Природные и нефтяные газы, добываемые из недр земли, представляют собой смесь углеводородов метанового ряда: метана, этана, пропана, бутанов и др. Они являются основным источником получения различных топлив и важнейших видов химического и нефтехимического сырья.
Природные и нефтяные газы насыщены водяными парами, содержание которых определяется давлением, температурой и химическим составом газа. Содержание в нефтяных и природных газах водяных паров регламентируется, так как они могут конденсироваться в технологических системах, в результате чего будут создаваться условия для образования гидратов (твердых кристаллических вешеств).
При наличии в газе кристаллогидратов и углеводородного конденсата нормальная эксплуатация газопровода может быть нарушена или сильно затруднена, так как кристаллогидраты забивают газопровод, оборудование, фасонные детали, а углеводородный конденсат скапливается в низких местах трассы, в результате чего увеличивается гидравлическое сопротивление системы. При этом возникают пульсации давления, которые могут привести к нарушениям режима эксплуатация газопровода и возникновению аварийной обстановки.
Для предупреждения гидратообразования широко применяют ингибирование с помощью веществ, снижающих температуру гидратообразования (метанол, гликоль и др.), и осушку (дегидратацию) газа, основанную на извлечении паров воды из газа жидкими или твердыми поглотителями, а также на низкотемпературной конденсации влаги в результате сжатия или охлаждения газа.
В нефтяной и газовой промышленности используют различные схемы и методы ингибирования и осушки. В качестве абсорбентов-осушителей применяют концентрированные водные растворы моно-, ди- и триэтиленгликолей. При необходимости достижения высокой депрессии точки росы по влаге (100— 120 °С) и обеспечения глубокой осушки газа (до точки росы (85—100) °С) используют, как правило, адсорбционные методы извлечения влаги из газов, например, с помощью цеолитов.
Природные и нефтяные газы наряду с углеводородами могут содержать кислые газы: диоксид углерода, сероводород, а также сераорганические соединения — серооксид углерода COS, сероуглерод CS2, тиолы RSH, тиофены и другие примеси, которые осложняют при определенных условиях транспортирование и использование газов. Диоксид углерода, сероводород и тиолы вызывают коррозию оборудования, а также снижают эффективность каталитических процессов и отравляют катализаторы при переработке газа. Кроме того, они высокотоксичны.
К качеству природных и нефтяных газов, поступающих в магистральные газопроводы и используемых в виде топлива, предъявляют высокие требования по содержанию сероводорода и тиольной серы. В нашей стране содержание сероводорода в них не должно превышать 20 мг/м3, тиольной серы — 36 мг/м3 (содержание СО2 не нормируется). В США содержание сероводорода регламентируется на уровне 5,7 мг/м3, содержание СО2, общей серы и тиолов устанавливается обычно газотранспортными компаниями в зависимости от требований потребителей (объемное содержание CО2 1—2 %, тиолов 1,5—5 мг/м3, общей серы 22—228 мг/м3) [1].
Для очистки природных газов от сероводорода, диоксида углерода, других серо- и кислородсодержащих нежелательных соединений используют в основном абсорбционные процессы, которые в зависимости от особенностей взаимодействия этих соединений с растворителями-абсорбентами можно условно разделить на следующие группы: хемосорбционные процессы очистки газа растворителями, представляющими собой водные растворы этаноламинов: моноэтаноламинов, диэтаноламинов и др.; процессы очистки газов методом физической абсорбции органическими растворителями (пропиленкарбонатом, диметило- вым эфиром полиэтиленгликоля, N-метилпирролидоном и др.); процессы очистки газов растворителями, представляющими собой смесь водного алканоламинового раствора с органическими растворителями (сульфоланом, метанолом и др.).
Для подготовки газа к использованию его отделяют от нефти и конденсата (для нефтегазовых и газоконденсатных месторождений), удаляют механические примеси и свободную влагу, проводят осушку до заданной точки росы и очистку от коррозионно-агрессивных и токсичных компонентов.
В настоящее время основным способом промысловой обработки нефтяного и природного газа является низкотемпературная конденсация НТК (или сепарация — НТС) — с использованием холода за счет дроссель-эффекта или специальных машин. Для извлечения конденсата из газа можно применять абсорбционные и сепарационные схемы. Низкотемпературная конденсация (НТК) — более экономичный и эффективный метод первичной подготовки газа к использованию и транспортированию, чем низкотемпературная абсорбция. Для более полного извлечения целевых компонентов и получения широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и стабильного бензина после первичной переработки конденсатсодержащего газа возможно применение схем низкотемпературной абсорбции и ректификации.