Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2023 жылғы 27 желтоқсандағы № 1202 қаулысы

      Қазақстан Республикасының Экология кодексі 113-бабының 6-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:

      1. Қоса беріліп отырған ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығы бекітілсін.

      2. Осы қаулы қол қойылған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі.

      Қазақстан Республикасының
      Премьер-Министрі Ә. Смайылов

  Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2023 жылғы 27 желтоқсандағы
№ 1202 қаулысымен
бекітілген

Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығы

Мазмұны

      Мазмұны

      Схемалар мен суреттердің тізімі

      Глоссарий

      Алғысөз

      Қолданылу саласы

      1. Жалпы ақпарат

      1.1. Мұнай-газ өндіру саласының құрылымы

      1.2. Өндірілетін шикізат түрлері бойынша саланың құрылымы

      1.3. Мұнай-газ өндіру саласындағы кәсіпорындардың өндірістік қуаттары

      1.4. Сала шығаратын негізгі және жанама өнімдер

      1.5. Техникалық-экономикалық сипаттамалары

      1.6. Мұнай-газ өндіру саласының негізгі экологиялық проблемалары

      2. Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау әдіснамасы

      2.1. Детерминация, таңдау қағидаттары

      2.2. Техникаларды ЕҚТ-ға жатқызу өлшемшарттары

      3. Қолданылатын процестер: қазіргі уақытта пайдаланылатын технологиялық, техникалық шешімдер

      3.1. Шикі мұнайды, мұнайды (ілеспе), табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

      3.2. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

      3.3. Суды дайындау

      3.4. Газды дайындау және қайта өңдеу

      3.6. Газ техникалық күкірт өндірісі

      3.7. Төменгі температурада конденсациялау және газды фракциялау

      3.8. Шикі/тауарлық мұнай, газ және суды есепке алу және өлшеу

      3.9. Қабаттық қысымды ұстап тұру

      3.10. Резервуарлар паркі

      3.11. Кәріз және тазарту қондырғылары (сарқынды суларды тазарту)     

      3.12 Алау жүйелері

      3.13. Энергетикалық жүйе

      3.14. Шикі мұнай мен газды теңізде өндіру

      4. Шығарындылар мен ресурстарды тұтынудың алдын алу және / немесе азайту үшін жалпы еқт

      4.1. Қоршаған ортаға әсерді азайту

      4.2. Экологиялық менеджмент жүйесі

      4.3. Су ресурстарын басқару

      4.4. Атмосфераға шығарындыларды басқару

      4.5. Өндірісті басқару

      4.6. Энергия тиімділігін арттыру

      4.7. Қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату жөніндегі жұмыстарды ұйымдастыру     

      5. Ең үздік қолжетімді техникаларды таңдау кезінде қарастырылатын техникалар

      5.1. Шикі мұнай, мұнай (ілеспе), табиғи газ және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

      5.2. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

      5.3. Суды дайындау

      5.4. Газды дайындау және қайта өңдеу

      5.5. Реагенттік шаруашылық

      5.6. Газ техникалық күкірт өндірісі

      5.7. Төменгі температурада конденсациялау және газды фракциялау

      5.8. Шикі / тауарлық мұнайды, газды және суды есепке алу және өлшеу

      5.9. Қабаттық қысымды ұстап тұру

      5.10. Резервуарлық парк

      5.11. Кәріз және тазарту құрылысжайлары (сарқынды суларды тазарту)

      5.12. Алау жүйелері

      5.13. Энергетикалық жүйе

      5.14 . Шикі мұнай мен газды теңізде өндіру

      6. ЕҚТ бойынша қорытындыларды қамтитын тұжырым

      6.1. Жалпы ЕҚТ бойынша қорытындылар

      6.2. Экологиялық менеджмент жүйесі

      6.3. Энергия тиімділігін арттыру техникалары

      6.4. Атмосфераға шығарындылар мониторингі

      6.5. Су объектілеріне төгінділердің мониторингі

      6.6. Өндірісті басқару

      6.7. Қалдықтардың түзілуі және басқару

      6.8. Мұнайды, мұнай (ілеспе), табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.9. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.10. Суды дайындауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.11. Газды дайындау және қайта өңдеуге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.12. Реагенттік шаруашылыққа арналған ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша қорытынды

      6.13. Газды техникалық күкірт өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.14. Төмен температурада конденсациялауға және газды фракциялауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.15. Мұнайды, газды және суды есепке алу мен өлшеуге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.16. Қабаттық қысымды ұстап тұруға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.17. Резервуарлық паркке арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.18. Кәріз және тазарту құрылысжайларына (сарқынды суларды тазартуға) арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.19. Алау жүйелерінің ЕҚТ бойынша қорытындысы     

      6.20. Энергетикалық жүйеге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.21. Мұнай мен газды теңізде өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.22. Қалдықтарды басқару әдістері

      6.23. Шығарындыларды кешенді басқару әдістері

      6.25. Сарқынды суларды тазарту     

      6.26. Атмосфераға шығарындыларды болғызбау және бақылау техникаларының сипаттамасы

      6.27. Сарқынды сулар төгінділерін болғызбайтын немесе бақылайтын техникалардың сипаттамасы

      6.28. Ремедиация бойынша талаптар

      7. Перспективалы техникалар

      8. Қосымша түсініктемелер мен ұсынымдар

      Библиография     

Схемалар мен суреттердің тізімі

1.1-сурет. Мұнай-газ кешені жұмысының жалпы схемасы

1.2-сурет. Қазақстан Республикасында шикі мұнай өндірудің айлық көлемі

1.3-сурет. Қазақстан Республикасында газ өндіру бойынша өндірістік көрсеткіштер

1.4-сурет. Табиғи газдың әлемдік қорлары бойынша жалпы ақпарат

1.5-сурет. Мұнай қорлары бойынша елдердің рейтингі

1.6-сурет. Қазақстан Республикасының шикі мұнай экспорты бойынша статистикалық деректері

1.7-сурет. Қазақстандық шикі мұнай экспортының диаграммасы

1.8-сурет. Табиғи газ экспортының диаграммасы

1.9-сурет. Мұнай және газ өндіру кезінде атмосфераға эмиссиялар құрамындағы негізгі ластағыш заттар үлесінің арақатынасы

1.10-сурет. Мұнай және газ өндіру кезіндегі атмосфераға эмиссиялардың негізгі көздер үлесінің арақатынасы

3.1-сурет. Мұнайды жер бетіне көтеру үшін жеткілікті қысыммен атқылайтын ұңғыманың схемалық бейнесі

3.2-сурет. Сұйықтықтарды сорғы-компрессорлық баған бойымен ағуына қарай бөлу

3.3-сурет. Газлифт қондырғысы

3.4-сурет. Плунжерлік көтергіштің негізгі бөліктері

3.5-сурет. Плунжерлік көтергіштің жұмыс циклі

3.6-сурет. Штангалық сорғының ең кең таралған түрі

3.7-сурет. Қарапайым штангалық сорғының схемалық бейнесі

3.8-сурет. Штангалық сорғының жұмыс циклінің схемасы

3.9-сурет. Штангалық сорғы қондырғыларына арналған сорғылардың екі түрі

3.10-сурет. Тербелме станогының схемалық суреті

3.11-сурет. Бұрандалы сорғы

3.12-сурет. Диафрагмалы сорғы қондырғысының батырмалы агрегатының қағидаттық схемасы

3.13-сурет. Электрлі ортадан тепкіш сорғының қағидаттық схемасы

3.14-сурет. Жуып-шаятын бактың немесе тұндырғыштың схемалық бейнесі

3.15-сурет.Екі және үш фазалы мұнай сепараторының схемалық бейнесі

3.16-сурет. Газ сепараторларының торлы саптамасы бар гравитациялық-инерциялық схемасы

3.17-сурет. Кең газ фракциясының ыстық сепарациясымен және бір реттік конденсациясымен мұнайды тұрақтандыру процесінің технологиялық схемасы

3.18-сурет. Кең газ фракциясының мұнайды ыстық сепарациясымен және фракцияланған конденсациясымен тұрақтандыру процесінің технологиялық схемасы

3.19-сурет. Кең газ фракциясының мұнайды ыстық сепарациясымен және фракцияланған конденсациясымен тұрақтандыру процесінің технологиялық схемасы

3.20-сурет. Мұнайды ректификациялау арқылы тұрақтандырудың технологиялық схемасы

3.21-сурет. Тарату коллекторы бар тұндырғыштың технологиялық схемасы

3.22-сурет. ЭДГ технологиялық схемасы

3.23-сурет. ЭДГ қағидаттық схемасы

3.24-сурет. Шикі мұнайды тұзсыздандырудың қағидаттық технологиялық схемасы

3.25-сурет. ДМС-1 процесінің қағидаттық технологиялық схемасы

3.26-сурет. ДМС-3 процесінің қағидаттық технологиялық схемасы

3.27-сурет. Гидрокүкіртсіздендіру процесінің технологиялық схемасы

3.28-сурет. СААҚ резервуары

3.29-сурет. Мұнай мен қабаттық суды алдын ала бөлуге арналған ОГ-200П аппаратының технологиялық схемасы

3.30-сурет. Ашық типтегі сарқынды суларды дайындау жөніндегі қондырғының технологиялық схемасы

3.31-сурет. Жабық типтегі сарқынды суларды дайындау қондырғысының технологиялық схемасы

3.32-сурет. Газды гликольді кептірудің қағидаттық схемасы

3.33-сурет. Газды адсорбциялық тазартудың қағидаттық схемасы

3.34-сурет. Этаноламин әдісімен күкіртті сутектен газды тазартудың қағидаттық схемасы

3.35-сурет. Моноэтаноламин ерітіндісімен газдарды тазарту қондырғысының технологиялық схемасы

3.36-сурет. Газды бір ағынды тазалау схемасы

3.37-сурет. Абсорбент температурасы бірдей (А) және әртүрлі (Б) амин ерітіндісі ағындарын беру схемасы

3.38-сурет. Газды әртүрлі регенерация дәрежесіндегі тармақталған ерітінді ағындары бар аминмен тазарту схемасы

3.39-сурет. MEROX процесінің технологиялық схемасы

3.40-сурет. МКС жабдығын орналастырудың үлгі схемасы

3.41-сурет. ГАА-да қолданылатын компрессорлардың жіктелуі

3.42-сурет. ІМГ-ны сығу қондырғысы

3.43-сурет. ІМГ-ны дайындау жүйесі

3.44-сурет. Газды сұйылту процесінің қағидаттық схемасы

3.45-сурет. Адсорбциялық кептіру блогы - қағидаттық технологиялық схема

3.46-сурет. Метанолды регенерациялау процесі

3.47-сурет. Гликольдің отпен регенерациялау схемасы

3.48-сурет. Амин ерітіндісін регенерациялау схемасы

3.49-сурет. Блоктардың құрылымдық ерекшеліктері мен құрамы

3.50-сурет. Клаус әдісімен күкірт өндіру қондырғысының қағидаттық технологиялық схемасы

3.51-сурет. Қышқыл газдағы күкірт сутегінің құрамына байланысты Клаус процесінің технологиялық схемалары

3.53-сурет. "Сульфрин" процесінің технологиялық схемасы

3.54-сурет. SCOT процесінің технологиялық схемасы

3.55-сурет. Төмен температуралы конденсация қондырғысының схемасы

3.56-сурет. ТТКР қондырғыларының технологиялық схемалары

3.57-сурет. Магистральдық мұнай құбырлары құрамындағы тауарлық мұнайды қабылдау-тапсыру пунктінің үлгілік құрылымдық схемасы

3.58-сурет. МСӨЖ технологиялық схемасы

3.59-сурет. Контур жанындағы суландыру схемасы

3.60-сурет. Контур ішіндегі суландыру схемалары

3.61-сурет. Блокты суландырумен игеру жүйесі

3.62-сурет. Су резервуарларының эволюциясы

3.63-сурет. ЖФҰ қондырғысын байлаудың қағидаттық схемасы

3.64-сурет. Вагон-цистерналардан мұнай өнімдерін құю схемалары

3.65-сурет. Автоцистерналарға көмірсутектерді жоғарғы құю мысалы

3.66-сурет. Мұнай кәсіпшілігі сарқынды суларын тазартуға арналған қондырғы схемасы

3.67-сурет. Сарқынды суларды мұнай өнімдерінен тазарту жүргізілетін негізгі схемалар (физика-химиялық әдіспен)

3.68-сурет. Сарқынды суларды биологиялық тазарту схемасы

3.69-сурет. Газдар мен буларды алау жүйесіне жіберудің технологиялық схемасы

3.70-сурет. Бу генераторлық қондырғының қағидаттық схемасы

3.71-сурет. Шартты белгілердегі қарапайым схеманың ГТҚ схемасы

3.72-сурет. Су жылыту қазандығының технологиялық схемасы

3.73-сурет. Жылыту пешінің технологиялық схемасы

3.74-сурет. Дизель қозғалтқыштың технологиялық схемасы

3.75-сурет. Газ поршеньді қозғалтқыштың жұмыс істеу қағидаты

3.76-сурет. Клаус қондырғысына қатысты Сульфрен процесінің қағидаттық схемасы

4.1-сурет. ЭМЖ моделін жүйелік жетілдіру

5.1-сурет. Мұнай мен газды жинау мен тасымалдаудың дәстүрлі схемасы

5.2-сурет. Мультифазалық сорғы станцияларын пайдалана отырып, мұнай мен газды жинау және тасымалдау схемасы

5.3-сурет. Декантерлік центрифуганың технологиялық схемасы

5.4-сурет. Табақшалы центрифуганың технологиялық схемасы

5.5-сурет. ТТС қондырғысының технологиялық схемасы

5.6-сурет. "Мерокс" көмірсутек шикізатының каталитикалық тотығу демеркаптанизациясы процесінің қағидаттық технологиялық схемасы

5.7-сурет. Метанол бүрку арқылы сұйытылған газдарды алу схемасы

5.8-сурет. Детандер-компрессорлық агрегатты пайдалана отырып, С3 + терең шығарусхемасы

5.9-сурет. Этан бөлінбейтін газ бөлу қондырғысының технологиялық схемасы

5.10-сурет. Изометриялық резервуары бар СТГ-ны сақтаудың қағидаттық схемасы

5.11-сурет. СКГ тазарту технологиясы

5.12-сурет. Қышқыл ағындарды булауды орнатудың оңайлатылған технологиялық схемасы

5.13-сурет. Gela зауытындағы SNOX технологиялық схемасы

5.14-сурет. Аминді тазарту қондырғысының қағидаттық схемасы

5.15-сурет. Абсорбердегі материалдық ағындар схемасы

5.16-сурет. Тозуға төзімді катализатордың стандартты құрылымы.

5.17-сурет. 100 күннен кейін тоқтатылған бөлшектер шығарындыларына (мг/Нм3) тозуға төзімді катализаторды таңдаудың әсері

5.18-сурет. Германия кәсіпорнында СКЕҚ реакторлық блогы бар қондырғыдан атмосфераға шығарындылар

5.19-сурет. Қондырғыларда телімдерді қолдану салдарынан NOX шоғырлануын қысқарту нәтижелері

5.20-сурет. Толық жағу режиміндегі қондырғыдағы азот оксидтерінің (NOX) шығарындылары катализаторға әр түрлі қоспалары бар конфигурациядағы O2 артық оттегінің функциясы түрінде ұсынылған

5.21-сурет. NOX концентрациясын азайтатын қоспа қолданылатын толық жағу режиміндегі қондырғының өнімділігі

5.22-сурет. АҚШ (Техас штаты) қондырғысын өнеркәсіптік пайдаланудың бастапқы нәтижелері - 2007 жыл

5.23-сурет. Циклон-конфузор түріндегі құйынды сепараторларды пайдаланумен TSS схемасы

5.24-сурет. Қондырғыда ЭШФ қолданумен өлшенген бөлшектердің орташа тәуліктік шоғырлануы

5.25-сурет. Қондырғыда ЭШФ қолданумен өлшенген бөлшектердің орташа тәуліктік шоғырлануы

5.26-сурет. ЭШФ-мен жабдықталған қондырғының үздіксіз мониторингінің қорытындылары бойынша тозаң шығарындыларының күнделікті мәндерін бөлу

5.27-сурет. Қондырғыдағы пісірілген қорытпадан үш сатылы кері үрлеу сүзгісінің өнімділігі

5.28-сурет. Толық емес жағу қондырғысында SOX-төмендеткіш қоспалардың газ концентрациясының бастапқы бейініне әсерінің графикалық бейнесі

5.29-сурет. Құрамында 1,6 % күкірті бар шикізатты қайта өңдеудегі SOX-төмендететін қоспалардың тиімділігі

5.30-сурет. Егер құрамында 0,5 % күкірт бар шикізат болса, SOX-төмендеткіш қоспалардың тиімділігі

5.31-сурет. SOX шоғырлануын азайтатын қоспаларды қолдана отырып, SO2 шығарындыларын төмендету

5.32-сурет. SOX құрамын төмендетудің нысаналы көрсеткіштерімен салыстырғанда тест қондырғысындағы SOX құрамын төмендету телімдерінің үлестік құны

5.33-сурет. Тест қондырғыларында SOX шоғырлануын азайту қоспаларының экономикалық аспектілері - шығындарға жалпы шолу

5.34-сурет. Жартылай құрғақ күкірт тазарту технологиясының қағидаттық схемасы

5.35-сурет. Гелий концентратын алудың технологиялық схемасы (I нұсқа)

5.36-сурет. Гелий концентратын алудың технологиялық схемасы (II нұсқа)

5.37-сурет. Табиғи газдан гелий концентратын, этанды және көмірсутектердің кең фракциясын бөлуді орнатудың қағидаттық технологиялық схемасы

5.38-сурет. Табиғи газдан бір мезгілде С2 + фракциясын және азотты бөліп шығаратын гелий алу қондырғысының технологиялық схемасы

5.39-сурет. Дымқыл күкіртті тазарту технологиясының қағидаттық схемасы

5.40-сурет. Жартылай құрғақ күкірт тазарту технологиясының қағидаттық схемасы

5.41-сурет. Молекулярлық елеумен кептірудің принципті схемасы

5.42-сурет. Қалқымалы шатыры бар резервуардың үлгісі

5.43-сурет. Германиядағы мұнай-газ өндіру саласы бойынша кәсіпорында салынған қалқымалы шатыры бар резервуардағы бірнеше тығыздаулардың үлгісі

5.44-сурет. VRU белсендірілген көмірмен адсорбциялау процесі

5.45-сурет. VRU мембраналық бөлу процесі

5.46-сурет. Буларды ұстауды орнатудың оңайлатылған технологиялық схемасы

5.47-сурет. VRU-дан атмосфераға айлар бойы шығарындылардың өзгермелілігі (12 деректер жинағы)

5.48-сурет. Атмосфераға шығарындылардың күн бойы екі VRU (8 және 9 деректер жиынтығы) өзгермелілігі

5.49-сурет. VRU және термиялық тотығудың кейбір әдістеріне күрделі шығындар (2001 жыл)

5.50-сурет. API мұнай-су сепараторының жалпы сипаттамасы

5.51-сурет. Параллель PPI пластиналары бар сепаратордың жалпы сипаттамасы

5.52-сурет. Алау жүйесінің жеңілдетілген технологиялық схемасы

5.53-сурет. Жабық алаудың технологиялық схемасы

5.54-сурет. Еуропалық кәсіпорындарды іріктеуге арналған отын қоспасының бөлшектері мен NOX және SO2 меншікті шығарындылары арасындағы арақатынас

5.55-сурет. Еуропалық ҰДТ Бюросының 2008 жылғы техникалық жұмыс тобының деректерін іріктеуде газдағы және мұнайдағы күкірттің пайыздық құрамы

5.56-сурет. Мұнай-газ өндіруші кәсіпорындардың отын газы құрамының NOX шығарындыларына әсері (қолданыстағы қондырғыларға ғана қолданылады)

5.57-сурет. Отын газын жағу кезінде ауаны алдын ала қыздырудың NOX шығарындыларына әсері (қолданыстағы қондырғыларға ғана қолданылады)

5.58-сурет. Отынның үш түрін пайдаланатын газ турбинасынан атмосфераға шығарындылардың тәуліктік вариациялары (J-GTA -170 МВт зауытынан мысал)

5.59-сурет. Табиғи газ бен отын газының қоспасымен (отын газының 75 %) жұмыс істейтін газ турбинасына бу айдауды қолдану тиімділігі

5.60-сурет. Газ және көп отынды жағу қондырғыларына арналған NOX шығарындыларының деңгейі төмен жанарғылардың сипаттамалары

5.61-сурет. Кәдеге жаратушы қазандық және детандер, жылуды кәдеге жарату үшін пайдаланылады

5.62-сурет. Ауаны алдын ала жылытумен жағу жүйесінің схемасы

5.63-сурет. Регенеративті жанарғылардың жұмыс істеу принципі

5.64-сурет. Өртеудің әртүрлі режимдері

5.65-сурет. Трансформатор схемасы

5.66-сурет. Үш фазалы индукциялық электр қозғалтқыштарының энергия тиімділігі

5.67-сурет. Электр қозғалтқышының қызмет ету мерзімі ішіндегі шығындар

5.68-сурет. Электр қозғалтқышының ПӘК оның жүктемесіне тәуелділігі

5.69-сурет. Қысым мен шығыстың арақатынасы

5.70-сурет. Табиғи салқындатылатын жүйенің ықтимал схемасы

Кестелер тізімі

1.1-кесте. 2015-2018 жылдар кезеңінде қайта өңдеу үшін мұнайды ішкі нарыққа жөнелту көлемі (мың тонна)

1.2-кесте. 2000-2020 жылдар кезеңінде төгілген және тазартылмаған сарқынды сулардың көлемі

1.3-кесте. Ірі мұнай-газ өндіруші компаниялардың су бұру көлемі

1.4-кесте. Өндірістік сарқынды сулардағы ластағыш заттардың ең жоғары және ең төмен концентрациясының мәндері

1.5-кесте. Мұнай-газ өндіруші компаниялардың өндірістік сарқынды суларындағы ластағыш заттар концентрациясының ең жоғары және ең төменгі мәндерінің санаттар бойынша өзгеру диапазондары

1.6-кесте. Қалдықтардың әрбір түрінің түзілу көрсеткіштерінің ірілендірілген пайыздық арақатынасы

3.1-кесте. ЭОСҚ энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.2-кесте. ШТС энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.3-кесте. Атмосфералық–вакуумдық түтікшені және мультифазалы сорғыларды орнатудың энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.4-кесте. Энергетикалық ресурстарды электродегидратормен тұтыну

3.5-кесте. Күкірт өндіру қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.6-кесте. "Резид HDS" процесінің энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.7-кесте. Сіңіргіш және субстрат материалдарын орнату қалдықтары

3.8-кесте. Қабаттық суды дайындау қондырғысының сорғыларының энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.9-кесте. Газды кептіру процесінің энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.10-кесте. Қалдықтардың түзілуі абсорбентті ауыстыру нәтижесінде пайда болады

3.11-кесте. Аминді тазарту қондырғысында жойылатын H2S тоннасына энергия ресурстарын тұтыну

3.12-кесте. Сығымдау компрессорлық станциясын пайдалану кезінде энергетикалық тұтыну

3.13-кесте. СТГ процесі қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.14-кесте. Адсорбция қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.15-кесте. Метанолды регенерациялаудың технологиялық процесінің сипаттамасы

3.16-кесте. Гликольдің отпен регенерациялау технологиялық процесінің сипаттамасы

3.17-кесте. Амин ерітіндісін регенерациялау технологиялық процесінің сипаттамасы

3.18-кесте. Құрамында күкірт бар орталар үшін коррозия ингибиторларының құрамы

3.19-кесте. Құрамында оттегі бар ортаға арналған коррозия ингибиторларының құрамы

3.20-кесте. Құрамында күкіртсутегі бар және көмірқышқылды орталарға арналған коррозия ингибиторларының құрамы

3.21-кесте. Газды техникалық күкірт өндіру технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

3.22-кесте. Инсинераторлардан (газ тәрізді қалдықтарды жағу пеші (қалдық газдар), Клаус қондырғыларындағы күйдіру пеші, күкіртті емдеу қондырғысы, күкірт өндіру қондырғысы)маркерлі ластағыш заттардың шығарындылары

3.23-кесте. Төменгі температурада конденсациялау технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

3.24-кесте. Шикі / тауарлық мұнайды, газды және суды есепке алу және өлшеу сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну

3.25-кесте. Төмен температуралы конденсация технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

3.26-кесте. Өнімді тасымалдау сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну

3.27-кесте. Кәріз сорғыларының энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.28-кесте. Сарқынды суларды тазартудың энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.29-кесте. Алау қондырғыларынан маркерлік ластағыш заттардың шығарындылары (өлшеу есептеу әдісімен жүзеге асырылады)

3.30-кесте. Су жылыту қазандықтарының шығарындылары

3.31-кесте. Дизельді қозғалтқыштардан маркерлі ластағыш заттардың шығарындылары (дизельді электр станциялары, қондырғылардың дизельді жетектері)

3.32-кесте. Қазандықтың энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.33-кесте. Газтурбиналық қондырғылардың, газ айдау агрегаттарының, компрессорлардың, газ поршенді қондырғылардың шығарындылары

3.34-кесте. Қазандықтардың, отты буландырғыштардың, бу генераторларының шығарындылары

3.35-кесте. Технологиялық пештерден (жылыту пештері, сағалық жылытқыштар) маркерлі ластағыш заттардың шығарындылары

3.36-кесте. Әбден жанатын пештердің, кәдеге жарату қазандықтарының, инсинераторлардың шығарындылары

3.37-кесте. Газ және дизель отынындағы дизель генераторларының шығарындылары

4.1-кесте. Осы бөлімде сипатталған әрбір техника бойынша ақпарат

4.2-кесте. 4 және 5-бөлімдерде қаралған техникалар саны

4.3-кесте. ҰОҚ шығарындыларын бейтараптандыру әдістерінің үлгілері

4.4-кесте.Энергия үнемдеу техникалары

5.1-кесте. Мұнай ағынын қарқындату әдістерін бөлу

5.2-кесте. Инвестициялық шығындар, пайдалану шығындары және техникалық қызмет көрсету шығындары

5.3-кесте. Төмен температуралы сепарация әдісімен көмірсутектерді алу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

5.4-кесте. 5 ай жұмыс істегеннен кейін 72 сағаттық сынақтан кейінгі SNOX сипаттамалары (Gela)

5.5-кесте. Орташа жұмыс жағдайындағы SNOX сипаттамалары (Gela)

5.6-кесте. SNOX сипаттамалары (OMV Швехат)

5.7-кесте. Үш қондырғы бойынша СКЕҚ жүйесінің көрсеткіштері.

5.8-кесте. АҚШ-та толық жағу қондырғыларында пайдаланылатын NOX қоспаларының әртүрлі сипаттамалары

5.9-кесте. Қондырғыларда қолданылатын үшінші сатыдағы циклондар бойынша экономикалық аспектілер.

5.10-кесте. Қондырғыда қолданылатын ЭШФ бойынша экономикалық деректер

5.11-кесте. Саптамалық құрылғылардың тұрақты жұмысы кезінде SОХ-төмендететін қоспаларды кәдеге жаратудың өнімділігі мен өзіндік құны

5.12-кесте. Тазалау тиімділігінің және ылғалды тазалау скрубберлерін қолданғаннан кейінгі шығарындылар деңгейінің негізгі болжамды мәндері

5.13-кесте. АҚШ-тағы кейбір қондырғылардың газдарды ылғалды тазалау Вентури скрубберлерінің өнімділігі.

5.14-кесте. Wellman-Lord скрубберінің регенеративті тазарту жүйесінің көмегімен қол жеткізілген стандартты өнімділік мәндері.

5.15-кесте. Қондырғыларда орналасқан газдарды ылғалды тазарту скрубберлерін қайта жарақтандыруға арналған шығындар

5.16-кесте. Әр түрлі регенеративті емес бөлінетін газдарды дымқыл тазалауға арналған үлестік шығындар

5.17-кесте. Газдарды ылғалды тазартудың регенеративті және регенеративті емес скрубберлері арасындағы шығындарды салыстыру.

5.18-кесте. VRU әдістерімен байланысты ілеспе әсерлер

5.19-кесте. Газдарды сорбциялық бензиндеу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

5.20-кесте. Күкіртті қосылыстардан ЖККФ тазартудың технологиялық көрсеткіштері

5.21-кесте. Табиғи газдан гелийді бөлу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

5.22-кесте. Энергетикалық ресурстарды тұтыну көрсеткіштері, материалдық-техникалық ресурстар мен атмосфералық ауаға ластағыш заттар шығарындыларының шығыс нормаларының көрсеткіштері, ЖККФ-ны ГФҚ-ға бөлу және пропанды қосымша азеотроптық құрғату (ПАҚ) технологиясы

5.23-кесте. Мұнай және мұнай өнімдерінің резервуарлық паркінде (мұнай және мұнай өнімдері қоймасында) ЖБО бақылау

5.24-кесте. Резервуарлар құрылысының жобалық деректері

5.25-кесте. Тығыздауларды таңдау және болжамды тиімділік

5.26-кесте. Әртүрлі резервуарларда су өткізбейтін геомембранамен жаңғыртуға арналған сметалық шығындар

5.27-кесте. Шикі мұнай резервуарларын тазарту жөніндегі үлгілік деректер

5.28-кесте. Шикі мұнай резервуарларын тазалауға арналған үлгілік сметалық шығындар

5.29-кесте. Қол жеткізілген экологиялық пайдалар мен экологиялық көрсеткіштер

5.30-кесте. Буларды ұстау қондырғылары үшін шығарындылардың мәндері

5.31-кесте. VRU әдістерімен байланысты ілеспе әсерлер

5.32-кесте. Кейбір VRU әдістерінің қолданылуына шолу

5.33-кесте. 3,5 г/Нм3 кезінде жұмыс істейтін VRU бір сатылы адсорбциясы үшін шығындар туралы деректер мысалы (2008 ж.)

5.34-кесте. Кейбір француз VRU сайттары үшін шығындар туралы деректер мысалдары

5.35-кесте. VRU үшін мәлімделген күрделі шығындар мен қуат ерекшеліктерінің мысалдары

5.36-кесте. Өнеркәсіпте қолданылатын ЛОС термиялық тотығуды бақылау әдісі

5.37-кесте. Алау жүйесін әртүрлі қолдану

5.38-кесте. Алау газы құрамының мысалдары

5.39-кесте. Ұлыбританиядағы мұнай өңдеу зауытындағы екі алаудың есептік шарттарының римері (2007 ж.)

5.40-кесте. Еуропалық Одақ кәсіпорындарында хабарланған жылу алмасуды ұлғайтуға инвестициялар мысалдары

5.41-кесте. Оңтайлы оттығы және конструкциясы бар пештер мен қазандықтардан күтілетін CO шығарындылары

5.42-кесте. Оңтайлы жанарғысы және конструкциясы бар пештер мен қазандықтардан күтілетін NOx шығарындылары

5.43-кесте. Оңтайлы жанарғысы және конструкциясы бар пештер мен қазандықтардан өлшенген бөлшектердің күтілетін шығарындылары

5.44-кесте. Бастапқы әдістерді қолдану кезінде газ турбиналарынан атмосфераға күтілетін шығарындылар

5.45-кесте. Газ турбиналарынан NOX шығарындылары - Мұнай және газ саласындағы еуропалық кәсіпорындарды іріктеу бойынша деректер

5.46-кесте. ҰДТ еуропалық бюросының техникалық жұмыс тобы деңгейіндегі сұрақнамаларда NOX шығарындысы төмен жанарғылардың ұсынылған өнімділігі

5.47-кесте. Жаңғырту жағдайында мұнай-газ өндіру кәсіпшілігін пайдаланудың әртүрлі жағдайларында өлшенген шығарындылардың типтік диапазондары

5.48-кесте. Норвегиядағы табиғи газ өндіретін зауыттарда NOX шығарындысы өте төмен шілтерлердің үлгісі

5.49-кесте. NOX төмен және аса төмен шығарындылары бар шілтерлерді жаңғыртуға арналған шығындардың нақты мысалдары

5.50-кесте. NOX шығарындыларына әр түрлі жабдық түрлеріне арналған құрғақ, төмен NOX камералары арқылы қол жеткізіледі

5.51-кесте. Сұйылтқышты айдау арқылы газ турбиналары қол жеткізетін NOX шығарындылары

5.52-кесте. Немістің мұнай-газ өнеркәсібінің үш кәсіпорны бойынша күйені үрлеу процесінің әсер ету мысалдары

5.53-кесте. Отын түріне байланысты Зигерт коэффициентін есептеу

5.54-кесте. Жану ауасын алдын ала жылытуды ұйымдастырудың ықтимал нәтижелері

5.55-кесте. Жылуды кәдеге жарату нәтижесіндегі экономикалық әсердің мысалы

6.1-кесте. Технологиялық пештерден (жылыту пештері, қазандықтар (оның ішінде су жылыту), сағалық жылытқыштар) атмосфераға эмиссиялардың технологиялық көрсеткіштері

6.2-кесте. Сілтілік ағындарды бейтараптандыру процесінде пайдаланылған газдарды жағуды жүзеге асыратын инсиниратордан (термоқышқылдандырғыштардан) атмосфераға эмиссиялардың технологиялық көрсеткіштері

6.3-кесте. Күкіртті алу қондырғыларынан (термиялық қышқылдандырғыш, газ тәрізді қалдықтарды (қалдық газдарды) жағу пештері, Клаус, SCOT, Lo-Cat, Sulfreen қондырғыларында күйдіру пештері) инсинератордан кейінгі көміртек тотығы (CO) шығарындыларының технологиялық көрсеткіштер

6.4-кесте. Күкірт алу қондырғыларынан (термиялық тотықтырғыш, газ тәріздес қалдықтарды жағу пеші (қалдық газдары), Клаус, SCOT, Lo-Cat, күкіртті емдеу / өндіру қондырғыларының Sulfreen қондырғыларындағы күйдіру пеші) кейін инсинераторлардан күкірт оксидтері (SO2) шығарындыларының технологиялық көрсеткіштері

6.5-кесте. Дизельді қозғалтқыштардан (дизельді электр станциялары, қондырғылардың дизельді жетектері) атмосфералық ауаға шығарындылардың технологиялық көрсеткіштері

6.6-кесте. Газ қозғалтқыштарынан атмосфералық ауаға шығарындылардың технологиялық көрсеткіштері (Газтурбиналық қондырғы, Газпоршеньді электр станциялары, Қондырғылардың жетегі ретіндегі газ қозғалтқышы, Газтурбиналық қозғалтқышы бар газ айдау агрегаты)


Глоссарий

      Осы глоссарий осы ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіруі" анықтамалығында (бұдан әрі – ЕҚТ бойынша анықтамалық) қамтылған ақпаратты түсінуді жеңілдетуге арналған. Осы глоссарийдегі терминдердің анықтамалары (тіпті олардың кейбіреулері Қазақстан Республикасының нормативтік құқықтық актілерінде келтірілген анықтамаларға сәйкес келуі мүмкін болса да) заңды анықтамалар болып табылмайды.

      Глоссарийде келесі бөлімдер ұсынылған:

      терминдер мен олардың анықтамалары;

      аббревиатуралар мен олардың толық жазылуы;

      Терминдер мен олардың анықтамалары

      Осы ЕҚT бойынша анықтамалықта мынадай терминдер қолданылады:


атмосфераға эмиссияларды бақылау

тікелей аспаптық және/немесе жанама өлшеу әдістері арқылы алынған түтін газдарындағы ластағыш заттар шығарындыларының концентрациясын бағалау

жану қондырғысы

қазандықтар (CO жағу қазандықтарынан басқа), пештер мен газ турбиналары және т.б. сияқты объектіде энергия/жылу өндіру үшін отынды бөлек немесе басқа отын түрлерімен жағатын қондырғы

жаңа қондырғы

ЕҚТ бойынша осы қорытындылар жарияланғаннан кейін кәсіпорында пайдалануға алғаш рет жіберілген қондырғы немесе осы ЕҚТ бойынша қорытындылар жарияланғаннан кейін кәсіпорын шегіндегі қолданыстағы іргетастағы агрегатты толық ауыстыру

қалдық газ

КҚҚ-дан шығатын газдың жалпы атауы (әдетте, Клаус процесі)

қолданыстағы қондырғы

жаңа қондырғы болып табылмайтын қондырғы

қондырғы

белгілі бір өңдеу операциясы орындалатын орнату сегменті/кіші бөлімі

мерзімді өлшемдер

қолмен немесе автоматтандырылған анықтамалық әдістерді қолдана отырып, берілген уақыт аралықтарында өлшенетін шаманы анықтау

ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)

кез келген органикалық қосылыс, сондай-ақ 293,15 к бу қысымы 0,01 кПа немесе одан жоғары немесе белгілі бір пайдалану жағдайларында сәйкес құбылмалылығы бар креозот фракциясы

технологиялық көрсеткіштер

эмиссиялар көлемінің бірлігіне (мг/нм3, мг/дм3) және (немесе) электр және (немесе) жылу энергиясын тұтыну мөлшеріне, өндірілетін өнімнің бірлігіне немесе бірлігіне шаққандағы өзге де ресурстарға, белгілі бір уақыт кезеңінде және белгілі бір жағдайларда орташаландыруды ескере отырып, ЕҚТ бойынша қорытындыда сипатталған бір немесе бірнеше ең үздік қол жетімді техникаларды қолдана отырып, объектіні пайдаланудың қалыпты жағдайларында қол жеткізуге болатын өндірілген өнімнің (тауарлардың), орындалған жұмыстардың, көрсетілген қызметтердің бірлігіне маркерлік ластағыш заттардың шекті саны (массасы) түрінде көрсетілген, ең үздік қол жетімді техникаларды қолдануға байланысты эмиссиялар деңгейлері

үздіксіз өлшеу

жөндеу жұмыстарын жүргізу, ақауларды жою, іске қосу-баптау, тексеру, калибрлеу жұмыстарын жүргізу үшін үзілістерге жол беретін тәулік бойы өлшеу

шығатын газ

қышқыл газды кетіру қондырғысы және күкіртті қалпына келтіру қондырғысы (КҚҚ) сияқты тазартылуы керек процесс нәтижесінде пайда болатын жиналған газ

СО

көміртегі тотығы

NOx, NO2 ретінде көрсетілген

азот оксиді (NO) мен азот диоксиді (NO2) қосындысы NO2 түрінде көрсетілген

H2S

күкіртсутек. карбонил сульфиді мен меркаптан қосылмаған

HCІ ретінде көрсетілген сутегі хлориді

HCl түрінде көрсетілген барлық хлорид газдары

HF түрінде көрсетілген фторлы сутегі

HF түрінде көрсетілген барлық фторлы газдар

SOx SO2 ретінде көрсетілген

күкірт диоксиді (SO2) мен күкірт триоксидінің (SO3) қосындысы SO2 түрінде көрсетілген


Аббревиатуралар мен олардың толық жазылуы

Аббревиатура

Толық жазылуы

ГӨЗ

Газ өңдеу зауыттары

ГФҚ

Газ фракциялау қондырғылары

ЖККФ

Жеңіл көмірсутектердің кең фракциялары

КӨҚ

Күкірт өндіру қондырғылары

МАЖ

Эмиссиялар мониторингінің автоматтандырылған жүйесі

МӨЗ

Мұнай өңдеу және мұнай-химия зауыттары

СКГ

Сұйытылған көмірсутек газдары

ТТА

Төменгі температурада адсорбциялау

ТТК

Төменгі температурада конденсациялау

ТТС

Төменгі температурада сепарациялау

ШГТҚ

Шығатын газдарды тазарту қондырғысы

Алғысөз

      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалық мазмұнының қысқаша сипаттамасы: халықаралық аналогтармен өзара байланысы

      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығы (бұдан әрі – ЕҚТ бойынша анықтамалық) Қазақстан Республикасы Экология және табиғи ресурстар министрлігінің 044 "Технологиялар мен үздік практикаларды ілгерілету, бизнес пен инвестицияларды дамыту арқылы Қазақстанның жасыл экономикаға жылдам көшуіне ықпал ету" бюджеттік бағдарламасын іске асыру шеңберінде Қазақстан Республикасының Экология кодексін (бұдан әрі – Экологиялық кодекс) іске асыру мақсатында әзірленді.

      ЕҚТ бойынша анықтамалықты әзірлеу кезінде қолдану саласындағы ең үздік қолжетімді техникалардың техникалық және экономикалық қолжетімділігіне негіз болатын, Қазақстан Республикасының климаттық, экономикалық, экологиялық жағдайларына, отын-шикізат базасына негізделген бейімделу қажеттілігін ескере отырып, ең үздік әлемдік тәжірибе және Ресей Федерациясының "Мұнай өндіру" (АТА 28-2021) ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша ақпараттық-техникалық анықтамалық" және "Газ өндіру" (АТА 29-2017) ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша ақпараттық-техникалық анықтамалық" (АТА 29-2017), Америка Құрама Штаттары Compendium of greenhouse Gas Emissions Methodologies for the Natural Gas and Oil Industry (АҚШ 2021), development of Emission Factors for Leaks in Refinery components in Heavy Liquid Service (USA) ең үздік қолжетімді техникалар бойынша ұқсас және салыстырмалы анықтамалық құжаттары ескерілді.

      ЕҚТ бойынша анықтамалық мұнай және газ өндіру саласындағы қызметті жүзеге асыратын кәсіпорындарға, сондай-ақ қоршаған ортаға әсер етуге кешенді экологиялық рұқсаттар беруге қатысты шешімдер қабылдау үшін қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органға арналған.

      Технологиялық процеске арналған ең үздік қолжетімді техникалардың жиынтығында бір немесе бірнешеуін қолдануға байланысты технологиялық көрсеткіштерді ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығын әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобы айқындады.

      Деректерді жинау туралы ақпарат

      ЕҚТ бойынша анықтамалықта Қазақстан Республикасының мұнай-газ өндіру саласы кәсіпорындарының техникалық-экономикалық көрсеткіштерді, ластағыш заттардың шығарындылары мен төгінділерін қамтитын кешенді техникалық аудит және сауалнама нәтижелерінің деректері пайдаланылды. Кешенді техникалық аудит пен сауалнаманы Бюроның ең үздік қолжетімді техникалар жөніндегі функцияларын жүзеге асыратын қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органның ведомстволық бағынысты ұйымы жүргізді. Кешенді технологиялық аудитке арналған объектілердің тізбесін қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті орган бекітті және оны ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығын әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобы қарады.

