Переработка природного газа
Переработка природного газа — это ряд промышленных процессов, предназначенных для очистки сырого природного газа путем удаления таких загрязнений, как твердые вещества, вода , диоксид углерода ( CO 2 ), сероводород (H 2 S), ртуть и углеводороды с более высокой молекулярной массой ( конденсат ). производить трубопроводного качества сухой природный газ [1] для распределения по трубопроводу и конечного использования. [2] Некоторые вещества, загрязняющие природный газ, имеют экономическую ценность и подлежат дальнейшей переработке или продаже. Углеводороды, являющиеся жидкими при условиях окружающей среды: температуре и давлении (т. е. пентановые и более тяжелые), называются газоконденсатными (иногда также называемыми природным бензином или просто конденсатом ).
Сырой природный газ добывается в основном из трех типов скважин: нефтяных , газовых и конденсатных . Сырая нефть и природный газ часто встречаются вместе в одном резервуаре. Природный газ, добываемый в скважинах с сырой нефтью, обычно классифицируется как попутный растворенный газ , поскольку газ был связан с сырой нефтью или растворен в ней . Добыча природного газа, не связанная с сырой нефтью, классифицируется как «несвязанная». В 2009 году 89 процентов добычи природного газа в США было несвязанным. [3] Скважины попутного газа, добывающие сухой газ в виде конденсата и воды, могут направлять сухой газ непосредственно в трубопровод или газовый завод без какой-либо обработки разделения, что позволяет немедленно использовать его . [4]
Переработка природного газа начинается под землей или на устье скважины. В нефтяной скважине переработка природного газа начинается, когда жидкость теряет давление и течет через породы-коллекторы, пока не достигнет труб скважины. [5] В других скважинах обработка начинается на устье скважины, где извлекается состав природного газа в зависимости от типа, глубины и местоположения подземной залежи и геологии местности. [2]
Природный газ, относительно свободный от сероводорода, называется малосернистым газом ; природный газ, содержащий повышенное содержание сероводорода, называется кислым газом ; Природный газ или любая другая газовая смесь, содержащая значительные количества сероводорода, углекислого газа или подобных кислых газов, называется кислым газом .
Типы скважин для добычи сырого природного газа
[ редактировать ]- Скважины сырой нефти : Природный газ, добываемый из скважин сырой нефти, обычно называют попутным газом . Этот газ может существовать в виде отдельной газовой шапки над сырой нефтью в подземном резервуаре или может растворяться в сырой нефти, в конечном итоге выходя из раствора по мере снижения давления во время добычи. Конденсат, добываемый из нефтяных скважин, часто называют арендным конденсатом . [6]
- Скважины сухого газа. Эти скважины обычно добывают только сырой природный газ, который не содержит конденсата и практически не содержит сырой нефти, и называются непопутным газом. Конденсат сухого газа добывается на газоперерабатывающих заводах и часто называется заводским конденсатом . [6]
- Конденсатные скважины. Эти скважины обычно добывают сырой природный газ вместе с сжиженным природным газом с небольшим содержанием сырой нефти или вообще без нее и называются непопутным газом. Такой сырой природный газ часто называют сырым газом .
- Скважины угольных пластов. Эти скважины обычно добывают сырой природный газ из залежей метана в порах угольных пластов, часто существующих под землей в более концентрированном состоянии адсорбции на поверхности самого угля. Такой газ называется газом угольных пластов или метаном угольных пластов ( газ угольных пластов в Австралии). В последние десятилетия угольный газ стал важным источником энергии.
Загрязнения в сыром природном газе
[ редактировать ]Сырой природный газ обычно состоит в основном из метана (CH 4 ) и этана (C 2 H 6 ), самых коротких и легких углеводорода молекул . Он часто также содержит различное количество:
- Более тяжелые газообразные углеводороды: пропан (C 3 H 8 ), нормальный бутан (nC 4 H 10 ), изобутан (iC 4 H 10 ) и пентаны . Все они вместе называются сжиженным природным газом или ШФЛУ и могут быть переработаны в готовые побочные продукты.
- Жидкие углеводороды (также называемые нефтяным бензином или природным бензином ) и/или сырая нефть .
- Кислые газы : диоксид углерода (CO 2 ), сероводород (H 2 S) и меркаптаны, такие как метантиол (CH 3 SH) и этантиол (C 2 H 5 SH).
- Другие газы: азот (N 2 ) и гелий (He).
- Вода: водяной пар и жидкая вода. Также растворенные соли и растворенные газы (кислоты).
