовитым выбросам и кислотным осадкам.
В настоящее время нормы выброса кислых газов становятся все более и более строгими во многих странах мира.
Для удаления сероводорода нужны сложные методы обработки, требующие большого количества тепла, что сильно удорожает топливо или заставляют отказываться от использования такого сырья.
Обычно природный газ очищается в ходе подслащивающего процесса, после чего его можно безопасно использовать в качестве топлива.
Современная перерабатывающая промышленность использует для этого метод тепловой регенерации, в ходе которого химические сорбенты удаляют из природного газа токсичные примеси вроде сероводорода.
Для этого газ обрабатывают химическими сорбентами растворенными в воде, затем происходит нагрев и выкипание сероводорода в отпарных колоннах, после чего сорбент охлаждают и снова готовят к работе.
Недостатки метода тепловой регенерации:
- высокая температура, требуемая для достижения высокой степени разложения H2S;
- высокое потребление энергии на осуществление реакции и компенсацию возможных потерь тепла;
- возможность снижения степени разложения сероводорода за счет обратного взаимодействия водорода и серы при охлаждении газа;
- низкая эффективность процесса при снижении концентрации H2S в исходном газе;
- необходимость применения специальных дорогостоящих конструкционных материалов с повышенной термостойкостью для оформления высокотемпературной реакционной зоны;
- образование газообразной серы, состоящей из энергонасыщенных молекул S2, что снижает эффективность термодинамики процесса.
Новый процесс, названный антирастворительной регенерацией, использует способность сероводорода растворяться при комнатной температуре в некоторых жидкостях лучше, чем в других.
В этом процессе сероводород переходит между различными жидкостями, в результате чего его можно удалить всего за несколько шагов.
При этом рабочие жидкости можно использовать повторно.
Ученые обнаружили, что вещество диметиламиноэтанол (DMEA) взаимодействует с сероводородом и превращается во что-то вроде соленой маслянистой жидкости.
Ученые нашли способ очищать и выводить сероводород из DMEA путем добавления жидких углеводородов, алканов.
Есть и другие способы растворять при комнатной температуре сероводород.
К примеру, низкотемпературное каталитическое разложение H2S с получением водорода H2 и двухатомной газообразной серы S2 посредством механизма ассимиляции сероводорода в процессе хемосинтеза с участием серобактерий. Использование 3-фазного режима на твердых катализаторах под слоем растворителя, способного растворять H2S и S2 позволяет достичь конверсии H2S, близкой к 100%.
Южный Парс - крупнейшее в мире месторождение газа, запасы которого оцениваются в 13,8 трлн м3.
Иран делит месторождение с Катаром и усиленно работает, чтобы ликвидировать отставание, возникшее из-за более позднего начала разработки.
Иранская часть месторождения Южный Парс поделена на 29 фаз, 11я фаза является 1 из самых крупных.
После того, как проект будет реализован, к мощностям Ирана по добыче газ из месторождения увеличатся на 56 млн м3 газа.
В настоящее время на 18 фазах месторождения производится 810 тыс барр газового конденсата, из 2й и 3й фазы извлекается около 80 тыс баррелей.