      ЕҚТ бойынша анықтамалықта Қазақстан Республикасы Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің Ұлттық статистика бюросының, Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің деректері пайдаланылды, "ҚазМұнайГаз"ҰК" АҚ, "KAZENERGY" Қазақстан мұнай-газ және энергетика кешені ұйымдарының қауымдастығы" ЗТБ есептері, KAZENERGY Ұлттық энергетикалық баяндамасы, мұнай-газ өндіру саласының қызметін реттейтін Қазақстан Республикасының заңнамалық актілері талданды. Қосымша ақпаратты "Халықаралық жасыл технологиялар және инвестициялық жобалар орталығы" КЕАҚ Басқарма Төрағасының 2022 жылғы 12 қаңтардағы №08-22б, 2022 жылғы 11 шілдедегі №77-22б бұйрықтарымен ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалықтың жобасын қарау, әзірлеуге, пысықтауға қатысу бойынша қызметті жүзеге асыру мақсатында құрылған техникалық жұмыс тобы ұсынды.

      Ең үздік қолжетімді техникалар бюросы алынған деректерді талдауды және бағалауды қамтамасыз етті, Экология кодексінің 113-бабы 6-тармағының, оның ішінде айқындылық пен ашықтықтың, ең үздік әлемдік тәжірибеге бағдарланудың қағидаттарын басшылыққа ала отырып, ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалықтарды әзірлеу мәселелері жөніндегі техникалық жұмыс топтарының қызметіне ұйымдастырушылық, әдістемелік және сараптамалық-талдамалық қолдауды жүзеге асырды.

      ЕҚT бойынша басқа анықтамалықтармен өзара байланысы

      ЕҚТ бойынша анықтамалық Экология кодексінің талаптарына сәйкес әзірленетін ЕҚТ бойынша анықтамалықтар сериясының бірі болып табылады:

      энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отынды жағу;

      мұнай мен газды қайта өңдеу;

      бейорганикалық химиялық заттар өндірісі;

      цемент және әк өндірісі;

      щаруашылық және (немесе) өзге де қызметті жүзеге асыру кезіндегі энергетикалық тиімділік;

      мыс өндірісі;

      мырыш және кадмий өндірісі;

      қорғасын өндірісі;

      қара металдарды одан әрі қайта бөлу бұйымдарын өндіру;

      мұнай және газ өндіру;

      11) темір кендерін өндіру және байыту;

      12) түсті металл (бағалы металдарды қоса алғанда) кендерін өндіру және байыту;

      13) ферроқорытпалар өндірісі;

      14) шойын және болат өндірісі;

      15) өнімді өндіру кезінде сарқынды суларды тазарту;

      16) атмосфералық ауаға және су объектілеріне ластағыш заттар эмиссияларының мониторингі;

      17) өртеу арқылы қалдықтарды кәдеге жарату және жою;

      18) титан және магний өндірісі;

      19) алюминий өндірісі;

      20) сирек және сирек жер металдарын өндіру;

      21) өнеркәсіптік салқындату жүйелері;

      22) сирек және сирек жер металдарын өндіру;

      23) елді мекендердің орталықтандырылған су бұру жүйелерінің сарқынды суларын тазарту;

      24) аршылған және орналастырылған тау жыныстарымен жұмыс істеу;

      25) жұқа органикалық синтез және полимерлер өнімдерін өндіру.

      ЕҚТ бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығының мыналармен байланысы бар:

ЕҚТ бойынша анықтамалықтың атауы

Байланысты процестер

Мұнай мен газды қайта өңдеу

Шикі газды қайта өңдеу және дайындау

Шаруашылық және (немесе) өзге де қызметті жүзеге асыру кезіндегі энергетикалық тиімділік

Энергетикалық тиімділік

Атмосфералық ауаға және су объектілеріне ластағыш заттар эмиссияларының мониторингі

Эмиссиялар мониторингі

Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу

Энергия өндірісі

Қолданылу саласы

      Экологиялық кодекстің 3-қосымшасына сәйкес осы ЕҚТ бойынша анықтамалық:

      мұнай және газ өндіруге қолданылады.

      ЕҚТ бойынша анықтамалықтың қолданылу саласын, сондай-ақ технологиялық процестерді, жабдықтарды, техникалық тәсілдер мен әдістерді осы ЕҚТ бойынша анықтамалықтың қолданылу саласы үшін ең үздік қолжетімді техникалар ретінде ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығын әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобы айқындады.

      ЕҚТ бойынша анықтамалық мұнай және газ өндіру кен орындарында жүзеге асырылатын мынадай негізгі өндірістік/технологиялық процестерге қолданылады:

 Өндірістік / Технологиялық процестер

Процестің қысқаша сипаттамасы

1

2

1

Шикі мұнай, мұнай (ілеспе), табиғи газ және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

1.1

Шикі мұнай өндіру

Шикі мұнай өндіру процестері:
- газлифт әдісімен;
- субұрқақ әдісімен;
- механикаландырылған әдістерді қолданумен (штангалық тереңдіктегі сорғылар, батпалы бұрандалы сорғылар, электржетекті қалақ сорғыларының қондырғылары, батпалы диафрагмалық сорғылар, Плунжерлік лифт)

1.2

Газды (мұнай (ілеспе) газды, табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру)

Газды (мұнай (ілеспе) газды, табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру процестері)

1.3

Мұнай мен газды ішкі кәсіпшілік құбыржолдар арқылы тасымалдау

Жерүсті, жердегі және жерасты орындауларының кәсіпшілік құбырлары бойынша шикі мұнай мен газды тасымалдау, мультифазалы сорғы станциясы, құбырларды жылыту

2

Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

2.1

Ажырату қондырғылары

Суды, газдарды, механикалық қоспаларды кетіру мақсатында ажырату процестері

2.2

Шикі мұнайды тұрақтандыру

Көмірсутек газдарының және жеңіл сұйық фракциялардың қалдық мөлшерін мұнайдан (конденсаттан) шығару (айдау) процесі

2.3

Шикі мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері

Термиялық, химиялық, гравитациялық, электромагниттік әсер ету арқылы мұнай эмульсиясынан тұздар мен суды кетіру процестері

2.4

Шикі мұнайды күкіртсіздендіру

Құрамында күкірт бар қосылыстарды мұнайдан шығару процесі

3

Суды дайындау

3.1

Қабаттағы суды алдын ала төгу

Қабаттағы суды алдын ала ағызу кезінде бөлу және құм тазалау процесі

3.2

Қабаттағы суды дайындау

Суды, газдарды, механикалық қоспаларды кетіру мақсатында ажырату процестері

4

Газды дайындау және өңдеу

4.1

Газды кептіру

Газдар мен газ қоспаларынан ылғалды кетіру процесі

4.2

Аминді тазарту

Газдарды күкіртсутек пен көмірқышқыл газынан тазарту процесі

4.3

Демеркаптанизациялау(Сілтілі тазарту)

Көмірсутек фракцияларынан меркаптандарды (меркаптан күкіртін) жою процесі

4.4

Газды сығымдау

Компрессордың көмегімен газ қысымын (қысу) арттыру процесі.

4.5

Сұйытылған көмірсутек газын, тауарлық газды өндіру

Сұйытылған көмірсутек газын алдын ала тазарту процесі

5

Реагентті шаруашылық

 5.1

 
Реагентті құбырларға енгізу

Мұнай - газ - су құбырларына химиялық реагенттерді беру процесі

 5.2

Реагентті ұңғымаларға қабылдау, араластыру және беру

Ингибиторды ұңғымаларға қабылдау, араластыру және беру процесі

 5.3

Реагенттің қалпына келуі

Метанолдың, гликольдің қалпына келу процесі

 5.4

Сорбенттің қалпына келуі

Абсорбенттің, адсорбенттің қалпына келу процесі

6

Газ техникалық күкірт өндіру

Кен орындарында газды техникалық күкірт өндіру процесі

7

Төмен температуралы конденсация және газ фракциялау

Төмен температуралы конденсация және газ фракциялау процестері

8

Шикі / тауарлық мұнайды, газды және суды есепке алу және өлшеу

Қабылдау-тапсыру пунктін, шикі / тауарлық мұнайды есепке алу торабын, газды есепке алу торабын, газдың саны мен параметрлерін өлшеу жүйесін, шикі мұнайдың саны мен сапа көрсеткіштерін өлшеу жүйесін қоса алғанда, мұнай мен газды есепке алу және өлшеу процесі,
судың саны мен сапа көрсеткіштерін өлшеу жүйесі немесе суды есепке алу аспаптары

9

Қабаттық қысымды ұстап тұру

9.1

 
Суды қабатқа айдау

Қаттық қысымды ұстап тұру мақсатында айдау ұңғымаларына су айдау процесі

9.2

 
Газды қабатқа айдау

Газ дайындау жабдығын қолдана отырып, газды айдау газ ұңғымалары, құбырлар арқылы қабатқа айдау процесі

10

Резервуарлық парк

10.1

Өнімді сақтау және тасымалдау

Көмірсутектердің жеңіл фракцияларын ұстауды қоса алғанда, сақтау және тасымалдау процесі

10.2

Құю / төгу жүйесі

Қабылдау-тапсыру пунктінде құю-құю процесі

11

Кәріз және тазарту қондырғылары (сарқынды суларды тазарту)

Сарқынды суларды жинау және тазарту процесі

12

Алау жүйелері

Алау жүйелерінде жанғыш газдарды (буларды) ағызу және жағу процесі көлденең, тік, біріктірілген

13

Энергетикалық жүйе

Электрмен, жылумен, бумен, сумен жабдықтау процесі және энергия тиімділігі

14

Шикі мұнай мен газды теңізде өндіру


      ЕҚТ бойынша анықтамалық қызметтің мынадай түрлеріне, технологиялық жабдыққа және технологиялық процестерге қолданылмайды:

      1) мұнай/газ/мұнай-газ және газ конденсатты кен орындарын барлау (кәсіпшілік-геофизикалық зерттеулер, іздестіру-бағалау жұмыстары және барлау жұмыстары, геологиялық және сейсмикалық зерттеулер);

      2) ұңғымаларды бұрғылау;

      3) мұнай эмульсиясын, шикі мұнайды, ілеспе және табиғи газды, мұнай мен газды қайта өңдеу өнімдерін (кен орындарының шекарасынан тыс) тасымалдау;

      4) жанғыш (битуминозды) тақтатастар мен битуминозды құмдарды өндіру және олардан мұнай алу;

      5) мұнай өнімдерін өндіру;

      6) ұңғымаларды және көмірсутек шикізатын өндірудің өзге де объектілерін консервациялау және жою процестері;

      7) тек қана өнеркәсіптік қауіпсіздікті немесе еңбекті қорғауды қамтамасыз етуге қатысты мәселелер;

      8) жөндеу шеберханаларындағы станоктардың, тікұшақ алаңдарының, күзет/дабыл объектілерінің, өрт сөндіру деполарының, автокөлік шаруашылығының, желдету жүйелерінің жұмысы сияқты қосалқы өндірістің кейбір процестері.

      9) өнеркәсіптік машиналар мен жабдықтарды монтаждау, орнату;

      10) мұнай мен газ өндіруге арналған машиналарды/жабдықтарды (жабдықты тоқтату және іске қосу кезеңін қоса алғанда) жөндеу және техникалық қызмет көрсету кезеңі;

      11) технологиялық жабдыққа техникалық қызмет көрсету, жөндеу және іске қосу-жөндеу жұмыстары кезінде алауды жағуды реттеу.

      12) атмосфераға жалпы эмиссиясы жылына 1 тоннадан кем болатын технологиялық жабдыққа/қондырғыларға;

      13) ұйымдастырылмаған шығарындылар көздері.

      Осы ЕҚТ бойынша анықтамалық мұнай және газ өндіру процестеріне тән басым ақпаратты қамтиды.

      Бұл, атап айтқанда, мыналарды білдіреді:

      сарқынды суларды тазарту процесіне қоршаған ортаға теріс әсерді төмендету мақсатында сапалы техникалар қолданылады. 6-бөлімде мұнай-газ өндіруші кәсіпорындардың сарқынды суларының түзілу, құрамы және ағызылу ерекшеліктерін ескере отырып, технологиялық көрсеткіштерді белгілеу туралы түсініктеме беріледі.

      мұнай және газ кен орындарында өндірістік қызметті жүзеге асыру кезінде қалдықтарды басқару аспектілері осы ЕҚТ бойынша анықтамалықта қызметтің негізгі түрі барысында пайда болатын қалдықтарға қатысты ғана қарастырылады. Осы ЕҚТбойынша анықтамалықта қосалқы технологиялық процестердің қалдықтарын басқарудың жалпы қағидаттары қаралады.

      ЕҚТ бойынша анықтамалыққа мұнай және газ кен орындарында бар энергетикалық жүйелерді талдау, яғни өз қажеттіліктеріне жылу және электр энергиясын өндіру үшін отынмен жұмыс істейтін қондырғылар ғана кіреді. Техника және ірі жағатын қондырғылардағы шығарындылардың рұқсат етілген деңгейлері бойынша қосымша ақпарат ЕҚТ бойынша "Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу" анықтамалығында келтірілген.

      Ақпарат болған жағдайда экономикалық деректер 5-бөлімде ұсынылған техникалардың сипаттамасымен бірге келтірілген. Бұл деректер шығындардың шамасы мен олардың тиімділігі туралы болжамды түсінік береді.

      Әдісті қолданудан түскен нақты шығындар мен пайда осы Анықтамалықта толық бағаланбайтын қаралып отырған қондырғы үшін нақты жағдайға қатты байланысты болуы мүмкін.

      Шығындар туралы деректер болмаған кезде әдістердің экономикалық тиімділігі туралы тұжырымдар ЭЫДҰ елдерінің тәжірибесінен мысалдар негізінде қолданыстағы қондырғыларда жасалады.

      Осы анықтамалықта санамаланған және сипатталған техникалар нормативтік сипатта болмайды және толық болып табылмайды. Белгіленген технологиялық көрсеткіштерден аспайтын қоршаған ортаны қорғау деңгейін қамтамасыз ету шартымен басқа техникалар пайдаланылуы мүмкін.

Қолданылу қағидаттары

      Құжаттың мәртебесі

      ЕҚТ бойынша анықтамалық объект/объектілер операторларын, уәкілетті мемлекеттік органдарды және жұртшылықты объект/объектілер операторларының "жасыл" экономика қағидаттарына және ең үздік қолжетімді техникаларға көшуін ынталандыру мақсатында ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалықты қолдану саласына жататын ең үздік қолжетімді техникалар мен кез келген перспективалы техникалар туралы хабардар етуге арналған.

      Қолданылуы міндетті ережелер

      ЕҚТ бойынша анықтамалықтың "6. Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша тұжырымдарды қамтитын қорытынды" бөлімінің ережелері ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындыларды әзірлеу кезінде қолдануға міндетті болып табылады.

      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындының бір немесе бірнеше ережелерін қолдану қажеттігін технологиялық көрсеткіштер сақталған жағдайда кәсіпорындағы экологиялық аспектілерді басқару мақсаттарына сүйене отырып, объектілердің операторлары дербес айқындайды. Осы ЕҚТ бойынша анықтамалықта келтірілген ең үздік қолжетімді техникалардың саны мен тізбесі ендіруге міндетті болып табылмайды.

      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытынды негізінде объектілердің операторлары ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындыларда бекітілген технологиялық көрсеткіштердің деңгейіне қол жеткізуге бағытталған экологиялық тиімділікті арттыру бағдарламасын әзірлейді.

      Ұсынымдық ережелер

      Ұсынымдық ережелер сипаттамалық сипатқа ие және ЕҚТ-ны қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштерді белгілеу процесін талдауға ұсынылған:

      1-бөлім: мұнай және газ өндіру туралы, саланың құрылымы, пайдаланылатын өнеркәсіптік процестер мен технологиялар туралы жалпы ақпарат ұсынылған.

      2-бөлім: ЕҚТ-ға жатқызу әдіснамасы, ЕҚТ-ны сәйкестендіру тәсілдері сипатталған.

      3-бөлім: өндірістік процестің немесе түпкілікті өнім өндірудің негізгі кезеңдері сипатталған, ағымдағы шығарындылар, шикізатты тұтыну және сипаты, суды тұтыну, энергияны пайдалану және қалдықтардың түзілуі тұрғысынан жазу сәтінде мұнай және газ өндіруші кәсіпорындар пайдаланатын қондырғылардың экологиялық сипаттамалары туралы деректер мен ақпарат ұсынылған.

      4-бөлім: олардың қоршаған ортаға теріс әсерін төмендету үшін технологиялық процестерді жүзеге асыру кезінде қолданылатын және қоршаған ортаға теріс әсер ететін объектіні техникалық қайта жарақтандыруды, реконструкциялауды талап етпейтін әдістер мен техникалар сипатталған.

      5-бөлім: ЕҚТ анықтау мақсатында қарау үшін ұсынылатын қолданыстағы техникалардың сипаттамасы ұсынылған.

      7-бөлім: жаңа және перспективалы техникалар туралы ақпарат берілді.

      8-бөлім: ЕҚТ бойынша анықтамалықты қайта қарау шеңберінде болашақ жұмыс үшін қорытынды ережелер мен ұсынымдар келтірілген.

1. Жалпы ақпарат

      ЕҚТ бойынша анықтамалықтың осы бөлімінде Қазақстан Республикасының мұнай-газ өндіру саласының сипаттамасын, сондай-ақ эмиссиялардың ағымдағы деңгейлерін, сондай-ақ энергетикалық, су және шикізат ресурстарын тұтынуды қоса алғанда, осы ЕҚТ бойынша анықтамалықты қолдану саласына тән негізгі экологиялық проблемалардың сипаттамасын қоса алғанда, нақты қолдану саласы туралы жалпы ақпарат қамтылады.

      Осы өркениеттің дамуы өндірістік және тұрмыстық қажеттіліктердің әртүрлі салаларына тартылатын өндірілетін және тұтынылатын энергия ресурстарының санының үнемі артуымен қатар жүреді.

      Мұнай-газ саласы елдің экономикалық егемендігінің қажетті қаржы ресурстарын қалыптастыруды қамтамасыз етуде өнеркәсіптің минералдық-шикізат секторларының басқа түрлерінің арасында жетекші салалардың бірі болып табылады.

      Қазақстан Республикасының мұнай-газ өндіру саласы тікелей шетелдік инвестициялардың басым бөлігі үшін қызығушылық секторы болып табылады. Соңғы онжылдықта Қазақстанның мұнай-газ саласына тікелей шетелдік инвестициялар көлемі 70 млрд астам АҚШ долларын құрады. Энергетикалық индустрияның әлемдік көшбасшыларының кеңінен қатысуы өңірдің инвесторлар үшін тартымдылығын көрсетеді.



      1.1-сурет. Мұнай-газ кешені жұмысының жалпы схемасы

1.1. Мұнай-газ өндіру саласының құрылымы

      Саланың құрылымы – бұл бір мақсаттағы өнім шығаратын және нақты немесе әлеуетті бәсекелестер болып табылатын кәсіпорындардың жиынтығы. Сала құрылымын талдау техникалық және баға саясатын қалыптастыратын өндіріс көшбасшыларын анықтайды, сондай-ақ мемлекеттің және жекелеген өндірушілердің инвестициялық саясатының негізі болып табылады.

1.1.1. Шикі мұнай өндіру

      Расталған мұнай қорлары бойынша Қазақстан әлемдік мұнай қорының 3 %-ын иеленіп, әлемнің жетекші 15 елінің қатарына кіреді. Мұнай-газды аудандары ел аумағының 62 %-ын алып жатыр және 172 мұнай кен орны бар, оның 80-нен астамы игерілуде. Мұнай қорының 90 %-дан астамы ең ірі 15 кен орнында – Теңіз, Қашаған, Қарашығанақ, Өзен, Жетібай, Жаңажол, Қаламқас, Кеңқияқ, Қаражанбас, Құмкөл, Солтүстік Бозащы, Әлібекмола, Орталық және Шығыс Прорва, Кенбай, Королев кен орындарында шоғырланған.

      Кен орындары Қазақстанның алты облысының аумағында орналасқан. Бұл - Ақтөбе, Атырау, Батыс Қазақстан, Қарағанды, Қызылорда және Маңғыстау облыстары. Бұл ретте көмірсутектер қорының шамамен 70 %-ы Қазақстанның батысында шоғырланған.

      Атырау облысы ең көп барланған мұнай қорына ие, оның аумағында 930 млн тонна өнеркәсіптік санаттағы қорлары бар 75-тен астам кен орны ашылған. Облыстың ең ірі кен орны – Теңіз (бастапқы алынатын қорлар – 781,1 млн тонна). Облыстың қалған кен орындарының үлесіне шамамен 150 млн тонна тиесілі. Бұл қорлардың жартысынан көбі екі кен орнына шоғырланған – Королев (55,1 млн тонна) және Кенбай (30,9 млн тонна).

      Теңіз 1979 жылы ашылған - бұл әлемдегі ең терең алып мұнай кен орны, оның жоғарғы мұнай коллекторы шамамен 4000 м тереңдікте жатыр. Теңіз коллекторының ұзындығы 19 км және ені 21 км, ал мұнай қабатының биіктігі 1,6 км.

      Теңіз коллекторының жалпы барланған қорлары Королев кен орнында 3,2 млрд тоннаны (25,5 млрд баррель) және 200 млн тоннаны (1,6 млрд баррель) құрайды. Теңіз және Королев кен орындарының алынатын мұнай қоры 890 млн-нан 1,37 млрд тоннаға дейін құрайды.

      Батыс Қазақстан облысындағы ең ірі кен орны 320 млн тоннаға жуық сұйық көмірсутек шикізатының және 450 млрд текше метрден астам газдың алынатын қорлары бар Қарашығанақ болып табылады. КПО-ның 2017 жылғы 17 қарашада Қазақстан Республикасының Қорлар жөніндегі мемлекеттік комитеті қабылдаған Қарашығанақтағы мұнай, газ, конденсат және ілеспе компоненттер қорларын қайта есептеу туралы соңғы есебінің деректеріне сәйкес Қарашығанақ кен орнының қорлары 13,6 млрд баррель сұйық көмірсутектерге және 59,4 трлн текше фут газ,п бағаланады, оның шамамен 13 %-ы 2019 жылғы жай-күй бойынша өндірілген.

      Федоровский: мұнай және газ конденсатының қоры 200 миллион тоннаға бағаланады. Ақтөбе облысы мұнай-газ әлеуеті тұрғысынан тағы бір перспективалы өңір болып табылады. Мұнда 25-ке жуық кен орны ашылды. Бұл өңірдегі ең маңызды геологиялық жаңалық – мұнай мен конденсаттың алынатын қоры шамамен 170 млн тонна болатын кен орындарының Жаңажол тобы. 2005 жылы Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінің орталық блогында жаңа Үміт кен орнының ашылғаны жарияланды.

      Қызылорда және Қарағанды облыстарының мұнай өндіру саласының негізі маңыздылығы бойынша Қазақстанның бесінші мұнай-газ өңірі - Құмкөл кен орындары тобы болып табылады. 2005 жылдың жазында осы өңірде жұмыс істейтін "ПетроҚазақстан" компаниясы Қызылқия кен орнының солтүстік шекарасына іргелес орналасқан Көлжан лицензиялық аумағында мұнайдың коммерциялық қоры табылғанын жариялады.

      Қашаған алып кен орны соңғы төрт онжылдықта ашылған ең ірі мұнай кен орындарының бірі болып табылады; оның алынатын қоры шамамен 9-13 млрд баррель (1-2 млрд.тонна) мұнайды құрайды. Қашаған теңіз кен орнының коллекторы Атырау қаласынан 80 км қашықтықта орналасқан және теңіз түбінен 3-7 м және 4 км (4 200 м) астам су тереңдігінде жатыр.

      Қазақстан Республикасының мұнай өңдеу саласының құрылымы "Атырау мұнай өңдеу зауыты" ЖШС, "Павлодар мұнай-химия зауыты" ЖШС, "Петро Қазақстан Ойл Продактс" ЖШС және "CaspiBitum" БК" ЖШС сияқты төрт ірі мұнай өңдеу зауыттарынан, сондай-ақ 30-дан астам шағын МӨЗ-ден тұрады, олардың үшеуі Индустриялық-инновациялық дамудың мемлекеттік бағдарламасы шеңберінде жаңғыртудан және қайта жаңартудан өтті:

      Қазақстан Республикасы мұнай өңдеу өнеркәсібінің Атыраулық тұңғышы Ұлы Отан соғысы жылдарында АҚШ-тан "ленд-лиз" бойынша жеткізілетін жабдықтарды жинақтау базасында екі жыл бойысалынды, 1945 жылдың қыркүйегінде пайдалануға берілді.

      Павлодар мұнай-химия зауыты (ПМХЗ), жобалық қуаты – жылына 6 млн тонна мұнай; Қазақстанның солтүстік-шығысындағы мұнай өңдеу және мұнай өнімдерін өндіру бойынша ірі кәсіпорын. Зауыт 1978 жылы пайдалануға берілген және батыс сібір кен орындарының мұнай шикізатын қайта өңдеуге бағытталған.

      "Петро Қазақстан Ойл Продактс" Шымкент зауыты, жобалық қуаты -жылына 5,25 млн тонна мұнай; 1985 жылы салынған, Қазақстанның үш МӨЗ-нің ішіндегі ең жаңасы болып табылады. Шымкент МӨЗ – Қазақстанның оңтүстігінде, республиканың ең көп қоныстанған бөлігінде орналасқан жалғыз мұнай өңдеу зауыты. Қолайлы географиялық орналасуын және жоғары техникалық мүмкіндіктерін ескере отырып, кәсіпорында ішкі және сыртқы нарықтарға жеткізуді жүзеге асыру үшін барлық алғышарттар бар.

      Ақтау қаласындағы "CaspiBitum" БК ЖШС битум өндіру зауыты жол саласының жоғары сапалы жол битумына қажеттілігін қамтамасыз ету үшін Қазақстан Республикасын үдемелі индустриялық-инновациялық дамыту жөніндегі 2010-2014 жылдарға арналған мемлекеттік бағдарламада көзделген "Ақтау пластикалық масса зауытының базасында жол битумдарын өндіру" жобасын іске асыру шеңберінде салынды. Зауыттың мұнай өңдеу қуаты жылына 1 млн тоннаны құрайды.

1.1.2.      Газды (табиғи газды, ілеспе газды, газ конденсатын) өндіру

      Өз құрылымы бойынша Қазақстан Республикасында өндірілетін газ негізінен ілеспе мұнай газы болып табылады.

      Қазақстанда газ өндірудің 75 %-дан астамын Қарашығанақ, Қашаған және Теңіз жобалары қамтамасыз етеді (бұл ретте Қарашығанақта өндірістің жалпы көлемі төрт жыл бойы іс жүзінде өзгеріссіз қалды, ал Теңіз бен Қашағанда үш жыл ішінде біртіндеп ұлғайды).

      2021 жылдың қорытындысы бойынша өндірілген ілеспе мұнай газының шамамен 32 %-ы қабаттық қысымды ұстап тұру үшін қабатқа қайта айдалды, 13 %-ы жер қойнауын пайдаланушылардың жеке технологиялық қажеттіліктеріне, электр энергиясын өндіру мен кәдеге жаратуға пайдаланылды, сондай-ақ 55 %-ы қайта өңдеуге жіберілді.

      Өңделген газды өткізудің жалпы көлемінен ішкі нарықтың қажеттіліктеріне – 72 % және экспортқа – 28 % бағытталды.

      Энергетикалық қауіпсіздікті сақтау және газ саласын одан әрі тұрақты дамыту үшін ресурстық базаны кеңейту қажет.

      Шикі газ өндіру және тауарлық газ өндіру көлемін басым тәртіппен қазіргі уақытта игеруге дайын барланған кен орындары (Қаламқас - Теңіз, Прорва кен орындары тобы, Ұрықтау) есебінен ұлғайту жоспарланып отыр.

      Қосымша трансшекаралық болып табылатын Имашев кен орнында (172 млрд м3) зерттеу және жете барлау жүргізу жоспарлануда.

1.2. Өндірілетін шикізат түрлері бойынша саланың құрылымы

      Бүгінгі таңда Қазақстан экономикасы шикізат ресурстарының экспортына тәуелді, сондықтан шикізат нарықтарындағы бағалардың сыртқы күрт ауытқуларының әсеріне едәуір дәрежеде бейім. Қазақстан 2030 және 2040 жылдар аралығындағы кезеңде мұнай өндіру мен экспортының ең жоғары деңгейіне жетеді. Бұдан басқа, көмірсутектер бағасының деңгейінде жоғары белгісіздік бар. Халықаралық энергетикалық агенттік пен АҚШ-тың энергетика жөніндегі ақпарат агенттігінің бағалауы бойынша 2035 жылға дейін мұнай бағасы барреліне 50-ден 200 АҚШ долларына дейінгі диапазонда болуы мүмкін.

1.2.1. Шикі мұнай

      EDIN және Vantage Data-ның 2020 жылғы 18 қаңтардағы деректері бойынша Қазақстан PRMS сыныптамасына сәйкес 2P (ықтимал 2Р (Probable reserves - PRB) санатындағы қалған мұнай қорлары бойынша МЭЕҰ-ға кірмейтін 5 елдің қатарына кіреді. IHS Markit базалық сценарийіне сәйкес Қазақстанда шикі мұнай өндірудің өсуі болжануда: 2040 жылы жыл сайын 148,3 млн тоннаға дейін.

      Қазақстанда мұнай өндірудің жалпы серпіні бұрынғысынша еәуір дәрежеде үш ірі ауқымды Теңіз, Қарашығанақ және Қашаған жобаларына байланысты болады. Сонымен бірге жоғарыда аталған кен орындарынан басқа шикі мұнай өндірудің негізгі орталықтары, оларды пайдалануды ТШО, КПО және НКОК компаниялары жүзеге асыратын үш "мегажоба" болып табылады және осы халықаралық жобалар Қазақстанда мұнай өндіру өсімінің басты көздері болып табылады (1.2-сурет).

      IHS Markit болжамы болжамды кезең ішінде салыстырмалы түрде шағын ауқымдағы жаңа жобалар санының өсуін, сондай-ақ жаңа технологиялар мен жұмыс әдістерін кеңінен қолданудың арқасында Қазақстанның жұмыс істеп тұрған ескі кен орындарында өндірудің салыстырмалы түрде баяу құлдырауын болжайды.

      Экспорттық түсімнің шамамен 60 %-ға жуығы шикі мұнай мен газға тиесіді, 2019 жылдың қорытындысы бойынша Қазақстан мұнайын импорттаушы елдердің көшбасшыларыа Италия, Нидерланды және Франция болды.

      Қайта өңдеу үшін ішкі нарыққа елдің жер қойнауын пайдаланушылары ел бойынша өндірілетін мұнайдың 15 %-дан сәл астамын жеткізеді.



      1.2-сурет. Қазақстан Республикасында шикі мұнай өндірудің айлық көлемі

      2014-2018 жылдар кезеңінде қайта өңдеу үшін ішкі нарыққа мұнай жөнелту көлемі 1.1-кестеде келтірілген.

      1.1-кесте. 2015-2018 ж.ж. кезеңінде қайта өңдеу үшін мұнайды ішкі нарыққа жөнелту көлемі (мың тонна)

Р/с №


2015ж.

өндіру көлеміне %

2016ж.

өндіру көлеміне %

2017ж.

өндіру көлеміне %

2018ж.

өндіру көлеміне %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Ішкі нарыққа жөнелту

14108,1

17,8%

13082,1

16,8%

13231,6

15,4%

14372,6

15,9%

1.2.2. Табиғи және ілеспе мұнай газы, газ конденсаты

      2020 жылғы қаңтар-мамырда сұйық немесе газ тәрізді күйдегі табиғи газ өндіру 24,8 млрд текше метрге жетті — өткне жылдың осыған ұқсас кезеңімен салыстырғанда 7,2 %-ға артық. Газ тәріздес күйдегі табиғи газдың үлесіне өндірістің 40,3 %-ы немесе 10 млрд текше метр, ілеспе мұнай газының үлесі-59,7 %-ы немесе 14,8 млрд текше метр тиесілі болды. Ақшалай мәнде табиғи газды өндіру 141,9 млрд теңгені құрады.

      Өңірлік бөліністе табиғи газ өндірудің ең үлкен көлемі Атырау облысына тиесілі (ҚР-дан 45,3 %, 11,2 млрд текше метр - плюс жылына 18,6 %). Сонымен бірге газ өндіруші о облыстардың ішінде дәстүрлі түрде Батыс Қазақстан (ҚР-дан 36,6 %, 9,1 млрд текше метр - қосу 5 %) және Ақтөбе (ҚР-дан 10,5 %, 2,6 млрд текше метр - минус 12,2 %)

      Қазақстан Республикасында газ өндіру бойынша өндірістік көрсеткіштер, сондай–ақ табиғи газдың әлемдік қорлары бойынша жалпы ақпарат 1.3-1.4-суреттерде берілген.


     


      1.3-сурет. Қазақстан Республикасында газ өндіру бойынша өндірістік көрсеткіштер

      2004 жылы алау жағуға тыйым салынғанға дейін өндірілетін ілеспе мұнай газының бір бөлігі (5 млрд текше метрге дейін) тауарлық газға өңделмеген, бірақ кен орындарының алауларында жағылған, бұл атмосфераға шығарындыларға және өндіру аудандарының экологиясына едәуір әсер еткен. 2004 жылдан бастап алауды жағу көлемі мұнай өндіруді ұлғайту үшін қабатқа газды кері айдау және меншікті қазандықтарда және кен орындарының электр станцияларында жылу мен электр энергиясын өндіру үшін жағу есебінен біртіндеп қысқара бастады**.

      * Ілеспе газдан айырмашылығы, табиғи газ құрамында негізінен метан бар және көбінесе газ тасымалдау жүйесі арқылы қайта өңдеусіз тауарлық газ ретінде бірден жеткізілуі мүмкін.

      ** 2004-2018 жылдар кезеңінде қабатқа кері айдау көлемі 9,5 есеге (19,1 млрд текше метрге дейін) өсті, бұл ретте кен орындарында іске қосылған газ электр станцияларының жалпы белгіленген қуаты 955 МВт-қа ұлғайды.


     


      1.4-сурет. Табиғи газдың әлемдік қорлары бойынша жалпы ақпарат

      Қазақстанның заңнамасына сәйкес жер қойнауын пайдаланушылар мұнай және газ саласындағы уәкілетті органның бекітуіне және қоршаған ортаны қорғау саласындағы жер қойнауын зерделеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті органдармен келісуге жататын ілеспе газды қайта өңдеуді дамыту бағдарламаларын көздеуге міндетті. Бағдарламалар ілеспе газды ұтымды пайдалану және оны жағу көлемін азайту немесе қабатқа кері айдау (кәдеге жарату) жолымен қоршаған ортаға зиянды әсерді азайту мақсатында әр үш жыл сайын жаңартылып отыруға тиіс.

1.3. Мұнай-газ өндіру саласындағы кәсіпорындардың өндірістік қуаттары

      2014 жылғы 28 маусымдағы № 724 "Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін дамытудың 2030 жылға дейінгі тұжырымдамасына" сәйкес Қазақстан Республикасы бойынша мұнай өндірудің 2030 жылға дейінгі болжамы мынадай:

Мұнай өндіру, млн. т

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2025

2030

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Барлығы

83*

84

85

91

96

99

101,5

111,5

118,1

      * 2016 жылы Қашаған кен орнында мұнай өндіруді қалпына келтіруді ескере отырып.

      Ұзақ мерзімді перспективада 2050 жылға дейінгі геологиялық барлау сегментіндегі қорлар мен белсенділікті игерудің ағымдағы жоспарлары кезінде КСШ өндірудің физикалық көлемінде жылына 55 млн. тоннаға дейін айтарлықтай құлдырау болуы мүмкін.

      Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2022 жылғы 18 шілдедегі № 488 қаулысымен бекітілген "Қазақстан Республикасының газ саласын дамытудың 2022-2026 жылдарға арналған кешенді жоспарына" сәйкес Қазақстан Республикасындағы газ балансы бойынша 2030 жылға дейінгі болжам төменде келтірілген (млн м3):

Р/с №

Атауы

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Қазақстан Республикасының шикі газын өндіру

57 497

58 690

66 609

71 832

72 973

82 716

86 559

85 479

87 089

2

Газ өндіру (жұмыс істеп тұрған кен орындары)

57 486

58 391

65 529

69 531

70 007

78 781

82 050

80 175

81 711

3

Қазақстан Республикасының шикі газын айдау

20 503

21 795

26 595

31 712

35 577

39 275

40 991

42 564

41 051

4

Жаңа кен орындарын ендіруден шикі газдың қосымша көлемі

11

299

1 080

2 302

2 966

3 935

4 509

5 304

5 378

5

Қазақстан Республикасының тауарлық газын өндіру

29 590

30 227

32 091

33 137

35 446

38 164

38 830

39 079

42 218

6

Барлық жаңа жобаларды іске қосудан тауарлық газдың қосымша көлемі

126

356

1 735

2 709

5 528

7 521

7 986

8 616

12 588

7

Тауарлық газ өндіру (жұмыс істейтін кен орындары)

29 464

29 871

30 355

30 427

29 918

30 643

30 844

30 463

29 630

8

Жер қойнауын пайдаланушылардың жеке технологиялық қажеттіліктеріне арналған тауарлық газ (электр энергиясын өндіруге, мұнай жылыту пештеріне, қазандықтарға және т. б.)

4 588

4 499

5 747

7 119

8 593

8 890

8 926

8 823

8 742

9

Тауарлық газ ресурстары, млн м3 (сату)

25 002

25 728

26 344

26 018

26 853

29 274

29 904

30 256

33 476

10

Ішкі нарықта тауарлық газды тұтыну, млн. м3

19 817

21 269

23 178

28 001

29 104

31 206

31 573

31 946

32 363

11

Ағымдағы ішкі тұтыну

18 271

18 734

19 113

19 634

20 062

21 639

22 006

22 379

22 796

12

Перспективалық тұтыну

1 546

2 535

4 065

8 367

9 042

9 567

9 567

9 567

9 567

13

Газ химиясы жобалары

939

939

1 089

1 189

1 464

1 989

1 989

1 989

1 989

14

Өнеркәсіптік кәсіпорындарды газға ауыстыру (Арселор және Қазақмыс)

384

684

684

684

684

684

684

684

684

15

Электр энергетикасы жобалары

223

912

2 292

6 494

6 894

6 894

6 894

6 894

6 894

16

Қазақстан Республикасынан тауарлық газ экспорты, млн м3

5 186

4 459

3 166

-1 983

-2 251

-1 932

-1 669

-1 690

1 113

1.3.1. ҚР мұнайын қайта өңдеу қуаты

      Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 28 маусымдағы № 724 қаулысымен бекітілген "Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін дамытудың 2030 жылға дейінгі тұжырымдамасына" сәйкес мұнай кешенін дамытудың күтілетін болжамды нәтижелері төмендегі кестеде келтірілген:

Р/с №

Сипаттама

2015

2020

2030

1

2

3

4

5

1

Мұнай өндіру көлемі

Жылына 84 млн. тонна

Жылына 101 млн. тонна

Жылына 118 млн. тонна

2

Мұнай өңдеу қуаты

Қайта құру және жаңғырту

Жаңғыртуды аяқтау

Қуаттылықты 5 млн. тоннаға кеңейту

3

Мұнай өңдеу тереңдігі

70%

90%

90%

4

Мұнай өнімдерінің ішкі нарығының қажеттіліктерін қамтамасыз ету

100%

100%

100%

5

Салаға тікелей шетелдік инвестициялардың үлесі


Кемінде 30 %

Кемінде 30 %

1.4. Сала шығаратын негізгі және жанама өнімдер

1.4.1. Қазақстан Республикасының мұнай нарығы

      Қазақстан көлемі 30 миллиард баррель мұнай қоры бойынша елдер рейтингінде әлемде 11-ші орынды иеленді (1.5-сурет). 10 айдың қорытындысы бойынша шикі мұнай өндіру көлемі 61 миллион тоннаны құрап, уағдаластықтарға сәйкес жылына 6 %-ға қысқарды.


     


      1.5-сурет. Мұнай қоры бойынша елдердің рейтингі

      2020 жылғы қаңтар-қыркүйекте Қазақстан 18,7 млрд АҚШ доллары сомасына 55 млн тонна мұнай экспорттады. АҚШ. Заттай өсім 7,6 %, ақшалай өсім – керісінше, көрсеткіш бірден 24,8 %-ға төмендеді.

      ТМД елдеріне 120,3 млн долларға 439,4 мың тонна шикі мұнай жөнелтілді. АҚШ (1.6–1.7-сурет). ТМД елдері арасында қазақстандық мұнайдың негізгі импорттаушысы – Өзбекстан. Әлемнің қалған елдеріне 18,6 млрд АҚШ доллары сомасына 54,6 млн тонна мұнай жөнелтілді. АҚШ. Негізгі импорттаушылар Италия, Нидерланды және Үндістан болды.

     


      1.6-сурет. Қазақстан Республикасының шикі мұнай экспорты бойынша статистикалық деректері

      Шикі мұнай экспорты тұрғысынан ұзақ мерзімді перспективада Қытайдың өсіп келе жатқан үлесін қоспағанда, Қазақстан Республикасының сыртқы сауда әріптестерінің құрылымы сақталады. Еуропалық шикі мұнай нарығы тоқырайтын болады, алайда қазіргі уақытта қазақстандық мұнайға сұраныстың төмендеуі болжанбайды. Ұзақ мерзімді перспективада сұраныс серпінінің өзгеруінің негізгі драйвері Азия-Тынық мұхиты өңірі, атап айтқанда Үндістан мен Қытай болады.