- Ртуть : незначительные количества ртути преимущественно в элементарной форме, но возможно присутствие хлоридов и других соединений. [7]
- Радиоактивный материал природного происхождения (НОРМ): природный газ может содержать радон , а пластовая вода может содержать растворенные следы радия , которые могут накапливаться в трубопроводах и технологическом оборудовании; радиоактивность трубопроводов и оборудования с течением времени. [8]
Стандарты качества природного газа
[ редактировать ]Сырой природный газ должен быть очищен, чтобы соответствовать стандартам качества, установленным крупными компаниями по трубопроводной транспортировке и распределению. Эти стандарты качества варьируются от трубопровода к трубопроводу и обычно зависят от конструкции трубопроводной системы и рынков, которые она обслуживает. В целом стандарты определяют, что природный газ:
- Находиться в определенном диапазоне теплотворной способности (калорийной ценности). Например, в США оно должно составлять около 1035 ± 5% БТЕ на кубический фут газа при 1 атмосфере и 60 °F (41 МДж ± 5% на кубический метр газа при 1 атмосфере и 15,6 °C). В Соединенном Королевстве высшая теплота сгорания должна находиться в диапазоне 37,0–44,5 МДж/м. 3 для вступления в Национальную систему передачи (НТС). [9]
- Поставляться при заданной температуре точки росы углеводородов или выше (ниже которой некоторые углеводороды в газе могут конденсироваться под давлением в трубопроводе, образуя жидкие пробки, которые могут повредить трубопровод). Регулировка точки росы углеводородов снижает концентрацию тяжелых углеводородов, поэтому конденсация отсутствует. происходит при последующем транспортировании в трубопроводах. В Великобритании точка росы углеводородов определяется как <-2 °C для входа в NTS. [9] Точка росы углеводородов меняется в зависимости от преобладающей температуры окружающей среды, сезонные колебания составляют: [10]
| Точка росы углеводородов | 30 °F (–1,1 °C) | 35 ° F (1,7 ° C) | 40 ° F (4,4 ° С) | 45 ° F (7,2 ° С) | 50 ° F (10 ° C) |
|---|---|---|---|---|---|
| Месяцы | декабрь январь февраль Маршировать | апрель ноябрь | Может Октябрь | Июнь Сентябрь | Июль Август |
Природный газ должен:
- В нем не должно быть твердых частиц и жидкой воды, чтобы предотвратить эрозию, коррозию или другие повреждения трубопровода.
- Обеспечить обезвоживание водяного пара в достаточной степени, чтобы предотвратить образование гидратов метана на газоперерабатывающем заводе или в дальнейшем в трубопроводе транспортировки товарного газа. Типичная спецификация содержания воды в США гласит, что газ должен содержать не более семи фунтов воды на миллион стандартных кубических футов газа. [11] [12] В Великобритании это определяется как <-10 °C при манометрическом давлении 85 бар для входа в NTS. [9]
- Содержат не более следовых количеств таких компонентов, как сероводород, диоксид углерода, меркаптаны и азот. Наиболее распространенное значение содержания сероводорода составляет 0,25 грана H 2 S на 100 кубических футов газа, или примерно 4 ppm. Спецификации для CO 2 обычно ограничивают его содержание не более чем двумя или тремя процентами. В Великобритании сероводород указан ≤5 мг/м. 3 и общая сера <50 мг/м. 3 , диоксид углерода — ≤2,0% (молярный) и азот — ≤5,0% (молярный) для входа в НТС. [9]
- Поддерживайте содержание ртути на уровне ниже обнаруживаемого предела (приблизительно 0,001 частей на миллиард по объему), прежде всего, чтобы избежать повреждения оборудования на газоперерабатывающем заводе или в системе трубопроводной транспортировки из-за амальгамации ртути и охрупчивания алюминия и других металлов. [7] [13] [14]
Описание завода по переработке природного газа
[ редактировать ]Существует множество способов настройки различных процессов, используемых при обработке сырого природного газа. Приведенная ниже блок -схема представляет собой обобщенную типичную конфигурацию переработки сырого природного газа из скважин непопутного газа, показывающую, как сырой природный газ перерабатывается в товарный газ, подаваемый по трубопроводу на рынки конечных потребителей. [15] [16] [17] [18] [19] и различные побочные продукты:
- Газовый конденсат
- сера
- Этан
- Сжиженный природный газ (ШФЛУ): пропан, бутаны и C 5 + (который обычно используется для обозначения пентанов и углеводородов с более высокой молекулярной массой) [20] [21] [22]
Неочищенный природный газ обычно собирается из группы соседних скважин и сначала обрабатывается в сепараторах в этой точке сбора для удаления свободной жидкой воды и конденсата природного газа . [23] Затем конденсат обычно транспортируется на нефтеперерабатывающий завод, а вода очищается и утилизируется как сточные воды.
Затем неочищенный газ подается по трубопроводу на газоперерабатывающий завод, где первоначальная очистка обычно заключается в удалении кислых газов (сероводорода и углекислого газа). Для этой цели доступно несколько процессов, как показано на технологической схеме, но обработка амином — это процесс, который использовался исторически. Однако из-за ряда эксплуатационных и экологических ограничений аминного процесса все большее признание получает новая технология, основанная на использовании полимерных мембран для отделения диоксида углерода и сероводорода из потока природного газа. Мембраны привлекательны тем, что не расходуются реагенты. [24]
Кислые газы, если они присутствуют, удаляются мембранной или аминной обработкой и затем могут быть направлены в установку восстановления серы, которая преобразует сероводород в кислом газе либо в элементарную серу, либо в серную кислоту. Из процессов, доступных для этих преобразований, процесс Клауса на сегодняшний день является наиболее известным для извлечения элементарной серы, тогда как традиционный контактный процесс и WSA ( мокрый сернокислотный процесс ) являются наиболее используемыми технологиями для извлечения серной кислоты . Небольшие количества кислого газа можно утилизировать путем сжигания на факелах.
Остаточный газ процесса Клауса обычно называют хвостовым газом , и этот газ затем перерабатывается в установке очистки хвостовых газов (TGTU) для извлечения и рециркуляции остаточных серосодержащих соединений обратно в установку Клауса. Опять же, как показано на технологической схеме, существует ряд процессов очистки хвостовых газов установки Клауса, и для этой цели также очень подходит процесс WSA, поскольку он может работать автотермически на хвостовых газах.
Следующим этапом газоперерабатывающего завода является удаление водяных паров из газа с использованием либо регенерируемой абсорбции в жидком триэтиленгликоле (ТЭГ), [12] обычно называемый обезвоживанием гликоля , разжижающимися хлоридными осушителями и/или блоком адсорбции при переменном давлении (PSA), который представляет собой регенерируемую адсорбцию с использованием твердого адсорбента. [25] другие новые процессы, такие как мембраны Можно также рассмотреть .
Затем ртуть удаляется с помощью процессов адсорбции (как показано на блок-схеме), таких как активированный уголь или регенерируемые молекулярные сита . [7]
Хотя это и не является распространенным явлением, азот иногда удаляется и выбрасывается с помощью одного из трех процессов, указанных на блок-схеме:
- Криогенный процесс ( Установка удаления азота ), [26] с помощью низкотемпературной перегонки . При желании этот процесс можно модифицировать и для извлечения гелия (см. также «Промышленный газ »).
- Процесс абсорбции, [27] использование постного масла или специального растворителя [28] в качестве абсорбента.
- Процесс адсорбции с использованием активированного угля или молекулярных сит в качестве адсорбента. Этот процесс может иметь ограниченное применение, поскольку считается, что он приводит к потере бутана и более тяжелых углеводородов.
Установка фракционирования ШФЛУ
[ редактировать ]Процесс фракционирования ШФЛУ очищает отходящий газ из сепараторов на нефтяном терминале или головную фракцию из колонны перегонки сырой нефти на нефтеперерабатывающем заводе . Целью фракционирования является производство полезных продуктов, включая природный газ, пригодный для транспортировки промышленным и бытовым потребителям; сжиженных нефтяных газов продажа (пропан и бутан); и бензиновое сырье для смешивания жидкого топлива. [29] Извлеченный поток ШФЛУ обрабатывается через линию фракционирования, состоящую из пяти последовательно расположенных дистилляционных колонн: деметанизатора деэтанизатора , депропанизатора , дебутанизатора и , сплиттера бутана . В линии фракционирования обычно используется процесс криогенной низкотемпературной дистилляции, включающий расширение извлеченного ШФЛУ через турбодетандер с последующей дистилляцией в деметанизирующей ректификационной колонне . [30] [31] Некоторые газоперерабатывающие заводы используют процесс абсорбции тощей нефти. [27] а не процесс криогенного турбодетандера.