      2019 жылдан бастап Қазақстандық мұнай өнімдерін Орталық Азия елдеріне экспорттау бойынша осы бөлімде қажетті заңнамалық және нормативтік-құқықтық құжаттарды қабылдау жұмыстары жүргізілуде. Үш ірі МӨЗ-ді жаңғырту Қазақстанға ресейлік жеткізілімдерге тәуелділіктен арылуға мүмкіндік берді, сонымен қатар 2018 жылдың жазында үш ірі қазақстандық МӨЗ резервуарларының мұнай өнімдерімен толып кетуіне жол бермеу мақсатында Ресей Федерациясынан бензин әкелуге тыйым салынды. "ҚазМұнайГаз" ұлттық компаниясының деректері бойынша қазақстандық өндірушілер 2019 жылы 1,2 млн тоннаға дейін отын экспорттай алады.




      1.7-сурет. Қазақстандық шикі мұнай экспортының диаграммасы

1.4.2. Қазақстан Республикасының газ нарығы

      Қазақстанда "QazaqGaz" АҚ тауарлық газды магистральдық газ құбырлары мен газ тарату желілері арқылы тасымалдау жөніндегі орталықтандырылған инфрақұрылымды басқарады, халықаралық транзитті қамтамасыз етеді әрі ішкі және сыртқы нарықтарда газ сатумен айналысады, құбырлар мен газ қоймаларын әзірлейді, қаржыландырады, салады және пайдаланады. "QazaqGaz" АҚ-ның басқаруында 40 мың шақырымнан астам газ тарату желілерін, 18 мың шақырымнан астам магистральдық газ құбырларын, 316 газ айдау агрегаты орнатылған 56 компрессорлық станцияны, 3 жерасты газ қоймасын қамтитын орасан зор газ тасымалдау жүйесі бар.

      2018 жылы жалпы сомасы 21 млрд. теңгеге 46 газдандыру жобасы іске асырылды (2017 жылы – 17 жоба). 2019 жылғы 1 қаңтардағы жағдай бойынша елді газдандыру деңгейі 49,68%-ға жетті, 2017 жылмен салыстырғанда 2,3%-ға өсті. Шамамен 9 млн. адам газға қол жеткізе алады. 2019 жылдың қорытындысы бойынша газдандыру деңгейіне 50,5%-ға шығу жоспарлануда.

      2007 жылы әлемдегі ең ірі табиғи газ экспорттаушы Ресей болды (жылына шамамен 200 миллиард м3), одан кейін Канада мен Норвегия болды, көлемі жылына шамамен 87 миллиард м3. Бірінші экспорттаушы ЕО-27е Нидерланды жылына 30 млрд м3 көрсеткішімен тоғызыншы орынды иеленді. 1.8-суретте 2009 жылғы өңірлер бойынша табиғи газ импорты көрсетілген.

     


      1.8-сурет. Табиғи газ экспортының диаграммасы

      Қазақстанда 2019 жылғы 5 ақпанда алғаш рет ETS тауар биржасының алаңында қосарланған қарсы жасырын аукцион (ҚҚЖА) режимінде сұйытылған мұнай газының (ТМД) сауда-саттығы өткізілді. Сауда-саттық Қазақстанның ішкі нарығына ТМД-ны электрондық сауда алаңдары арқылы өткізуді көздейтін "Газ және газбен жабдықтау туралы" 09.01.2012 жылғы Заңға өзгерістер мен толықтыруларды іске асыру шеңберінде жүзеге асырылды. Сұйытылған мұнай газымен сауда-саттықты іске қосуға дайындық кезінде үш ай ішінде 13 өндіруші зауыттың 500-ге жуық қызметкері - өкілдері, сондай-ақ ТМД-ның көтерме сатып алушылары - 76 газ желісі ұйымы (ГЖҰ) оқытылды. Осы компаниялардың барлығы үшін үш ай ішінде тестілік имитациялық сауда-саттық өткізілді.

      Сұйытылған мұнай газын сатып алушылар ретінде электрондық сауда-саттыққа қатысушылар сұйытылған мұнай газымен жабдықтау жүйелерінің субъектілері не олардың өкілдері: газ желісі ұйымдары, өнеркәсіптік тұтынушылар, оларды теміржол цистерналарынан толтыру мүмкіндігімен, меншік құқығында немесе өзге де заңды негіздерде жалпы көлемі кемінде 60 текше метр сұйытылған мұнай газын сақтау сыйымдылықтары бар не газ толтыру станциясының иесімен айына кемінде 60 текше метр көлемінде сұйытылған мұнай газын сақтау және ауыстырып тиеу жөніндегі қызметтер көрсету туралы шарт жасасқан газ толтыру пункттерінің немесе автогаз құю станцияларының иелері болып табылады.

      Бірінші кезеңде кейіннен үлесін кезең-кезеңімен арттырумен электрондық сауда алаңдары арқылы жеткізу жоспары шеңберінде ішкі нарыққа жеткізілетін сұйытылған газдың 10-20% сату.

      Бұған дейін Үкімет "Газ және газбен жабдықтау туралы" Заңға сәйкес газдың максималды көтерме құнын шектеген еді. Бұл өндірушілердің шығындарына әкеліп қана қоймай, заңсыз экспортқа байланысты ішкі нарықта газ тапшылығы қаупінің артуына әкелді. Қазақстанда сұйытылған мұнай газын өндіру жылына шамамен 2,6-2,7 млн тоннаны құрайды. Ел ішінде бұл көлемнің шамамен 36%-ы тұтынылады, ал қалғаны экспортқа жіберіледі. Кейіннен ішкі газ нарығындағы нарықтық баға сұйытылған газдың қосымша қуатын құруға қабілетті шетелдік инвесторларды тарта алады. Бұл жағдайда экспорттың айтарлықтай өсуіне сенуге болады.

1.5. Техникалық-экономикалық сипаттамалары

      2019 жылы Қазақстан Республикасының аумағында мұнай өңдеу зауыттарын жаңғыртуды қоса алғанда, ірі инвестициялық жобалардың қалдық жұмыстары аяқталды. Қазақстанның жетекші мұнай өңдеу кәсіпорындары — Атырау, Павлодар және Шымкент зауыттарын терең жаңғыртудың нәтижесінде шикі мұнайды қайта өңдеудің қуаты мен тереңдігі ұлғайды, К4 және К5 стандарттары бойынша мұнай өнімдерінің жоғары сапасы қамтамасыз етілді, сондай-ақ мұнай өнімдерінің экспорты алғаш рет жүзеге асырылды.

      Стратегияны іске асыру мақсатында 2019 жылы мынадай жобалар іске асырылды:

      үш мұнай өңдеу зауытын (АМӨЗ, ПМХЗ және ПКОП) жаңғырту нәтижесінде алынған жаңа қуаттарды жүктеу есебінен ішкі нарықтың мұнай өнімдеріне деген қажеттілігін толығымен жабуға мүмкіндік туды. Мұнай өңдеу зауыттарында мұнай өңдеу әлеуеті жылына 18,5 млн тоннаға дейін ұлғайтылды, өңдеу тереңдігі 10 %-ға, 90 %-ға дейін ұлғайтылды. Қазақстан Республикасының ішкі тұтынушылары өз жанар-жағармай материалдарымен (К4 және К5 экологиялық сыныптары) толық көлемде қамтамасыз етілген. Экспортқа 37 мың тонна бензин жіберілді;

      ПМХЗ-да "Ертіс" жобасы бойынша техникалық-экономикалық негіздеме (ТЭН) әзірленуде, ол бұлттылық температурасы -32 °С және одан төмен дизель отынының қысқы сорттарын өндіруге бағытталған; АМӨЗ-де мұнай-химия өнімдерін (бензол және параксилол) шығару 145 тоннаға (445 %) дейін ұлғайтылды;

      CaspiBitum кәсіпорнында битум өндірісінің рекордтық көлеміне қол жеткізілді – 369 мың тонна, бұл ішкі нарықты толық қамтамасыз етуге мүмкіндік берді.

1.6. Мұнай-газ өндіру саласының негізгі экологиялық проблемалары

      Көмірсутектерді өндіруді және қайта өңдеуді жүзеге асыратын кәсіпорындар Экологиялық кодекстің 2-қосымшасына сәйкес I санаттағы объектілерге жатады. Олардың қызметі қоршаған ортаның компоненттеріне, тіршілік ету ортасына, флора мен фаунаның биоалуантүрлілігіне теріс әсер етеді.

      Мұнай-газ өндіру саласының негізгі экологиялық проблемалары қоршаған орта компоненттеріне әсер ету деңгейімен байланысты және әрбір технологиялық кезеңде және көмірсутектерді өндіру, тасымалдау, сақтау, алдын ала дайындау және қайта өңдеу, өткізу операцияларында туындауы мүмкін және қоршаған ортаға зиянды химиялық заттардың эмиссияларынан, өндіріс және тұтыну қалдықтарының пайда болуынан, шу мен дірілден, шикізаттың жоғалуынан (технологиялық және авариялық) туындауы мүмкін.

      Мұнай-газ өндіретін кәсіпорындардың шығарындыларының сапасы мен санына қатысты макродеңгейде шикі мұнай, конденсат, ілеспе және/немесе табиғи газ құрамы мен нәтижесінде сапасы бойынша шектеулі дәрежеде ғана өзгеретінін білу маңызды. Демек, мұнай-газ өндіру саласының штаттық режимдегі қызметі нәтижесінде қоршаған ортаға эмиссиялардың сапалық және сандық құрамы жақсы белгілі. Алайда, мезгіл-мезгіл көмірсутектерді өндіру құрамның өзгеруімен бірге жүруі мүмкін (мысалы, қабатта күкіртті сутектің пайда болуы, өнімді қабаттың сулануы) және өндіріс процестерінің өнімділігіне күтпеген әсер етуі мүмкін, бұл қоршаған ортаға шығарындылардың сапалық және сандық құрамына тікелей әсер етеді.

      Мұнай мен газ өндіру процесінде қоршаған ортаға шығарылатын маркерлік ластағыш заттарды анықтау өнеркәсіп саласының ағымдағы техникалық жай-күйін ескере отырып, экономикалық, экологиялық құрамдас бөліктерді, сондай-ақ жиынтығында ең үздік қолжетімді техникалардың біреуін немесе бірнешеуін қолдануға қолжетімділікті ескере отырып, сондай-ақ Қазақстан Республикасының ірі мұнай-газ өндіруші компанияларының кешенді технологиялық аудиттерінің нәтижелерін және жалпыға қолжетімді статистикалық деректерді талдау негізінде орындалды.

1.6.1.      Атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындылары

      Қазіргі уақытта Қазақстан Республикасында тікелей мұнай-газ өндіру саласынан атмосфераға ластағыш заттар шығарындыларының сапалық және сандық құрамы бойынша жалпыға ортақ ашық және жалпыға қолжетімді деректер жоқ.

      Қазақстан Республикасында қолда бар соңғы деректерге сәйкес 2020 жылы Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға ластағыш заттардың жиынтық шығарындылары жылына 2441 мың тоннаны құрады, оның 86,6 %-ы өнеркәсіп кәсіпорындарының шығарындылары болып табылады, оның ішінде газ тәріздес және сұйық заттар - 79,5 %, қатты заттар - 20,5 %.

      Атмосфераға шығарындылардың негізгі құрамы мынадай ингредиенттермен ұсынылған: күкірт диоксиді - 868,1 мың т. (35,6 %), көміртегі оксиді - 486,5 мың т. (19,9 %), азот оксидтері (NO2 қайта есептегенде) - 311,4 мың т. (12,8 %).

      Мұнай газ өндіру саласындағы ірі компаниялардың кешенді технологиялық аудиттерінің нәтижелерін талдау мыналарды көрсетті:

      өндірістік қызмет (негізгі және қосалқы) нәтижесінде атмосфераға ластағыш заттардың 53 атауы шығарылуы мүмкін;

      атмосфералық ауаға түсетін негізгі ластағыш заттар: азот оксидтері, көміртегі оксиді, метан, С1-С5 және С6-С10 шекті көмірсутектер қоспасы, күкірт диоксиді, күкіртсутек;

      негізгі ластағыш заттар салымының жиынтық үлесі 81 % құрайды. Негізгі ластағыш заттардың әрқайсысының үлес үлесінің арақатынасы 1.9-суретте келтірілген;

      атмосфераға түсетін ластағыш заттардың негізгі көздері әртүрлі мақсаттағы отын жағу қондырғылары болып табылады, олар жалпы шығарындылардың жалпы көлемінің 91 % құрайды. Мұнай мен газ өндіру кезінде атмосфераға эмиссиялардың негізгі көздерінің үлес арақатынасы 1.10-суретте келтірілген.




      1.9-сурет. Мұнай мен газ өндіру кезінде атмосфераға эмиссиялар құрамындағы негізгі ластағыш заттар үлесінің арақатынасы



      1.10-сурет. Мұнай мен газ өндіру кезіндегі атмосфераға эмиссиялардың негізгі көздер үлесінің арақатынасы

      Мұнай-газ өндіру саласындағы атмосфераға ластағыш заттар эмиссияларының негізгі көздері:

Р/с №

Негізгі ластағыш заттар

Негізгі көздер

1

2

3

1

NOx (NO, NO2) азот оксидтері
 

технологиялық пештер, күш жетегінің Іштен жану қозғалтқыштары, қазандықтар, алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, дизельді және газды электр станциялары, күкірт алу қондырғылары, жылытқыштар, әбден жанатын пештер, бу генераторлары, буды жағу қондырғылары, ребойлерлер, сепараторлар жылытқыштар, ластанған топырақты жағу қондырғылары, термо тотықтырғыштар, газды кептіру қондырғылары

2

Көміртек оксиді (СО)

қыздырылған дегидратор, күш жетегінің іштен жану қозғалтқыштары, технологиялық пештер, қазандықтар, алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, дизельді және газды электр станциялары, күкірт шығаратын қондырғылар, жылытқыштар, әбден жанатын пештер, бу генераторлары, бу жағатын қондырғылар, ребойлерлер, сепараторлар жылытқыштар, замазченногогрунт жағатын қондырғылар, жылу тотықтырғыштар, қондырғылар газды кептіру

3

SOx (SO2, SO3) күкірт оксидтері

қыздырылған дегидратор, қуат жетегінің Іштен жану қозғалтқыштары, технологиялық пештер, қазандықтар, алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, дизельді және газды электр станциялары, күкірт алу қондырғылары, жылытқыштар, әбден жанатын пештер, бу генераторлары, бу жағу қондырғылары, ребойлерлер, сепараторлар жылытқыштар, ластанған топырақты жағу қондырғылары, жылу тотықтырғыштар, газды кептіру қондырғылары
(эмиссияларда болуы пайдаланылған отында күкірт қосылыстарының болуына/болмауына байланысты)

4

Метан (CH4)

қыздырылған дегидратор, технологиялық пештер, алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, одоризация қондырғылары, жылытқыштар, әбден жанатын пештер, бу генераторлары, буды жағу қондырғылары, ребойлерлер, сепаратор-жылытқыштар, ластанған топырақты жағу қондырғылары, термо тотықтырғыштар, газды кептіру қондырғылары

5

Ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)

резервуарлар, сыйымдылықтар, тиеу-түсіру құрылғылары, қысымды қондырғылар, тиеу-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың тығыздығы, сорғылар, үрлеу шамдары

6

Күкіртсутек (H2S)

резервуарлар, сыйымдылықтар, тиеу-түсіру құрылғылары, қысымды қондырғылар, тиеу-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың тығыздығы, сорғылар, үрлеу шамдары, алау қондырғылары, әбден жанатын пеш, түйіршіктеу қондырғысы
(эмиссияларда болуы көмірсутектерде күкіртсутектің болуына/болмауына байланысты)

7

Көміртек (С)

алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, күш жетегінің Іштен жану қозғалтқыштары, ластанған топырақты жағу қондырғылары

1.6.2.      Ластағыш заттардың төгінділері

      Мұнай-газ өндіру саласының сарқынды суларының шығу тегі бойынша оларды нөсер (жаңбыр/ еріген), шаруашылық-тұрмыстық, өндірістік/ технологиялық сарқынды суларға бөлуге болады.

      Өндірістік сарқынды сулар:

      көмірсутектерді өндірудің әртүрлі кезеңдерінде ілеспе өндірілетін қабат суының көмірсутектерден бөлінуі;

      суды технологиялық мақсатта пайдалану (шикі мұнайды тұзсыздандыру, суды салқындату жүйелері үшін агент ретінде пайдалану);

      технологиялық жабдықты жуу;

      технологиялық жүйелердің, құбыржолдар мен жабдықтардың герметикалығына сынақтар жүргізу (гидросынақ) нәтижесінде пайда болады.

      Өндірістік сарқынды сулар өз кезегінде құрамы бойынша шартты түрде таза, нормативті таза және ластанған болып бөлінеді:

      сапасы қосымша тазартусыз сумен жабдықтаудың өндірістік жүйелерінде пайдалануға мүмкіндік беретін сарқынды сулар шартты түрде таза деп аталады; бөлшектерді, компрессорлық қондырғыларды, жылу алмасу аппараттарын салқындатудан құралады және ерекше қоспалармен ластанбайды;

      ластағыш заттар шекті рұқсат етілген мәннен аспайтын сулар нормативтік таза болып табылады;

      ластанған сарқынды сулар технологиялық процесте суды пайдалану нәтижесінде пайда болады, оның нәтижесінде пайдаланылатын су зиянды заттармен ластанады (мысалы, мұнайды алдын ала дайындау процесінде - тұзсыздандыру) және құрамында көмірсутектер, құрамында азот бар қосылыстар, өлшенген заттар, тұздар болады.

      Шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар мұнай-газ өндіруші компаниялардың тіршілік ету объектілерінің жұмыс істеуі нәтижесінде пайда болады және минералды, органикалық және бактериологиялық заттармен ластанған. Осы құжатта қаралмайды.

      Өнеркәсіптік алаңдарда пайда болатын жаңбыр мен ағындар мұнай өнімдерімен, фенолдармен, азот қосылыстарымен, еріген және қалқымалы күйдегі басқа да минералдық және органикалық заттармен, сондай-ақ АББЗ-мен ластануы мүмкін.

      Жер қойнауын пайдалану объектілерінде сарқынды суларды қабылдау орындары: булану алаңдары, сүзгілеу, биосүзгілеу, жерасты сүзгілеу алаңдары, қабатқа айдау, жинақтаушы тоған, қабаттық суларды көму полигоны болуы мүмкін.

      Қазіргі уақытта Қазақстан Республикасында мұнай-газ өндіру саласының төгінділерінде ластағыш заттар эмиссияларының сапалық және сандық құрамы бойынша ашық және жалпыға қолжетімді деректер жоқ.

      1.2-кестеде Қазақстан Республикасы Су ресурстары және ирригация министрлігінің және Қазақстан Республикасы Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің Ұлттық статистика бюросының 2000–2020 жылдар кезеңіндегі төгілген және тазартылмаған сарқынды сулардың көлемі жөнінде жалпыға қолжетімді деректері келтірілген.

      1.2-кесте. 2000-2020 жылдар кезеңінде төгілген және тазартылмаған сарқынды сулардың көлемі

Р/с №


Өлшем бірлігі

2016

2017

2018

2019

2020

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Төгілген сарқынды сулар

1.1

Сарқынды сулардың жалпы көлемі (нормативтік-таза (тазартусыз) сарқынды суларды ескере отырып)

млн. м3/жыл

5 205

5 502

5 408

5 073

5 426

2

Тазарту құрылысжайларында (МСОСВ) сарқынды суларды тазарту, барлығы

2.1

Құрылыстардың саны (механикалық, биологиялық тазарту)

бірлік

188

192

186

238

244

3

Бастапқы тазарту

3.1

Есептік өнімділік (көлем)

жылына млн. м3

1075

1091

1110

516,1

502,8

3.2

Нақты пайдалану (көлем)

жылына млн. м3

47

48,3

47,8

83,7

77,5

4

Тазарту құрылысжайлары арқылы сарқынды сулардың өтуі (толық биологиялық (физика-химиялық) тазартуға)

4.1

Есептік өнімділік (көлем)

жылына млн. м3

1037,1

1051,4

1062,7

997

1014,8

4.2

Нақты пайдалану (көлем)

жылына млн. м3

535,6

533,3

532,9

495,5

501,1

5

Тазартылмаған сарқынды сулар*

5.1

Тазартылмаған (жеткіліксіз тазартылған) сарқынды сулар

млн.м3/жыл

149

50

-

0,05

-

5.2

Төгілген сарқынды сулардың жалпы көлеміндегі тазартылмаған (жеткіліксіз тазартылған) сарқынды сулардың үлесі

%

2,86

0,91

-

-

-

5.3

Орталықтандырылған дренажға қол жеткізу***

%

52,2

55,6

-

-

-

5.4

Сарқынды суларды тазартумен қамту***

%

-

-

68,7

70,5

70,5

      Мұнай газ өндіру саласындағы ірі компаниялардың кешенді технологиялық аудиттерінің нәтижелерін талдау мыналарды көрсетті:

      сарқынды сулардың пайда болу көлемі кең ауқымда өзгереді (4-2,2 млн м3/жыл) және кен орнында орындалатын технологиялық операцияларға тікелей байланысты;

      Зерттелген компаниялардың 30%-ы суды қайта пайдаланады, бұл ретте қайта пайдаланылатын сарқынды сулардың жалпы көлемі сарқынды сулардың жалпы көлемінің 0,31%-нан аспайды;

      өндірістік сарқынды сулар эмиссияларының құрамы 23 атау бойынша бақыланады;

      жалпы сала бойынша өндірістік сарқынды суларда тіркелетін негізгі көрсеткіштер мен ластағыш заттар мынадай ингредиенттермен ұсынылған: аммоний азоты, БПК5 өлшенген заттар, жалпы темір, мұнай өнімдері, нитраттар, нитриттер, СПАВ, сульфаттар, фосфаттар, хлоридтер, ҚКП;

      сарқынды сулардағы ластағыш заттардың диапазоны әр ластағыш зат үшін өте кең концентрацияға ие. Ластағыш заттардың максималды және минималды концентрациясының арақатынасы шамамен 101-104 аралығында өзгеруі мүмкін және бұл ілеспе өндірілетін қабаттық сулар құрамының кең ауқымының және әртүрлі технологиялық процестердің салдары болып табылады.

      Ірі мұнай-газ өндіруші компаниялардың су бұру көлемі, өндірістік сарқынды сулардағы ластағыш заттардың ең жоғары және ең аз шоғырлану мәндері бойынша мәліметтер тиісінше 1.3 және 1.4-кестелерде келтірілген.

      Өндірістік сарқынды сулардағы ластағыш заттардың максималды және минималды концентрациясының диапазоны 1.3-суретте келтірілген.

      1.3-кесте. Ірі мұнай-газ өндіруші компаниялардың су бұру көлемі

Р/с №
компаниялар

Қайтадан пайдаланылатын сарқынды сулар көлемі, м3/год

Өндірістік сарқынды сулар, жылына м3

Шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар, жылына м3

max

min

max

min

max

min

1

2

3

4

5

6

7

1

141,747

88,794

0

0

324,971

235,322

2

0

0

0

0

316,614

296,492

3

0

0

0

0

237,377

174,149

4

0

0

4023,694

3450,768

75,162

67,136

5

0

0

0

0

133,136

133,136

6

4164,125

3802,47

5

4

28,875

26,53

7

2455,28

1101,912

2192585,7

1233343,74

12739,767

433,17

8

0

0

0

0

22,8

15,4

9

0

0

0

0

96,679

56,194

10

0

0

0

0

44,882

25,033

Жалпы жиыны

6761,152

4993,176

2196614,4

1236798,51

14020,263

1462,562

      1.4-кесте. Өндірістік сарқынды сулардағы ластағыш заттардың ең жоғары және ең төмен концентрациясының мәндері

Р/с №

Ластағыш заттың атауы

Концентрация

max, мг/дм3

min мг/дм3

1

2

3

4

1

Аммоний азоты

125,04

0,013

2

Хлоридтер

102805

2,32

3

Мұнай өнімдері

220

0,006

4

Қалқымалы заттар

150

0,014

5

Күкіртсутек

380

0,05

6

Сульфидтер

1000

0,5

7

Нитриттер

3,81

0,002

8

Сульфаттар

4059

2,352

9

Жалпы темір

38,78

0,036

10

Метанол

12,86

0,5

11

Этиленгликоль

193,9

5

12

Диэтаноламин

49,15

1,5

13

MДЭA (флексор)

12,94

0,5

14

Нитраттар

4,64

0,27

15

Фосфаттар

135,78

12,97

16

Алюминий

0,63

0,09

17

СББЗ

3,75

0,613

18

Мыс

0,1

0,02

19

Мырыш

0,13

0,03

20

ОХТ

193,633

69

21

ОБТ5

61,443

35,08

22

Қалқымалы заттар

66,3

45,5

23

Құрғақ қалдық

3583

2506,667

      Өндірістік сарқынды сулардағы ластағыш заттар концентрациясының ең жоғары және ең төменгі мәндерінің өзгеру диапазондары санаттар бойынша 1.5-кестеде келтірілген.

      1.5-кесте. Мұнай-газ өндіруші компаниялардың өндірістік сарқынды суларындағы ластағыш заттар концентрациясының ең жоғары және ең төменгі мәндерінің санаттар бойынша өзгеру диапазондары

Р/с №

Ластағыш заттың атауы

нормативтік таза

өндірістік + нөсерлік

технологиялық

условно-чистые

жалпы сала бойынша

СMAX, мг/дм3

СMIN мг/дм3

СMAX, мг/дм3

СMIN мг/дм3

СMAX, мг/дм3

СMIN мг/дм3

СMAX, мг/дм3

СMIN мг/дм3

СMAX, мг/дм3

СMIN мг/дм3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

Аммоний азоты

44,65

14,34

125,04

15,11

0,736

0,013

1,9

1,6

125,04

0,013

2

Алюминий



0,63

0,09





0,63

0,09

3

ОБТ5

61,443

35,08







61,443

35,08

4

Қалқымалы заттар

66,3

45,5

150

9,33

50

0,014

42

15

150

0,014

5

Диэтаноламин



49,15

1,5





49,15

1,5

6

Жалпы темір

1,61

1,46

38,78

1,66

5,32

0,036

0,32

0,2

38,78

0,036

7

MДЭA (флексор)



12,94

0,5





12,94

0,5

8

Мыс



0,1

0,02





0,1

0,02

9

Метанол



12,86

0,5





12,86

0,5

10

Мұнай өнімдері

0,209

0,062

220

0,19

0,8

0,006



220

0,006

11

Нитраттар (No3 бойынша)



4,64

0,27



2,25

1,34

4,64

0,27

12

Нитриттер (NO2 бойынша)



3,81

0,26

0,018

0,002

0,065

0,015

3,81

0,002

13

Күкіртсутек



380

0,05





380

0,05

14

СББЗ

1,74

0,613

3,75

0,9





3,75

0,613

15

Сульфаттар (SO4 бойынша)

503,8

184

4059

2,352

1936,11

122,3

211,2

90,1

4059

2,352

16

Сульфидтер



1000

0,5





1000

0,5

17

Құрғақ қалдық

3583

2506,667







3583

2506,667

18

Фосфаттар

23,684

14,73

135,78

12,97





135,78

12,97

19

Хлоридтер (cl бойынша)

851,1

474,183

4303

2,32

102805

273

316,1

198,9

102805

2,32

20

ОХТ

193,633

69







193,633

69

21

Мырыш



0,13

0,03





0,13

0,03

22

Этиленгликоль



193,9

5





193,9

5


Жалпы қорытынды

3583

0,062

4303

0,02

102805

0,002

316,1

0,015

102805

0,002


1.6.3.      Қалдықтардың түзілуі және оларды басқару

      Мұнай-газ өндіруші компаниялардың қызметі қалдықтардың пайда болуымен тікелей байланысты. Компаниялардың қызметі нәтижесінде келесі қалдықтар топтары пайда болады:

      өндірістік (негізгі және қосалқы өндірістен);

      коммуналдық.

      Түзілетін қалдықтардың барлық түрлері, бірінші кезекте, жүзеге асырылатын технологиялық процестерге және орындалатын өндірістік операцияларға байланысты.

      Мұнай-газ өндіруші компаниялардың негізгі қалдықтарына бұрғылау мұнайшламдары, бұрғылау ерітіндісінің бұрғылау шламдары, өңделген бұрғылау ерітінділері, шығарылған ластанған топырақ (кенжардың тау жыныстары мен ұңғыма қабырғалары), мұнай шламдары, мұнай және газ дайындау, сондай-ақ кен орындарында газ өңдеу қалдықтары жатады.

      Осы Анықтамалықты қолдану саласын назарға ала отырып, мұнай/газ/мұнай-газ және газ конденсат кен орындарын барлау процестері бойынша қалдықтарды түзу және басқару (кәсіпшілік-геофизикалық зерттеулер, іздестіру-бағалау жұмыстары және барлау жұмыстары, геологиялық және сейсмикалық зерттеулер), жөндеу жұмыстары, сондай-ақ ұңғымаларды бұрғылау және консервациялау және жою процестері ұңғымалар мен көмірсутек шикізатын өндірудің өзге де объектілері осы анықтамада қарастырылмайды

      Мұнайды өндіру және дайындау, сондай-ақ газды дайындау және қайта өңдеу процестерінде қалдықтардың түзілу санының ірілендірілген арақатынасы 1.6-кестеде берілген. Осы кестеде көрсетілген деректер 2019-2021 жылдар аралығындағы ҚТҚ деректері бойынша қалдықтардың түзілу массасын ескере отырып жасалды.

      1.6-кесте. Қалдықтардың әрбір түрінің түзілу көрсеткіштерінің ірілендірілген пайыздық арақатынасы.

Р/с №

Қалдықтардың атауы

Қалдықтардың түзілу көрсеткіштері

1

2

3

1

Мұнай шламы

64,4200%

2

Технологиялық қондырғылар жүйесінің пайдаланылған майлары (майлардың трансмиссиялық, трансформаторлық және өзге де түрлері)

18,5200%

3

Резевуарларды тазалаудан пайда болған мұнай шлам

14,6700%

4

Амин шламы және құрамында амин бар ерітінді

0,2570%

5

Химиялық материалдардың сұйық қалдықтары

0,0095%

6

Ластанған күкірт

0,0080%

7

Құрамында сілті бар шлам

0,0025%

8

Этиленгликоль

0,0002%

9

Өзге қалдықтар (ҚТҚ басқа)

2,1100%

      Қалдықтарды басқару олар түзілген сәттен бастап оларды түпкілікті жойғанға дейін жүзеге асырылады және Экологиялық кодекстің 19-бөлімімен регламенттеледі.

      Қалдықтарды басқару жөніндегі операцияларға түзілген жерінде қалдықтарды жинақтау, қалдықтарды жинау, қалдықтарды тасу, қалдықтарды қалпына келтіру, қалдықтарды жою, қосалқы операциялар (қалдықтарды қайтадан пайдалануға дайындау, қалдықтарды қайта өңдеу, қалдықтарды кәдеге жарату), қалдықтарды жинау, тасу, қалпына келтіру және (немесе) жою жөніндегі операцияларды байқауды жүргізу жатады.

      Мұнай-газ саласындағы қалдықтармен қауіпсіз жұмыс істеу негізгі қағидаттарға: сатылыққа, шығу көзіне жақындыққа, қалдықтарды түзушінің жауапкершілігіне негізделуі тиіс.

      Экология кодексінің 329-бабына сәйкес қалдықтарды түзушілер мен олардың иелері қоршаған ортаны қорғау және Қазақстан Республикасының орнықты дамуын қамтамасыз ету мүддесіне орай, қалдықтардың түзілуін болғызбау және түзілген қалдықтарды басқару жөніндегі шараларды олардың артықшылығының кемуі тәртібімен мынадай реттілікпен қолдануға тиіс:

      1) қалдықтардың түзілуін болғызбау;

      2) қалдықтарды қайтадан пайдалануға дайындау;

      3) қалдықтарды қайта өңдеу;

      4) қалдықтарды кәдеге жарату;

      5) қалдықтарды жою.

      Кәсіпорындардың объектілерінде қалдықтарды түгендеу жүргізіледі және кәсіпорынның бөлімшелерінде түзілетін барлық қалдықтардың тізбесі белгіленеді.

      Түгендеу нәтижелері стратегиялық экологиялық мақсаттарды белгілеу кезінде ескеріледі және олардың негізінде стратегиялық экологиялық мақсаттарға қол жеткізу бағдарламасына енгізілетін өндіріс қалдықтарын регенерациялау, кәдеге жарату, залалсыздандыру, өткізу және мамандандырылған кәсіпорындарға жіберу жөніндегі іс-шараларды әзірлейді.

      Қалдықтармен жұмыс істеуге жауапты адам қалдықтарды түгендеу негізінде пайда болу, регенерацияға тапсыру, кәдеге жарату, өткізу, мамандандырылған кәсіпорындарға жіберу және өндірістік және шаруашылық қызмет нәтижесінде пайда болған қалдықтарды полигондарға орналастыру көлемінің бастапқы есебін жүргізеді.

      Қалдықтарды жинау, сұрыптау, сақтау, кәдеге жарату, бейтараптандыру, өткізу, орналастыру және тасымалдау тәртібі қалдықтармен жұмыс істеуге қойылатын талаптарға сәйкес олардың қауіптілік деңгейіне қарай жүргізіледі ("қауіпті"; "қауіпті емес"; "айналы")

      Кәсіпорындарда қалдықтарды жинау қауіптілік деңгейі, қалдықтардың түрі, қалдықтарды өткізу, сақтау және орналастыру әдістері бойынша қалдықтармен жұмыс істеуге қойылатын талаптарға сәйкес бөлек жүргізіледі. Қалдықтарды жинау үшін таңбаланған контейнерлері/қалдықтарды жинауға арналған алаңдары бар арнайы бөлінген орындар бөлінген. Экология кодексінің 321-бабына сәйкес компаниялар қалдықтарды жинау процесінде оларды сұрыптауды және жинақтауды жүргізеді. Жинау процесінде және (немесе) қалдықтар қалпына келтіру немесе жою жөніндегі операцияларға ұшырайтын объектілерде жеке жүзеге асырылатын немесе жинауға дейін қалдықтарды жинақтау кезінде жүзеге асырылатын, қалдықтарды түрлері және (немесе) фракциялары бойынша бөлу не қалдықтарды құрамдастары бойынша бөлшектеу жөніндегі операциялар қалдықтарды сұрыптау деп түсініледі (326-баптың 2-тармағы). Пластик, қағаз/картон, шыны және шыны ыдыстар, металл сынықтары, пайдаланылған металл банкалар (қаңылтыр, алюминий) сияқты қайталама ресурстар бөлінеді.

1.6.4.      Топырақ пен жерасты суларының ластануы

      Мұнай-газ өндіру саласының қызметі нәтижесінде топырақ жамылғысы мен жерасты суларына әсер етудің негізгі көздері: құрылыс-монтаждау жұмыстары кезеңінде технологиялық жабдықтарды орнату кезінде қолданылатын көлік және механизмдер, технологияны бұзу, мұнай өнімдерінің ықтимал авариялық төгілуі мен ағуы жағдайында технологиялық жабдықтардың барлық кешені, өндіріс және тұтыну қалдықтары, сондай-ақ оларды орналастыру объектілері болып табылады.

      Мұнай кәсіпшілігі объектілерін жобалау кезінде топырақтың ластануын болғызбау үшін:

      мұнай мен газды жинау, сепарациялау және дайындау жүйелерін толық герметизациялау;

      лақтыру желісі жарылған кезде ұңғымаларды бөлгіштермен автоматты түрде ажырату;

      жасанды және табиғи тосқауылдар арқылы өтетін өткелдерде түйіскен жерлері 100% ашық магистральдық мұнай құбырларының күшейтілген түрін оқшаулаумен жабу;

      өнеркәсіптік-нөсер және нәжіс ағындарының ағынсыз кәріз жүйелерін пайдалану;

      өнімдік қабаттарға айдау және қабаттық қысымды ұстап тұру үшін қабаттық және кәсіпшілік сарқынды суларды толық пайдалану;

      қабаттық суды айдайтын құбырлардың ішкі коррозияға қарсы жабыны.

1.6.5.      Шу және діріл

      Технологиялық процестерді, сондай-ақ көмірсутек шикізатына қажеттіліктің үнемі артып келе жатқан көлемін дамыту мұнай мен газды өндіру және қайта өңдеу кәсіпорындарының негізгі және қосалқы жабдықтарының арнайы заманауи техникалық жабдықтарын енгізуді талап етеді. Осыған байланысты қоршаған ортаға және жұмысшы персоналға шу мен діріл әсерінің көзі болып табылатын қуатты және жылдам әрекет ететін механизмдер паркі ұлғаюда.

      Кен орнындағы мынадай өндірістік/технологиялық процестер:

      ұңғымаларды бұрғылау;

      ұңғымаларды жөндеу кезіндегі түсіру-көтеру операциялары;

      көмірсутек шикізатын айдау процестері;

      қабаттың гидрожарылу процесі;

      газды қайта өңдеу, елеулі шу мен дірілмен қоса жүреді.

      Осыған байланысты қазіргі заманғы жабдық Қазақстан Республикасында қолданылатын санитарлық нормалар мен ережелердің талаптарына сәйкес келуі тиіс.

1.6.5.1. Шудан қорғау әдістері

      Шудан қорғаудың ең тиімді әдістерін таңдау үшін шудың пайда болу сипатын ескеру қажет. Шумен күресудің негізгі әдістері:

Р/с №

Конструктивтік әдіс

Ұйымдастырушылық әдіс

Жеке әдіс

1

2

3

4

1

Конструктивтік әдіс машиналар мен агрегаттардың үнсіз конструкциясын құруды ескереді, жобалау кезінде және/немесе жаңғырту процесінде конструктивтік орындау көзделеді.
Бұл әдістің негізгі мысалдары:
әсер ету механизмдерін әсер етпейтін механизмдерге ауыстыру,
кері-үдемелі механизмдер бұрандалы және/немесе аз шу әсерінің өзге де механизмдеріне ауыстырылады,
қабырғаларды шуды сіңіретін материалмен жабу арқылы шуды сіңіру,
шығыс құбырларына жұмсақ сөндіргіштерді орнату,
құрылғыларды дәл құрастыру және мұқият реттеу,
үйкелетін элементтердің жеткілікті майлануын қамтамасыз ету.

Ұйымдастырушылық әдіс шуды жою немесе азайту, өндіріс процестерін автоматтандыру, кәсіпорында цехтарды ұтымды орналастыру және шудың жұмыс персоналына әсерін болдырмайтын басқа да ұйымдастырушылық сәттер үшін технологиялық процесті өзгертуден тұрады.

Шу әсеріне ұшыраған әрбір қызметкер жеке қорғаныс құралдарымен жабдықталуы керек:
антифондар;
дулыға;
құлаққаптар,
беруштер, т.б.

      Шудың дыбыстық қысымы адамның жүйке жүйесіне және оның денесіне, атап айтқанда, есту мүшелеріне зиянды әсер етеді, тітіркенуді, шаршауды және зейіннің әлсіреуін тудырады.

1.6.5.2. Дірілден қорғау әдістері

      Өнеркәсіп кәсіпорындарында дірілді азайту үшін келесі негізгі әдістер қолданылады:

Дірілден демпферлеу

Дірілден сөндіру

Дірілден оқшаулау

Әдіс серпімді-тұтқыр материалдар қабатын (демпферлік қабат) қолданғаннан кейін немесе болат-алюминий, болат-мыс және басқалары сияқты екі қабатты материалдарды қолданғаннан кейін машина бөлшектерінің тербеліс амплитудасын азайтуға бағытталған.

Бұл әдіске дірілдейтін қондырғының массасын оны қатты, қуатты іргетастарға орнату арқылы немесе қосымша қаттылық шеттері арқылы құрылымның қаттылығын арттыру арқылы қол жеткізіледі.

Әдіс олардың арасындағы қатты байланыстарды жою және/немесе серпімді діріл тосқауылдарын орнату (мысалы: серіппелі немесе серіппелі механизмдерді, резеңкеден, киізден жасалған тығыздағыш элементтерді діріл тосқауылдары ретінде пайдалану) есебінен көзден негізге (еденге, жұмыс алаңына, механикаландырылған қол құралының тұтқаларына және басқаларына) тербелістердің берілуін әлсірету арқылы оқшаулауды ескереді. немесе резеңке металл, серіппелі- пластмасса және пневморезин конструкциялары).

      Дірілдейтін беттері бар жұмысшы персоналдың тікелей әсерін болдырмау мақсатында жұмыс аймағынан тыс жерлерде қоршаулар, ескерту белгілері, сигнализация қойылады.

2. Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау әдіснамасы

      Осы ЕҚТ бойынша анықтамалықты қолдану саласы үшін ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау рәсімін "Халықаралық жасыл технологиялар және инвестициялық жобалар орталығы" КЕАҚ ЕҚТ бюросы (бұдан әрі – Орталық) және ЕҚТ бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығын әзірлеу мәселелері жөніндегі техникалық жұмыс тобы "Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалықтарды әзірлеу, қолдану, мониторингтеу және қайта қарау қағидаларын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2021 жылғы 28 қазандағы № 775 қаулысының ережелеріне және ЕҚТ-ны анықтау әдіснамасына сәйкес ұйымдастырды.

      Осы рәсім шеңберінде Ресей Федерациясының ЕҚТ бойынша "Мұнай өндіру" ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша ақпараттық-техникалық анықтамалық" (АТА 28-2021), "Газ өндіру" ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша ақпараттық-техникалық анықтамалық" (АТА 29-2021) бойынша анықтамалық құжатына, "EU Reference document on Economics and cross-Media Effects" Еуропалық Одақтың экономикалық аспектілері және қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер ету мәселелері жөніндегі анықтамалық құжатына, сондай-ақ "Вest Available Techniques for Preventing and Controllinguustrial Pollution, Activity 4: Guidance Document on Determining BAT, BAT-associated Environmental Performance Levels and BAT-based Permit Conditions" ЕҚТ негізінде экологиялық рұқсат алу шарттарын орындау үшін экологиялық тиімділік деңгейлерін белгілеу жөніндегі нұсқаулыққа негізделген халықаралық практика және ЕҚТ анықтау тәсілдері ескерілді.

2.1. Детерминация, таңдау қағидаттары

      Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау техникалық жұмыс топтарының іс-қимылының реттілігін сақтауға негізделеді:

      1) маркерлік ластағыш заттардың эмиссияларын ескере отырып сала үшін негізгі экологиялық проблемаларды айқындау;

      Мұнай мен газ өндірудің әрбір технологиялық процесі үшін маркерлік заттар тізбесі айқындалған.

      Маркерлік заттар тізбесін айқындау әдісі негізінен осы ЕҚТ бойынша анықтамалықты қолдану саласы бойынша жүргізілген кәсіпорындардың КТА барысында алынған жобалық, технологиялық құжаттаманы және мәліметтерді зерделеуге негізделді.

      Ластанудың негізгі көздерінің эмиссияларында болатын ластағыш заттардың тізбесінен әрбір технологиялық процесс үшін мынадай сипаттамаларға сәйкес болған жағдайда маркерлік заттардың тізбесі жеке айқындалды:

      зат қарастырылып отырған технологиялық процеске тән (жобалау және технологиялық құжаттамада негізделген заттар);

      зат қоршаған ортаға және (немесе) халықтың денсаулығына айтарлықтай әсер етеді, оның ішінде уыттылығы жоғары, канцерогендік, мутагендік, тератогендік қасиеттері дәлелденген, кумулятивті әсері бар, сондай-ақ тұрақты органикалық ластағыш заттарға жататын заттар.

      2) саланың экологиялық проблемаларын кешенді шешуге бағытталған техник кандидаттарды айқындау және сипаттау;

      Техник-кандидаттардың тізбесін қалыптастыру кезінде Қазақстан Республикасында бар (КТА нәтижесінде анықталған) және ЕҚТ саласындағы халықаралық құжаттардың ішінен осы ЕҚТ бойынша анықтамалықты қолдану саласының экологиялық проблемаларын кешенді шешуге бағытталған технологиялар, тәсілдер, әдістер, процестер, практикалар, амалдар мен шешімдер қаралды, нәтижесінде 5-бөлімде ұсынылған техник кандидаттардың тізбесі (саны) анықталды.

      Әрбір техник-кандидат үшін техник кандидаттардың техникалық қолданылуына қатысты технологиялық сипаттама мен пайымдаулар; техник кандидатты енгізудің экологиялық көрсеткіштері мен әлеуетті пайдасы; экономикалық көрсеткіштер, әлеуетті кросс-медиа (ортааралық) әсерлер мен триггерлер келтірілген.

      3) техникалық қолданылу, экологиялық тиімділік және экономикалық тиімділік көрсеткіштеріне сәйкес техник-кандидаттарды талдау және салыстыру;

      ЕҚТ ретінде қаралатын техник-кандидаттарға қатысты мынадай ретпен бағалау жүргізілді:

      1. Техника-кандидатты технологиялық қолдану параметрлері бойынша бағалау.

      2. Техник-кандидатты экологиялық тиімділік параметрлері бойынша бағалау.

      Келесі көрсеткіштерге қатысты сандық мәнмен (өлшем бірлігі немесе % қысқарту/ұлғайту) көрсетілген техник-кандидаттарды енгізудің экологиялық әсеріне талдау жүргізілді:

      атмосфералық ауа: шығарындыларды болғызбау және (немесе) азайту;

      су тұтыну: жалпы су тұтынуды азайту;

      сарқынды сулар: төгінділерді болғызбау және (немесе) азайту;

      топырақ, жер қойнауы, жерасты сулары: табиғи ортаның компоненттеріне әсерін болғызбау және (немесе) азайту;

      қалдықтар: өндірістік қалдықтардың түзілуін/жиналуын болғызбау және (немесе) азайту және/немесе оларды қайта пайдалану, қалдықтарды қалпына келтіру және қалдықтарды энергетикалық кәдеге жарату;

      шикізатты тұтыну: тұтыну деңгейін қысқарту, өндіріс пен тұтынудың баламалы материалдарымен және (немесе) қалдықтарымен алмастыру;

      энергия тұтыну: энергетикалық және отын ресурстарын тұтыну деңгейін төмендету; баламалы энергия көздерін пайдалану; заттарды регенерациялау және рециклингі және жылуды рекуперациялау мүмкіндігі; электр және жылу энергиясын тұтынуды өз қажеттіліктеріне азайту;

      шу, діріл, электромагниттік және жылу әсерлері: физикалық әсер ету деңгейінің төмендеуі;

      Кросс-медиа әсерлерілерінің болмауы немесе болуы да ескерілді.

      Техника-кандидаттың жоғарыда аталған көрсеткіштердің әрқайсысына сәйкестігі немесе сәйкес келмеуі КТА нәтижесінде алынған мәліметтерге негізделді.

      ЭЫДҰ-ға мүше мемлекеттерде ресми қолданылатын ЕҚТ бойынша бекітілген ұқсас анықтамалықтарда ұсынылған ЕТҚ тізбесінен кандидат-техниктер экологиялық нәтижелілік тұрғысынан бағаланбағанынан атап өткен жөн.

      3. Техника-кандидатты экономикалық тиімділік параметрлері бойынша бағалау.

      Өнеркәсіптік ендіру фактісі КТА нәтижесінде анықталған мәліметтерді талдау нәтижесінде анықталды.

      4. ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштерді анықтау.

      ЕҚТ қолданумен байланысты эмиссиялар деңгейлерін және өзге де технологиялық көрсеткіштерді айқындау көп жағдайда теріс антропогендік әсерді азайтуды және мұнай мен газ өндіру процесінің сатысында ластануды бақылауды қамтамасыз ететін техникаларға қатысты қолданылған.

      Осылайша, ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер, оның ішінде ұлттық салалық "бенчмарк" деңгейлері ескеріле отырып айқындалды, бұл өткізілген КТА құжаттарымен расталды. Бұл деңгейлер ЭЫДҰ-ға мүше мемлекеттерде ресми түрде қолданылатын ЕҚТ бойынша ұқсас анықтамалықтарда анықталған деңгейден төмен;

2.2. Техникаларды ЕҚТ-ға жатқызу өлшемшарттары

      Экология кодексінің 113-бабының 3-тармағына сәйкес ең үздік қолжетімді техникаларжы айқындаудың өлшемшарттары:

      аз қалдықты технологияны пайдалану;

      қауіптілігі неғұрлым аз заттарды пайдалану;

      процесте түзілетін және пайдаланылатын заттарды, сондай-ақ қажет болған жерде қалдықтарды рекуперациялауға және рециркуляциялауға жәрдемдесу;

      өнеркәсіптік ауқымда табысты сыналған процестердің, құрылғылардың және жұмыс әдістерінің салыстырмалылығы;

      техникалық прогресс және ғылыми білім мен түсініктегі өзгерістер;

      тиісті шығарындылардың сипаты, салдары және көлемі;

      жаңа және жұмыс істеп тұрған қондырғыларды пайдалануға беру мерзімдері;

      ең үздік қолжетімді техниканы ендіру үшін қажетті уақыт;

      технологиялық процесте пайдаланылатын шикізатты (суды қоса алғанда) тұтыну және оның сипаты әрі энергия тиімділігі;

      қоршаған ортаға шығарындылардың жалпы әсерін және ол үшін тәуекелдерді болғызбау барынша қысқарту қажеттігі;

      аварияларды болғызбау және қоршаған ортаға жағымсыз салдарларды барынша азайту қажеттігі;

      халықаралық қоғамдық ұйымдар жариялаған ақпарат;

      Қазақстан Республикасында немесе одан тыс жерлерде екі және одан да көп объектілерде өнеркәсіптік ендіру болып табылады.

      ЕҚТ ретінде техниканы айқындау кезінде Экология кодексінің қағидаттарын сақтауды қамтамасыз ету ЕҚТ-ның қалыптастырылған тізбесінен әрбір техника үшін мынадай шарттарды сақтауда көрсетілетін өлшемшарттарды үйлестіру шарты болып табылады:

      қоршаған ортаға теріс әсердің ең төменгі деңгейі;

      ресурс және энергия үнемдеу техникаларын қолдану;

      қоршаған ортаға теріс әсер ететін екі және одан да көп объектілерде өнеркәсіптік ендіру.

3. Қолданылатын процестер: қазіргі уақытта пайдаланылатын технологиялық, техникалық шешімдер

      ЕҚТ бойынша анықтамалықтың осы бөлімі негізгі технологиялық процестердің, оның ішінде шикі мұнайды, мұнай (ілеспе), табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндірудің сипаттамасын қамтиды.

3.1. Шикі мұнайды, мұнайды (ілеспе), табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

3.1.1.      Шикі мұнай өндіру

3.1.1.1. Пайдаланудың бұрқақтық әдісімен шикі мұнай өндіру

      Тау-кен ұңғымалары, әдетте, сұйықтықтарды ұңғымадан ағызылатын құбырға жеткізу үшін қолданылатын механизм түріне қарай жіктеледі. Бұл табиғи ағын немесе жасанды көтеру әдісі болуы мүмкін. Газ ұңғымалары табиғи өнімділікке ие. Кейбір мұнай ұңғымалары өздерінің ішкі энергиясының арқасында өнімді өмірінің алғашқы кезеңдерінде бұрқ етеді (3.1-сурет), бірақ ерте ме, кеш пе және өнімділікті сақтау үшін қосымша энергияны қажет етеді.



      3.1-сурет. Мұнайды жер бетіне көтеру үшін жеткілікті қысыммен атқылайтын ұңғыманың схемалық бейнесі

      Ұңғыма өндіру үшін ашылған кезде, мұнай ұңғымадағы және коллектордағы қысым айырмашылығының әсерінен ұңғыма ұңғымасына түседі. Мұнай сорғы-компрессорлық баған бойымен көтерілген сайын қысым төмендей береді. Қысымның төмендеуімен еріген жамбас бөлініп, мұнайда көпіршіктер түзе бастайды. Бұл газ көпіршіктері кеңейіп, сұйықтық бағанасы жеңілдейді. Коллектордың қысымы мен сұйықтық бағанының салмағының төмендеуінің бірлескен әрекеті және ұңғыманың атқуын қамтамасыз етеді.

      Мұнай алынған кезде газ көпіршіктері коллектордың өзінде де пайда болады. Олар ұңғымаға көбірек мұнай шығарып, кеңейе береді. Алайда, ақырында кеңейіп келе жатқан газ көпіршіктері бір-бірімен байланысып, коллектор ішінде үздіксіз газ арналарын құрайды.

      Бұл кезде газ ұңғымаға ағып, ауыр мұнайдың көп бөлігін қалдырады (3.2-сурет). Бұл құбылыстар коллектордағы қысым қалған, ауыр мұнайды жер бетіне шығара алмайтын деңгейге дейін төмендегенше жалғасады. Осы сәттен бастап механикаландырылған өндіру қажет.



      3.2-сурет. Сұйықтықтарды сорғы-компрессорлық баған бойымен ағуына қарай бөлу

      Сонымен бірге бұрқақтық пайдалану деп ұңғыма өнімін кенжардан күндізгі бетке көтерудің осындайәдісі түсініледі, онда Мкенж кенжарындағы қолда бар энергия көтеру процесінде ұңғыманың бүкіл ұзындығында Мс әртүрлі кедергілерін еңсеруге жұмсалатын энергиядан үлкен немесе оған тең, яғни Mекенжай болады.

3.1.1.2. Газлифтті пайдалану әдісімен шикі мұнай өндіру

      Коллектордың қысымы немесе еріген газдың қысымы атқуды жасау үшін тым аз болатын ұңғымаларда сұйықтық ағыны жасанды әдіспен - газлифтпен қамтамасыз етілуі мүмкін (3.3-сурет). Газлифт жүйесінің көптеген вариациялары бар, бірақ негізгі қағида-газды сыртқы көзден алу және оны сорғы-компрессор бағанасы арқылы шығарылатын сұйықтықтарға айдау. Бұл сұйықтық бағанының салмағын азайтады және ұңғымадан мұнайдың ағып кетуіне мүмкіндік береді.

      Пайдалану кезінде қысымды газ корпус пен сорғы-компрессорлық бағандар арасындағы кеңістікке айдалады және соңғысына ашық газ көтергіш клапан арқылы түседі. Клапанның үстіндегі сорғы-компрессорлық колоннадағы сұйықтық газбен араласқанда вытыстырылады және/немесе жеңілдейді және кеңейетін газбен бірге бетіне көтерілуі мүмкін. Газ бен сұйықтық бетіне жеткенде газ мұнайдан бөлінеді. Мұнда ол қайтадан жоғары қысымға дейін қысылып, циклды қайтадан қайталау үшін корпус пен сорғы-компрессорлық бағандар арасындағы кеңістікке тағы бір рет айдалады.




      3.3-сурет. Газлифт қондырғысы

      Газ азды-көпті тұрақты жылдамдықпен айдалатындықтан, жүйе үздіксіз газ көтергіш ретінде жіктеледі. Дегенмен, ерте ме, кеш пе, коллектордағы қысым тіпті көмекші газ айдау арқылы да мұнай ағынын сақтамайтын деңгейге дейін төмендейді. Бұл кезеңде сіз газ көтергіштің мерзімді жүйелерінің бірін қолдана аласыз. Бұл әдіс бойынша тамырлар сорғы-компрессорлық колоннада жиналуға уақыт береді. Содан кейін газ алдын ала анықталған аралықта ұңғымаға айдалады, ол сұйықтықты бетіне бөліктерге бөледі.

      Газ көтергіштің ерекше түрі – аз мөлшерде сұйықтық шығаратын ұңғымаларға арналған поршеньді көтеру жүйесі. Сорғы-компрессор бағанының төменгі ұшына сақтау камерасы орнатылады. Сұйықтық жеткілікті мөлшерде жиналған кезде, поршень оны бетіне итереді. Поршеньді бетіне итеру үшін Энергия жоғары қысымды газ арқылы беріледі. Поршень жер бетіне жеткенде, жоғары қысымды газ шығарылады және поршень жер бетіне келесі сапарына дейін сорғы-компрессор бағанының түбіне қайта түседі.

      Газлифт теңізде өндірудің механикаландырылған әдісі ретінде кеңінен қолданылады. Теңізде газ көтерудің қолайлы әдісі-үздіксіз газ көтергіш, өйткені жоғары және төмен қысымды құбырлардың өткізу қабілеті әдетте шектеулі.

      Артықшылықтары мен кемшіліктері

      Механикаландырылған мұнай өндіру әдісі ретінде газлифт қолданылатын жағдайларда көптеген артықшылықтарға ие:

      жұмыста салыстырмалы түрде оңай;

      жабдық салыстырмалы түрде арзан;

      жабдық бір-бірін алмастырады;

      үлкен және кіші көлемді өндіруге болады;

      қолайсыз ұңғыма жағдайында тиімді (құмнан және басқа қатты заттардан көп қиындықсыз құтылуға болады);

      қисық ұңғымаларда тиімді қолданылады;

      коррозия мәселелерін оңай шешуге болады;

      арқан жүйелерімен жұмыс істеуге арналған болуы мүмкін (арқандарды пайдаланған кезде қоршаудағы қысымды өлшеу қиын емес);

      төмен техникалық қызмет көрсету;

      оны қала құрылысы аймақтарында және аз орын қажет етеді, сонымен қатар теңіз өндіру платформаларында қолдануға болады;

      Газлифтті жүйені орнатпас бұрын оның кейбір кемшіліктерін ескеру қажет:

      Сығылған газ көзі қажет (газды сығымдау бастапқы инвестицияны едәуір арттыруы мүмкін);

      Нарықтық бағаларға байланысты жоғары қысымды тұйық жүйеде газ шығынын өтеу де қымбатқа түсуі мүмкін;

      Газлифтті бір ұңғыма учаскелерінде немесе шағын кен орындарында пайдалану әдетте шығындарды өтемейді;

      Газлифтті жоғары қысымды немесе төмен қысымды терең ұңғымалар үшін қолданбаған дұрыс;

      Газды дәл өлшеу қиын, ал ағынның пульсациясы жердегі Жабдықты пайдалануды қиындатуы мүмкін.

3.1.1.3. Шикі мұнайды плунжерлік пайдалану әдісімен өндіру

      Механикаландырылған өндіру әдістерінің ішінде плунжерлік лифт бәрінен сирек қолданылады. Ол механикаландырылған өндірісі бар барлық ұңғымалардың кемінде бір пайызында қолданылады. Оны көбінесе кейбір табиғи ағын бар жағдайларда пайдаланады. Дегенмен, кейбір ұңғымаларда бұл әдіс әсіресе, газ факторы жоғары ұңғымаларда немесе кенжар қысымы төмен және өнімділігі төмен газ ұңғымаларында ыңғайлы. Мұндай ұңғымаларда сорғы-компрессорлық колонна бойынша токтың жылдамдығы флюидтерді жер бетіне шығаруға тым аз. Сорғы-компрессорлық колоннада бөліну болады: ұңғыма сұйықтықпен толтырылады және ағуды тоқтатады. Плунжерлік лифт кезінде сорғы-компрессорлық колонна бойынша жоғары және төмен қозғалатын плунжер пайдаланылады. Плунжердің ішінде сорғы-компрессорлық бағананың жоғарғы жағына жеткен кезде ашылатын және оның түбіне соғылған кезде жабылатын қайта қосу клапаны бар (3.4-сурет). Сорғы-компрессорлық колоннаға плунжерді отырғызу сұйықтықтың газ арқылы кері өтуін төмендетеді.3.5-суретте көрсетілгендей, оны қиыстырады.



      3.4-сурет. Плунжерлік көтергіштің негізгі бөліктері

      Плунжерлік көтергіш мұнай және газ ұңғымаларының қызмет ету мерзімін ұзарту үшін қолданылады, мұнда ұңғыманың өз энергиясы өндіруге пайдаланылады. Дегенмен, пакер, сору клапаны және мерзімді газлифтті орнату арқылы Плунжерлік көтергіш сыртқы газ көзін де пайдалана алады, бұл тек мерзімді газ көтергіш қондырғыға қарағанда жақсы нәтижелерге қол жеткізуге мүмкіндік береді. Плунжерлік көтергіш ұңғымаларда да қолданылады, онда парафин, тұз немесе тұнба сорғы-компрессор бағанының қабырғаларында өндіруге кедергі келтіреді. Плунжерлік сорғы-компрессорлық колоннада жұмыс істеу бұл шөгінділерді өндіруге кедергі келтіретін деңгейге дейін көтермес бұрын жоюға көмектеседі.



      3.5-сурет. Плунжерлік көтергіштің жұмыс циклі: а - ұңғыма шағын беттік қысыммен жабылған, тығынжыл ұсталады, айналмалы клапан ашық; б - ұңғыма жабық, қысым күшейеді, тығынжыл ашық клапанмен шығарылады, сұйықтық сорғы-компрессор бағанының түбінде жиналады: в - ұңғыма жабық, тығынжыл түбіне соғылады, сұйықтық плунжердің үстінде болады; г - ұңғыма ашық, сұйықтық жүктемесі бар плунжер кеңейіп жатқан газдың әсерінен еденді көтереді, айналмалы клапан жабық; 4-ұңғыма ашық, тығынжыл қақпақпен соқтығысады, тұзақ іске қосылады, айналмалы клапан ашылады. Әрі қарай ұңғыма жабылып цикл қайталанады.

      Артықшылықтары мен кемшіліктері

      Плунжерлік көтергіш жүйелері көп жағдайда автоматты режимде немесе қысым датчиктерін қолдану арқылы жұмыс істейді және қолмен басқарылатын бірнеше жағдайларды ғана кездестіруге болады. Автоматты цикл ұзақтығын реттегіштер, тығынжылдар және Плунжерлік көтергіш жүйелерінде қолданылатын тұзақтар өте әртүрлі болуы мүмкін.

      Плунжерлік лифтінің маңызды артықшылығы - төмен шығындар. Плунжерлік жүйені орнату салыстырмалы түрде арзан және пайдалану шығындары басқа жүйелермен салыстырғанда аз. Плунжерлік жүйелер тальктерге орнатылуы мүмкін, ал теңіз ұңғымалары жағдайында олар платформада қосымша орын қажет етпейді.

      Плунжерлік көтергіштерді көлбеу бағытталған ұңғымаларда және мерзімді газлифтпен жұмыс істеп тұрған ұңғымаларда пайдалану үшін өзгертуге болады, бұл өндірістің өнімділігі мен тиімділігін жақсартады.

      Плунжерлік көтергіштердің басты кемшілігі-іріктеу жылдамдығы жоғары ұңғымалар үшін жарамсыздық. Плунжерлік кептелу және құмды шығару проблемалары жыртқыштың тоқтап қалуына әкелуі мүмкін. Плунжерлік көтергіштің тағы бір кемшілігі - ұңғымадан шыққан импульстік ағын жердегі жабдықтың тиімділігіне теріс әсер етуі мүмкін.

3.1.1.4. Штангалық тереңдіктегі сорғылармен шикі мұнай өндіру

      Штангалық сорғылардың көмегімен өндіру - мұнайды жасанды түрде көтерудің ең кең таралған тәсілі. Штангалық сорғының негізгі бөлшектері, келесілер: тереңдікті сорғы, күш салуды үстіңгі жағынан сорғыға беруге арналған штангалар және штангаларды қайтарымды-үдемелі қозғалысқа келтіретін үстіңгі сорғы торабы. 3.6-суретте бейнеленген типтегі тербелмелер неғұрлым кең таралған болып табылады.



      3.6-сурет. Штангалық сорғының ең көп таралған түрі

      Әрекет принципі. Терең сорғы ең қарапайым түрінде жақсы шыңдалған цилиндр бойынша жоғары-төмен қозғалатын поршеннен тұрады. Поршень сұйықтықтың жоғары ағуына мүмкіндік беретін, бірақ төмен емес кері клапанмен жабдықталған. Сондай-ақ лақтырылатын деп аталатын кері клапан. қазіргі заманғы сорғыларда әдетте шар-ер типті клапан болып табылады. Екінші сору клапаны - бұл цилиндрдің астында орналасқан шар клапаны және кері клапанға ұқсас сұйықтықтың жоғары ағуына мүмкіндік береді, бірақ төмен емес (3.7-сурет).




      3.7-сурет. Қарапайым штангалық сорғының схемалық бейнесі

      Қарапайым штангалық сорғының жұмыс принципі 3.8-суретте көрсетілген. Бастапқыда поршень инсульттің төменгі нүктесінде стационарлық күйде болады. Осы кезде сору және түсіру клапандары жабық. Сорғы-компрессорлық колоннадағы сұйықтық бағанасы сору клапанының үстінде гидростатикалық қысым жасайды. Май өзегіне (сорғы штангасының бағанының жоғарғы өзегі) және сорғы блогына жүктеме тек сорғы штангасының бағанының салмағы болып табылады. Поршень жоғары қозғалған кезде тексеру клапаны жабық күйінде қалады және сорғы бағанының бағанасы сорғы бағанындағы сұйықтықтың салмағын-сорғы бағанының салмағын және сұйықтық бағанының салмағын алады. Поршень мен сорғы цилиндрінің арасындағы минималды ағып кету кезінде сорғыш клапан ашылып, ұңғымадан сұйықтық сорғы цилиндріне түсуі үшін сорғыш пен сорғыш клапандар арасындағы қысым төмендейді. Жұмыс барысының жоғарғы нүктесінде поршень тоқтайды және екі клапан да қайтадан жабылады, сұйықтықтың салмағы қайтадан поршень мен түсіру клапанына түседі. Енді сорғы цилиндрі сұйықтыққа толып, сұйықтық сығылмайтын болды делік. Поршень төмен қарай қозғала бастағанда, түсіру клапаны ашылады. Сорғы-компрессорлық колоннадағы сұйықтық бағанының салмағы сору клапаны мен жұмыс бағанына ауысады, ал май өзегі мен сорғы жинағындағы жүктеме қайтадан штангалардың салмағынан тұрады. Поршеньді одан әрі төмен қарай жылжыту сұйықтықтың цилиндрден поршеньге тексеру клапаны арқылы өтуіне әкеледі. Поршеньді жұмыс барысының төменгі нүктесіне қайтару циклды аяқтайды.




      3.8-сурет. Штангалық сорғының жұмыс циклінің схемасы

      Іс жүзінде майлы өзек мұндай жүктемені ешқашан қабылдамайды. Жүктемеге инерция әсер етеді, сорғының тиімділігі 100 %-дан аз, үйкеліс жүктемені өзгертеді, жүктеме астындағы штангалар созылып, процестің динамикасы өз түзетулерін жасайды. Май өзегіне жүктеме, дегенмен, сорғының өте ұзақ, баяу жұмыс істеуімен өте таяз ұңғымадан бір фазалы сұйықтықты айдау кезінде сипатталғанға жақын. Сорғының жұмысын бағалау үшін қолданылатын нақты жүктеме диаграммалары динамограммалар деп аталады.

      Тереңдіктегі сорғылар

      Штангалық сорғы қондырғыларында тереңдіктегі сорғылардың екі негізгі түрі қолданылады (3.9-сурет). Бірінші типтегі сорғылар құбыр деп аталады, өйткені сорғы цилиндрі сорғы-компрессорлық құбырда орналасқан. Поршень сорғы штангаларындағы ұңғымаға түседі. Сорғы цилиндрінің ішкі диаметрі оның ішіндегі бағанның диаметрінен сәл ғана аз. Бұл берілген дизайндағы ең жоғары өндіру жылдамдығын қамтамасыз етеді. Сорғы цилиндрін ауыстыру үшін ұңғымадан сорғы-компрессор бағанын алу керек.




      3.9-сурет. Штангалық сорғы қондырғыларына арналған сорғылардың екі түрі: а – құбырлық сорғы, б – штанганың жоғарғы бекітпесі бар стационарлық кірістіру цилиндрі. Сорғы мен цилиндрді сорғы-компрессорлық бағанды көтермей-ақ ұңғымадан алуға болады

      Екінші типтегі тереңдіктегі сорғылар кірістіру деп аталады - олар сорғы-компрессор бағанына түсіп, одан штангалармен шығарылады. Мұндай сорғыны бір бөлік ретінде көтеруге болатындықтан, тереңірек ұңғымалардағы құбыр сорғыларына қарағанда артықшылық беріледі.

      Тербелмелер

      Тербелмелер (теңгерімді сорғы қондырғылары) күштерді штангалар жүйесінің жоғарғы бөлігіне кері қозғалыс түрінде жібереді. Жұмыс барысының ұзындығы 16 м-ге дейін жетуі мүмкін. Бастапқы қозғалтқыштың салыстырмалы түрде жоғары айналу жылдамдығы алдымен белдік берілісімен, содан кейін тісті беріліс қорабымен төмендейді, осылайша иінді минутына берілген жұмыс инсультімен айналады. Иінді айналдыру иінді иықпен, иінді саусақ тірегімен, байланыстырушы штангамен және тепе-теңдікпен түрлендіріледі, ал тұрақтандырғыштың қозғалысы теңгергіштің басымен және штангаларды ілуге арналған сырғамен майлық өзектің сызықтық қозғалысына ауысады. Орнатуды дұрыс орнатқан кезде, бұл қозғалыс ауыз қуысының тығыздағышына ешқандай иілу жүктемелерін тудырмауы керек. Тығыздағыш сояуыш пен тығыздама сұйық шығатын құбыржолына бағыттау үшін штангалар мен сорғы-компрессорлық баған арасындағы тығыздауды қамтамасыз етеді (3.10-сурет).




      3.10-сурет. Тербелме станогының схемалық суреті

      Бастапқы қозғалтқыштың салыстырмалы түрде жоғары айналу жылдамдығы алдымен белдік берілісімен, содан кейін иінді минутына берілген жұмыс инсультымен айналдыру үшін беріліс редукторымен төмендейді. Иінді айналдыру иінді иықпен, иінді саусақ тірегімен, байланыстырушы штангамен және тепе-теңдікпен түрлендіріледі, ал тұрақтандырғыштың қозғалысы теңгергіштің басымен және штангаларды ілуге арналған сырғамен майлық өзектің сызықтық қозғалысына ауысады. Қондырғыны дұрыс орнатқан кезде, бұл қозғалыс саға тығыздағыш сояуышына ешқандай иілу жүктемелерін тудырмауы керек. Тығыздағыш сояуыш пен тығыздаманы сұйық шығатын құбыржолына бағыттау үшін штангалар мен сорғы-компрессорлық баған арасындағы тығыздағышты қамтамасыз етеді.

      Артықшылықтар

      Штангалық сорғы жиі қолданылады және пайдалану мен техникалық қызмет көрсетумен айналысатын қызметкерлердің көпшілігіне жақсы таныс. Оны өнімділіктің кең ауқымында және шектеулі жылдамдықта қолдануға болады және шектеулі тереңдікте өнімді ұңғымадан таусылғанға дейін шығарып алуға болады. Штангалық сорғылар өте сенімді және әртүрлі әдістермен оңай диагноз қойылады: тексеру, динамометрия және ұңғыманы зондтау.

      Бұл әдіс жоғары температуралы немесе тұтқырлығы жоғары мұнайды өндіруге мүмкіндік береді, ал коррозия мен шөгінділердің пайда болуы оңай шешіледі. Штангалық сорғылар электр немесе отын газымен жұмыс істейді, ал электр жетегі газ беру кестесіне немесе мерзімді жұмысқа оңай бейімделеді. Ақырында, штангалық сорғының бағасы операциялық шығындарды төмен деңгейде ұстаудың қосымша артықшылығы болып табылады.

      Кемшіліктер

      Штангалық сорғылардың кемшіліктерінің арасында олардың қисық ұңғымаларға жарамсыздығын атап өткен жөн. Олар қолдануға болатын ұңғымалардың тереңдігі мен көлемі штангалардың салмағымен және қауіпсіздік маржасымен шектеледі, ал ұңғыманың жоғары газ факторы немесе ұңғыма сұйықтықтарына құм мен парафиннің түсуі олардың тиімділігін одан әрі нашарлатады.

      Қондырғылардың белгілі бір физикалық Сипаттамалары оларды пайдалануға қарсы екенін көрсетеді. Штангалық сорғылардың үлкен өлшемдері қала құрылысына кедергі келтіреді және ауылдық жерлерде айналмалы жаңбырлатқыштардың жұмысына кедергі келтіреді, жалпы салмағы мен өлшемдері оларды теңіз платформаларында қолдануға кедергі келтіруі мүмкін. Ұңғыма ішіндегі жабдыққа қызмет көрсету үшін көтергіш құрылғыларды пайдалану қажеттілігіне байланысты қосымша қолайсыздықты ескеру қажет.

3.1.1.5. Шикі мұнайды батырмалы бұрандалы сорғылармен өндіру

      Батырмалы бұрандалы сорғылар электр бұрандалы сорғылары бар қондырғылар ретінде белгілі. Бұл сорғы мұнай өндіру ұңғымаларынан тұтқырлығы жоғары сұйықтықты соруға арналған.




      3.11-сурет. Бұрандалы сорғы а - ротор, б - статор, в - сорғы жинағы, 1- сорғы корпусы, 2 - статор мен ротор арасындағы қуыс

      Бұрандалы сорғы 3.11-суретте көрсетілген және ротордан тұрады – hp қадамы бар қарапайым спираль және ротордың қадамынан екі есе асатын hc қадамы бар қос спираль статоры.

      3.11-суретте бұрандалы сорғының бір бөлігі схемалық түрде көрсетілген. Бұрандалы сорғының негізгі параметрлері-ротордың диаметрі D, статор қадамының ұзындығы hc, және эксцентриситет е. Ротор мен статор арасында пайда болған қуыстар бөлінеді. Ротор айналған кезде бұл қуыстар радиус пен ось бойынша қозғалады. Қуыстарды жылжыту сұйықтықтың төменнен жоғары қарай итерілуіне әкеледі, сондықтан кейде бұл сорғыны қозғалатын қуысы бар сорғы деп атайды.

      Ротор тегіс кесілген бір бұрандалы бұранда болып табылады және хромдалған немесе басқа тозуға қарсы жабыны бар жоғары беріктігі бар болаттан жасалған. Статор ротор бұрандасының қадамынан екі есе үлкен қадаммен екі кіретін бұрандалы бет болып табылады, резеңкеден немесе пластикалық материалдан жасалады және сорғы корпусына орнатылады.

3.1.1.6. Электр жетекті қалақты сорғылар қондырғыларымен шикі мұнай өндіру

      Шикi мұнай өндiру үшiн неғұрлым тиiмдi агрегаттың бiрi өзiнiң конструкциясы және мұнай эмульсиясының көп мөлшерiн iрiктеу қабiлетi бойынша электр жетекті қалақ сорғысын (ЭЖҚС) орнату болып табылады. ЭЖҚС батырмалы электр қозғалтқыштан, қалақ сорғысынан, телеметриядан, гидравликалық қорғаудан, кәбілдік желіден, ұңғыма сағасының жабдығынан, басқару станциясынан және көтергіш трансформатордан тұрады және ұңғымалардан мұнай эмульсиясын өндіруге арналған.

3.1.1.7. Шикі мұнайды батырмалы диафрагмалы сорғылармен өндіру

      Диафрагмалық сорғылар көлемді типтегі сорғылар болып табылады. Сорғының негізгі жұмыс элементі-сорылатын сұйықтықты сорғының басқа элементтерімен жанасудан бөлетін диафрагма.

      Ұңғыма диафрагмалық сорғы бұрандалы сорғылары бар қондырғыларда қолданылатын суасты электр қозғалтқышымен жұмыс істейді. Қондырғы жерүсті және суасты жабдықтарынан тұрады. Батпалы агрегат СКҚ бағанындағы ұңғымаға түсіріледі, ал электр қозғалтқышының қоректенуі СКҚ бағанына бекітілетін кабель арқылы жүзеге асырылады.

      Сорғы келесідей жұмыс істейді. Қозғалтқыш білігінің айналуы бұрыштық берілісті басқарады. 13 тісті дөңгелектің айналуымен бірге 11 эксцентрик айналады, бұл 7 серіппемен эксцентрикке басылған 9 поршеньді қайтаруға әкеледі. 3.12-суреттегі диаграмма поршеньнің төменгі орнын көрсетеді. А камерасының көлемі тұрақты болғандықтан, цилиндрдегі поршеньмен бос орын маймен толтырылады және диафрагма 3.12-суретте көрсетілген төменгі позицияны алады. Поршень төмен қарай қозғалған кезде диафрагма қуысының үстіндегі қысым төмендейді, айдау клапаны жабылады, сору клапаны ашылады және ұңғыма өндірісі диафрагма қуысына түседі. Поршень жоғары қарай жүргенде А камерасындағы қысым жоғарылайды, нәтижесінде жоғары және диафрагма қозғалады. Диафрагма қуысындағы қысым жоғарылайды, сорғыш клапан 4 жабылады, ал айдау клапаны 3 ашылады; сұйықтық диафрагма қуысының үстінен СКҚ бағанына шығарылады. Поршень қозғалған кезде Б камерасының көлемінің өзгеруі ондағы майдың көлемін де өзгертеді. Бұл өзгерістер өтемақы 16 диафрагмасы арқылы өтеледі.





      3.12-сурет. Диафрагмалық сорғы қондырғысының батырмалы агрегатының қағидаттық схемасы: 1- СКҚ бағанасы; 2 – ағызатын клапан; 3 – айдау клапаны; 4 – сору клапаны;

      5 – диафрагма; 6 – өстік арна; 7 – бұрандалы серіппе; 8 – цилиндр; 9 - поршень; 10 – корпус;

      11 – эксцентрик; 12 – тірек; 13-14 – тісті доңғалақтар; 15 – батпалы электр қозғалтқышы;

      16 – компенсациялық диафрагма; 17 – электр кабелі; 18 – арнайы клапан торабы

      Диафрагмалық сорғы қондырғылары агрессивті өнімдері бар, сондай-ақ механикалық қоспалары бар ұңғымаларды пайдалануға арналған. Себебі, айдалатын өнім олардан диафрагмамен бөлініп, батпалы агрегаттың жылжымалы бөлшектерімен жанаспайды.

3.1.1.8. Электрлі орталықтан тепкіш сорғылармен шикі мұнай өндіру

      Батырмалы орталықтан тепкіш сорғыны орнату жерүсті және жерасты жабдықтарын қамтиды. Жердегі жабдыққа кәбілдік енгізумен жабдықталған фонтандық арматура, жиналмалы манифольдтар, өлшеу қондырғысы, сондай-ақ басқару станциясын, трансформаторды, клеммалық қорапты, кәбілдік желілерді қамтитын жердегі электр жабдығы кіреді.



      3.13-сурет. Электрлі орталықтан тепкіш сорғының қағидаттық схемасы

      Жерүсті электр жабдықтары электрмен жабдықтау, басқару және электр сорғыларын қорғау үшін қызмет етеді. Бұрқақтық арматура манифольдтер арқылы ұңғыма сұйықтығының ағынын бақылауға, реттеуге және өндірілетін өнім көлемін анықтайтын өлшеу қондырғысына бағыттауға мүмкіндік береді. Жерасты жабдықтарына мыналар кіреді: электр қозғалтқышы бар орталықтан тепкіш сорғы, кабельдік желі, сорғы-компрессорлық құбыр бағанасы және басқа да қосымша жабдықтар. Сорғы - компрессорлық құбырлар бағанасы ұңғыма сұйықтығының бетіне көтерілуін қамтамасыз етеді. Сорғы корпусында қадамдар орнатылған, олардың әрқайсысы айналмалы жұмыс дөңгелегі мен қозғалмайтын бағыттаушы аппараттан тұрады. Қадамдар саны оның берілуін, қысымын және қуат тұтынуын анықтайды. Суасты электр қозғалтқышының құрамына протектор мен компенсатордан тұратын төсеніш пен гидроқорғау кіреді. Жер бетінен электр энергиясы брондалған үш ядролы кабель арқылы беріледі, ол құбырлардың денесіне белдіктер арқылы бекітіледі.

3.1.1.9. Үздіксіз дискретті газлифт (ҮДГ) әдісімен шикі мұнай өндіру

      Үздіксіз дискретті газлифт технологиясының негізі дифференциалды реттеуші болып табылады, ол көтергіш бағанға арнайы ұңғыма камерасында есептік тереңдікте орнатылады. Ұңғымадан реттегішті орнату және алу арқан техникасының стандартты құралдар жиынтығы арқылы жүзеге асырылады. Қажет болған жағдайда ұңғымаларды технологиялық аялдамалардан кейін сөндіргеннен немесе қайта іске қосқаннан кейін іске қосуды жүзеге асыру үшін газлифт жүйесінде ҮДГ іске қосу клапандары қолданылады. Егер ұңғымалардың конструкциясында шағын көлемді пайдалану бағанасы пайдаланылса, онда іске қосу клапандары осы мақсаттар үшін арнайы әзірленген мандрельде стационарлық нұсқада орындалуы мүмкін.

      Бұл технологияның ерекшелігі-ұңғымаларды пайдалану белгіленген кенжар қысымы режимінде жүзеге асырылады, ал үздіксіз немесе мерзімді газ көтергіштің жұмыс режимі ағынның мөлшеріне (ұңғыманың дебеті) байланысты автоматты түрде орнатылады. Бұған ұңғыманың сақиналық кеңістігіндегі сұйықтықтың динамикалық деңгейін және газ қысымын автоматты түрде тұрақтандыру арқылы қол жеткізіледі.

3.1.1.10. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      ЭОС қондырғылары мынадай тораптардан тұрады: электрлі ортадан тепкіш сорғы – батпалы электр қозғалтқышы – батпалы кабелі – жиілікпен реттелетін жетегі бар басқару станциялары – үш фазалы май трансформаторлары-жерүсті қоректендіру кабелі. Сорғының тиімділігіне сорғы-компрессорлық құбырдағы және ұңғыма фитингтеріндегі гидравликалық шығындар әсер етеді. Шығындарды элементтік талдау электр энергиясын тұтынудың жоғарылауы бар қондырғылардың тораптарын анықтауға және осыны ескере отырып, механикаландырылған ұңғымалар қорының энергетикалық тиімділігін арттыру бойынша іс-шараларды әзірлеуге мүмкіндік береді. 3.1-кестеде ЭОҚ батпалы сорғылары бар ұңғымалар бойынша өндіруге электр энергиясының үлестік шығысы бойынша деректер келтірілген.

      3.1-кесте. ЭОСҚ энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВт*сағ/тәу

182,4

404

2

1 м3 шикі мұнай өндіруге жылу энергиясын үлестік тұтыну

кВт*сағ/м3

1,1

3

3

1 тонна шикі мұнай өндіруге жылу энергиясын үлестік тұтыну

кВт*сағ/т

5,8

13,5

      Көптеген ұңғымалардың жұмыс режимі 24/24 тұрақты, ал кейбір ұңғымалар ӨЖС деңгейіне және сорғыны қабылдау қысымына байланысты мерзімді режимде жұмыс істейді. 3.2-кестеде ШТС қондырғылары бар ұңғымалар бойынша өндіруге электр энергиясының меншікті шығысы бойынша деректер келтірілген.

      3.2-кесте. ШТС энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВт*сағ/тәул

266,4

348

2

1 м3 шикі мұнай өндіруге жылу энергиясын үлестік тұтыну

кВт*сағ/м3

9,2

75

3

1 тонна шикі мұнай өндіруге жылу энергиясын үлестік тұтыну

кВт*сағ/т

12,4

100

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссиялардың көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды) саңылауы болып табылады.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың пайда болуы көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.1.2.      Газды (мұнай (ілеспе) газын, табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

      Газ өндіру газ ұңғымаларын пайдаланудан тұрады, оның негізгі мақсаты газды қабаттан алу және жер бетінде жинау болып табылады.

      Жұмыс барысында газ ұңғыманың беткейлерінен жер бетіндегі сағаларға дейін қозғалады. Ұңғымадан алынған газдың негізгі компоненттері-ауыр көмірсутек буы, су, тұрақсыз көмірсутек конденсаты және Қалқымалы заттар.

      Ұңғыманы пайдаланудың негізгі компоненттері:

      ұңғыманы іске қосу және тоқтату;

      берілген жұмыс режимін бақылау;

      күрделі жағдайларда (суландыру, коррозия және т.б.) қондырғылардың тұрақты жұмысын жүзеге асыру.