Газообразное сырье для установки фракционирования ШФЛУ обычно сжимается примерно до 60 бар (изб.) и 37 °C. [32] Сырье охлаждается до -22 °C путем обмена с продуктом верхнего погона деметанизатора и с помощью системы охлаждения и разделяется на три потока:
- сконденсированная жидкость проходит через клапан Джоуля-Томсона , снижая давление до 20 бар, и поступает в деметанизатор в качестве нижнего сырья при -44,7 °С.
- часть пара проходит через турбодетандер и поступает в деметанизатор в качестве верхней подачи при температуре -64 °C.
- оставшийся пар охлаждается продуктом верхнего погона деметанизатора и охлаждением Джоуля-Томсона (через клапан) и поступает в колонну в виде флегмы при -96°C. [32]
Головной продукт представляет собой в основном метан при давлении 20 бар и -98 °C. Его нагревают и сжимают для получения товарного газа при давлении 20 бар и температуре 40 °C. Кубовым продуктом является ШФЛУ при 20 бар изб., который подается в деэтанизатор.
Головной продукт деэтанизатора представляет собой этан, а кубовый остаток подается в депропанизатор. Головной продукт депропанизатора представляет собой пропан, а кубовый продукт подается в дебутанизатор. Головной продукт дебутанизатора представляет собой смесь нормального и изобутана, а кубовый продукт представляет собой смесь бензина C 5 +.
Условия эксплуатации емкостей в линии фракционирования ШФЛУ обычно следующие. [29] [33] [34]
| Деметанизатор | Деэтанизатор | Депропанизатор | Дебутанизатор | Бутановый сплиттер | |
|---|---|---|---|---|---|
| Давление подачи | 60 листьев | 30 листьев | |||
| Температура подачи | 37 °С | 25 °С | 37 °С | 125 °С | 59 °С |
| Рабочее давление колонки | 20 листьев | 26-30 листьев | 10-16,2 листьев | 3,8-17 листьев | 4,9-7 листьев |
| Температура продукта в верхней части | -98°С | 50 °С | 59 °С | 49 °С | |
| Нижняя температура продукта | 12 °С | 37 °С | 125 °С | 118 °С | 67 °С |
| Накладные расходы | Метан (природный газ) | Этан | Пропан | Бутан | изобутан |
| Нижний продукт | Сжиженный природный газ | (подача депропанизатора) | (подача дебутанизатора) | Бензин | Обычный бутан |
Типичный состав корма и продукта следующий. [32]
| Компонент | Кормить | ШФЛУ | Этан | Пропан | изобутан | н-бутан | Бензин |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Метан | 89.4 | 0.5 | 1.36 | ||||
| Этан | 4.9 | 37.0 | 95.14 | 7.32 | |||
| Пропан | 2.2 | 26.0 | 3.5 | 90.18 | 2.0 | ||
| изобутан | 1.3 | 7.2 | 2.5 | 96.0 | 4.5 | ||
| н-бутан | 2.2 | 14.8 | 2.0 | 95.0 | 3.0 | ||
| изопентан | 5.0 | 33.13 | |||||
| н-пентан | 3.5 | 0.5 | 23.52 | ||||
| н-гексан | 4.0 | 26.9 | |||||
| н-гептан | 2.0 | 13.45 | |||||
| Общий | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 |
Подслащивающие единицы
[ редактировать ]Восстановленные потоки пропана, бутана и C 5 + могут быть «подслащены» в технологической установке Merox для преобразования нежелательных меркаптанов в дисульфиды и вместе с извлеченным этаном являются конечными побочными продуктами ШФЛУ на газоперерабатывающем заводе. В настоящее время большинство криогенных установок не включают фракционирование по экономическим причинам, и вместо этого поток ШФЛУ транспортируется в виде смешанного продукта на автономные комплексы фракционирования, расположенные вблизи нефтеперерабатывающих или химических заводов, которые используют компоненты в качестве сырья . В случае, если прокладка трубопровода невозможна по географическим причинам или расстояние между источником и потребителем превышает 3000 км, природный газ транспортируется судном как СПГ ( сжиженный природный газ ) и снова преобразуется в газообразное состояние вблизи потребителя.