      Ұңғымалар келесі түрлерге бөлінеді:

      пайдалану – газ және газ конденсатын алу үшін қажет;

      айдау – ұңғыманың шығынын арттыруға, құрғақ ауаны айдауға қызмет етеді;

      арнайы – топырақтың геологиялық құрылымын барлау үшін қолданылады.

      Мұнай эмульсиясы – сұйық көмірсутектердің, газдың, судың және кейбір қоспалардың қоспасы. Су мен қоспаларды көмірсутектер қоймаға, құбырға кірмес бұрын алып тастау керек. Сұйық көмірсутектер мен қажетсіз қоспалар құбырға түскенге дейін табиғи газдан да шығарылуы керек. Барлық дерлік қоспалардың болуы белгілі бір түрдегі операциялық проблемаларды тудырады. Шикі мұнайдың эмульсиясын бұзып, таза мұнайды бөлу үшін эмульгатор мен оның пленкасын алып тастау керек. Осыдан кейін су бөлшектері мұнайдан бөлінуге қабілетті үлкен тамшыларға жинала алады.

      Бөлу жүйесінің түрі келесі факторларға байланысты таңдалады:

      эмульсия тұрақтылығы;

      мұнай мен оның құрамындағы судың тығыздығы;

      мұнай, газ және судың коррозиялық белсенділігі;

      мұнай құрамындағы судың шөгінділердің түзілуіне бейімділігі;

      суды өңдеуге және ұстауға арналған мұнайдың жалпы мөлшері; газ сатуға арналған тауарлық газ құбырының болуы; жабдыққа жарамды жұмыс қысымының мөлшері;

      шикі мұнайдың парафиндік шөгінділерге қабілеттілігі.

      Кейде мұнай эмульсиясы тұрақсыз болады. Егер оған тұруға жеткілікті уақыт берілсе, онда су резервуардың түбіне түсіп, мұнай мен ілеспе газ көтеріледі. Мұндай тұндырғыш резервуар жуып-шаятын бак немесе тұндырғыш деп аталады (3.14-сурет).



      3.14-сурет. Жуып-шаятын бактың немесе тұндырғыштың схемалық бейнесі

      Тұндырғыштардың әртүрлі конструкцияларының болуына қарамастан, олар әдетте таза мұнайдың өз салмағымен қоймадағы резервуарға түсуін қамтамасыз ету үшін жеткілікті жоғары, су резервуардың түбінен су тізесіне түседі, ілеспе газ желдету арнасы арқылы шығарылады.

3.1.2.1. Эмиссияның ағымдағы деңгейлері

      Атмосфераға шығындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссиялардың көздері бекіту-реттеу арматурасының және фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), тұндырғыштың (ұйымдастырылмаған көз, Анықтамалықта қарастырылмайды), қазандық қондырғысының (міндетті емес) саңылауы болып табылады. Шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі тұндырғышта жүреді, төгінділердің сипаттамасы 3.11-бөлімде келтірілген.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Қалдықтардың пайда болуы тұндырғышты тазарту нәтижесінде болады, Сипаттамасы 3.11-бөлімде келтірілген.

3.1.3. Шикі мұнай мен газды ішкі кәсіпшілік құбыржол арқылы тасымалдау

3.1.3.1. Құбыржолдар бойынша тасымалдау

      Магистральдық құбыржолдар мұнай, мұнай өнімдері мен газ көлігінің неғұрлым заманауи түрі ретінде мұнай-газ кәсіпшіліктері, мұнай өңдеу зауыттары, өнеркәсіптік және қалалық газбен жабдықтау мұнай өнімдерімен жабдықтау жүйелері жұмысының қалыпты өндірістік режимін қамтамасыз етуі тиіс.

      Мұнай-газбен жабдықтау жүйелерінің режимдерін басқарудың жалпы міндеті-жалпы халық шаруашылығы үшін экономикалық тиімділігі жоғары мұнайға, мұнай өнімдеріне және газға деген қажеттілікті қамтамасыз ету. Қатаң айтқанда, экономикалық оптимум мұнай, мұнай өнімдері мен газды өндіруге және бөлуге кететін шығындарды, сондай-ақ ұлттық экономиканың басқа салаларындағы мұнай-газ тасымалдау жүйелерінің жұмысына байланысты шығындарды қамтитын жиынтық есептік шығындардың минимумы бойынша анықталуы керек, яғни. энергиямен жабдықтау, су ресурстарын пайдалану және т.б. бойынша қамтамасыз етуші салалармен тығыз байланыстар, сондай-ақ мұнаймен, мұнай өнімдерімен және газбен жабдықтау сенімділігінің халық шаруашылығының барлық салаларының жұмыс істеуіне және әлеуметтік құрылымға әсері ескерілуі тиіс. Мұнай-газ тасымалдау жүйелерін басқару кезіндегі негізгі мәселелер өткізу қабілетін арттыру, мұнай, мұнай өнімдері мен газды тасымалдауға жұмсалатын энергетикалық шығындарды азайту, уақыт бойынша режимдерді тұрақтандыру, белгіленбеген, оның ішінде авариялық режимдер кезінде оңтайлы басқару болып табылады.

      Кәсіптік құбыржолдардың келесі түрлері бөлінеді:

      1) Жерүсті технологиясы құбырларды жер деңгейінен жоғары биіктікте орналастыруды білдіреді, осылайша құбыржол зиян келтіруі мүмкін сыртқы әсерлерге қол жетімсіз болады.

      2) Жерүсті құбыржолдары жасанды топырақ негізіне салынады. Бұл жағдайда құбырлар арналарға немесе науаларға орналастырылады.

      3) Жерасты әдісі - құбыржол магистралі жерге белгіленген тереңдікке көміледі.

      Құбыржол желілері келесі негізгі элементтерден тұрады:

      1) әртүрлі мақсаттағы құбырлар;

      2) жалғаушы бөліктер (фланецтер, жалғаушы муфталар, тізелер, төртбұрыштар, бұрмалар, үштіктер, кресттер, тарақтар және т. б.);

      3)арматура (шойын, болат және арнайы);

      4) компенсаторлар.

3.1.3.2. Құбыржолдарды жылыту

      Жылыту үшін әртүрлі жылу тасымалдағыштар қолданылады: су буы, ыстық су, ыстық газдар мен мұнай өнімдері, электр энергиясы. Ең көп қолданылатын су буы, жоғары жылу мөлшері мен жылу беру қабілеті бар, оңай тасымалданады және өрт қаупін тудырмайды. Әдетте 0,3-0,4 МПа қысыммен қаныққан бу қолданылады, бұл мұнай өнімін 80-100 °C дейін қыздыруды қамтамасыз етеді.

      Ыстық су көп мөлшерде болған жағдайда қолданылады, өйткені жылу мөлшері қаныққан будың жылу мөлшерінен 5-6 есе аз.

      Ыстық газдардың қолданылуы шектеулі, өйткені олар төмен жылу сыйымдылығымен, төмен жылу беру коэффициентімен ерекшеленеді, сонымен қатар оларды жинауды ұйымдастыру қиын, олар мұнай өнімдерін автоцистерналарда және МӨЗ-дағы құбырлы жылытқыштарда қыздырғанда ғана қолданылады.

      Ыстық майлар жылу тасымалдағыш ретінде сирек қолданылады, отқа төзімді мұнай өнімдерін ыстық сумен және бумен қыздыру мүмкін емес Жоғары температуралы салқындатқышпен жылыту қажет болған жағдайда.

      Электр энергиясы – тиімді жылу тасымалдағыштардың бірі болып табылады, алайда электр жылыту құрылғыларын пайдалану кезінде өртке қарсы талаптарды сақтау қажет. Қыздырылған сымы бар жалаңаш электр жылыту жастықшасы мұнай өнімдерінің буларының тұтануына әкелуі мүмкін. Осыған байланысты электрмен жылыту кокстеу және тұтану температурасы жоғары мұнай өнімдері үшін және негізінен оларды вагон-цистерналардан ағызар алдында майлар үшін қолданылады.

      Су буымен жылытудың бірнеше әдісі бар: өткір бумен қыздыру, құбырлы жылытқыштар және айналмалы жылыту.

      Өткір (ашық) бумен жылыту қаныққан буды тікелей мұнай өніміне жіберуден тұрады, онда ол конденсацияланып, мұнай өніміне қажетті жылуды береді. Бұл әдіс негізінен теміржол цистерналарынан ағызу кезінде қыздырғыш мазутты қыздыру үшін қолданылады. Бұл әдістің кемшілігі-болашақта суланған мұнай өнімінен суды кетіру қажеттілігі.

      Құбырлы жылытқыштармен жылыту жылуды будан қыздырылған өнімге жылытқыштың қабырғалары арқылы беруден тұрады. Мұнда жылу тасығыштардың мұнай өнімімен тікелей байланысы алынып тасталады. Құбырлы жылытқышқа кіретін бу жылытқыштың қабырғасы арқылы мұнай өніміне жылу береді, ал конденсацияланған бу сыртқа шығарылады, соның арқасында мұнай өнімінің сулануы алынып тасталады.

      Циркуляциялық жылыту мұнай өнімін сол мұнай өнімімен жылытуға негізделген, бірақ жылу алмастырғыштарда алдын ала қыздырылған. Циркуляциялық жылыту негізінен ірі резервуарлық парктерге, сондай-ақ теміржол цистерналарына қызмет көрсету кезінде қолданылады.

3.1.3.3. Мультифазалық сорғы станциялары (МФСС)

      Мультифазалық сорғылар өз атауын заттың әртүрлі агрегаттық күйлерін (фазаларын) бір уақытта айдау қабілетіне байланысты алды.

      МФСС – ротордың пішіні бұрандаға ұқсайтын айналмалы типті көлемді сорғы. Ол екі немесе одан да көп қарама-қарсы айналмалы роторлардан және осы роторлар қоршалған корпустан тұрады. Роторлар біркелкі бұрандалы профильмен жасалған және беріліс ретінде бір-біріне жабысады. Сорғы ішіндегі осы үш құрылымдық элементтерден пайда болған қуыстар кеңейтілген сақина арналарын құрайды. Ротор айналған кезде олар бір бағытта қозғалады және жұмыс ортасын сорғы жағынан экстракцияға қарай жылжытады. Бұрандалы құрылым сонымен қатар тісті беріліс сорғыларымен салыстырғанда шуды азайтады. Бұл өндірістегі шу деңгейін айтарлықтай төмендетеді.



      3.14-сурет. МФСС-тің схемалық бейнесі:

      1 – ротор; 2 – статор; 3 – күш беру желісі байланыстырушы тарту және жетектен роторға күш беру үшін екі жетек буыны; 4 – біліктің тығыздағышы; 5 – Сору және қысым корпусы;

      6 – Блоктық құрылым.

3.1.3.4. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Мультифазалы сорғы станциялары мұнайды ОЖҚ-дан мұнай құбырларына тасымалдауға бағытталған. Аспаптардың көрсеткіштері – айдау қысымы (әр сорғы үшін), мойынтіректердің қыздыру температурасы орнында көрсетіледі және тірекке беріледі. Энергетикалық ресурстар пайдалану кезінде жалпы энергетикалық жүйеден тұтынылады. 3.3-кестеде мультифазалы сорғылармен электр энергиясының нақты шығыны туралы мәліметтер келтірілген.

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссия көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), сорғылардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), жылытқыштардың саңылауы болып табылады. Шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.2. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

3.2.1. Сепарациялық қондырғылар

      Үш фазалы сепаратор. Су жіберілетін үш фазалы сепаратор мұнай-газ ағынының өрескел бөлінуі бар цилиндрлік көлденең аппарат болып табылады (3.14.1-сурет). Ағындардың жылдамдығын аппараттың қимасы бойынша түзету үшін кесу-тарту табақтарынан тік қалқа орнатылған. Ішекті тамшылатқыш газды тазарту үшін, бөлу өнімдерінің кіруі/шығуы үшін штуцерлер қолданылады. Газ сұйықтық қоспасы сепараторға еркін газ бөлінетін циклон түріндегі газ сұйықтық қоспасын қабылдау құрылғысымен жабдықталған штуцер арқылы енгізіледі.

      Бөлінген газ аппараттың жоғарғы бөлігіне жиналады, тамшы сұйықтығын ұстау құрылғысынан өтеді және газ шығатын штуцер арқылы шығарылады. Таратудағы және гидродинамикалық коалициядағы құрылғыдан өткен сұйықтық аппараттың барлық қимасы бойынша біркелкі бөлінеді және үлес салмағының айырмашылығы салдарынан мұнай мен суға бөлінеді. Бөлінген су жабдықтың төменгі бөлігінде жиналады, ол жерден су шығатын штуцер арқылы ағызылады. Фазаларды бөлу деңгейі деңгей өлшегіштің көмегімен анықталады және реттеуші клапанның көмегімен ұсталады. ағызылатын судың мөлшерін өзгерту жолымен. Аппараттағы сұйықтықтың жалпы деңгейі құю қалқасымен ұсталады. Мұнай аралық арқылы келіп, мұнай жинау камерасының төменгі бөлігіне жиналып, сорғыны қабылдауға түседі. Камерадағы мұнай деңгейі деңгей өлшегіштің көмегімен анықталады және мұнайды есепке алу торабынан кейін орнатылған реттеуші клапанның көмегімен берілген аралықта автоматты түрде ұсталады. Үш фазалы сепаратор бақылау-өлшеу аспаптарымен, бекіту және сақтандыру арматурасымен жабдықталған.



      3.15 а-сурет. Үш фазалы мұнай сепараторының схемалық бейнесі

      I - мұнай, газ және су қоспасы; II - газ; III - мұнай; IV - су; 1 - шикізатты енгізу штуцері;

      2 - тарату коллекторы; 3 - сепарациялық бөлік; 4 және 9 - қалқалар;

      5 - су бөлігі; 6 - қабат суын бұру штуцері; 7 - газ шығару желісі;

      8 - газ бұру штуцері; 10 - мұнай бөлігі; 11 - мұнай бұру штуцері

      Екі фазалы сепаратор. Екі фазалы мұнай-газ сепараторы мұнай эмульсиясын сұйық және газ компонентіне бөледі. Екі фазалы мұнай сепараторының схемалық бейнесі 3.15-суретте берілген




      3.15 б-сурет. Мұнай сепараторының схемалық бейнесі

      1 – көлденең сыйымдылық; 2 – мұнай-газ қоспасының кіруіне арналған келтеқұбыр;

      3 – тарату құрылғысы; 4,5 – дефлекторлар; 6 – тік торлы тамшы шой; 7 – газ шығысына арналған келтеқұбыр; 8 – көлденең торлы тамшы шой; 9 – шұңғыма тәріздіге қарсы диск;

      10 – мұнай шығатын келтеқұбыр

      Сонымен бірге мұнай-газ өндіру алаңдарында газды сұйықтықтан түпкілікті тазартуға арналған цилиндрлік тік ыдыс болып табылатын торлы газ сепараторы қолданылады (3.16-сурет). Сепаратордың көлемі ол арқылы өтетін газдың мөлшеріне байланысты.

     


      3.16-сурет. Газ сепараторларының торлы саптамасы бар гравитациялық-инерциялық схема

      1 – корпус; 2 – сұйықтық жинағы; 3 – алдын ала (гравитациялық) сепарация бөлімі; 4 – сақиналы жалюзи саптамасы; 5 – жұқа сепарация секциясының су тығыздағышы бар су төгетін құбыр; 6 – торлы саптама; 7 – торлы коагулятор.

      Газ сепараторының ортаңғы бөлігіне енгізіледі, онда алдымен коагулятор, содан кейін торлы саптама өтіп, ондағы сұйықтықтың тамшыларынан босатылады және жабдықтың жоғарғы жағынан шығарылады. Тамшылар мен конденсат газ сепараторынан төмен қарай ағып кетеді, ол жерден жинақталған кезде дренаждық ыдысқа төгіледі. Сепаратордағы конденсат деңгейі деңгей өлшегіштің көмегімен бақыланады. Бұдан басқа, сепаратор конденсат деңгейінің сигнализаторларымен, манометрмен, сақтандырғыш клапанмен және бекіту арматурасымен жабдықталады.

3.2.1.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), мұнай-газ/газ сепараторының (ұйымдастырылмаған көз, Анықтамалықта қарастырылмайды) саңылауы болып табылады.

      Сарқынды сулардың төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі жабдықтың төменгі бөлігінде кейіннен дренаж сыйымдылығына ағызу арқылы жүргізіледі. Сарқынды сулардың түзілу көлемі ұңғыма өнімдерінің сулануына тікелей байланысты.

      Қабаттық суды дайындау

      Мұнайдан бөлгеннен кейін қабаттық су қабаттық қысымды ұстап тұру үшін де, оны кәдеге жарату (көму) мақсатында да қабатқа қайта айдалады.

      Суды, газдарды, механикалық қоспаларды жою мақсатында сепарациялау процестері

      Қабаттық суды қышқыл компоненттерден тазарту

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Негізгі қалдықтарға жабдықты тазалау нәтижесінде пайда болатын мұнай қалдықтары жатады. Түзілу мөлшері механикалық қоспалар санына тікелей байланысты. Механикалық қоспалар мұнай шламының қалдықтарын құрайды.

3.2.2. Шикі мұнайды тұрақтандыру

      Мұнайды тұрақтандырудың мәні одан ұшпа көмірсутектерді (пропан-бутан фракциясы), сондай-ақ мұнайда еритін күкіртсутек, көмірқышқыл газы және азот сияқты ілеспе газдарды бөлу болып табылады, бұл мұнайдың буланудан шығынын азайтады, мұнай кен орнынан мұнай өңдеу зауытына дейінгі жол бойындағы аппаратураның, жабдықтың және құбырлардың коррозия процесінің қарқындылығын төмендетеді.

      Мұнайды тұрақтандырудың келесі әдістері қолданылады: ыстық немесе вакуумдық, бөлу және ректификация.

      Ыстық немесе вакуумды бөлу кезінде кең газ фракциясы мұнайдан бөлінеді, онда пропан-бутан фракциясымен бірге жоғары молекулалық көмірсутектердің көп мөлшері бар, оларды мұнайдан алу оның сапасын нашарлатады. Кең газ фракциясынан жоғары молекулалы көмірсутектерді алу және оларды кейіннен тұрақты мұнайға қайтару үшін келесі процестер қолданылады:

      1) кейіннен қалдық газдардың қысылуымен, май сіңірілуімен немесе төмен температуралы конденсациясымен бір реттік конденсация;

      2) кейіннен газ қалдығын сығымдай отырып, фракцияланған конденсация;

      3) абсорбция немесе ректификациялау.

      Мұнайды ректификациялау арқылы тұрақтандыру кезінде барлық мұнай ректификациялау процесіне ұшырайды, бұл ретте көмірсутектердің нақты бөлінуі қамтамасыз етіледі және мұнайды тұрақтандырудың белгіленген тереңдігіне қол жеткізіледі.

      Ыстық сепарациямен және кең газ фракциясының бір реттік конденсациясымен мұнайды тұрақтандыру процесінің технологиялық схемасы 3.17-суретте келтірілген. I сорғымен шикі мұнай 1 жылу алмастырғышқа беріледі 3 және 4 сусыздандыру және тұзсыздандыру блогынан өткеннен кейін тұрақтандыруға түседі. Бұл ретте сусыздандырылған және тұзсыздандырылған мұнай 5 бу қыздырғышта 80-120 ° С температураға дейін қыздырылады және одан кең газ фракциясы бөлінетін 0,15-0,25 МПа қысымда 6 сепараторда бір рет буланады. 6-сепаратордың астынан тұрақты мұнай III шығарылады, ол 7-сорғымен 3, мұндағы шикі мұнайдың жылуын береді және тұрақты мұнайдың 2 резервуарына жіберіледі, 6 сепараторындағы мұнайдан бөлінетін IV кең газ фракциясы, күкіртті сутекті, көмірқышқыл газын және азотты алу процесіне, сондай-ақ бір реттік конденсацияға ұшырайды, ол үшін тоңазытқышта 8-ден 30 °С температураға дейін салқындатылады, бұл ретте жоғары молекулалы көмірсутектері конденсацияланады 9-сепаратордағы газдан бөлінетін (бензин) 10-бензиннің сыйымдылығына жиналады және 11-сорғымен оның бензин әлеуетін қалпына келтіру үшін тұрақты мұнайға қайтарылады. 9-сепаратордан бөлінетін газ 12-компрессорды қабылдауға түседі, онда газ қысымы газ өңдеу зауытына дейінгі қашықтыққа байланысты 0,5-1,7 МПа дейін көтеріледі. Компрессордан кейін газ 13 май бөлгіші өтеді, онда компрессордан газбен тасымалданатын VII майлау майы, 14 конденсатор-тоңазытқышы және 15 сепараторы бөлінеді, онда сығу және салқындату нәтижесінде конденсацияланған тұрақсыз конденсат VI бөлінеді, Тұрақсыз конденсат 16 сыйымдылықтарына жиналады, одан 17 сорғымен газ өңдеу зауытына айдалады. Сол жерге 15 сепаратордан шығатын V газы да бағытталады.

      Төмен қысымды сепаратордан келіп түсетін және алдын ала басқа қондырғылардағы шикі газдан бөлінген конденсатпен араласатын сұйық шикі мұнай кіру жылу алмастырғыштарына түседі, онда ыстық тұрақты мұнай ағыны 50-53 °С дейін қыздырылады. Қыздырылған ағын көлденең 3 фазалық сепараторға алдын ала арнайы миксер арқылы берілетін су ағынымен араласып жіберіледі. Сепаратордың қысымы 6,5 бар изб. ылғалды шикі газ компрессорларының бірінші сатысына шығады. Одан әрі сорғымен судан және газдан бөлінген мұнай ағынының қысымы көтеріледі және ол электростатикалық сусыздандырғышқа (дегидраторға) түседі, алдын ала аздаған таза су ағынымен араластырылады. Судың сатылы қосылуы жабдықтағы шөгінділерді азайту үшін мұнай сұйықтығынан тұздарды ағын бойынша төмен сіңіруге және жоюға және тұздардың құрамы бойынша тауарлық ерекшеліктерге сәйкес келуге мүмкіндік береді.

      Тұзды судан бөлінген шикі мұнай ағыны одан кейін бөлінеді және тұрақтандыру бағанасына екі жолмен: жоғарғы тарелкаға және кіретін жылу алмастырғыш арқылы бағананың ортаңғы бөлігіне бағытталады. Кіру жылу алмастырғышы арқылы өтетін ағын шикі мұнайдың жалпы шығысының шамамен 60-70 % -ын құрайды. Бұл жылу алмастырғыш колоннаның текше өнімін салқындату есебінен мұнайды шамамен 120 °С температураға дейін қыздыруға мүмкіндік береді. Мұнайды тұрақтандыру бағаны изб 5-5.4 бар қысымда жұмыс істейді және бу рибойлерлерімен жылытылады, бұл H2S, CO2, жеңіл көмірсутекті фракциялар және басқалары сияқты шикі мұнайдың жеңіл ұшпа компоненттерін буландыруға мүмкіндік береді.

      Құрамында бензин фракциясы мен жеңіл меркаптандары бар тұрақтандыру бағанасының текше өнімі бағананың кіретін жылу алмастырғышында салқындай отырып, мұнай айдау бағанасына жіберіледі. Осы кезеңнің мақсаты оны сілті ерітіндісімен одан әрі демеркаптандандыру үшін құрамында меркаптандар бар көмірсутектердің жеңіл бензин фракциясын бөлу болып табылады. Колонна 155 °С температурада жұмыс істейді және бу рибойлерлерімен жылытылады. Осы колоннаның текше өнімі содан кейін меркаптанды компоненттерден бөлінген салқындатылған және конденсацияланған жоғарғы погонмен араластырылады. Жалпы ағын, сондай-ақ көмірсутектердің кең фракциялары (С5 +) бар КБК колоннасының төменгі текше өнімімен араластырылады және экспортқа жіберіледі.


     


      3.17-сурет. Кең газ фракциясының ыстық сепарациясымен және бір реттік конденсациясымен мұнайды тұрақтандыру процесінің технологиялық схемасы


      Кең газ фракциясының ыстық сепарациясымен және фракцияланған конденсациясымен мұнайды тұрақтандыру процесінің технологиялық схемасы 3.18-суретте келтірілген.

     



      3.18-сурет. Кең газ фракциясының мұнайды ыстық сепарациясымен және фракцияланған конденсациясымен тұрақтандыру процесінің технологиялық схемасы

      1 сорғымен шикі мұнай 3 жылу алмастырғышқа беріледі және 4 сусыздандыру және тұзсыздандыру блогынан өтіп, тұрақтандыруға түседі. Сусыздандырылған және тұзсыздандырылған мұнай 5 бу жылытқышында 80-120 °C температураға дейін қызады және 6—сепараторда 0,15-0,25 МПа қысымда бір рет булануға ұшырайды, онда одан кең газ фракциясы бөлінеді. 6-сепаратордың төменгі жағынан тұрақты мұнай II шығарылады, ол 7-сорғымен 3-жылу алмастырғыш арқылы айдалады, онда ол шикі мұнайға жылу береді және 2-ші тұрақты мұнай резервуарына жіберіледі. 6-сепаратордағы мұнайдан бөлінетін III кең газ фракциясы 8-фракциялық конденсаторда фракцияланған конденсациядан өтеді, бұл тік корпус-құбырлы жылу алмастырғыш, оның құбыраралық кеңістігінде төменнен жоғары қарай кең газ фракциясы өтеді, ал құбырда жоғарыдан төменге қарай салқындатқыш су V. Кең газ фракциясы салқындаған кезде көмірсутек конденсаты пайда болады, ол, түтіктердің бетінен төмен қарай ағып, аппаратқа қайта кіретін газбен жанасады. Газ бен конденсаттың осы қарама - қарсы ағындары арасында жылу және масса алмасу жүреді, онда газдан жоғары молекулалы көмірсутектердің бір бөлігі конденсатқа, ал конденсаттан төмен молекулалы көмірсутектердің бір бөлігі газға ауысады. Осылайша минималды молекулалық көмірсутегі бар конденсат (метан—бутан) және минималды жоғары молекулалық көмірсутегі бар газ (C5+жоғары) түзіледі. IV конденсат оның бензин әлеуетін толықтыру үшін тұрақты мұнайға жіберіледі. 8 фракциялаушы конденсатордан бөлінетін газ 9-сепаратордан өтеді, онда ол алып кететін тамшы конденсаты бөлінеді және газ тұтыну объектілерінің немесе газ өңдеу зауытының қашықтығына байланысты қысу сатыларының тиісті санымен 10-компрессорды қабылдауға түседі. Тиісті қысымға дейін сығылған газ 11 май бөлгіштен өтеді, онда компрессордың цилиндрлерінде ұсталатын VIII майлау майы бөлінеді, 12 конденсатор-тоңазытқыш, ол 30 °С дейін салқындатылады және 13 сепараторға түседі, онда конденсацияланған тұрақсыз конденсат VII газдан бөлінеді. Тұрақсыз конденсат 14 сыйымдылықта жиналады, одан 15 сорғы газ өңдеу зауытына айдалады. 13 сепаратордан шығатын VI газ тұтынушыға немесе газ өңдеу зауытына жіберіледі.

      Кең газ фракциясының мұнайды ыстық сепарациясымен және фракцияланған конденсациясымен тұрақтандыру процесінің технологиялық схемасы 3.19-суретте келтірілген.

     


      3.19-сурет. Кең газ фракциясының мұнайды ыстық сепарациясымен және фракцияланған конденсациясымен тұрақтандыру процесінің технологиялық схемасы

      І шикі мұнай 1-ші сорғымен 4-ші жылу алмастырғышқа беріледі және 5-ші сусыздандыру және тұзсыздандыру блогынан өткеннен кейін 7-ші сорғы 8-ші құбырлы пеш арқылы айдалады, ол 100-110 °C температураға дейін қызады және 9 сепараторға түседі, онда кең газ фракциясы мұнайдан бөлінеді. 9-сепаратордың төменгі жағынан II тұрақты мұнай шығады, ол 4-жылу алмастырғыштағы шикі мұнайдың жылуын беріп, тұрақты мұнай резервуарына жіберіледі 2. 9-сепаратордың жоғарғы жағынан шығатын III кең газ фракциясы 11-ші сорғымен 10-шы сіңіргіштің түбіне беріледі, онда сіңіру процесі нәтижесінде одан жоғары молекулалық көмірсутектер (бензин фракциясы) алынады. Сіңіру процесінің мәні газдан жоғары молекулалы көмірсутектерді абсорбент деп аталатын сұйықтықпен селективті сіңіру болып табылады. Жоғары молекулалы көмірсутектердің газдан сұйықтыққа ауысуы газдың сіңірілген компоненттердің мөлшері аз болатын байланысты сұйықтықпен жанасуы кезінде фазалық тепе-теңдіктің бұзылуына байланысты.

      Технологиялық схемада адсорбентті десорбциялау, яғни сіңіргіште сіңірілген көмірсутектерді кері алу процесі қарастырылуы керек. Абсорбентті ректификациялау немесе абсорбентті буландыру арқылы десорбциялауға болады. Қарастырылып отырған технологиялық схемада абсорбент ретінде тұрақты мұнай қолданылады, ол 3-ші сорғымен 6-шы тоңазытқыш арқылы айдалады және 10-шы сіңіргіштің жоғарғы жағына беріледі. Осылайша, 10-шы сіңіргіште төменнен жоғары қарай көтерілетін кең газ фракциясының және жоғарыдан төмен қарай ағып жатқан тұрақты мұнайдың (сіңіргіштің) қарсы қозғалысы жүреді. Сіңіргіштегі сұйықтық пен газдың қарсы ағындарының жақсы байланысын жасау үшін әртүрлі арнайы құрылғылар қолданылады — табақшалар, саптамалар және т.б.

      Сіңіру нәтижесінде кең газ фракциясындағы бензин көмірсутектері мұнайға ауысады, ал жеңіл газ тәрізді көмірсутектер IV (метаннан бутанға дейін) сіңіргіштің жоғарғы жағынан шығып, газ өңдеу зауытына жіберіледі. Сіңіру процесі (көмірсутектердің газ күйінен сұйық күйге ауысуы) жылу шығарумен жүреді, сондықтан абсорбент сіңіргіштен төмен түсіп, қызады, бұл ондағы газдардың ерігіштігінің төмендеуіне әкеледі. Абсорбенттің температурасын төмендету үшін оны аралық салқындату жүргізіледі. Ол үшін алдын ала қыздырылған абсорбент сіңіргіштің белгілі бір деңгейінен алынады, 13-ші сорғымен 12-ші тоңазытқыш арқылы айдалады және салқындатылған V абсорбент сіңіргішке қайтарылады.

      Мұнайды ректификациялау арқылы тұрақтандырудың технологиялық схемасы 3.20-суретте келтірілген.

     


      3.20-сурет. Мұнайды ректификациялау арқылы тұрақтандырудың технологиялық схемасы

      Шикі мұнай 1-ші сорғымен жылу алмастырғыш 3 арқылы айдалады, содан кейін сусыздандыру және тұзсыздандыру блогы 4 өтеді және тұрақтандыруға түседі. Сусыздандырылған және тұзсыздандырылған мұнай 5-ші жылу алмастырғышта 150-200 °С температураға дейін тұрақты мұнайдың шығатын ағынының жылуы есебінен қызады, бұл ретте ішінара буланады және екі фазалы бу-сұйық күйде 6-шы ректификациялау бағанының қоректік бөліміне түседі. Ректификация – бұл көмірсутектердің бірнеше рет булану және конденсация процесі, ол арнайы құрылғыларда - ректификация тақталарында жүреді. Оны жүзеге асыру үшін бағанда екі қарама-қарсы ағын болуы керек-сұйық және бу және бір табақшадан екіншісіне өту кезінде температура айырмашылығы болуы керек. Сұйық ағын суық суару деп аталатын жоғарғы табақшаға беру нәтижесінде ректификация бағанының жоғарыдан төмен қарай ағып кетеді. Суық суару ретінде ректификация бағанының жоғарғы жағынан шығатын және жоғарғы өніммен құрамы бойынша тепе-тең болатын конденсацияланған жоғарғы өнімнің бір бөлігі қолданылады. Ол үшін 6-ректификациялық колоннаның үстінен шығатын мұнай буы 7-тоңазытқышта және 8-сепараторда салқындатылады, олардан III көмірсутекті конденсат бөлінеді, ол 9-конденсат жинағында жиналады, содан кейін II сорғы 6-ректификациялық колоннаның жоғарғы жағына беріледі. Төменнен жоғары қарай бу ағыны төменгі табақшаның астындағы ректификация бағанының түбіне енгізілген және төменгі өніммен құрамы бойынша тепе-теңдік болып табылатын IV бумен суару деп аталады. Бумен суару ретінде төменгі өнімнің бу күйіне айналған бөлігі қолданылады. Ол үшін 6-ректификация бағанының төменгі жағынан шығатын тұрақты мұнайдың бір бөлігі 13-ші сорғымен 12-құбырлы пеш арқылы айдалады, онда мұнайдың бу күйіне айналуы үшін осындай температураға дейін қыздырылады және бұл булар төменгі табақтың астына беріледі. Бағанның жоғарғы жағына суық суару, ал төменге бумен суару берілгендіктен, ректификациялық бағанның биіктігіне қажетті температура айырмашылығы орнатылады: бағанның төменгі жағында 230-280 °С, ал бағанның жоғарғы жағында 65-96 °С. Әр табақшада төменнен көтерілген булар жоғарғы табақшадан ағып жатқан суық сұйықтықпен кездеседі. Табақшаның дизайны пайда болған бу мен сұйықтық ағындарының қажетті байланысын қамтамасыз етеді, осылайша олардың арасында жылу және масса алмасу жүреді. Булар салқындатылады, ал жоғары молекулалы көмірсутектердің бір бөлігі булардан конденсацияланып, сұйықтыққа өтеді. Сұйықтық, керісінше, қызады, ал төмен молекулалы көмірсутектердің бір бөлігі буланып, буға айналады. Бұл процесс бірнеше рет қайталанады, өйткені түзету бағанында көптеген табақшалар бар. Нәтижесінде бір табақшадан екінші табақшаға ауысқан кезде көтерілетін булар төмен молекулалы көмірсутектермен, ал сұйықтық жоғары молекулалы көмірсутектермен байытылады. Осылайша, белгілі бір компонентті (пропан, бутан немесе метан) алудың берілген тереңдігімен бөлудің қажетті анықтығына қол жеткізіледі. V газ тәрізді және сұйық VI күйдегі бөлінген жеңіл көмірсутектер 10-шы сорғымен химиялық комбинатқа жіберіледі. Ректификациялық колоннаның төменгі жағынан шығатын жоғары температурасы бар II тұрақты мұнай 5-ші және 3-ші жылу алмастырғыштардан өтеді, онда ол өзінің жылуын кіретін мұнайға береді, сонымен бірге 40-45 °С температураға дейін салқындатады және тұрақты мұнай резервуарына жіберіледі. Текше өнімнің шығымы - 14.

3.2.2.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.3.1-кестеде атмосфералық-вакуумдық түтікшелер қондырғысында түзілетін шығарындылар бойынша энергетикалық ресурстарды тұтыну бойынша деректер берілген.

      3.3-кесте. Атмосфералық-вакуумдық түтікшенің және мультифазалық сорғылардың энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

5

Атмосфералық-вакуумдық түтікше

1.1

Электр энергиясын тұтыну

кВт*сағ/т

12,2

3,34

1.2

Бу тұтыну

Гкал/т

0,039

0,0006

1.3

Салқындатқыш су

куб. м/т

6,9

0,6

1.4

Айналмалы су

т.у.т./т

0,015

0,013

1.5

Отынды тұтыну

т.у.т./т

0,03

0,00004

Мультифазалық сорғы

2.1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВт*ч

0,5

180

2.2

Қалыпты режимде сорғы тұтынатын қуат

кВт*ч

144

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссиялардың көздері бекіту-реттеу арматурасының және фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), мұнай-газ/ газ сепараторының, сорғының, жылу алмастырғыштың, май бөлгіштің, сыйымдылықтың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), бу жылытқышының, компрессордың саңылауы болып табылады - шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде, резервуар-шығарындылардың сипаттамасы 3.10-бөлімде келтірілген.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Қалдықтардың түзілуі резервуарларды, ыдыстарды тазарту нәтижесінде болады, сипаттамасы 3.10-бөлімде келтірілген.

3.2.3. Шикі мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері

3.2.3.1. Сусыздандыру процестері

      Мұнайды сусыздандыру аппараттарының негізгі мақсаты (тығыздалған немесе ашық тұндырғыштар) мұнай мен судың сапалы бөлінуін жүзеге асыруға, яғни мұнайды сусыздандыруға және тұзсыздандыруға, суды механикалық қоспалар мен мұнай тамшыларынан тазартуға, одан әрі қабатқа айдауға арналған.

      Шикі мұнайды сусыздандырудың негізгі қондырғыларын қарастырайық.

      Сусыздандырудың негізгі механикалық әдістерінің бірі – тұндыру. Тұндыру эмульсияны құрайтын компоненттердің тығыздығының айырмашылығына байланысты мұнай мен суға бөлінуге қабілетті жаңа тұрақсыз эмульсияларға қолданылады.

      Тұндырғыштың жұмыс принципі 3.21-суретте сипатталған. 12-ші көтергіште тұндырғыштың 3-ші тарату коллекторына бұзылған эмульсия түседі. Коллектордың тесіктерінен ол біркелкі ағындармен құрылғының төменгі бөлігіне бүкіл қимасы бойынша енеді. Мұнай тамшылары 14-ші су жастықшасының қабаты арқылы тұндырғыштың жоғарғы жасаушыға және 13-ші фаза шекарасына көтеріледі (мұнда әрдайым аралық эмульсиялық қабат пайда болады, оның биіктігі бақылануы керек, әйтпесе өсу кезінде оның бөліну сапасы нашарлайды), ал су төменгі бөлігінде орналасады, содан кейін 2-ші тесілген құбыр арқылы тұндырғыштың сол жақ бөлігіне беріледі, содан кейін одан шығарылады аппарат. Тұндырғыштың жоғарғы бөлігінде жиналған мұнай 11 тесілген құрама коллектор бойынша 9-шы мұнай желісіне түседі және аппараттан шығарылады.



      3.21-сурет. Тарату коллекторы бар тұндырғыштың технологиялық схемасы

      Аппараттың кемшілігі-тарату коллекторындағы эмульсияның біркелкі бөлінбеуі, демек, ағындардан шығатын ағындардың әр түрлі жылдамдығы, бұл аппараттың бүкіл қимасы бойынша біркелкі емес жүктемеге, тұндыру уақытының ұлғаюына, демек, аппарат өнімділігінің төмендеуіне әкеледі.

      Электродегидратор (ЭДГ) (3.22-сурет) орташа және ауыр мұнайды терең тұзсыздандыру үшін қолданылады. Оны блокты қыздыру пештерінен немесе басқа жылытқыштардан кейін және тұндырғыштардан кейін орнатыңыз. ЭГД-да электродтар (3.23-сурет) бір-бірінің үстіне көлденеңінен ілінеді, аппараттың барлық қимасын алып жатқан тікбұрышты жақтаулар түрінде болады. Электродтар арасындағы қашықтық 25-40 см, олар қуаты 50 кВт болатын екі трансформатордан қуат алады. Шикізатты ЭДГ-ға беру төменнен су жастықшасының астына аппараттың бүкіл көлденең қимасы бойынша эмульсияның біркелкі түсуін қамтамасыз ететін тармақтары бар тарату коллекторы арқылы жүзеге асырылады. ЭГД-да эмульсия үш өңдеу аймағынан өтеді.

      Бірінші аймақта эмульсия тұндырылған су қабатынан өтеді, оның деңгейі автоматты түрде тарату коллекторынан 20-30 см жоғары ұсталады. Бұл аймақта эмульсия сумен жуылады, нәтижесінде ол қабаттық судың негізгі бөлігін жоғалтады.




      3.22-сурет. ЭГД технологиялық схемасы

      I – эмульсияны енгізу; II – мұнайды алу; III – суды ағызу; 1 – эмульсия таратқышы;

      2 – электродтар; 3 – мұнай жинағы; 4 – аспалы изолятор; 5 – реактивті катушка;

      6 – жоғары вольтты трансформатор


     


      3.23-сурет. ЭДГ қағидаттық схемасы

3.2.3.2. Тұзсыздандыру процестері

      Тұзсыздандыру процесі тұщы және қабат су тамшыларының концентрациясын теңестірумен бірге жүреді және оны аяқтау үшін белгілі бір уақыт пен жағдайларды қажет етеді. Мұнайды тұзсыздандыру процесін сәтті жүргізу үшін қабат суының әрбір кішкене тамшысы тұщы жуу суының тамшысымен біріктіріліп, содан кейін тұндырғыштың түбіне қонатын жағдайлар жасау қажет. Мұны жүзеге асыру үшін оңтайлы режимдерде мұнай мен тұщы судың біраз араласуын қамтамасыз ету қажет.

      Ұңғымадан өндірілген мұнай, әдетте, құрамында әр түрлі минералды тұздары бар қабат суы бар (бос немесе эмульсияланған күйде) — натрий хлориді NaCl, кальций хлориді CaCl2, магний хлориді MgCl2 және т.б. және көбінесе механикалық қоспалар. Мұнайға сонымен қатар органикалық (метан CH4, этан C2H6, пропан C3H8, бутан C4H10) және бейорганикалық (күкіртті сутегі H2S, көмірқышқыл газы СО2, және гелий he) шығу тегі.

      Араластыру процесін жүзеге асыру үшін арнайы араластырғыш құрылғылар мен әдістер қолданылады (диафрагмалар, штуцерлер, тангенциалды араластырғыштар, араластырғыш клапандар, диспергаторлар-коалесцерлер, қысыммен су енгізу).

      Қалдық судағы тұздардың орташа концентрациясы қабат пен шаю суын араластыру сапасына байланысты. Араластыру процесінде тамшылардың бір-бірімен бірнеше рет қайталанатын бірігу әрекеттері және оларды кейіннен ұсақтау арқылы жеке тамшылардағы тұздардың концентрациясы теңестіріледі. Мінсіз араластыру кезінде барлық тамшылардағы тұздардың концентрациясы толығымен теңестіріледі (яғни тұщы су мен қабат суының тамшылары толығымен араласады), бұл қондырғының әлеуетіне сәйкес келеді. Толық араласпаған кезде тұздардың концентрациясын теңестіру болмайды, яғни. қабаттық су тамшыларының бір бөлігі тұздардың бастапқы концентрациясында қалады. Демек, толық емес араластыру - тұзсыздандыру қондырғысының тиімділігінің нашарлауы. Бір сатылы тұзсыздандырудың негізгі технологиялық схемасы 3.24-суретте келтірілген.



      3.24-сурет. Шикі мұнайды тұзсыздандырудың негізгі технологиялық схемасы:
1 – араластырғыш; 2 – коалесцер-диспергатор; 3 – электродегидратор; I – тұзсыздандыруға арналған шикі мұнай; II – тұзсыздандыруға арналған ыстық шайылған су;
III – тұзсыздандырылған мұнай; IV – дренажды су

3.2.3.3. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Шикі мұнайдағы бейорганикалық қоспалардың мөлшері кен орнына және шикі мұнайды тазарту және ұңғымадан МӨЗ-ге дейін тасымалдау процестеріне байланысты.

      Мұнайды сусыздандыру мен тұзсыздандыруда қолданылатын су көбінесе басқа технологиялық су көздерінен тазартылмаған немесе ішінара тазартылған су болып табылады..

      Энергетикалық ресурстарды электродегидратормен тұтыну 3.4-кестеде көрсетілген.


      3.4-кесте. Энергетикалық ресурстарды электродегидратормен тұтыну

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Электр энергиясын тұтыну

кВт*ч/т

0,86

8,15

Бу тұтыну

Гкал/т

0,00017

0,02

Салқындатқыш су

куб. м/т

0,05

0,18

Жылыту суы

т.у.т./т

0,000012

0,000013

Айналым суы

т.у.т./т

7,6


7,6


      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссиялардың көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), тұндырғыш (ұйымдастырылмаған көз, Анықтамалықта қарастырылмайды), жылытқыш - шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Сарқынды сулардың түзілуі мұнай мен судың бөліну процесінде де, ластағыш заттардың қосымша қоспаларын тұщы сумен алу процесінде де жүреді. Мұнайды өндірістік қажеттіліктерге пайдалану нәтижесінде оны тұзсыздандыру процесінде бастапқы құрамы өзгереді. Төгінділердің сипаттамасы 3.11-бөлімде берілген.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Қалдықтардың пайда болуы тұндырғышты тазарту нәтижесінде пайда болады, сипаттамасы 3.11-бөлімде келтірілген.

3.2.4. Шикі мұнайды күкіртсіздендіру

      Бүкіл әлемде күкіртті мұнай мен газ конденсаттарын өндіру және өңдеу көлемінің ұлғаюы, олардың күкіртті органикалық қосылыстардың құрамы бойынша да, көмірсутек құрамы бойынша да алуан түрлілігі, сондай-ақ мұнай шикізатын қауіпсіз тасымалдау мен сақтауға және мұнай өнімдерінің экологиялық Сипаттамаларына қойылатын заманауи қатаң талаптар уытты және газдың құрамын төмендетуге бағытталған жаңа, заманауи технологияларды әзірлеуге және енгізуге мәжбүр етеді. мұнайдың коррозиялық белсенді күкіртті қосылыстары-күкіртсутек және меркаптан. Бұған Каспий маңы ойпатының кен орындарын игеру айтарлықтай әсер етті, онда күкіртті сутегі мен құрамында меркаптан бар мұнай мен газ конденсаттарын өндіру көлемі жылына ондаған миллион тоннаны құрайды (Ресейдің Каспий маңы өңірінде бұл Астрахан және Орынбор кен орындары, Қазақстанда - Жаңажол, Теңіз, Қарашығанақ және т.б.). Меркаптандарды жою мәселесі перспективалы және белсенді игеру сатысында тұрған Қашаған супер алып Каспий маңы кен орны үшін де өзекті. С1–С4 күкіртті сутегі мен меркаптандар ұшпа, өткір жағымсыз иіске ие және мұнайды экологиялық қауіпсіз тасымалдау және сақтау үшін одан толығымен алып тастау керек. Көлік ұйымдарына, ҚР және РФ кәсіпорындарына жеткізу және экспортқа шығару үшін мұнайдағы күкіртсутек пен метил -, этилмеркаптан құрамының нормалары МЕМСТ Р 51858-2002 "Мұнай. Жалпы техникалық шарттар" және мұнай түріне байланысты күкіртсутектің массалық үлесін 20-100 ppm шегінде және метил-, этилмеркаптан сомасын 40-100 ppm шегінде шектейді.

      Құрамында меркаптан бар мұнай шикізатының ерекшелігі - онда ең улы метил мен этилмеркаптандардан бастап тармақталған құрылымы бар жоғары молекулалық салмаққа дейінгі меркаптандардың барлық дерлік гомологиялық қатарының болуы. Күкіртті майларды тасымалдау және сақтау жағдайлары үшін олардан тек күкіртті сутекті және метил-, этилмеркаптандардың қосындысын алып тастау жеткілікті болғандықтан, бұл мәселені оларды сілтілі ерітіндімен немесе меркаптандарды молекулалық оттегімен селективті тотығу арқылы іріктеп алу арқылы сәтті шешуге болады. Алайда, бұл тәсіл жеңіл мұнай өнімдерін демеркаптанизациялау процестеріне негізделген технологиялық негіздерді қолдана отырып, олардың құрамының ерекшеліктерін ескере отырып, жеңіл мұнайлар мен газ конденсаттарына қатысты ғана жүзеге асырылуы мүмкін. Бұл әдістер Татарстанның көміртекті майлары сияқты ауыр майларды тазартуға жарамсыз екені анық, олар су-сілтілі ерітінділермен бөлінуі қиын эмульсияларға бейім. Мұндай майларды дезодорантты тазарту мақсатында шикізатқа аз мөлшерде қосылатын және меркаптандармен және күкіртті сутегімен селективті әрекеттесетін бейтараптандырғыштар (скавенджерлер) қолданыла алады. Инертті улы емес қосылыстар түзу үшін меркаптандармен өзара әрекеттесетін аз уытты химиялық белсенді реагенттерді шикізатқа енгізу күрделі қондырғыларды салу және пайдалану қиынға соғатын шалғайдағы кәсіпшілік жағдайында ауыр мұнайды ғана емес, жеңіл мұнай мен газ конденсаттарын демеркаптанизациялау мәселесін шеше алады.

      Шикі мұнай мен газ конденсаттарынан күкіртті сутекті және төмен молекулалы меркаптандарды жоюдың ең тиімді және өнеркәсіптік дамыған технологиясы "ВНИИУС" ААҚ әзірлеген ЕМС сериялы шикізатты сұйық фазалы тотығу демеркаптанизациялау процестері деп танылды. ЕМС технологиясының мәні "ВНИИУС" әзірлеген ИВКАЗ күкіртті тазарту катализаторының қатысуымен мұнайдағы төмен молекулалы меркаптандардың сілтілі ортадағы ауаны оттегімен тікелей тотығуы болып табылады. ЕМС технологиясын өнеркәсіпке енгізу тәжірибесі өндірілетін шикізат санына, оны дайындау сапасына, Тапсырыс берушінің экономикалық және технологиялық талаптарына және т.б. байланысты әртүрлі физика-химиялық сипаттамалары бар мұнай мен газ конденсаттарын тазарту проблемаларын шешу үшін оның икемділігі мен модификацияға бейімділігін көрсетті, бұл технологияны пайдалану үшін ыңғайлы және тартымды етеді.



      3.25-сурет. ДМС-1 процесінің қағидаттық технологиялық схемасы: М-1, М-2 – араластырғыштар; V-1 – алдын ала сілтілеу аппараты; R-1 – реактор; V-2 – гравитациялық тұндырғыш; V-3 – сепаратор-коалесцер; Р-1, Р-2 – сорғылары

      Схемаға сәйкес (3.25-сурет) температурасы 50-60°С болатын тұрақтандырылған мұнай М-1 араластырғышта каустикалық натрийдің 1% сулы ерітіндісімен араласады және реакциялар бойынша күкіртсутек пен нафтен қышқылдарын селективті алу үшін V-1 алдын ала сілтілеу аппаратына беріледі:

      H2S + 2 NaOH → Na2S + 2 H2O                  (1)

      RCOOH + NaOH –>RCOONa + H2O                        (2)

      Күкіртсутегі мен нафтен қышқылдарынан тазартылған мұнай R-1 реакторының текшесіне түседі, бұрын М-2 араластырғышында катализатор кешенімен (КТК) мұнай: КТК= 20:1 қатынасында және араластырғышқа компрессормен берілетін ауамен араласады. Катализатор кешені – ИВКАЗ катализаторының 0,005% мас. бар 5-10 % каустикалық сулы ащы натр ерітіндісі. Реакторда 50-60 оС температурада реакция арқылы меркаптандардың дисульфидтерге дейін тотығуы жүреді:

      2 RSH + 0,5 O2 -> RSSR + H2O                  (3)

      Берілген ауа мөлшері (3) теңдеудің стехиометриясымен анықталады. Сұйық фазада ауаның толық еруін қамтамасыз ету үшін реактордағы қысым 1,2 МПа деңгейінде сақталады. Реактор – бұл електен жасалған тақтайшалармен жабдықталған баған. Мұнай мен КҚК-ны қарқынды араластыру пластиналардың саңылаулары арқылы жоғары ағу жылдамдығына байланысты бағанның аралық кеңістігінде жүзеге асырылады. Бағанның жоғарғы жағынан реакция қоспасы V -2 гравитациялық тұндырғышқа түседі, онда КТК-дан мұнай тұндырылады. V-2 түбінен катализатор кешені қайтадан R-2 сорғымен R-1 реакторына m-2 араластырғыш арқылы беріледі. Демеркаптанизацияланған мұнай V-2 жоғарғы жағынан КҚК тамшылары түрінде шығарылған мұнайдан бөліну үшін V-3 сепараторына түседі. Бөлу жағдайларын жақсарту үшін сепаратор жұқа металл тордан жасалған коалесцентті саптамамен жабдықталған. V-3-тен мұнай тауарлық резервуарларға жіберіледі. V1 алдын ала сілтілеу ыдысындағы сілтілі ерітінді күкіртті сутегімен қаныққан және сілтіні өңдеген кезде мезгіл-мезгіл шығарылады және кәдеге жарату немесе залалсыздандыру қондырғысына жіберіледі. Пайдаланылған сілтінің орнына V-1 сыйымдылығына жаңа сілтілі ерітінді немесе Р-2 сорғысының жүйесінен пайдаланылған катализатор кешені беріледі. Пайдаланылған жаңа сілтіні ауыстыру операциялары (1) және (2) реакциялардың селективтілігін қамтамасыз ету үшін V-1-де массаның 1 %-дан аспайтын каустикалық сода концентрациясы болатындай есептеумен жүргізіледі. DMS-1 қондырғысында метил және этилмеркаптандар толығымен дерлік жойылады, пропилмеркаптандар 70 %, бутил меркаптандар 20% жойылады. ДМС-1 процесін пайдалану басталғаннан бері теңіз ГӨЗ тауарлық резервуарларының жанында, Атырау қаласындағы сорғы станциясында, мұнай Самараға құбыр арқылы тасымалданған меркаптандардың иісі жоғалып кетті.

      Тұтастай алғанда қондырғының жұмысын, оның жекелеген түйіндері мен кезеңдерін талдау тиімді пайдаланылған процестің жетілдірілген модификацияларын жасауға мүмкіндік берді. Атап айтқанда, мұнайды күкіртсутек пен нафтен қышқылдарынан алдын-ала сілтілі тазарту қондырғысын схемадан алып тастауға болады. Мұнайдағы күкіртті сутектің мөлшері 20 ppm-ге тең жобалық мәннен едәуір аз болды. Күкіртсутектің бұл мөлшері катализатордың шығынына іс жүзінде әсер етпейді. Реакторда күкіртсутек ауадағы оттегімен сульфат пен натрий тиосульфатына дейін сандық түрде тотығады. Демек, ДMС сарқынды суларында улы натрий сульфиді жоқ.

      Тазартудан кейінгі метил - және этилмеркаптандардың құрамы 5 14 ppm w-ден аспады, бұл экологиялық таза сақтау және тасымалдау талаптарын толығымен қанағаттандырады. Бұл ретте катализатордың нақты шығыны тазартылатын шикізаттың тоннасына 0,05 грамнан аз, ал құрғақ қайта есептегенде каустикалық натрий тоннасына 40 грамнан аз болды, бұл жеңіл көмірсутекті шикізатты демеркаптанизациялау қондырғыларының ұқсас көрсеткіштерінен төмен.

      Модификацияланған процестердің бірі – құрамында С1–С4 меркаптандары жоғары мұнай шикізатын терең тазартуға мүмкіндік беретін ДМС-3 процесі. Тазарту процесі екі кезеңде жүзеге асырылады. Бірінші кезеңде М-1 араластырғышында және V-1 сепараторында күкіртті сутегі мен С1–С3 меркаптандарының шикізатынан айналымдағы КТК ерітіндісімен алу, содан кейін оны R-2 регенераторында катализатордың қатысуымен ауаның оттегімен қалпына келтіру жүзеге асырылады. Екінші кезеңде М-2 араластырғыш және R1 демеркаптанизация реакторы, мұнайдағы жоғары молекулалық меркаптандар сілтілі ерітіндіде еріген ИВКАЗ катализаторының қатысуымен диалкилдисульфидтерге молекулалық оттегімен тотығады. V-2 Сепараторда сілтілі ерітіндіден бөлінгеннен кейін аппараттың жоғарғы жағынан демеркаптанизацияланған мұнай тауарлық резервуарға жіберіледі. V2 түбінен Р-2 сорғымен сілтілі ерітінді қайтадан М-2 араластырғышқа жіберіледі. (3.26-сурет)



      3.26-сурет. ДМС-3 процесінің қағидаттық технологиялық схемасы:

      М-1 - бірінші сатыдағы араластырғыш; V-1 – бірінші сатыдағы сепаратор; М-2 – екінші сатыдағы араластырғыш; V-2 – екінші сатыдағы сепаратор; R-1 – реактор; R-2 – регенератор; V-3 – ауа сепараторы; Р-1, Р-2 – сорғылары

      ДМС-3 процесі 2000 жылы Қарашығанақ конденсатын күкіртті сутектен және меркаптаннан тазарту үшін Орынбор ГӨЗ-де енгізілді. Қондырғының өнімділігі жылына 2 млн. тонна. Қондырғы Қарашығанақ конденсатын күкіртті сутегі мен метилмеркаптан болмайынша тазартуды қамтамасыз етеді. Этилмеркаптан тазартудан кейін аз мөлшерде анықталады, ал С1–С3 меркаптандарының мөлшері 20 ppm-ден аспайды. Тазартудан кейін конденсаттағы жалпы күкірттің мөлшері бірінші кезеңде алынған күкіртті сутегі мен меркаптандардың мөлшеріне азаяды. 2002 жылы қуаттылығы 1 млн. т/жыл Астрахан газ конденсатын Меркаптандардан тазарту үшін Мажекая МӨЗ-де қолданыла бастады. Бұл қондырғы шикізаттан толық шығаруға арналған M-1 M-2 R-1 V-2 ауа мұнай + RSSR Р-2 Р-1 сілтілі ерітінді ИВКАЗ Мұнай+H2S+RSH қалпына келтірілген КТК пайдаланылған ауа V-3 R-2 Диалкилдисульфидтер V-1 22 С1–С4 меркаптанов мақсатымен мұнай өңдеудің қайталама процестерінің (риформинг, каткрекинг, гидротазарту) катализаторларының улануымен байланысты жағымсыз құбылыстардың алдын алу. 2004 жылы "Қазақойл Ақтөбе" ЖШС-не тиесілі Әлібекмола кен орнында ДМС-3 технологиясына негізделген қондырғы салынды, ол бірнеше қайта жаңартудан кейін тәулігіне 4 мың тоннаға дейін мұнай өңдеуге мүмкіндік береді. Зауыт мұнайды күкіртсутек пен метилмеркаптаннан толық тазартуды қамтамасыз етеді, этилмеркаптанның мөлшері 210 ppmw құрайды. 2008 жылы ДМС-3 процесі мұнайды меркаптандардан тазарту үшін Чинарев кен орнында ("Жайықмұнай" ЖШС) енгізілді, бұл шикізаттан С1–С2 меркаптандарын алып тастауға ғана емес, сондай-ақ меркаптан күкіртінің жалпы құрамын 5 ppmw дейін төмендетуге мүмкіндік берді.

      Мұнайды бейтараптандырғыштармен күкіртті тазарту технологиясы Мұнайды күкіртті тазартуға арналған бейтараптандырғыш реагенттер

      Мұнай мен газ конденсаттарын аз мөлшерде күкіртті сутегімен және жеңіл меркаптандармен дезодорантты тазарту мәселесін тез шешу үшін қашықтағы балық аулау және аз көлем жағдайында реагенттерді-бейтараптандырғыштарды немесе сіңіргіштерді (скавенджерлерді) қолданған жөн. Бұл заттар күкіртті сутегімен және (немесе) меркаптандармен инертті аз уытты қосылыстар түзетін химиялық белсенді реагенттер болып табылады. Бұл жағдайда реагенттің өзі де, реакция өнімдері де коррозияға ұшырамауы және шикізат сапасын нашарлатпауы керек. Бейтараптандырғыш реагенттер шикізатқа аз мөлшерде (1-3 кг/т) енгізіледі. Раковиналарды кеңінен қолданудың басты кедергісі-олардың жоғары құны. Сондықтан реагенттерді сақтау кезінде тиімділігі жоғары, уыттылығы төмен, арзан және тұрақты таңдау өзекті болып табылады. Әлемдік тәжірибеде қолданылатын бейтараптандырғыш реагенттердің ішіндегі ең танымалы-төрттік аммоний негіздері. "Petrolite Corp." (АҚШ) демеркаптанизациялаушы агент және күкіртті сутекті сіңіргіш ретінде төрттік аммоний негізінің сулы-метанолды ерітіндісі болып табылатын SX-2081 реагенті ұсынылған. ЅХ-2081 реагентінің күкіртті сутегімен және меркаптандармен әрекеттесуі кезінде термостабильді сульфидтер түзіледі:

      H2S + 2 [R4N]OH→ RSR + 2 R3N + 2 H2O (9)

      RSH + [R’4N]OH → RSR’ + R’3N + H2O (10)

      35-тен жоғары температурада меркаптандармен SX-2081 реакциясыос бір сағат ішінде аяқталады, реагент әртүрлі молекулалық салмағы бар тиолдарға селективті емес. Меркаптан күкіртінің 1 массалық бөлігіне немесе күкіртсутек күкіртінің 0,5 массалық бөлігіне реагенттің он еседен астам шығыны және оның жоғары құны (тоннасына 1 мың АҚШ доллары) бұл реагентті экономикалық себептерге байланысты кеңінен қолдануға мүмкіндік бермейді. SX-2081 әмбебап реагент емес, оның әсер ету тиімділігі шикізат сапасына байланысты. Ол сумен және нафтен қышқылдарымен әрекеттеседі, бұл оның жоғары үлестік тұтынуына әкеледі. Сондықтан су мен қышқылдардың жоғары концентрациясы бар мұнайды тазарту үшін реагент ұсынылмайды. Мұнайды күкіртті сутектен тазарту үшін аминоформальдегид қоспалары да қолданылады. Реакцияның негізгі бағытын стехиометриялық теңдеумен жазуға болады:

      nH2S + n CH2O –R2NH–> (–СН2S–)n + n H2O (11)

      Реакция негізінен органикалық фазада жүреді. Бірінші кезеңде меркаптоэтанол түзіледі

      CH2O + H2S –R2NH-> HOCH2SH (12)

      Осы сатыдағы көмірсутек фазасындағы күкіртті сутектің мөлшері тез төмендейді, ал меркаптандар көбейеді, содан кейін меркаптандардың баяу төмендеуі байқалады: меркаптометанолдан циклдік тритиан және басқа полиметиленсульфидтер ( CH) 2–S–) n реакциялар бойынша түзіледі:



      Практикалық қолдануға арналған аминдердің ішінде моноэтаноламин (МЭA) ең қолжетімді және жеткілікті белсенді болып табылады. Формальдегид моноэтаноламинмен әрекеттесіп, оксазолидин түзеді, ол реактивтер араласқаннан кейін бірден түзіледі. Реакция метанол этанол аминнің тұрақсыз аралық түзілу сатысы арқылы жүреді.



      Оксазолидин одан әрі формальдегидпен және күкіртті сутегімен әрекеттеседі:



      CH2О: H2NCH2CH2OH = 3:1 моль қатынасы кезінде дитиазин түзіледі:



      1994-1995 жылдары өнеркәсіптік демеркаптанизация қондырғысы іске қосылғанға дейін К-131 амин-формальдегид қоспасын Теңіз кен орнында "Теңізшевройл" фирмасы қолданған. Бұл жағдайда С1–С2 меркаптандарының мөлшері 150-180-ден 50-60 ppmw-ге дейін төмендеді. Жеңіл меркаптандар С1–С2 ауыр меркаптандарға айналды. Судың қатысуымен С1–С2 меркаптандарының қалдық мөлшері 100 ppmw дейін өсті. Тазартылған мұнайда күкіртті сутегі жоқ. К131 дайындау үшін құрамында 20-25 % метанол бар концентрацияланған ~ 50 % формалин қолданылды.

3.2.4.1. Күкірт алу қондырғылары (КАҚ)

      Күкіртті алу Клаус қондырғысында жүзеге асырылады. Күкірт күкіртті сутегі мен көмірқышқыл газының жоғары концентрациясы бар қышқыл газдан алынады. Күкірт алу тиімділігі 99.9 % құрайды. Сұйық күкірт миллионға 10 бөлікке дейін күкіртсутегімен газсыздандырылады. Содан кейін ол күкірт құю мұнараларына айдалады, олардан күкірт сақтау алаңындағы блоктарға құйылады. Балама нұсқа сұйық күкірт ағынын кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру орындарына қалыптауға және кейіннен экспортқа беру болып табылады.

      Мұнай мен газды тауарлық сипаттамаларға жеткізу үшін қондырғыда күкірті бар компоненттер алынады, соның салдарынан элементар күкірт алынады. Күкірт алу қондырғысы сұйық күкірт өндіру мақсатында қышқыл газды кетіру блогында күкіртсутегі мен көмірқышқыл газының жоғары концентрациясы бар қышқыл газды өңдеуге арналған. Күкірт алу қондырғысында бірқатар процестер жүреді: құрамында амин бар газ амин/қышқыл суды шығару үшін каплеотекалық сепараторға түседі, содан кейін қышқыл газ екі термиялық реакторға жіберіледі, онда күкіртсутек күкірт диоксидіне айналады. Жоғары температураның салдарынан күкіртсутек пен күкірт диоксиді Клаус реакциясының түрі бойынша күкірт түзу үшін реакцияға түседі; Жылу реакторының ыстық жану өнімдері технологиялық газ салқындатылатын және қаныққан ВД буы шығарылатын қалдық жылу қазандықтарына түседі; әрі қарай, технологиялық газ технологиялық газ жылытқышында кәдеге жарату қазандығынан алынған ВД буымен қызады, содан кейін күкіртсутек пен күкірт диоксиді катализатордың қатысуымен әрекеттесіп, күкірт түзетін Клаус жүйесінің бірінші реакторына түседі. Бұл процесс ВД және НД жұбын қолдана отырып, үш сатыда қайталанады. Алынған сұйық күкірт құбырлар арқылы күкіртті газсыздандыру құдығына ағып кетеді. Мұнда Аquisulf технологиясы бойынша күкіртті қалдық күкіртті сутегінің миллионға 10 бөліктен аспайтын мөлшеріне дейін газсыздандыру процесі жүреді. Бұл кезеңде келесі процестер жүреді: газсыздандырылған сұйық күкірт күкірт сақтайтын резервуарларға түседі; газсыздандыру процесінде бөлінген күкіртсутек термиялық реакторға қайтарылады; ҚАЖ-ның үшінші сатысынан шығатын қалдық қосылыстары бар қалдық газы қалдық газдарын тазарту қондырғысына жіберіледі; қондырғы жабдығының сақтандыру клапандарынан үрлеу және ағызу НД шырағының коллекторларына жіберіледі; бу конденсатының дренажы бу конденсатының коллекторына жиналады.

3.2.4.2. Гидрокүкіртсіздендіру

      Бүгінгі күні күкіртті тазартудың ең көп таралған және жиі қолданылатын әдісі-каталитикалық гидрооқшаулау, оның принципі күкіртті қосылыстарды жоғары температура мен қысымды қолдану арқылы сутегі әсерінен ыдырату болып табылады, нәтижесінде күкіртті сутегі түзіліп, молекулалардың көмірсутекті бөлігі қалпына келтіріліп, мұнай өнімінде сақталады. Гидрокүкіртсіздендіру белгілі бір катализаторы бар стационарлық қабаты бар реакторға мұнай мен сутекті бірлесіп беру арқылы жүзеге асырылады. Әдетте катализатор ретінде NiMo/Al2O3 және CoМО/Al2O3 қолданылады. Катализаторды таңдау оның мақсатына байланысты. Мысалы, қанықпаған көмірсутектерді тазарту үшін кобальт молибден катализаторларына артықшылық беріледі, ал күрделі қосылыстардан тазарту үшін никель-молибден катализаторларына артықшылық беріледі, мысалы, диметилдибензотиофен. Сондай-ақ сутегімен жанасу уақыты бойынша ерекшеленеді, никель молибден катализаторлары әдетте сарқынды реакторларда қолданылады, ал кобальт молибдендері мерзімді реакторларда қолданылады. Қажетті тазарту дәрежесіне және құрамында күкірт бар қосылыстардың табиғатына байланысты гидрооқшаулау шарттары: 1-18 МПА қысым және 200-425°С температура. Қағидаттық технологиялық схема 23-суретте көрсетілген. Құрамында алифатты қосылыстар бар қосылыстар тиімді түрде жойылады, өйткені олар реактивті және күкіртсутекке (1-3 деңг.) айнала отырып, толығымен жойылады.

      Тиолдар: R-SH + H2 → R-H + H2S (1)

      Сульфидтер: R1-S-R2 + 2H2 → R1-H + R2-H + H2S (2)

      Дисульфидтер: R1-S-S-R2 + 3H2 → R1-H + R2-H + 2H2S (3)


      Мұнайды күкірттен тазартудың бұл әдісі өнеркәсіптік ауқымда кеңінен қолданылатынына қарамастан, гидрокүкіртсіздендірудің мынадай бірқатар сындарлы кемшіліктері бар:

      1) сутектің үлкен шығыны.

      2) 50 ppm төмен жалпы күкірт тазарту деңгейіне жетуге мүмкіндік бермейді.

      3) металдардың жоғары болуынан шөгінділердің түзілуі.

      4) катализаторды дезактивациялау

      5) кокстеу.



      3.27-сурет. Гидрокүкіртсіздендіру процесінің технологиялық схемасы

      Технологиялық схема бойынша (3.27-сурет) бастапқыда шикізатты қыздыру пешінде қыздыру жүргізіледі, онда кокстеуді болдырмау үшін енгізілетін су буымен бірге 371 °С дейін қызады. Әрі қарай шикізат қорғаныш анестетикалық реакторға енгізіледі онда гидрлеуге арналған катализаторлары бар айналымдағы сутегі де енгізіледі, олардың бітелуіне жол бермеу үшін үлкен тесіктері болуы керек, бұл металдардың тұндырылуына байланысты белсенділіктің жоғалуына әкелуі мүмкін. Қорғаныс реакторында мұнайдан тұздар шығарылады электродегидратор, металлорганикалық қосылыстарды гидрлеу, сонымен қатар металдар тұнбаға түседі. Әрі қарай күкіртсіздендіру және деазоттау үшін қорғаныс реакторынан шығатын ағын 3-4 стационарлық қабат реакторлары арқылы өтеді. Әрі қарай, реакторлардан ағын жоғары және төмен қысымды сепараторлар арқылы өтеді, онда сутегі рециркуляциясы және аминді тазарту қондырғысы жүреді.

3.2.4.3. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.5-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай өндіруші компанияларының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.


      3.5-кесте. Күкірт өндіру қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/год

4000

20 000

2

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

195

3

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

29,89

0,07

4

Отынды үлестік тұтыну

т/т

0,036*

0,011)

5

Салқындатқыш су

т/т

0,340

0,14

6

Айналмалы су

т/т

36,08

10,5

      * Отынның нақты шығыны көптеген өлшемшарттарға байланысты, соның ішінде кәсіпорынның жоғары калориялы отын өндіру мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.6-кестеде АҚШ-тың мұнай өндіруші компанияларының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған "Резид HDS" ауыр қалдықтарды гидробессеризациялау процесінің энергетикалық ресурстарын тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.6-кесте. "Резид HDS" процесінің энергетикалық ресурстарын тұтыну

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

29,6

40,3

Буды үлестік тұтыну

Гкал/т

0,0728

0,1428

Отынды үлестік тұтыну

т.у.т./т

0,01729

540

Салқындатқыш су

т/т

4,8

8,6

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссиялардың көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), тұндырғыш (ұйымдастырылмаған көз, Анықтамалықта қарастырылмайды), кәдеге жарату қазандығы, жылытқыш, компрессор болып табылады - шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген, алау қондырғысы - шығарындылардың сипаттамасы 3.11-бөлімде келтірілген.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Қондырғылардан сарқынды суларды ағызу-оларды үздіксіз үрлеу кезінде кәдеге жарату қазандықтарынан құйма ағындарының кәрізіне ағызылатын сарқынды сулар. Жобалық мәліметтерге сәйкес, бір тізбекті қондырғылардың қазандықтары үшін қоректік суды тұтыну 146834 кг/сағ құрайды (қышқыл газдағы H2S қалыпты мөлшерде). Жазда қазандықтарды кәрізге үрлеу 2.2 %, ал қыста – 2 % құрайды. Осылайша, 400/500 қондырғыларының бір тізбегі үшін тазарту суының шығыны жазда 3.23 т/сағ және қыста 2.94 т/сағ құрайды.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      1 жіпке 266.619 тонна мөлшерінде реакторлардан түсірілетін сіңіргіш және субстрат материалдарының (пайдаланылған катализаторлар мен керамикалық шарлар) қалдықтары, сондай-ақ жабдықты тазалау шламы (аппараттарды тазалау кезінде коррозия өнімдері), кондиционерленбеген металл сынықтары (газсыздандыру бағаналарынан саптамалар, металл торлар, тамшы бөлгіштер (демистерлер), құрылыс және бөлшектеу қалдықтары қондырғының қалдықтары болып табылады (пеш төсемдері). Қатты қалдықтардың мөлшері пайдалану жағдайларына байланысты ±20% шегінде өзгеруі мүмкін (3.7-кесте).

      3.7-кесте. Сіңіргіш және субстрат материалдарын орнату қалдықтары

Қалдықтың атауы

Қалдықтар коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері

1

2

3

4

Ластанған адсорбенттер мен сүзгілер

05 01 16

0,000000089

0,000006887

3.3. Суды дайындау

      Оны жинау және дайындау процесінде мұнайдан бөлінетін қабаттық сулар қатты минералданған, сондықтан оларды өзендер мен су қоймаларына тастауға болмайды, өйткені бұл тұщы сулардың өліміне әкеледі. Сондықтан қабаттық сулар өнімді немесе сіңіргіш қабаттарға айдалады. Мұнайды тұзсыздандыру кезінде технологиялық процесте қолданылатын тұщы сулар, сондай-ақ өнеркәсіптік кәріз жүйесіне түсетін нөсер сулары қабатпен бірге айдалады. Жалпы, бұл сулардың барлығы сарқынды сулар деп аталады. Сарқынды сулардың жалпы көлемінде қабат үлесіне 85-88 %, тұщы сулардың үлесіне — 10-12 % және нөсер суларының үлесіне — 2-3 % келеді. Кен орындарын игерудің су қысымын ұстап тұру жүйесінде мұнай кәсіпшілігінің сарқынды суларын пайдалану мұнай өндіру процесінде айналымдағы сумен жабдықтаудың тұйық циклін жүзеге асыруға мүмкіндік беретін маңызды техникалық және табиғатты қорғау іс-шаралары болып табылады.

3.3.1. Қабаттық суды алдын ала төгу

      Құбырлардың коррозиясын азайту және мұнай дайындау қондырғыларының өнімділігін арттыру үшін қабаттық суды алдын-ала ағызу қолданылады, өйткені қолданыстағы типтік қондырғылар кіретін сұйықтықтың өсіп келе жатқан көлеміне төтеп бере алмайды, атап айтқанда, аз көлемді тұндыру аппаратурасын пайдалану салдарынан).

      Байков 30%-дан бастап суланған кезде суды алдын-ала ағызуды қолдануды орынды деп санайды.

      Мұнайдың сулану дәрежесіне және кейбір басқа факторларға байланысты алдын-ала ағызудың келесі нұсқалары ажыратылады:

      деэмульгатор реагентінің дозасынсыз;

      жылытусыз және дренажды суды пайдаланбай (кен орнын игерудің кеш сатысында мұнайдың үлкен сулануы кезінде қолданылады);

      құбырдағы реагенттер мен эмульсияның бұзылу әсерлерін қолданумен;

      дренажды суларды қолданумен;

      жоғарыда аталған факторлардың аралас әсері.

      Газ-су-мұнай қоспаларының тұрақсыздығына, олардың қайта дисперсиялау және тұрақтандыру қабілетіне байланысты ("ескіру" әсеріне байланысты) газ бен суды іріктеу технологиялық схеманың барлық нүктелерінде сараланған түрде жүргізілуі керек, онда олар жеткізуші коллектордан, депульсатордан, бірінші және кейінгі сатылардағы сепараторлардан бастап бос фаза түрінде бөлінеді.

      Бұл қағида әмбебап болып табылады, өйткені ол келесі сатылардағы сепараторларға, тұндырғыштарға, пештерге, сорғы жабдықтарына жүктемені азайтуға, олардың пайдалану сенімділігін арттыруға, кейде технологиялық схемадан аталған жабдықтың бір бөлігін алып тастауға мүмкіндік береді.

      Мұнайды жинау мен дайындаудың технологиялық тізбегіндегі суды алдын ала ағызу орнына байланысты мыналарды бөліп көрсетуге болады:

      жолда ағызу.

      орталықтандырылған ағызу: ДНС-қа және мұнай дайындау қондырғыларының алдында.

      Егер ұңғымалардың қысымы барлық сұйықтықты МДҚ-ға дейін тасымалдауды қамтамасыз етпесе және ДНС ауданында қабат суын кәдеге жарату мүмкіндігі болса, ДНС-ға жолдық ағызу жүзеге асырылады. Труновтың пікірінше, мұндай тәжірибе мұнай мен суды дайындаудың ірі тораптарынан 100-120 км қашықтықта орналасқан шағын кен орындарын орналастыру кезінде экономикалық тұрғыдан орынды.

      ДНС-қа төгудің ерекшелігі – газға қаныққан мұнайды дайындау тораптарына және бөлудің екінші сатысына дейін тасымалдауды қамтамасыз ететін артық қысыммен суды төгу процесін жүзеге асыру қажеттілігі.

      Қалай болғанда да, суды алдын ала ағызу жалпы мұнай дайындау және суды тазарту процесінің бөлігі болып табылады.

      Қазіргі уақытта суды алдын-ала ағызу үшін қолданылатын құрылғылардың 2 түрі жиі қолданылады: сыйымдылығы 1000-нан 5000 м3-ге дейінгі тік болат резервуарлар (ТБР) және көлемі 100 және 200 м3 көлденең цилиндрлік контейнерлер (булиттер).

      Тік резервуарлар резервуар түбінен 1,5 м биіктікте орналастырылатын сұйықтықты енгізудің тарату тарақтарымен арнайы жабдықталады. Суды шығару арнайы реттеу құралдарынсыз резервуардағы процесті жүргізу үшін қажетті сұйықтық деңгейін автоматты түрде ұстап тұруға мүмкіндік беретін су тығыздағыш арқылы жүзеге асырылады (3.28-сурет).




      3.28-сурет. СААҚ резервуары

      1 – жеткізуші құбыр; 2 – аналық; 3 – бұрғыш құбыр; 4 – гидроқақпақ

      Аналықтың төменгі жағында тесіктер бар. Мұнай (эмульсия) саңылаулар арқылы төмен қарай бағытталады, содан кейін биіктігі 3-4 м шегінде ұсталатын су қабатында қалқып шығады, Су деңгейі гидросатқыштың көмегімен ұсталады, оның биіктігі әдетте резервуардың 0,9 биіктігіне тең деп қабылданады.

      Технологиялық резервуарлар транзитпен жұмыс істейді. Бөлiнген суды ағызу және сусыздандырылған мұнайды iрiктеу үздiксiз жүзеге асырылады, яғни бұл ретте сұйықтық деңгейi өзгермейдi, резервуардың үлкен тыныс алуынан шығын жоқ.

      Сонымен бірге мұнай сепараторынан кейін ОГ-200П орнатылады. Деэмульгатормен өңделген су-мұнай эмульсияларын жіктеуге арналған. Цилиндрлік сыйымдылық болып табылады (3.29-сурет).



      3.29-сурет. Мұнай мен қабаттық суды алдын ала бөлуге арналған
ОГ-200П аппаратының технологиялық схемасы

      1 – эмульсия енгізу келтеқұбыры; 2 – эмульсия таратқышы: құбыр ∅700мм, 64 қатар саңылаулар, қатарда – 285 саңылау, бойлық кесу: ені – 6мм, ұзындығы – 60мм;

      3 – сусыздандырылған мұнайды шығаруға арналған құбырлар; 4 – газ шығару

      Бөлу тиімділігіне пайдалану арқылы қол жеткізіледі: жылу, ББЗ, су қабаты арқылы жуу және сүзгінің бір түрі ретінде әрекет ететін аралық қабат. Аралық қабат мұнайдың үлкен тамшылары судың ең кішкентай тамшыларын (бірнеше эмульсия) алып жүретіндіктен пайда болады. Су – мұнай фазасының интерфейсіндегі мұнай тамшысы мұнай қабатымен коалесцентті, ал су тамшылары бөлімнің бетінде қалады.

3.3.1.1. Эмиссиялардың ағымдағы деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері ұйымдастырылмаған көздер болып табылады (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды): депульсатор, сепараторлар, ыдыстар, тұндырғыш. Қабат суы бар резервуарлардан шығарындылар шағын шамаларға байланысты Анықтамалықта қаралмайды.

      Сарқынды сулар төгінділері

      "Төгінді" ұғымын айқындау Экология кодексінің 213-бабына сәйкес жүзеге асырылады.

      Экология кодексінің 213-бабына сәйкес қабаттық қысымды ұстап тұру мақсатында көмірсутектермен ілесіп өндірілген қабаттық суларды, теңіз суын, тұщыландырылған суды, 2000 мг/л және одан астам минералдандырылған техникалық суды айдауды қоспағанда, жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде ілесіп алынған жерасты сулары (карьер, шахта, кеніш сулары, көмірсутектермен ілесіп өндірілген қабаттық сулар) сарқынды сулар болып табылады.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Қалдықтардың түзілуі 3.11-бөлімде келтірілген.

3.3.2. Қабаттық суды дайындау

      Мұнай қабаттарын су басу үшін қабат суларын дайындау жөніндегі қондырғылар ашық және жабық болып бөлінеді.

      Мұнай дайындау қондырғысынан түсетін ашық типтегі сарқынды суларды дайындау қондырғысындағы I сарқынды сулар (3.30-сурет) ірі механикалық қоспалар тұндырылатын 1 құмтасқа жіберіледі. Құм тұзағынан сарқынды су 3 мұнай тұзағына түседі, ол мұнайдың негізгі бөлігі мен механикалық қоспаларын Судан бөлуге қызмет етеді II. Оның жұмыс принципі сарқынды судың төмен жылдамдығымен (кемінде 0,03 м/с) гравитациялық бөлінуге негізделген. Сарқынды сулардың қозғалу жылдамдығымен диаметрі 0,5 мм-ден асатын мұнай тамшылары бетіне жүзіп үлгереді. Тұзаққа жиналған III мұнай жинау құбыры арқылы шығарылады және 2 сорғы мұнайды қайта өңдеуге дайындау қондырғысына жіберіледі. Мұнай тұзағынан кейін мұнайдан және механикалық қоспалардан тазартуға арналған сарқынды сулар тұндыру ұзақтығы бірнеше сағаттан екі күнге дейін болатын 4-тұндырғыш тоғандарға түседі. Кейде қатты суспензиялардың тұндыру процесін жеделдету немесе сарқынды суларды бейтараптандыру үшін тұндырғыш тоғандардың алдында суға химиялық заттар қосылады: әк, алюминий сульфаты, аммиак және т.б. тұндырғыш тоғандардан кейін сарқынды сулардағы мұнай мөлшері 30-40 мг/л, ал механикалық қоспалар 20 - 30 мг/л құрайды. IV сарқынды суды дайындаудың мұндай тереңдігі әдетте оны сіңіргіш қабаттарға айдау үшін жеткілікті және бұл жағдайда 5 және 6 камералар арқылы су сорғыштарға 7 беріледі, олар оны сорғыш ұңғымаларға айдайды.

      Суды айдау ұңғымаларына айдау оны тереңірек тазартуды қажет етеді. Бұл жағдайда 6-камерадан 8 сорғымен сарқынды су 9 және 10 кезектесіп жұмыс істейтін сүзгілерге жіберіледі. Сүзгі материалы ретінде кварц құмы (0,5 - 1,5 мм фракция), антрацит чиптері, кеңейтілген саз құмы, графит және т.б. сүзгіге түсетін сарқынды суларда 40 мг/л-ден аспайтын мұнай және 50 мг/л-ден аспайтын механикалық қоспалар болуы керек. сүзгіден кейінгі мұнай мен механикалық қоспалардың қалдық мөлшері 2 - 10 мг/л. Сүзгіден тазартылған су V 11 сыйымдылығына түседі, сол жерден 14 жоғары қысымды сорғы айдау ұңғымасына айдалады.