Продукты
[ редактировать ]Остаточный газ из секции извлечения ШФЛУ представляет собой конечный очищенный товарный газ, который подается по трубопроводу на рынки конечных потребителей. Между покупателем и продавцом заключаются правила и соглашения относительно качества газа. Обычно они определяют максимально допустимую концентрацию CO 2 , H 2 S и H 2 O, а также требуют, чтобы газ не содержал нежелательных запахов и материалов, а также пыли или других твердых или жидких веществ, воска, смол и компонентов, образующих смолу. , которые могут повредить или отрицательно повлиять на работу оборудования покупателя. Когда на очистных сооружениях происходит сбой, покупатели обычно могут отказаться принимать газ, снизить скорость потока или пересмотреть цену.
Восстановление гелия
[ редактировать ]Если в газе содержится значительное количество гелия , гелий можно извлечь фракционной перегонкой . Природный газ может содержать до 7% гелия и является коммерческим источником благородного газа. [35] Например, газовое месторождение Хьюготон в Канзасе и Оклахоме в США содержит концентрацию гелия от 0,3% до 1,9%, который выделяется как ценный побочный продукт. [36]
См. также
[ редактировать ]- Цены на природный газ
- Добыча нефти
- Нефтеперерабатывающий завод
- Список аварий при добыче природного газа и нефти в США
Ссылки
[ редактировать ]- ^ «PHMSA: Связь с заинтересованными сторонами – заводы по переработке природного газа» . primis.phmsa.dot.gov . Проверено 9 апреля 2018 г.
- ^ Jump up to: а б Спейт, Джеймс Г. (2015). Справочник по анализу нефтепродуктов, второе издание . Хобокен, Нью-Джерси: John Wiley & Sons. п. 71. ИСБН 978-1-118-36926-5 .
- ^ «Архивная копия» (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 5 марта 2016 г. Проверено 21 сентября 2014 г.
{{cite web}}: CS1 maint: архивная копия в заголовке ( ссылка ) - ^ Почка, Артур Дж.; Пэрриш, Уильям Р.; Маккартни, Дэниел Г. (2019). Основы переработки природного газа, третье издание . Бока-Ратон, Флорида: CRC Press. п. 165. ИСБН 978-0-429-87715-5 .
- ^ Агентство Центральной разведки США (1977). Природный газ . Вашингтон, округ Колумбия: Центральное разведывательное управление США. п. 25.
- ^ Jump up to: а б Прогноз добычи сырой нефти в США — анализ типов сырой нефти (PDF) , Вашингтон, округ Колумбия: Управление энергетической информации США, 29 мая 2014 г., стр. 7.
Последний момент, который следует учитывать, касается различия между очень легкими сортами арендованного конденсата (которые включены в данные по добыче нефти EIA) и жидкими углеводородными газами (HGL), которые добываются из устья скважины в виде газа, но при разделении превращаются в жидкости. из метана на заводе по переработке природного газа. Эти углеводороды включают этан, пропан, бутаны и углеводороды с пятью или более атомами углерода, называемые пентанами плюс, нафтой или растительным конденсатом. Заводской конденсат также может быть смешан с сырой нефтью, что изменит как распределение, так и общий объем нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы.
- ^ Jump up to: а б с «Удаление ртути из природного газа и жидкостей» (PDF) . ООО "ЮОП". Архивировано из оригинала (PDF) 1 января 2011 г.
- ^ «Радий в трубопроводах» .
- ^ Jump up to: а б с д «Правила газовой безопасности (управления) 1996 года» . законодательство.co.uk . 1996 год . Проверено 13 июня 2020 г.
- ^ Институт нефти (1978). Путеводитель по технологиям добычи нефти и газа Северного моря . Лондон: Хейден и сын. п. 133. ИСБН 0855013168 .
- ^ Осушка природного газа. Архивировано 24 февраля 2007 г. в Wayback Machine профессором Джоном Штайнером Гудмундссоном, Норвежский университет науки и технологий.
- ^ Jump up to: а б Обезвоживание гликоля. Архивировано 12 сентября 2009 г. в Wayback Machine (включая блок-схему).
- ^ Десульфуризация и удаление ртути из природного газа. Архивировано 3 марта 2008 г. в Wayback Machine Бурком, М.Дж. и Маццони, А.Ф., Конференция по кондиционированию газа Лоранса Рида, Норман, Оклахома, март 1989 г.
- ^ Использование газовой геохимии для оценки риска ртути. Архивировано 28 августа 2015 г. в Wayback Machine , OilTracers, 2006 г.
- ^ Переработка природного газа: решающая связь между добычей природного газа и его транспортировкой на рынок. Архивировано 4 марта 2011 г. на Wayback Machine.
- ^ Пример газового завода, заархивировано 1 декабря 2010 г. в Wayback Machine.
- ^ От очистки к переработке сжиженного газа. Архивировано 15 января 2010 г. в Wayback Machine.
- ^ « Проект очистки сырьевого газа для проекта Pearl GTL » (PDF) . spe.org . Проверено 9 апреля 2018 г.
- ^ Преимущества интеграции добычи ШФЛУ и сжижения СПГ. Архивировано 26 июня 2013 г. на Wayback Machine.
- ^ «Паспорт безопасности: Сжиженный природный газ» (PDF) . КонокоФиллипс.
- ^ «Что такое сжиженный природный газ и как они используются?» . Управление энергетической информации США. 20 апреля 2012 г.
- ^ «Руководство по пониманию природного газа и сжиженного природного газа» . Группа СТИ. 19 февраля 2014 г.
- ^ «Технология разделения жидкости и газа — нефть и газ | Pall Corporation» . www.pall.com . Проверено 22 апреля 2023 г.
- ^ Бейкер, Р.В. «Будущие направления мембранной технологии разделения газов», штат Индиана, Англия. хим. Рез. 2002, том 41, страницы 1393–1411. два : 10.1021/ie0108088
- ^ Молекулярные сита. Архивировано 1 января 2011 г. в Wayback Machine (включает блок-схему установки PSA).
- ^ Газовые процессы 2002 , Переработка углеводородов, страницы 84–86, май 2002 г. (схематические блок-схемы и описания процессов удаления и удаления азота)
- ^ Jump up to: а б Рыночная эволюция технологий переработки газа для ШФЛУ Страница веб-сайта Advanced Extraction Technology Inc.
- ^ Страница веб-сайта AET Process Nitrogen Rejection Unit Advanced Extraction Technology Inc.
- ^ Jump up to: а б Мэнли, Д.Б. (1998). «Термодинамически эффективная дистилляция: фракционирование ШФЛУ». Латиноамериканские прикладные исследования .
- ^ Страница веб-сайта Cryogenic Turbo-Expander Process Advanced Extraction Technology Inc.
- ^ Газовые процессы 2002 , Переработка углеводородов, страницы 83–84, май 2002 г. (схематические блок-схемы и описания процессов извлечения ШФЛУ-Про и ШФЛУ)
- ^ Jump up to: а б с Муниб Наваз «Синтез и разработка технологических схем деметанизатора для процессов низкотемпературного разделения», Манчестерский университет, неопубликованная докторская диссертация, 2011 г., стр. 137, 138, 154.
- ^ Луйбен, В.Л. (2013). «Управление поездом дистилляционных колонн разделения природного газа». Исследования в области промышленной и инженерной химии . 52 : 5710741–10753. дои : 10.1021/ie400869v .
- ^ Эль-Бадави, КМ; Тима, Массачусетс; Шехата, А.И.; Ханфи, А.А. (2017). «Моделирование производства сжиженного нефтяного газа из природного газа с использованием фракционирующих колонн». Международный журнал перспективных научных и технических исследований . 6 (7).
- ^ Зима, Марк (2008). «Гелий: самое необходимое» . Университет Шеффилда . Проверено 14 июля 2008 г.
- ^ Дуайт Э. Уорд и Артур П. Пирс (1973) «Гелий» в минеральных ресурсах США , Геологическая служба США, Professional Paper 820, стр. 285-290.
Внешние ссылки
[ редактировать ]- Моделирование переработки природного газа с помощью Aspen HYSYS
- Принципы и технология переработки природного газа (обширный и подробный текст курса доктора А. Х. Янгера, Университет Калгари, Альберта, Канада ).
- Переработка природного газа , Веб-сайт Ассоциации поставщиков природного газа (NGSA).
- Переработка природного газа (часть публикации AP-42 Агентства по охране окружающей среды США )
- Заводы по переработке природного газа ( веб-сайт Министерства транспорта США )
- Ассоциация переработчиков газа , веб-сайт Ассоциации переработчиков газа (GPA) со штаб-квартирой в Талсе, Оклахома, США.
- Журнал газопереработки (Издательство: Инженерный колледж Исфаханского университета, Иран).
- Повышение эффективности газоперерабатывающих заводов
- [1]
Дальнейшее чтение
[ редактировать ]- Харинг, HW (2008). Переработка промышленных газов. Вайнхайм, Германия: WILEY-VCH Verlag Gmbh & CO. KGaA
- Коль А. и Нильсен Р. (1997). Очистка газа. 5-е издание. Хьюстон, Техас: Издательская компания Gulf Publishing