      12-16 сағат жұмыс істегеннен кейін сүзгі ластанып, ағын басқа сүзгіге ауысады, ал ластанған сүзгі жууға ауысады. Сүзгіні жуу 11-ші ыдыстан 13-ші сорғымен алынатын және сүзгі арқылы кері бағытта айдалатын тазартылған сумен жүргізіледі. Жуу ұзақтығы - 15-18 мин. жуылған балшықпен 12-ші су илон жинақтағышқа төгіледі.




      3.30-сурет. Ашық типтегі сарқынды суларды дайындау қондырғысының технологиялық схемасы

      I – сарқынды сулар; II – механикалық қоспалар; III – мұнай; 1 – құм ұстағыш; 2 – сорғы;

      3 – мұнай ұстағыш; 4 – тоған тұндырғыштары; 5 – камера; 6 – камера; 7 – сорғы; 8 – сорғы;

      9 – сүзгі; 10 – сүзгі; 11 – сыйымдылық; 12 – илон сақтағыш; 13 – сорғы; 14 – жоғары қысымды сорғы.

      І су-мұнай эмульсиясы кәсіпшіліктен келіп түсетін жабық үлгідегі сарқынды суларды дайындау қондырғысында (3.31-сурет) мұнай дайындау қондырғысының тұндырғыштарынан немесе эмульсатор-жылытқыштарынан шығарылатын және құрамында реагент-деэмульгатор бар VII ыстық қабат суымен араластырылады, тамшы түзгіш 1 өтеді және сұйық гидрофильді сүзгісі бар тұндырғыш резервуарға 2 түседі, онда суды алдын-ала ағызу жүзеге асырылады. Сұйық гидрофобты сүзгісі бар тұндырғыш резервуар типтік тік резервуар негізінде жасалған және мұнай қабатының астында берілген су қабатын ұстап тұруды қамтамасыз ететін сифон құрылғысы бар. Ыстық сумен деэмульгатор реагентімен араластыру және тамшы түзгіште турбулентті араластыру нәтижесінде өз түрін кері түзуден түзуге өзгерткен су-мұнай эмульсиясы 2-тұндырғыш резервуарға дистрибьютор арқылы су қабатының астына түседі. Сұйық гидрофильді сүзгі (су қабаты) арқылы көтерілу арқылы Мұнай тамшылары эмульсиялық судан босатылады. Осылайша, мұнайдың алдын-ала сусыздануы орын алады және алдын-ала сусыздандырылған мұнай II тұндырғыш резервуардың жоғарғы жағынан шығарылады 2. Осы кезеңде бөлінген III сарқынды су гидрофобты сұйық сүзгісі бар тұндырғыш резервуарға ағып кетеді 3. Бұл тұндырғыш резервуар сонымен қатар әдеттегі тік резервуарға негізделген және су қабатының үстінде мұнайдың белгіленген қабатын ұстап тұруға мүмкіндік беретін сифон құрылғысы бар.




      3.31-сурет. Жабық типтегі сарқынды сулар дайындау қондырғысының технологиялық схемасы

      Сарқынды су сәулелік перфорацияланған дистрибьютор арқылы мұнай қабатына (сұйық гидрофобты сүзгі) енгізіледі және төмен қарай мұнай тамшыларынан босатылады. Ұсталған мұнай V (тұзақ майы) камерада жиналады, тұндырғыш резервуардың үстіне шығарылады және мұнай дайындау қондырғысына жіберіледі. Мұнай-су интерфейсінде бұзылмайтын IV эмульсия қабаты пайда болуы мүмкін, ол мезгіл-мезгіл шығарылады және мұнай дайындау қондырғысына жіберіледі. Мұнай қабатынан өткен және тамшылатып мұнайдың негізгі бөлігінен босатылған су су қабатында да тұндырылады. Осы операциялардың барлығы қабаттық суды тамшылатып мұнайдан жеткілікті терең тазартуды қамтамасыз етеді, ал тазартылған су VI, 4 сыйымдылықтан өтіп, 5 сорғымен сіңіру немесе айдау ұңғымаларына айдалады.

3.3.2.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      Қабат суын дайындау процесінде негізгі қуат тұтыну бір бөлімнен екінші бөлікке өту үшін сорғыларға түседі.

      3.8-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай өндіруші компанияларының тәжірибесі, сондай-ақ Қазақстан Республикасының кәсіпорындарының сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.8-кесте. Қабат суын дайындау қондырғысының сорғыларының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

2,2

130

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері құмтас, мұнай ұстағыш, тұндырғыш тоған болып табылады (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды).

      Сарқынды сулар төгінділері

      Экология кодексінің 213-бабына сәйкес жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде бір мезгілде алынған жерасты сулары (көмірсутектермен бір мезгілде өндірілген қабат сулары) сарқынды сулар болып табылады.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Қалдықтардың пайда болуы 3.11-бөлімде келтірілген.

3.4. Газды дайындау және қайта өңдеу

3.4.1. Газды кептіру

      Газды кептіру - бұл табиғи газды құбырлар арқылы тасымалдаудан немесе газ қоспаларын компоненттерге төмен температурада бөлуден бұрын пайда болатын газдар мен газ қоспаларынан ылғалды кетіру операциясы. Газдан шыққан суды, кез-келген басқа компонент сияқты, Физикалық әдіспен (адсорбция, сіңіру, мембраналар, конденсация (суық)), химиялық әдістермен (CaCL2 және т.б.) және олардың шексіз будандарымен жоюға болады.

      Коммерциялық қолдану танымалдылықтың төмендеу ретімен осы тізімде орналасқан келесі әдістерді тапты:

      1) Сіңіру – Гликольді кептіру.

      2) Адсорбция – Цеолиттер, силикагель немесе белсендірілген алюминий.

      3) Конденсация – Гидратация ингибиторларын (гликольдер немесе метанол)бүрку арқылы салқындату.

      4) Мембраналар – Эластомерлерге немесе шыны тәрізді полимерлерге негізделген.

      5) Химиялық әдіс Гигроскопиялық тұздар әдетте металл хлоридтері (CaCL2 және т.б.).

      Әлемдегі қондырғылардың басым көпшілігі алғашқы екі жолға негізделген.

3.4.1.1. Абсорбциялық газды кептіру әдісі - гликольді кептіру

      Гликольді кептіру – бұл құбырлар арқылы, соның ішінде магистральды тасымалдау үшін жеткілікті газды қалыпты кептіру және мұндай газды отын ретінде пайдалану үшін қолданылатын ең кең таралған әдіс. Гликольдермен кептіру әдістері магистральдық газ құбырлары арқылы жеткізілетін және тасымалданатын табиғи жанғыш газға қойылатын талаптарды қамтамасыз етеді". Газды гликольді кептірудің типтік қондырғылары -10°...-20° С диапазонында су арқылы ШНТ (Шық нүктесінің температурасы) жетуге мүмкіндік береді. Гликольді құрғатудың неғұрлым жетілдірілген (және, әрине, қымбатырақ) модификациялары бар, олар Drizo, Coldfinger және басқалары сияқты бастапқы патент иелері берген атаулармен белгілі процестерге негізделген және ШНT -80 °C дейін жетуге мүмкіндік береді.

      Абсорбциялық газды кептіру әдісінің негізгі артықшылықтары:

      жоғары қысым айырмашылықтары емес;

      төмен пайдалану шығындары

      қатты сорбенттерді бұзатын заттардың көп мөлшері бар газдарды кептіру мүмкіндігі.

      Бұл әдістің кемшіліктеріне мыналар жатады:

      газ температурасын 40°С жоғары көтеру қажеттілігі;

      орташа кептіру деңгейі;

      сіңіргіштердің көбіктену мүмкіндігі;

      гликольді кептіруге арналған жабдық.

      Стандартты гликольді кептіру екі негізгі блоктан тұрады:

      абсорбер тәрелке немесе саптама түрі;

      гликоль регенерация блогы.

      3.32-суретте газды абсорбциялық (гликольдік) кептірудің технологиялық схемасы көрсетілген.



      3.32-сурет. Газды гликольді кептірудің қағидаттық схемасы

      1 – бастапқы сепаратор; 2 – абсорбер; 3 – десорбер; 5, 6, 7 – жылу алмастырғыштар;

      8, 9 – сыйымдылық жабдықтары; 10 – сүзгі; 11, 12 – сорғылар

      Шикі газ жинау пунктінен кіріс (бастапқы) сепараторға 1 түседі, онда тамшылатып ылғал одан бөлініп, одан әрі 2 сіңіргішке түседі, онда ол концентрлі гликоль ерітіндісімен жанасып, ағызылады. 10 ұсақ дисперсті гликольді ұстау үшін сүзгіден өтіп, құрғатылған газ магистральдық газ құбырына түседі немесе тұтынушыға беріледі. Схемаға қаныққан гликоль 23 регенерация бағанасы, сондай-ақ 5, 6, 7 жылу алмастырғыштар, 11, 12 сорғылар және 8, 9 сыйымдылық жабдықтары кіреді. Ресейде негізгі абсорбент ретінде диэтиленгликольді (ДЭГ) қолданатын абсорбциялық технология кең таралған, ал шетелдік тәжірибеде триэтиленгликоль жиі қолданылады. Абсорбциялық кептіргішті орнату әдетте келесі жабдықты қамтиды:

      абсорбер;

      жылу алмастырғыштар;

      тоңазытқыштар;

      ауа райы;

      десорбер;

      аралық сыйымдылықтар;

      сорғылар мен ерітінді сүзгілері.

      Газды адсорбциялық кептірудің технологиялық процесі газдан су молекулаларының қатты адсорбент бетінің кеуектерін селективті сіңіруден, содан кейін оларды сыртқы қолдану арқылы кеуектерден шығарудан тұрады.

3.4.1.2. Газды кептірудің адсорбциялық әдісі

      Газды адсорбциялық кептірудің технологиялық процесі газдан су молекулаларының қатты адсорбент бетінің кеуектерін селективті сіңіруден, содан кейін оларды сыртқы әсерлерді қолдану арқылы кеуектерден шығарудан тұрады. Адсорбенттер ретінде: алюминий оксидтері, синтетикалық цеолиттер, силикагельдер қолданылады.

      3.33-суретте газды адсорбциялық тазарту процесі көрсетілген.




      3.33-сурет. Газды адсорбциялық тазартудың қағидаттық схемасы

      Шикі газ жинау пунктінен 4-ші кіріс (бастапқы) сепараторға түседі, онда одан сұйық фаза бөлінеді, содан кейін дымқыл газ 1-ші адсорберге түседі, онда ол адсорбент қабаты арқылы төменнен жоғары қарай өтеді-су буын сіңіретін қатты зат. Әрі қарай, адсорбенттің тасымалданатын бөлшектерін ұстау үшін 7-ші сүзгіден өтіп, құрғатылған газ магистральдық газ құбырына түседі немесе тұтынушыға беріледі.

      Газды кептіру процесі белгілі бір уақыт ішінде (12-16 сағат) жүзеге асырылады. Осыдан кейін дымқыл газ адсорбер 2 арқылы жіберіледі, ал адсорбер 1 өшіріліп, регенерацияға шығарылады. Ол үшін құрғақ газ газ желісінен алынып, 3-жылытқышқа жіберіледі, онда ол 180-200 °C температураға дейін қызады.

      Әрі қарай, газ 1-ші адсорбентке беріледі, онда ол адсорбенттен ылғал алады, содан кейін ол 8-ші тоңазытқышқа түседі.

      Конденсацияланған су 5-ші сыйымдылыққа жиналады, ал газ кептіру үшін қайта пайдаланылады және т.б. Адсорбенттің регенерация процесі 6-7 сағатқа созылады, содан кейін шамамен 8 сағат ішінде адсорбер салқындатылады.

      Газды адсорбциялық кептірудің артықшылықтары:

      технологиялық параметрлердің кең ауқымында құрғатылған газдың шық нүктесінің төмен температурасына қол жеткізіледі;

      шағын өнімділікті орнату үшінактамдық және төмен күрделі шығындар;

      қысым мен температураның өзгеруі кептіру сапасына айтарлықтай әсер етпейді.

      Кемшіліктері:

      өнімділігі жоғары қондырғыларды салу кезінде жоғары күрделі салымдар;

      адсорбенттің ластану мүмкіндігі және онымен байланысты оны ауыстыру қажеттілігі;

      адсорбент қабатындағы қысымның үлкен жоғалуы;

      үлкен жылу шығыны.

      Адсорбциялық құрғату қондырғысы дәстүрлі түрде келесі жабдықты қамтиды:

      шикі газ сепараторы;

      адсорберлер;

      ауа тоңазытқыштары;

      газ жылытқыштары;

      регенерация газын сығуға арналған компрессорлар.

      Газды кептіруге арналған адсорбциялық қондырғылар негізінен криогендік зауыттардың құрамында газды терең кептіру үшін қолданылады (судағы ШНТ -40°...-100 °C). Адсорбциялық қондырғылардың қасиеттерінің бірі – суды және бірқатар қоспаларды (көмірсутектер, қышқыл газдар және т.б.) бір уақытта жоюдың негізгі мүмкіндігі. Алайда, газды көп компонентті тазарту үшін адсорбциялық қондырғыларды қолдану жойылатын компоненттердің төмен "ізі" концентрациясында ғана орынды болады.

      Газды кептірудің адсорбциялық әдісінің негізгі артықшылықтары:

      адсорбенттің ұзақ қызмет ету мерзімі;

      технологиялық параметрлердің кең ауқымында төмен шық нүктесіне және оның жоғары депрессиясына қол жеткізіледі;

      температура мен қысымның өзгеруі кептіру сапасына айтарлықтай әсер етпейді;

      Процесс қарапайымдылығымен және сенімділігімен ерекшеленеді.

      Кемшіліктері:

      үлкен күрделі салымдар;

      жоғары пайдалану шығындары;

      адсорбенттің ластануы және оны жиі ауыстыру немесе тазалау;

      технологиялық процестің үздіксіз циклінің сенімділігінің болмауы;

      Осы әдіспен қолданылатын жабдық

      Стандартты адсорбциялық газды кептіру қондырғысы блоктардан тұрады:

      түйіршікті адсорбенті бар екі-төрт баған типті адсорбер-қолданылатын адсорбент.

3.4.1.3. Газды кептірудің басқа әдістері

      Конденсация, мембраналар және басқа әдістер де көп компонентті газды тазарту қасиеттеріне ие, бірақ газды адсорбциялық кептіруден айырмашылығы, олар қажетсіз компоненттердің негізгі массасын кетіру үшін қолданылады. Адсорбциялық қондырғы газды "жұқа" тазарту құралы, ал конденсация мен мембрана "өрескел" деп айтуға болады.

      Конденсация көмірсутектер мен суды кетіруге қол жеткізу қажет болған кезде қолданылады (су/көмірсутектер бойынша ШНT 0—20 °C); сол диапазонда қышқыл газдардың белгілі бір мөлшерін жоюды қамтамасыз ете алатын мембраналар да қолданылады.

3.4.1.3. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      Газды кептіру процесі ТЭГ регенерация қондырғысынан келетін триэтиленгликольмен (ТЭГ) қарсы ағындағы масса алмасу процестері барысында жүзеге асырылады. Газды кептірудің барлық технологиялық процесінде энергия жеке қондырғыларда тұтынылады.

      3.9-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай өндіруші компанияларының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.9-кесте. Газды кептіру процесінің энергетикалық ресурстарын тұтыну

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/сағ

0,2

0,65

Салқындату үшін электр энергиясын үлестік тұтыну

кВт*сағ/Гкал

300

862

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері сепаратор, абсорбер, десорбер, жылу алмастырғыштар; сыйымдылық жабдықтары, сорғылар (ұйымдастырылмаған көздер Анықтамалықта қарастырылмайды) болып табылады.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      3.10-кестеде Қалдықтардың түзілуі абсорбентті ауыстыру нәтижесінде пайда болады.

      3.10-кесте. Қалдықтардың түзілуі абсорбентті ауыстыру нәтижесінде пайда болады

Қалдықтардың атауы

Қалдықтар коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері

1

2

3

4

Сіңіргіш және субстрат материалдарының қалдықтары

16 08 03

0,000000006

0,000071159

Этиленгликоль

07 01 99

0,000000414

0,000014038

3.4.2. Аминді тазарту

      Тұтынушыға магистральдар арқылы жеткізу үшін кен орындарынан өндірілетін табиғи газдың құрамында әртүрлі пропорцияда күкірт қосылыстары бар. Егер олардан құтылмаса, агрессивті заттар құбырды бұзады, арматураны жарамсыз етеді. Сонымен қатар, ластанған көгілдір отын жанған кезде токсиндер бөлінеді.

      Теріс салдарды болдырмау үшін газды күкіртсутектен аминмен тазарту жүргізіледі. Бұл зиянды компоненттерді жанғыш минералдардан бөлудің ең оңай және арзан әдісі. Газ – отынның ең танымал түрі. Ол қолжетімді бағамен және экологиялық жағдайға ең аз зиян келтірумен тартады. Жану процесін басқарудың қарапайымдылығы және жылу энергиясын алу кезінде жанармайды өңдеудің барлық кезеңдерін қамтамасыз ету мүмкіндігі сөзсіз артықшылықтарға жатады.

      Алайда, табиғи газ тәрізді қазба таза күйінде өндірілмейді, өйткені ілеспе органикалық қосылыстар ұңғымадан газ шығарумен қатар айдалады. Олардың ішіндегі ең көп тарағаны – күкіртсутек, оның құрамы кен орнына байланысты оннан онға дейін немесе одан да көп пайызға дейін өзгереді күкіртсутек улы, қоршаған ортаға қауіпті, газды өңдеуде қолданылатын катализаторларға зиянды. Жоғарыда атап өткеніміздей, бұл органикалық қосылыс болат құбырлар мен металл бекіту арматурасына өте агрессивті.

      Әрине, коррозиямен коррозияға ұшыраған жеке жүйе мен магистральдық газ құбыры, күкіртсутек көгілдір отынның ағып кетуіне және осыған байланысты өте жағымсыз, қауіпті жағдайларға әкеледі. Тұтынушыны қорғау үшін денсаулыққа зиянды қосылыстар газ тәрізді отынның құрамынан оны магистральға жеткізгенге дейін де шығарылады.

      Құбырлар арқылы тасымалданатын газдағы күкіртті сутегі қосылыстарының нормативтері бойынша 0,02 г/м3 аспауы тиіс. Алайда, іс жүзінде олар әлдеқайда көп. Реттелетін мәнге жету үшін тазалау қажет.

      Күкіртті сутекті бөлудің қолданыстағы әдістері

      Күкіртсутектің басқа қоспаларының фонында басым болудан басқа, көк отында басқа зиянды қосылыстар болуы мүмкін. Онда көмірқышқыл газын, жеңіл меркаптандарды және көмірқышқыл газын анықтауға болады. Бірақ күкіртті сутегі әрқашан басым болады.

      Айта кету керек, тазартылған газ тәрізді отынның құрамындағы күкірт қосылыстарының шамалы мөлшері қолайлы. Төзімділіктің нақты саны газ өндірілетін мақсаттарға байланысты. Мысалы, этилен оксидін өндіру үшін күкірт қоспаларының жалпы мөлшері 0,0001 мг/м3-ден аз болуы керек.

      Тазалау әдісі қажетті нәтижеге назар аудара отырып таңдалады.

      Барлық қолданыстағы әдістер екі топқа бөлінеді:

      сорбциялық. Күкіртсутек қосылыстарын қатты (адсорбция) немесе сұйық (сіңіру) реагентпен сіңіру, содан кейін күкірт немесе оның туындылары шығарылады. Осыдан кейін газ құрамынан бөлінген зиянды қоспалар кәдеге жаратылады немесе қайта өңделеді.

      каталитикалық. Олар күкіртсутектің тотығуынан немесе тотықсыздануынан тұрады, оны қарапайым күкіртке айналдырады. Процесс катализаторлардың – химиялық реакция ағымын ынталандыратын заттардың қатысуымен жүзеге асырылады.

      Адсорбция күкіртсутекті қатты заттың бетіне шоғырландыру арқылы жинауды қамтиды. Көбінесе адсорбция процесінде белсендірілген көмір немесе темір оксиді негізіндегі түйіршікті материалдар қолданылады. Дәндерге тән үлкен меншікті бет күкірт молекулаларының максималды сақталуына ықпал етеді.

      Көк отынды тазартудың барлық әдістері сорбциялық және каталитикалық болып бөлінеді. Тазалау жабдықтары белгілі бір технологияның жұмыс принципіне бағытталған. Дегенмен, бірнеше әдістер біріктірілген қондырғылар бар, соның арқасында кешенді тазалау жүргізіледі

      Сіңіру технологиясы газ тәрізді күкіртсутек қоспаларының белсенді сұйық затта еруімен ерекшеленеді. Нәтижесінде газ тәрізді ластану сұйық фазаға өтеді. Содан кейін бөлінген зиянды компоненттер бумен пісіру арқылы жойылады, әйтпесе десорбция, осылайша олар реактивті сұйықтықтан жойылады.

      Адсорбция технологиясы "құрғақ процестерге" жататындығына және көгілдір отынды жұқа тазартуға мүмкіндік беретініне қарамастан, табиғи газдан ластануды кетіру кезінде сіңіру жиі қолданылады. Сұйық сіңіргіштерді қолдана отырып, күкіртті сутегі қосылыстарын жинау және жою тиімдірек және орынды.

      Адсорбердің ең танымал түрі-капсула немесе дән түрінде қолданылатын белсендірілген көмір. Әр элементтің беті күкіртсутекті және басқа органикалық қосылыстарды "сіңіреді".

      Газды тазартуда қолданылатын сіңіру әдістері келесі үш топқа бөлінеді:

      химиялық. Күкіртсутекті қышқыл ластағыштармен еркін әрекеттесетін еріткіштерді қолдану арқылы өндіріледі. Этаноламиндер немесе алканоламиндер химиялық сорбенттер арасында ең жоғары сіңіру қабілетіне ие.

      физикалық. Сұйық сіңіргіште күкіртсутек газын физикалық еріту арқылы жүзеге асырылады. Сонымен қатар, ластағыш газдың ішінара қысымы неғұрлым жоғары болса, еріту процесі соғұрлым тез жүреді. Мұнда сіңіргіш ретінде метанол, пропилен карбонаты және т.б. қолданылады.

      аралас. Күкіртті сутекті алудың аралас нұсқасында екі технология да қатысады. Негізгі жұмыс сіңіру арқылы жүзеге асырылады, ал жұқа тазарту адсорбенттермен жүзеге асырылады.

      Табиғи отыннан күкіртсутек пен көмір қышқылын бөліп алу мен жоюдың ең танымал және танымал технологиясы-сулы ерітінді ретінде қолданылатын амин сорбентінің көмегімен газды химиялық тазарту.

      Табиғи жанармайды тазартудың сорбциялық әдістері қатты және сұйық заттардың күкіртті сутегімен және басқа органикалық қоспалармен әрекеттесу қабілетіне негізделген, осылайша оларды газ құрамынан шығарады.

      Амин технологиясы газдың үлкен көлемін өңдеуге қолайлы, себебі:

      тапшылықтың болмауы. Реагенттерді әрқашан тазалау үшін қажетті көлемде сатып алуға болады.

      қолайлы сіңімділік. Каминдер жоғары сіңіру қабілетімен сипатталады. Барлық қолданылатын заттардың ішінен тек олар газдан 99,9% күкіртсутекті алып тастай алады.

      басымдық сипаттамалары. Сулы амин ерітінділері ең қолайлы тұтқырлығымен, бу тығыздығымен, термиялық және химиялық тұрақтылығымен, төмен жылу сыйымдылығымен ерекшеленеді. Олардың Сипаттамалары сіңіру процесінің ең жақсы ағымын қамтамасыз етеді.

      реактивті заттардың уыттылығы жоқ. Бұл амин техникасына жүгінуге сендіретін маңызды дәлел.

      селективтілік. Селективті сіңіру кезінде қажетті сапа. Ол оңтайлы нәтиже үшін қажетті ретпен қажетті реакцияларды дәйекті түрде жүргізу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.

      Газды күкіртті сутектен және көмірқышқыл газынан тазартудың химиялық әдістерін орындау кезінде қолданылатын этаноламинге моноэтаноламиндер (МЭА), диэтаноламиндер (ДЭА), триэтаноламиндер (ТЭА) жатады. Сонымен қатар, моно және ди префикстері бар заттар газдан H2S және СО2-ны жояды. Бірақ үшінші нұсқа тек күкіртті сутекті кетіруге көмектеседі.

      Көк отынды селективті тазарту кезінде метилдиэтаноламин (MДЭA), дигликоламиндер (ДГA), диизопропаноламиндер (ДИПA) қолданылады. Селективті адсорбенттер негізінен шетелде қолданылады.

      Әрине, газбен жылыту жүйесіне жеткізу және басқа жабдықты жеткізу алдында тазалаудың барлық талаптарын қанағаттандыратын тамаша сіңіргіштер әлі жоқ. Әрбір еріткіштің кемшіліктерімен қатар кейбір артықшылықтары бар. Реактивті затты таңдағанда, олар ұсынылған бірқатар заттардың ішіндегі ең қолайлысын анықтайды.

      Әдеттегі қондырғының жұмыс принципі

      H2S үшін максималды сіңіру қабілеті моноэтаноламин ерітіндісімен сипатталады. Алайда, бұл реагенттің бірнеше маңызды кемшіліктері бар. Ол өте жоғары қысыммен және Аминді газды тазарту қондырғысы жұмыс істеп тұрған кезде көміртегі күкірт тотығымен қайтымсыз қосылыстар жасау қабілетімен ерекшеленеді.

      Бірінші минус жуу арқылы жойылады, нәтижесінде амин булары ішінара сіңеді. Екіншісі - коммерциялық газдарды өңдеу кезінде сирек кездеседі.

      Моноэтаноламиннің сулы ерітіндісінің концентрациясы тәжірибелік жолмен таңдалады, жүргізілген зерттеулер негізінде оны белгілі бір кен орнынан газды тазарту үшін қабылдайды. Реагенттің пайыздық құрамын таңдауда оның жүйенің металл компоненттеріне күкіртсутектің агрессивті әсеріне қарсы тұру қабілеті ескеріледі.

      Сіңіргіш заттың стандартты мөлшері әдетте 15-20 % аралығында болады. Дегенмен, тазалау дәрежесі қаншалықты жоғары болуы керек екеніне байланысты концентрация 30 %-ға дейін артуы немесе 10 %-ға дейін төмендеуі сирек емес. Яғни, газ қандай мақсатта, жылытуда немесе полимерлі қосылыстар өндірісінде қолданылады.

      Амин қосылыстарының концентрациясы жоғарылаған кезде күкіртсутектің коррозиялық мүмкіндігі төмендейтінін ескеріңіз. Бірақ бұл жағдайда реагенттің шығыны артатынын ескеру қажет. Демек, тазартылған тауарлық газдың құны артады.

      Тазарту қондырғысының негізгі қондырғысы-табақша немесе садақ сорттарын сіңіргіш. Бұл тігінен бағытталған, сыртқы жағынан пробиркаға ұқсайды, ішінде саптамалары немесе табақтары бар құрылғы. Оның төменгі бөлігінде тазартылмаған газ қоспасын жеткізуге арналған кіреберіс, жоғарғы жағында скрубберге шығу бар.

      Газды күкіртті сутектен этаноламин әдісімен тазартудың принциптік схемасы 3.34-суретте көрсетілген.



      3.34-сурет. Этаноламин әдісімен күкіртті сутектен газды тазартудың қағидаттық схемасы:

      1 – қабылдау сепараторы; 2 – абсорбер; 3 – скруббер; 4, 11 – аралық сыйымдылықтар;

      5 – жылу алмастырғыштар; 6 – десорбер; 7 – конденсатор - тоңазытқыш; 8 – флегма сыйымдылығы; 9 – жылытқыш; 10 – сорғылар; 12 – тоңазытқыш; I – шикі газ;

      II – тазартылған газ; III – қатты ерітінді; IV – қалпына келтірілген ерітінді; V – қышқыл газдар; VI – флегма.

      Егер қондырғыдағы тазартылатын газ реагенттің жылу алмастырғышқа, содан кейін айдау бағанына өтуі үшін жеткілікті қысымда болса, процесс сорғының қатысуынсыз жүреді. Егер процестің жүруі үшін қысым жеткіліксіз болса, сорғы техникасы ағып кетуді ынталандырады

      Кіріс сепараторы арқылы өткеннен кейін газ ағыны сіңіргіштің төменгі бөліміне басылады. Содан кейін ол корпустың ортасында орналасқан пластиналар немесе ластағыш заттар қонатын саптамалар арқылы өтеді. Амин ерітіндісімен толығымен суланған саптамалар реагенттің біркелкі таралуы үшін торлармен бөлінген.

      Әрі қарай, ластанудан тазартылған көк отын скрубберге жіберіледі. Бұл құрылғы сіңіргіштен кейін қайта өңдеу схемасына қосылуы немесе оның жоғарғы жағында орналасуы мүмкін.

      Пайдаланылған ерітінді абсорбердің қабырғаларынан төмен қарай ағып, қайнатқышы бар десорбер бағанына жіберіледі. Онда ерітінді қайтадан қондырғыға оралу үшін қайнаған судан бөлінетін булармен сіңірілген ластанудан тазартылады.

      Қайта қалпына келтірілген, яғни күкіртсутек қосылыстарынан құтылған ерітінді жылу алмастырғышқа ағып кетеді. Онда сұйықтық ластанған ерітіндінің келесі бөлігінің жылу беру процесінде салқындатылады, содан кейін буды толық салқындату және конденсациялау үшін сорғымен тоңазытқышқа итеріледі.

      Салқындатылған сіңіруші ерітінді қайтадан абсорберке беріледі. Осылайша реагент орнату арқылы айналады. Оның буы да салқындатылады және қышқыл қоспалардан тазартылады, содан кейін реагент қорын толықтырады.

      Газдарды моноэтаноламин ерітіндісімен тазартуды орнатудың технологиялық схемасы 3.35-суретте көрсетілген.




      3.35-сурет. Моноэтаноламин ерітіндісімен газдарды тазарту қондырғысының технологиялық схемасы: I – тазартуға арналған газ; II – тазартылған газ; III – көмірсутекті конденсат; IV – күкіртті сутек; V – этаноламиннің жаңа ерітіндісі; VI – бу; VII – су

      Көбінесе газды тазартуда моноэтаноламин мен диэтаноламин схемалары қолданылады. Бұл реагенттер көк отын құрамынан күкіртті сутекті ғана емес, сонымен қатар көмірқышқыл газын да алуға мүмкіндік береді

      Егер өңделетін газдан СО2 және H2S бір мезгілде шығару қажет болса, екі сатылы тазалау жүргізіледі. Ол концентрациясы бойынша ерекшеленетін екі ерітіндіні қолданудан тұрады. Бұл опция бір сатылы тазалауға қарағанда үнемді.

      Біріншіден, газ тәрізді отын құрамында 25-35 % реагент бар күшті құраммен тазаланады. Содан кейін газ әлсіз сулы ерітіндімен өңделеді, онда белсенді зат тек 5-12 % құрайды. Нәтижесінде ерітіндінің минималды шығынымен және өндірілген жылуды ақылға қонымды қолданумен өрескел және жұқа тазарту жүзеге асырылады.

      Алканоламиндермен тазартудың төрт нұсқасы

      Алконоламиндер немесе амин спирттері – құрамында амин тобы ғана емес, сонымен қатар гидрокси тобы да бар заттар.

      Табиғи газды алканоламиндермен тазарту қондырғылары мен технологиялары негізінен сіңіргіш затты беру тәсілімен ерекшеленеді. Көбінесе аминдердің осы түрін қолдана отырып, газды тазартуда төрт негізгі әдіс қолданылады.

      Бірінші әдіс. Белсенді ерітіндінің жоғарыдан бір ағынмен берілуін алдын-ала анықтайды. Абсорбенттің барлық көлемі қондырғының жоғарғы табақшасына жіберіледі. Тазалау процесі 40 ºС жоғары емес температуралық фонда жүреді. (3.36-сурет)



      3.36-сурет. Газды бір ағынды тазалау схемасы: I – тазартылған газ; II – тазартылған газ; III – экспансерлік газ; IV – қышқыл газ; V - су буы; 1 – абсорбер; 2,9 – сорғылар;

      3,7 – тоңазытқыш; 4 – экспансер; 5 – жылу алмастырғыш; 6 – десорбер; 8 – сепаратор;

      10 – қайнаған су; 11 – регенерацияланған амин сыйымдылығы

      Тазалаудың қарапайым әдісі белсенді ерітіндіні бір ағынмен қамтамасыз етуді қамтиды. Бұл әдіс газдағы қоспалар аз мөлшерде болса қолданылады

      Бұл әдіс әдетте күкіртсутек қосылыстары мен көмірқышқыл газымен аздап ластанған кезде қолданылады. Тауарлық газды алу үшін жалпы жылу әсері, әдетте, төмен.

      Екінші әдіс. Бұл тазарту нұсқасы газ тәрізді отынның құрамында күкіртсутек қосылыстарының көп мөлшері үшін қолданылады.

      Бұл жағдайда реактивті ерітінді екі ағынға беріледі. Біріншісі, жалпы массаның шамамен 65-75 %, қондырғының ортасына жіберіледі, екіншісі жоғарыдан жеткізіледі.

      Амин ерітіндісі цимбалдардан төмен қарай ағып, сіңіргіш қондырғының төменгі цимбалына итерілетін газ ағындарымен кездеседі. Беру алдында ерітінді 40 ºС-тан аспайды, бірақ газдың аминмен әрекеттесуі кезінде температура айтарлықтай көтеріледі.

      Температураның жоғарылауына байланысты тазарту тиімділігі төмендемеуі үшін артық жылу күкіртсутегімен қаныққан ерітіндімен бірге бөлінеді. Ал қондырғының жоғарғы жағында конденсатпен бірге қышқыл компоненттердің қалдықтарын алу мақсатында ағын салқындатылады.

      Абсорбент температурасы бірдей (А) және әртүрлі (Б) амин ерітіндісі ағындарын беру схемасы 3.37-суретте көрсетілген.



      3.37-сурет. Абсорбент температурасы бірдей (А) және әртүрлі (Б) амин ерітіндісі ағындарын беру схемасы: 1 - тазартуға арналған газ; 2 - тазартылған газ; 3 - сіңіргіштің қаныққан ерітіндісі; 4 - сіңіргіштің қалпына келтірілген ерітіндісі; 1 - абсорбер;

      2 – тоңазытқыш

      Сипатталған әдістердің екіншісі мен үшіншісі абсорбер ерітіндінің екі ағынмен берілуін алдын-ала анықтайды. Бірінші жағдайда реактив бір температурада беріледі, екіншісінде — әр түрлі

      Бұл энергияны да, белсенді ерітіндіні де тұтынуды азайтудың үнемді әдісі. Қосымша қыздыру кез-келген кезеңде жасалмайды. Технологиялық тұрғыдан алғанда, бұл екі деңгейлі тазарту, бұл тауарлық газды магистральға жеткізуге аз шығынмен дайындауға мүмкіндік береді.

      Үшінші әдіс. Әр түрлі температурадағы екі ағынмен тазартқыш қондырғыға абсорберді жеткізуді қамтиды. Егер күкіртсутек пен көмірқышқыл газынан басқа, шикі газда CS2 және COS болса, әдіс қолданылады.

      Абсорбердің басым бөлігі, шамамен 70-75 %, 60–70 ºС дейін қызады, ал қалған бөлігі тек 40 ºС дейін қызады. Ағындар абсорберке жоғарыдағы жағдайдағыдай беріледі: жоғарыдан және ортасынан.

      Жоғары температуралы аймақтың қалыптасуы тазарту бағанының төменгі жағындағы газ массасынан органикалық ластағыш заттарды тез және сапалы алуға мүмкіндік береді. Ал жоғарғы жағында көмірқышқыл газы мен күкіртсутек стандартты температурадағы аминмен тұнбаға түседі.

      Төртінші әдіс. Бұл технология амин сулы ерітіндісінің әртүрлі регенерация дәрежесі бар екі ағынмен берілуін алдын ала анықтайды. Яғни, біреуі тазартылмаған, құрамында күкіртсутек қосындылары бар, екіншісі оларсыз жеткізіледі.

      Бірінші сарқынды толығымен ластанған деп атауға болмайды. Оның құрамында тек ішінара қышқыл компоненттер бар, өйткені олардың бір бөлігі жылу алмастырғышта +50º/+60 ºС дейін салқындату кезінде жойылады. Бұл ерітінді ағыны десорбердің төменгі саптамасынан алынады, салқындатылады және бағанның ортаңғы бөлігіне жіберіледі. Әр түрлі регенерация дәрежесіндегі ерітіндінің тармақталған ағындары бар газды аминді тазарту схемасы 3.38-суретте көрсетілген.



      3.38-сурет. Газды әртүрлі регенерация дәрежесіндегі тармақталған ерітінді ағындары бар аминмен тазарту схемасы: I – тазартуға арналған газ; II – тазартылған газ; III – қышқыл газ; IV – жұқа регенерацияланған амин; V – өрескел регенерацияланған амин; VI – қаныққан амин; VII, VIII – экспансерлі газдар; 1 - абсорбер; 2, 5, 13 - тоңазытқыштар; 3, 4 – экспансерлер; 6, 8, 9, 15 – сорғылар; 7, 11 – жылу алмастырғыштар; 10 – қалпына келтірілген амин сыйымдылығы; 12 – десорбер; 14 – рефлюкс сыйымдылығы; 16 – қайнатқыш.


      Газ тәрізді отынның құрамындағы күкіртсутек пен көмірқышқыл компоненттерінің едәуір мөлшерімен тазарту әр түрлі регенерация дәрежесі бар екі ерітінді ағынымен жүзеге асырылады

      Ерітіндінің қондырғының жоғарғы секторына басылған бөлігі ғана терең тазалаудан өтеді. Бұл ағынның температурасы әдетте 50 ºС-тан аспайды. Мұнда газ тәрізді отынды жұқа тазарту жүзеге асырылады. Бұл схема бу шығынын азайту арқылы шығындарды кем дегенде 10 % қысқартуға мүмкіндік береді.

      Тазалау тәсілі органикалық ластану мен экономикалық мақсаттылыққа қарай таңдалатыны түсінікті. Кез келген жағдайда технологиялардың алуан түрлілігі оңтайлы нұсқаны таңдауға мүмкіндік береді. Газды аминмен өңдейтін бір қондырғыда газ қазандықтарының, плиталардың, жылытқыштардың жұмысы үшін қажетті сипаттамалары бар көгілдір отынды алу арқылы тазалау дәрежесін өзгертуге болады.

3.4.2.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.10-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай өндіруші компанияларының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.11-кесте. Аминді тазарту қондырғысында жойылатын H2S тоннасына энергия ресурстарын тұтыну

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

70

80

Жылу энергиясының меншікті шығыны (бу)

Гкал/т

1500

3000

Салқындатқыш су

м3/т, DT = 10 °C

25

35

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері сепаратор, жылу алмастырғыш, өшіру-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың тығыздығы болып табылады (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды).

      Сарқынды сулар төгінділері

      Сарқынды сулардың түзілуі пайдалану режимінде көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді:

Р/с №

Қалдықтың атауы

Қалдықтар коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері

1

2

3

4

5

1

Амин шламы

07 01 10*

0,000007723

0,000010551

2

Құрамында амин бар ерітінділер

07 01 01*

0,000033042

0,000036808

3

Пайдаланылған белсендірілген көмір

19 09 04

0,000000036

0,000024499

3.4.3. Демеркаптанизациялау (сілтілі тазарту)

      Демеркаптанизациялау (сілтілі тазарту) құрамында белсенді күкірт бар (H2S, RSH), құрамында оттегі бар (май-, нафтен және басқа қышқылдар, фенолдар) қосылыстарды жоюға, сондай-ақ күкірт қышқылын және көмірсутектермен (сульфакислоталар, күкірт қышқылының эфирлері) өзара әрекеттесу өнімдерін бейтараптандыруға арналған.

      Меркаптандарды терең жою үшін газды демеркаптанизациялау меркаптандарды аз агрессивті дисульфидтерге каталитикалық түрлендіру арқылы жүзеге асырылады, содан кейін соңғыларын толық немесе ішінара алып тастайды. "UOP" компаниясының "MEROX" процесі катализатордың сілтілі ерітіндісін (органикалық кобальт тұздары) қолдана отырып кеңінен таралды. Ол меркаптандар құрамының бастапқы құрамы 0,2 %-дан 0,0005 %-ға (5 мг/кг) дейін төмендетеді. MEROX процесінің технологиялық схемасы 3.39-суретте көрсетілген.

      "MEROX" әдісі бойынша газдарды күкіртті тазарту күкіртті сутектен, карбонилсульфидтен аминді тазартуды және меркаптандардан сілтілі тазартуды қамтиды.



      3.39-сурет. MEROX процесінің технологиялық схемасы:

      I – шикізат; II – ауа; III – қалпына келтірілген сілтілік ерітінді ("Мерокс");

      IV – пайдаланылған ауа; V – дисульфидтер; VI – айналымдағы сілтілік ерітінді ("Мерокс"); VI – жаңа сілтілік; VIII – тазартылған өнім

      Меркаптандардан сілтілі тазарту шикізатты қалдық күкіртті сутектен алдын ала сілтілеу арқылы жүзеге асырылады, содан кейін меркаптандарды сілтілі ерітіндімен газдардан шығарады және біртекті фталоцианин катализаторы мен ауа оттегінің қатысуымен сілтіні қалпына келтіреді. Тазартылатын газдағы жалпы күкірттің төмен мөлшеріне қол жеткізу үшін пайда болған дисульфидтер жеңіл бензин фракциясымен жуылады. Дисульфидпен қаныққан бензин фракциясы гидротазарту шикізатына жіберіледі.

3.4.3.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарындылардың негізгі көзі жылу тотықтырғыш (инсинератор) блогы болып табылады. Толығырақ 3.13.6-тармақта

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Негізгі технологиялық қалдықтарға төменде келтірілген қалдықтар жатады:

Қалдықтың атауы

Қалдықтар коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері

Көмірсутектерді күкірт қосылыстарынан тазартқаннан кейін сулы-сілтілі ерітінді

05 01 11*

0,000000584

0,000017226

Құрамында сілтілі шлам

06 02 99

0,000002107

0,000005028

3.4.4. Газды сығымдау

      Компрессорлық станция – сығылған газдарды алуға арналған стационарлық немесе жылжымалы қондырғы.

      Станция компрессордан және қосалқы (қосымша) жабдықтан тұрады. Көбінесе компрессорлық станция Блок-бокс болып табылады, онда станцияның барлық орнатылған жабдықтары өрт сөндіру, жарықтандыру, желдету, Дабыл беру, газды талдау және т.б. жүйелермен жабдықталған. компрессорлық станциялар (компрессорлық қондырғылардан айырмашылығы) қыста аязды температурада ашық ауада жұмыс істейді. Компрессорлық станцияны өндіруші ұңғыманың жанында орнату қажет болғандықтан, компрессорлық станция блок-модульдік орындауда (МКС) болуы керек (3.40-сурет).




      3.40-сурет. МКС жабдығын орналастырудың үлгі схемасы

      Станцияны орнату үшін арнайы іргетастар қажет емес. Контейнерді тегіс, қатты бетке орнату жеткілікті.

      Станцияның жұмысы толығымен автоматтандырылған және қызмет көрсету персоналының тұрақты қатысуын қажет етпейді.

      Қажетті параметрлерге байланысты станция жұмыс орнында бір-бірімен тікелей ағатын бірнеше контейнерлерден тұруы мүмкін.

      МКС артықшылықтары:

      жарылысқа қауіпсіз орындау;

      толық автоматтандыру;

      арнайы іргетас қажет емес;

      желдету, жылыту, жарықтандыру, өрт дабылы жүйелерімен жабдықталған.

      ДКС-нің негізгі элементі-параллель және сериялық схема бойынша жұмыс істей алатын газ айдау қондырғыларының тобы. Қосалқы жабдық деп станцияның дұрыс жұмыс істеуі үшін қажетті кез келген қосымша құрылғылар түсініледі: маймен жабдықтау жүйесі, өз қажеттіліктерін газ дайындау жүйесі, электрмен жабдықтау жүйелері, автоматика жүйелері және т.б. ГАА-да қолданылатын компрессорлардың негізгі жіктемесі (3.41-сурет):

      поршенді;

      бұрандалы;

      ортадан тепкіш.



      3.41-сурет. ГАА-да қолданылатын компрессорлардың жіктелуі

      Сығымдау технологиясы көп компонентті газдарды, атап айтқанда ІМГ-ны сығу қондырғысын қамтиды (3.42-сурет).

      ІМГ-ны сығу қондырғысы (схемада сығудың бір сатысы шартты түрде көрсетілген) 1 компрессордан және 3 жылу-масса алмасу элементтерінің блогымен жабдықталған 2 фракциялық абсорберден тұрады, мүмкін 4 саптамасы бар, ІМГ I беру және сығылған газ II шығару желілерімен жабдықталған, тұрақты мұнай III беру және тұрақсыз мұнай V шығару, IV салқындатқышты беру/шығару (соңғысының қарсы ағыны шартты түрде көрсетілген).

      Қондырғы жұмыс істеген кезде ІМГ І 1 компрессорда сығылады және 3 жылу-масса алмасу элементтерінің блогынан төмен 2 фракциялаушы сіңіргішке беріледі, одан жоғары III тұрақты мұнай беріледі, ол IV салқындатқышпен салқындату арқылы пайда болатын температура градиенті жағдайында ыстық сығылған ІМГ (компрессатпен) қарсы токпен жанасқанда С4+ газ көмірсутектерін сіңіреді және ішінара тұрақтандырылады. Алынған тұрақсыз мұнай V 2 фракциялық сіңіргіштің түбінен шығарылады.




      3.42-сурет. ІМГ-ны сығу қондырғысы

      Техникалық нәтиже қондырғыны оңайлату және энергия шығындарын азайту болып табылады.

      Технологияның басқа нұсқасы газлифт жүйесіне және ойлықаралық коллектор - көлік құбырына газ беру үшін оны сығуды қоса алғанда, ІМГ дайындаудың кешенді жүйесі болып табылады.

      Жүйе төмен және жоғары қысым сатысы бар турбокомпрессорлық қондырғыны, сүзгі сепараторын және газды конденсаттан, судан және механикалық қоспалардан бөлу үшін кіріс сепараторын пайдалануды қамтиды, олар төмен қысым сатысының алдында және төмен қысым сатысының артында орнатылады - газ кірісі, газ шығысы және сұйықтық шығысы келте құбырлары бар сұйықтықтан газды бөлуге арналған газды АСА, жоғары қысымның бірінші және екінші сатыларының артына орнатылатын аралық және соңғы газды АСА, газ кірісі, газ шығысы, конденсат шығысы және су келте құбырлары бар сұйықтықтан газды бөлуге арналған аралық және соңғы сепараторлар.

      Технология құбыркомпрессорлық агрегаттың жоғары қысу сатысының аралық сепараторынан кейін орналасқан газдың ЖАА шығысымен дәйекті түрде қосылатын қосымша газдың ЖАА пайдалануды және құбыр арқылы конденсат пен парафин түзілу ингибиторларының аралас ағынын жаңа конденсат беру торабына және тізбектей жалғанған газдың ЖАА арасындағы гидрат түзілу ингибиторына беретін қосымша сорғыны көздейді. 3.43-суретте қағидаттық технологиялық схема келтірілген.




      3.43-сурет. ІМГ дайындау жүйесі

      Жүйеге 1-ші құбыржолы арқылы келетін ІМГ қысымын төмендететін 2-ші газды азайту блогы, қысымның жоғарылауын болдырмау үшін қызмет ететін 3-ші және 21-ші қауіпсіздік клапандары, 4-ші кіріс сепараторы, 5-ші жұқа сүзгі сепараторы кіреді. 6-шы турбокомпрессорлық агрегат (ТКА) құрамына 7 газқұбырлы жетек және екі қысу корпусы кіреді: 8-ші төмен қысымды корпус (ТҚК) және 11-ші жоғары қысымды корпус (ЖҚК), бұл ІМГ-ны үш сатылы сығуды қамтамасыз етеді. 15-ші ТКА жұмысын бақылайтын 17-ші газды өлшеудің технологиялық тораптары әр қысу сатысының алдында орнатылады. 9-шы және 12-ші газдың аралық ЖАА , 14-ші газдың қосымша ЖАА, 12-ші газдың ЖАА шығысымен тізбектей қосылған, сондай-ақ 13-ші газдың соңғы ЖАА ІМГ салқындатуды қамтамасыз ететін сығудың әрбір сатысынан кейін орнатылған. Газды тазартуға арналған 10, 15, 16 аралық және соңғы сепараторлар. Гидрат түзілу ингибиторын (метанол) беру үшін көзделген 34 метанол құбыры. 18 регенеративті жылу алмастырғыштан, 19 қысым реттегішінен және 22 төмен температуралы сепаратордан тұратын 20 төмен температуралы газды бөлу блогы. Дайындалған газды беруге арналған 25-ші құбыржол, газлифт газын беруге арналған 24-ші құбыржол, сондай-ақ 23-ші газды өлшеу блогы. Сепараторлардан сұйық көмірсутектерді жинау үшін 4, 5, 10, 15, 16, 22 27 сақтау сыйымдылығы, 30 жартылай суасты сорғысы, сұйықтықты 28-ші дренаждық сыйымдылыққа, 31-ші құбыржолға айдау қарастырылған. Конденсат қоспасын беретін 29-шы сорғы (28-ші сыйымдылықтан) және 26-шы құбыржол арқылы32-ші жеке тұрған сыйымдылықтан парафин түзілу ингибиторлары.

      ІМГ орталық жинау пунктінен 1-ші құбыржол арқылы газ қысымын төмендету жүргізілетін 2-ші газды азайту блогына түседі. Блоктан шығу кезінде қысымды төмендету блогында қысым реттегіштері істен шыққан жағдайда 6-шы ТКА кірісінде қысымның номиналдыдан жоғары көтерілуін болдырмауға қызмет ететін 3-ші сақтандыру клапаны қарастырылған. 2-ші редукциялау блогынан кейін газ 4-ші кіріс сепараторына жіберіледі, онда ІМГ құрамындағы тамшы сұйықтықты, сондай-ақ сұйық тығындарды ұстау жүргізіледі. Әрі қарай, газ жұқа тазалау сепараторының (сүзгі-сепаратор) 5-ші кірісіне түседі, онда газды сұйықтықтан және ТКА 6-шы кіріс газына арналған механикалық қоспалардан түпкілікті тазарту жүргізіледі (техникалық шарттар бойынша). Жұқа тазалау сепараторларынан кейін 5-ші газ кем дегенде бір 6-шы ТКА кіреберісіне жіберіледі. 6-шы TКA 6 құрамына 7-ші газқұбырлы жетегі және екі қысу корпусы кіреді: ТҚК 8 және ЖҚК 11. Сығымдау корпустарында газ ТҚК 8-де бірінші корпусында 1,16 МПа дейін және екінші ЖҚК 11-де 8,16 МПа қысымға дейін дәйекті түрде сығылады. ТҚК 8-ден кейін газды газдың 9-шы ЖАА-да аралық салқындату жүргізіледі. Газды салқындату кезінде бөлінген сұйықтық 10-шы аралық сепараторда ұсталады. ҚҚҚ сығымдаудың бірінші секциясынан шыққан кезде газ ағынына 34 метанол құбыры арқылы 12-ші газдың ЖАА-да салқындатылған гидрат түзілу ингибиторы (метанол), ал 12-ші газдың ЖАА-дан шыққан газ ағынына компрессорлық станция жұмысының техникалық регламентінде айқындалған температурасы мен қысымы бар, 29-шы қосымша сорғымен конденсат қоспасы (28-ші сыйымдылықтан) және сол қосымша 29-шы сорғымен парафин түзілу ингибиторы (оны сақтау үшін жеке тұрған 32-ші ыдыстан) беріледі, бұдан әрі газ 14-ші газдың ЖАА-на түседі, онда газдың температурасы 5-6°С-қа дейін төмендейді, бұл 10 - 15 градусқа төмен, бұл температураның төмендеуі газдан (15-ші сепараторда) сұйық көмірсутектердің қосымша мөлшерін алуға мүмкіндік береді, бұл өз кезегінде мұнай кәсіпшілігінің жалпы өндірісін арттырады және 24-ші құбыржолы арқылы берілетін газлифт газындағы сұйықтық мөлшерін айтарлықтай азайтады. Метанолды газ ағынына беру 12-ші және 14-ші газдың төменгі ЖАА бөлімдерінде гидраттардың пайда болуына жол бермейді. Конденсат пен парафин түзілу ингибиторының қоспасын беру 14-ші газдың ЖАА-да парафиндердің шөгуін болдырмайды, өйткені компрессорлық станция парафиндердің жоғары мөлшері бар ІМГ қысады. Екінші қысу бөлімінен кейін 11-ші ҚҚҚ газ газдың 13-ші соңғы ЖАА-да салқындатылады. Су мен конденсаттан тұратын газ салқындағаннан кейін бөлінген сұйықтық 16-шы соңғы сепараторда ұсталады.

      6 ток жұмысын бақылау үшін әр қысу сатысының алдында 17 газ өлшеу торабы қарастырылған. Өлшеу құрылғылары TKA 6 ангарында орналасқан. 16-шы соңғы сепаратордан кейін сығылған газдың 24-ші құбырдағы бөлігі балық аулаудың циклдік газлифт жүйесі үшін алынады, қалғаны кептіру үшін ТТС 20 блогына түседі. Газлифт газын өлшеу 23-ШІ блокта көзделеді.

      ТТС 20 қондырғысының жабдықтарына 18-ші регенеративті жылу алмастырғыш, 19-шы қысым реттегіші және 22-ші төмен температуралы сепаратор кіреді. Газлифт газын іріктеп алғаннан кейін сығылған газ 18-ші регенеративті жылу алмастырғыштың кірісіне түседі, онда ол 22-ші төмен температуралы сепаратордан құрғатылған газ ағынымен салқындатылады, содан кейін газ қысымы төмендейтін 19-шы қысым реттегішіне түседі. Бұл ретте температура төмендейді, су мен көмірсутектер бойынша газдың шық нүктесінің қажетті температурасын құрғатылған газдың нормативтік параметрлеріне дейін қамтамасыз етеді. 22-ші төмен температуралы сепаратордың шығысында қысым реттегіштері істен шыққан жағдайда жұмысшыдан жоғары қысымның жоғарылауын болдырмауға қызмет ететін және сепаратордың толық өнімділігіне есептелген 21-ші қауіпсіздік клапаны қарастырылған. Төмен температуралы сепаратордан кейін 22-ші құрғатылған газ коммерциялық өлшеуге 23-ші газды өлшеу блогына жіберіледі.

      Сепараторларда бөлінген конденсат 4, 5, 10, 15, 16, 22, 27-ші жинақтау сыйымдылығына түседі, одан 30-шы жартылай суасты сорғымен 28-ші сыйымдылыққа, одан әрі 31-ші құбыржолы арқылы орталық жинау пунктіне айдалады.

      Газлифт газын дайындау кезінде ұсынылған тәсілмен газлифт жүйесіндегіден төмен температураға қол жеткізіледі, бұл газды дайындаудың технологиялық режимін өзгертеді және 15-ші және 16-шы сепараторлардағы конденсаттың шығуын одан әрі арттырады, сондай-ақ газлифт жүйесіне 24-ші құбыржолы арқылы берілетін газдың бу фазасындағы ауыр көмірсутектер санын айтарлықтай азайтады.

3.4.4.1. Ағымдағы тұтыну деңгейлері

      3.11-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай өндіруші компанияларының тәжірибесі, сондай-ақ Қазақстан Республикасы кәсіпорындарының сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.12-кесте. Сығымдау компрессорлық станциясын пайдалану кезінде энергетикалық тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/сағ

55

175

2

Жылу энергиясын үлестік тұтыну
 

Гкал/г

47,9

82,6

3

Гкал/сағ

0,011

0,19

4

Салқындатқыш су

м3/сағ

40

145

3.4.4.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), компрессорлық қондырғылар болып табылады. Шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Қалдықтардың түзілу сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

3.4.5. Сұйытылған табиғи газ өндірісі

      Сұйытылған табиғи газды өндірудің технологиялық тізбегі кен орнында табиғи газды өндіруден және оны сұйылту орнына тасымалдаудан басталады. Алдымен табиғи газды сұйылтуға дайындау-механикалық және химиялық қоспалардан тазарту және дегидрлеу (кептіру) жүргізіледі.

      Қоспалар мен кептіруден кейін табиғи газ сығылады, салқындатылады және салқындату процесінде сұйылтылады. Газды сұйылту – бұл заттың газ фазасының сұйық күйге ауысуы, оған газды критикалық температурадан төмен салқындату және конденсация жылуын (бу) бұру нәтижесінде конденсация арқылы қол жеткізіледі.

      Табиғи газды сұйылту үшін оны салқындатудың үш әдісі қолданылады: газды дроссельдеудің джоуль-томпондық әсерін қолдану, газдың изентропиялық кеңеюі, сұйықтықтардың (хладоагенттердің) булануы.

      Табиғи газды сұйылту (метанға қарағанда ауыр көмірсутектерді тазартқаннан, сусыздандырғаннан және сепарациялағаннан кейін) газдың дәйекті, толық сұйылтылуын және кейбір гипотермиясын қамтамасыз ететін жылу алмастырғыштар сериясында жүзеге асырылады. Газды сұйылту зауыты, шын мәнінде, қарапайым табиғи газды (алдын-ала тазартылған) сұйық күйге салқындату және аударуды жүзеге асыратын үлкен тоңазытқышқа ұқсайды.

      СТГ-түссіз, иіссіз сұйықтық, оның тығыздығы судың тығыздығынан 2 есе аз.

      75-99 % метаннан тұрады. Қайнау температурасы-158...-163 °C.

      Сұйық күйде ол жанғыш емес, улы емес, агрессивті емес.

      Пайдалану үшін ол бастапқы күйіне дейін булануға ұшырайды.

      Булар жанған кезде көмірқышқыл газы (көмірқышқыл газы, СО2) және су буы түзіледі. Өнеркәсіпте газ соңғы өнім ретінде пайдалану үшін де, ІМГ және табиғи газдарды төмен температурада фракциялау процестерімен бірге пайдалану үшін сұйылтылған, бұл газдардан газ бензинін, бутандарды, пропан мен этанды, гелийді шығаруға мүмкіндік береді.

      СТГ табиғи газдан сығымдау, содан кейін салқындату арқылы алынады.

      Сұйылтылған кезде табиғи газ көлемі шамамен 600 есе азаяды.

      1 тонна СТГ-ны текше метрге (м3) аудару.

      1 тонна СТГ – бұл қайта газданғаннан кейін шамамен 1,38 мың м3 табиғи газ.

      Шамамен – өйткені газдың тығыздығы және компонент әр түрлі кен орындарында әр түрлі.

      Метаннан басқа табиғи газ құрамына мыналар кіруі мүмкін: этан, пропан, бутан және басқа да заттар.

      Газдың тығыздығы 0,68 - 0,85 кг/м3 аралығында өзгереді, бірақ тек құрамына ғана емес, сонымен қатар газдың тығыздығын есептеу орнындағы қысым мен температураға да байланысты.

      Температура мен қысымның стандартты шарттары – бұл осы жағдайларға байланысты заттардың қасиеттерін байланыстыратын стандартты физикалық жағдайлар.

      Ұлттық стандарттар және технологиялар институты (NIST) температураны 20 °C (293,15 K) және абсолютті қысымды 1 атм (101.325 кПа) белгілейді және бұл стандарт қалыпты температура мен қысым (NTP) деп аталады.

      Газ компоненттерінің тығыздығы айтарлықтай өзгереді:

      метан - 0,668 кг/м³, 

      этан - 1,263 кг/м³, 

      пропан - 1,872 кг/м³.

      Сондықтан компоненттік құрамға байланысты тоннадан ауысқан кезде газдың м3 мөлшері де өзгереді.

      1 м3 СТГ-ны 1 м3-ге қайта газдалған табиғи газға аудару

      Пропорциялар компоненттік құрамға да байланысты.

      Орташа алғанда, 1: 600 қатынасы қабылданады.

      1 м3 СТГ – қайта газдандырудан кейін шамамен 600 м3 табиғи газ.

      Сұйылту процесі қадамдармен жүреді, олардың әрқайсысында газ 5-12 рет сығылады, содан кейін салқындатылады және келесі кезеңге беріледі. Сұйылту соңғы қысу кезеңінен кейін салқындаған кезде пайда болады.

      Осылайша сұйылту процесі айтарлықтай энергия шығынын қажет етеді-сұйытылған газдағы оның мөлшерінің 25 % дейін.

      Қазір 2 технологиялық процесс қолданылады:

      тұрақты қысымдағы конденсация (сығу), бұл энергия сыйымдылығына байланысты тиімсіз,

      жылу алмасу процестері: салқындатқыш-салқындатқыш және турбодетандер/дроссель көмегімен газдың күрт кеңеюі кезінде қажетті температураны алады.

      Газды сұйылту процестерінде жылу алмасу жабдықтары мен жылу оқшаулағыш материалдардың тиімділігі маңызды.

      Криогендік аймақтағы жылу алмасу кезінде ағындар арасындағы температура айырмашылығының небәрі 0,5 ºС артуы әрбір 100 мың м3 газды сығуға 2-5 кВт аралықта қосымша қуат шығынына әкелуі мүмкін.

      Дроссельдеу технологиясының жетіспеушілігі-төмен сұйылту коэффициенті – 4 % дейін, бұл бірнеше рет айдауды қамтиды.

      Компрессорлық-детандерлік схеманы қолдану турбина қалақтарында жұмыс жасау арқылы газды салқындату тиімділігін 14 %-ға дейін арттыруға мүмкіндік береді.

      Термодинамикалық схемалар табиғи газды сұйылтудың 100 % тиімділігіне қол жеткізуге мүмкіндік береді:

      қайнау температурасын дәйекті төмендету арқылы пропан, этилен және метан салқындатқыштары ретінде дәйекті түрде қолданылатын каскадты цикл,

      қос салқындатқыш цикл - этан мен метан қоспасы,

      сұйылтудың кеңею циклдары.

      Табиғи газды сұйылтудың 7 түрлі технологиясы мен әдістері белгілі:

      СТГ-ның үлкен көлемін өндіру үшін Air Products компаниясының 82 % нарық үлесі бар AP-SM™, AP-C3MR™ және APS™ технологиялық процестері көш бастап тұр;

      ConocoPhillips әзірлеген Optimized Cascade технологиясы;

      өнеркәсіптік зауыттарда ішкі пайдалануға арналған GАМ қондырғыларын пайдалану;

      жергілікті СТГ өндіретін қондырғылар газды моторлы отын (ГМО) өндірісінде кеңінен қолданыла алады;

      газ құбыры инфрақұрылымы объектілері үшін қолжетімсіз газ кен орындарына қолжетімділікті ашатын табиғи газды сұйылту қондырғысы (FLNG) бар теңіз кемелерін пайдалану;

      Австралияның батыс жағалауынан 25 км қашықтықта Shell компаниясы салынып жатқан СТГ теңіз қалқымалы платформаларын пайдалану.

      Газды сұйылту процесі

      3.44-суретте газды сұйылту процесі көрсетілген.


     


      3.44-сурет. Газды сұйылту процесінің қағидаттық схемасы

      СТГ зауытының жабдықтары

      газды алдын ала тазарту және сұйылту қондырғысы,

      СТГ өндірісінің технологиялық желілері,

      сақтауға арналған резервуарлар, оның ішінде Дюара ыдысының принципі бойынша ұйымдастырылған арнайы криоцистерналар,

      танкерлерге тиеу үшін-газ тасымалдаушылар,

      зауытты электр қуатымен және салқындатқыш сумен қамтамасыз ету.

      Табиғи газды магистральдық құбыржол қысымынан (4-6 МПа) тұтынушы қысымына (0,3-1,2 МПа) дейін дроссельдеу кезінде газ тарату станцияларында (ГТС) жоғалған энергияны пайдалана отырып, энергияның 50 %-на дейін сұйылтуға үнемдеуге мүмкіндік беретін технология бар:

      қысымды төмендету кезінде сығылған газдың нақты потенциалдық энергиясы да, табиғи газды салқындату да қолданылады.

      тұтынушыға жеткізер алдында газды жылытуға қажетті энергия қосымша үнемделеді.

      Таза СТГ жанбайды, өздігінен жанбайды және жарылмайды.

      Ашық кеңістікте қалыпты температурада СТГ газ күйіне оралады және ауада тез ериді.

      Булану кезінде табиғи газ жалын көзімен жанасу орын алса, тұтануы мүмкін.

      Тұтану үшін ауадағы булану концентрациясы 5 %-дан 15 %-ға дейін болуы керек.

      Егер концентрация 5 %-ға дейін болса, онда тұтануды бастау үшін булану жеткіліксіз, ал егер 15 %-дан көп болса, онда қоршаған ортада оттегі тым аз болады.

      СТГ пайдалану үшін ауаның қатысуынсыз қайта газдануға - булануға ұшырайды.

3.4.5.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.13-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай өндіруші компаниялары тәжірибесінің нәтижелері, сондай-ақ Қазақстан Республикасы кәсіпорындарының сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.13-кесте. СТГ процесі қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну      

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

МВт/ч

1,6

8

2

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,0825

0,0688

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссия көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың, сепаратордың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды) саңылаулары болып табылады.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.4.5.1. СКГ-ны тазарту және кептіру

      Күкіртті газдарды бензиндеу және күкіртті газ конденсаттарын тұрақтандыру кезінде алынатын күкіртті қосылыстардың (күкіртті сутегі, меркаптандар, күкіртті көміртек және т.б.) СКГ мен ЖККФ-дағы концентрациясы, әдетте, нормативтік талаптармен белгіленген рұқсат етілген деңгейден жоғары болады.

      Меркаптандарды СКГ мен ЖККФ-дан толығымен алып тастау үшін натрий гидроксиді ерітіндісінде VI топтағы металдардың хелатталған қосылыстары бар катализаторларда демеркаптанизация қолданылады.

      Демеркаптанизация — сұйытылған көмірсутек газдарын күкіртсіздендіру және жоғары қайнайтын көмірсутекті бензин, керосин, дизель фракциялары мен майларды дезодорациялау процесі. Бүгінгі таңда демеркаптанизация процестері Merox, Maricat, Demerus, DMD технологияларымен ұсынылған.

      Жеңіл көмірсутек шикізатын (сұйытылған көмірсутек газдары) күкіртсіздендірудің негізіне меркаптандарды сілтілі агенттермен (1-реакцияны қараңыз) және кейіннен натрий меркаптидтерінің дисульфидтерге дейін тотығуы (2-реакцияны қараңыз) көмірсутек шикізатынан бөлек біртекті немесе гетерогенді фталоцианин катализаторларының қатысуында бастапқы сілтілі ерітіндінің регенерациясымен алу реакциясы жатады. Бұл әдіс пропан-пропилен фракциясында, бутан-бутилен фракциясында немесе негізгі метил мен этилмеркаптандарда ұсынылған олардың қоспаларында жалпы күкірттің 10 ppm қалдық мөлшеріне дейін төмендеуін қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

     



     


      Жоғары қайнаған көмірсутекті бензин, керосин, дизель фракциялары мен майлардың дезодорациясының мәні көмірсутек фазасындағы меркаптандардың тотығуы болып табылады (3-реакцияны қараңыз) катализаторлардың қатысуымен ауадағы оттегі дисульфидтеріне дейін. Басқаша айтқанда, коррозиялық меркаптан күкіртін инертті дисульфидтерге ауыстыру. Бұл жағдайда көмірсутек шикізатындағы жалпы күкірттің төмендеуі болмайды.


     

     

      Дисульфидтер әртүрлі салаларда қолданылады. Сілтілі металл, аммоний және кальций дисульфидтері инсектофунгицидтер болып табылады. Аммоний, калий және натрий дисульфидтері коррозияға төзімділік беру үшін болат және шойын бұйымдарының бетін сульфаттау және жағу үшін қолданылады. Тері өнеркәсібінде натрий мен калий дисульфидтерінің (күкірт бауыры) қоспасының көмегімен шашты теріден алып тастайды. Күкіртті бауыр ерітінділерінің әсері олардың жоғары сілтілігімен ғана емес, сонымен қатар тотығу қасиеттерімен де байланысты.

      Газ конденсаттарын гидротазарту газ конденсаттарынан күкірт қосылыстарының барлық кластарын, сондай-ақ азот пен оттегі бар басқа гетероатомдық қосылыстарды алып тастауға мүмкіндік береді. Процес конденсатта ерітілген барлық күкірт қосылыстарын күкіртті сутекке айналдыруға негізделген:

      RSH+H2→RH+H2S

      RSR'+H2→RH+R'H+H2S

      Катализаторлар ретінде алюминокобальтмолибден және алюмонникельмолибден қолданылады, кейде беріктігі үшін 5-7% кремний диоксиді қосылады.

      Процесс 310-370 °C температурада, 2,7-4,7 МПа қысымда жүзеге асырылады, қолданылатын катализатор мен шикізатқа байланысты режимдік көрсеткіштер таңдалады.

      Күкірт қосылыстарынан адсорбциялық тазарту табиғи және синтетикалық қатты сорбенттердің көмегімен жүзеге асырылады: бокситтер, алюминий оксиді, силикагельдер, цеолиттер және т.б.

      300-400 °C жоғары температурадағы адсорбция кезінде күкіртті органикалық қосылыстардың ыдырауына немесе оларды белсенді емес формаларға айналдыруға әкелетін адсорбциялық-каталитикалық процестер жүреді. Адсорбциялық тазартуды аз мөлшердегі күкіртпен қолданған жөн - 0,2 % массаға дейін.

      Адсорбциялық әдістің сөзсіз артықшылықтарымен қатар - технологиялық процестің жұмсақ шарттары (төмен температура және аз қысым), аппараттық дизайнның қарапайымдылығы - оның айтарлықтай кемшіліктері бар. Көптеген адсорбенттер, соның ішінде цеолиттер, әсіресе импортталған адсорбенттер әлі де қымбат және тапшы. Адсорбенттердің төмен адсорбциялық сыйымдылығы олардың көп мөлшерін жиі қалпына келтіруді қажет етеді. Бірнеше регенерация циклдарынан кейін адсорбент ішінара кокстеледі және механикалық бұзылуға ұшырайды. Бұл адсорбенттерді мезгіл-мезгіл толық ауыстыруды қажет етеді. Сондықтан адсорбциялық тазарту әдісін қолдану өте тар аймақпен - күкірт қосылыстарының төмен концентрациясы бар жеңіл көмірсутектерді тазартумен (0,2% массаға дейін) шектеледі.

      Дәстүрлі адсорбенттерден басқа, соңғы жылдары физикалық адсорбцияны ғана емес, химосорбцияны да жүзеге асыратын молибден, теллур, марганец оксидтеріне және сілтілі металл карбонаттарына негізделген сіңіргіштер жасалуда.

      Мырыш, темір, мыс оксидтері ең көп таралған қатты химосорбент болып табылады. Темір оксидтерін қолданған кезде (ең ескі әдіс) реакциялар жүреді:

      Fe2O3+3H2S↔Fe2S3+3H2O

      Fe3O4+3H2S+H2↔3FeS+4H2O

      Сорбентті регенерациялау реакциялар бойынша ауамен жүзеге асырылады:

      2Fe2S3+3O2↔2Fe2O3+6S

      4FeS+3O2↔2Fe2O3+4S

      Регенерацияға берілетін ауаның мөлшеріне байланысты қарапайым күкірт пен күкірт оксидтерін де алуға болады. Әдіс арзан, химосорбентті қалпына келтіру мүмкіндігімен сипатталады, бірақ оның маңызды кемшілігі - күкіртсутектен тазартудың төмен деңгейі (10 мг/м3 дейін) және пайда болған күкіртті пайдалану мүмкін еместігі болып табылады.

      Мырыш оксидтерімен тазарту кезінде күкіртті сутегімен ғана емес, басқа күкіртті қосылыстармен де реакциялар жүреді:

      H2S+ZnO↔ZnS+H2O

      CS2+2ZnO↔2ZnS+CO2

      COS+ZnO↔ZnS+CO2

      RSH+ZnO↔ZnS+ROH

      Процестің температурасы 350-400 °С, ал сорбенттің күкірт сыйымдылығы 30 % жетеді. Газдағы күкірттің қалдық мөлшері 1 мг/м3 дейін. Процесс өте әмбебап, өнеркәсіпте кеңінен қолданылады, бірақ химосорбенттің өзі қалпына келтіруге жатпайды. Мыс оксидтерімен тазартылған кезде процесс жоғары жылдамдықпен жүреді, бірақ химосорбент те қалпына келтірілмейді.

      Химосорбциялық-каталитикалық жүйе кеңінен қолданылады. Бірінші кезеңде күкіртті органикалық қосылыстарды көмірсутектер мен күкіртті сутекке каталитикалық гидрогенизациялау, содан кейін күкіртті сутекті сіңіргіштермен (мырыш, темір немесе мыс оксидтерімен) химосорбциялау жүргізіледі. Ресейде мыс оксидін белсендіретін қоспасы бар мырыш оксиді негізінде төмен температуралы гиап-10-2 химосорбенті жасалды.

      Бұған жақын - темір-сода әдісі. Екі және үш валентті темір гидроксидін сіңіргіш ерітінді ретінде қолдануға негізделген

      H2S+Na2CO3→NaHS+NaHCO3

      3NaHS+2Fe(OH)3→Fe2S3+3NaOH+3H2O

      NaHS+2Fe(OH)3→2FeS+S+3NaOH+3H2O

      Сіңіргіш ерітіндіні қалпына келтіру ол арқылы ауа өткізу жүзеге асырылады. Бұл жағдайда күкіртсутектің шамамен 70 %-ы элементтік күкіртке ауысады, ал 30 %-ы натрий тиосульфатына дейін тотығады.

      Экстракциялық тазарту газ конденсаттарынан күкірт қосылыстарын селективті түрде шығаратын экстрагенттерді пайдалануға негізделген. Экстрагенттер ретінде этаноламиндердің, диметилформамидтің, этиленгликольдің, диметилсульфоксидтің және т.б. сулы ерітінділері ұсынылады.

      Дегенмен, қазіргі уақытта қолданылатын экстрагенттердің ешқайсысы барлық қажетті талаптарды қанағаттандырмайды - күкірт қосылыстарына қатысты жоғары еріту қабілеті, жоғары тығыздық, төмен тұтқырлық, қолжетімділік және арзандық, уыттылық пен коррозиялық қасиеттердің болмауы.

      2. Күкіртті қосылыстардан тазартылғаннан кейін СКГ адсорбциялық кептіру блогына беріледі (3.45-сурет).

     


      3.45-сурет. Адсорбциялық кептіру блогы - қағидаттық технологиялық схема

      Суометанол ерітіндісінің қалдық мөлшерін адсорбциялау NaA және NaX маркалы цеолиттермен толтырылған 3-ші адсорберлерде жүзеге асырылады.

      СКГ 9-шы сүзгі ыдысынан 3-ші адсорберлердің бірінің төменгі бөлігіне ағызу үшін түседі. 3-ші адсорбердің жоғарғы жағынан суометанол ерітіндісінің қалдық құрамы 50 ppm аспайтын құрғатылған СКГ тауар-шикізат қоймаларына жіберіледі.

      Бір адсорбер 3-тегі су-метанол ерітіндісінің адсорбция режимі шамамен 24-48 сағат бойы 30-50 °C температурада және 1,2÷2,0 МПа қысымда жалғасады. Осыдан кейін басқа дайындалған адсорбер 3 адсорбцияға ауысады, ал пайдаланылған адсорбер 3 регенерация және салқындату режиміне өтеді.

      Пайдаланылған адсорберден 3 газбен басудың көмегімен сұйық СКГ 8 сыйымдылығына құйылады. Адсорбер 3 босатылғаннан кейін газбен үрлеу желілерінде жетек арматурасы ашылады. Адсорбер 3-ті үрлеу 11-ші сепараторға 20 минут ішінде жүзеге асырылады. Үрлемелі газ қондырғының отын желісіне жіберіледі, ал қалдық сұйық көмірсутектер 4-ші буферлік сыйымдылыққа қайтарылады. Ағызу мен үрлеудің жалпы уақыты шамамен 40 мин. содан кейін үрлеу және сұйықтықты төгу клапандары жабылады.

      Жылу регенерациясының 24 сағаттық циклін жүргізу үшін (метанол адсорбент қабатынан және судан десорбция) тиісті жетек арматурасын ашып, адсорберге 3 жоғарыдан төмен қарай, шамамен 1500-3000 м3/сағ ағынмен, 16-шы отты жылытқышта алдын ала қыздырылған ыстық регенерация газы (метан) беріледі. 3-ші адсорбер егер оның төменгі бөлігінен шығатын регенерация газының температурасы кемінде 200°С болса, регенерацияланған болып саналады. 3-ші адсорберлерден регенерация газы ауамен салқындатылатын 19-шы аппаратта салқындатылады және сүзгіш саптама құрылғыларымен жабдықталған 11-ші сепараторға беріледі, онда 3-ші адсорберлерден десорбцияланған су-метанол ерітіндісі бөлінеді. Бөлінбеген регенерация газы отын желісіне жіберіледі.

      Регенерация циклі аяқталғаннан кейін регенерация газының желісіндегі жетек арматурасы жабылады, 3-ші адсорбертегі газ қысымы 3 шамға 0,15 МПа дейін түсіріледі, содан кейін 20 минут ішінде азотпен үрленеді, қысым 1,2÷2,0 МПа дейін көтеріледі және цеолиттер 3-ші адсорберке 2500-3500 нм3/сағ. шығынымен төменнен жоғары қарай шамамен 20°С температурада берілетін азоттың суық ағынымен салқындатылады. Салқындату кезеңі (шамамен 24 сағат) 3-ші адсорбертің жоғарғы бөлігінен бөлінетін газдың температурасы 30÷50°C дейін төмендеген кезде аяқталды деп саналады. 3-ші адсорберлер металындағы температура кернеулерін азайту үшін 22-ші регенеративті жылу алмастырғыш қолданылады, онда регенерация процесінің басында ыстық регенерация газы салқындатылады, ал салқындату процесінің басында азот қызады. 1 сағат ішінде 22-ші жылу алмастырғыш арқылы өтетін регенерация газының үлесі біртіндеп 100%-дан 0%-ға дейін төмендейді, ал 16 жылытқыштан бөлінетін газдың температурасы 300÷350°С дейін көтеріледі.

      3-ші адсорберде салқындағаннан кейін азот желісі бойынша жетек арматурасы жабылады және 3-ші адсорберді 8-ші ыдыстан сұйытылған көмірсутек газдарымен толтыру үшін жетек арматурасы ашылады. Сыйымдылықтағы сұйықтық деңгейі 70÷80%-дан 35-40%-ға дейін төмендейді. Адсорбер 15÷20 минут ішінде пропан-бутан фракциясымен (СКГ) толтырылады. 3-ші адсорберден сұйытылған көмірсутек газдарыесыстырылған азот пен пропан буы алауға төгіледі. Толтырылғаннан кейін 3-ші адсорбер кептіру цикліне қосылуы мүмкін.

3.4.5.1.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.14-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай өндіруші компанияларының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.14-кесте. Адсорбция қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

41,05

35,79

2

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

т/т

0,585

0,0038

3

Отынды үлестік тұтыну

т/т

1,187*

0,773*

4

Айналмалы су

т/т

25,32

5,11

* отынды үлестік тұтыну көптеген өлшемшарттарға байланысты, соның ішінде кәсіпорынның жоғары калориялы отын өндіру мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ ҚР СТ 3520-ны қарастыру қажет.

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері: сепаратор, өшіру-реттеу арматурасы және фланецті қосылыстар, буферлік сыйымдылық ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды).

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Технологиялық процестің негізгі қалдықтары-төмендегі кестеде келтірілген қалдықтар

Қалдықтың атауы

Қалдық коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері

1

2

3

4

Пайдаланылған картридждер және
Мембраналық сүзгілер

05 07 99

0,000000014

0,000006324

3.5. Реагенттік шаруашылық

3.5.1. Реагенттің регенерациясы

      Газ және газ конденсатын дайындау қондырғыларында реагенттер: метанол, гликоль, натрий гидроксиді, аминдер регенерацияланады.

      Сулы ерітіндіден метанолдың регенерациясы (массаның 15-тен 75 %-на дейінгі метанол құрамы бар су-метанол қоспасы.) ректификациялау және отты регенерациялау әдістерімен жүргізіледі. Құрамында су мөлшері 10 %-дан аспайтын регенерацияланған метанол құбыр арқылы резервуар паркіне жіберіледі (3.46-сурет).

     


      3.46-сурет. Метанолды регенерациялау процесі

      3.15-кестеде метанолдың регенерациялаудың технологиялық процесі туралы мәліметтер келтірілген.

      3.15-кесте. Метанолды регенерациялаудың технологиялық процесінің сипаттамасы

Р/с №

Кіріс ағыны

Процесс кезеңі (ішкі процесс)

Шығыс ағыны

Негізгі технологиялық жабдық

1

2

3

4

5

1

Су-метанол ерітіндісі

Конденсаттың бөлінуі және ішінара газсыздандыру

Су-метанол ерітіндісі, газсыздандыру, конденсат газы

Сепаратор

2

Су-метанол ерітіндісі

Жылыту

Су-метанол ерітіндісі

Жылу алмастырғыш

3

Су-метанол ерітіндісі

Метанол мен судың бөлінуі

Метанол, су буы

Бағана

      Гликольдердің регенерациясы. Су буымен қаныққаннан кейін гликольдердің регенерациясы жүзеге асырылады және сіңіру процесіне қайтарылады. Кептіру тереңдігіне байланысты регенерацияның әртүрлі әдістері қолданылады: атмосфералық қысымда және вакуумда ректификация, азеотропты айдау, үрлеу газын қолдана отырып суды буландыру, отты регенерация (3.15-кесте, 3.47-сурет).

     


      3.47-сурет. Гликольдің отпен регенерациялау схемасы:

      1 – вакуумдық баған; 2 – вакуумдық буландырғыш; 3 – буферлік сыйымдылық; 4 – бу шығатын штуцер; 5 – люк-лаз; 6 – дефлегматор табақшасы; 7 – жоғарғы табақ; 8 – тұрақты саптаманың бөлімі; 9, 11 – орташа табақ; 10, 18 – гликоль кірісінің штуцері; 12 – қауіпсіздік клапанының штуцері; 13 – жылу құбырлары; 14 – түтін құбыры; 15 – отын газының штуцері; 16, 21 – дренаждық штуцер; 17, 19, 20 – гликоль шығысының штуцері; 22 – тұз жинағышқа гликоль шығысының штуцері; 23 – тұз жинағыштан гликоль кірісінің штуцері;

      24 – құбырлық байлам

      3.16-кесте. Гликольдің отпен регенерациялау технологиялық процесінің сипаттамасы

Р/с №

Кіріс ағыны

Процесс кезеңі (ішкі процесс)

Шығыс ағыны

Негізгі технологиялық жабдық

1

2

3

4

5

1

Регенерацияға арналған гликоль

Бұзылу

Бұзылған гликоль, газ

Газсыздандыру блогы

2

Бұзылған гликоль

Сүзу

Сүзілген гликоль, тұз жинағышқа тұздар

Сүзгі блогы

3

Сүзілген гликоль

Өрт регенерациясы

Қалпына келтірілген гликоль

Өрт регенерациясының қондырғысы

      КТК регенерациясы (натрий гидроксиді негізіндегі катализатор кешені)

      Сілтілі тазарту процестерінде (Мерокс) жеңіл меркаптандар (R1SH-R4SH) сұйық көмірсутек фазасынан алдымен концентрацияланған сілтілі ерітіндімен ағынның жанасуын қамтамасыз ету арқылы шығарылады, содан кейін ол ауаны айдау және меркаптандарды сілтілі ерітіндіден одан әрі бөлінетін мұнай дисульфидтеріне айналдыру арқылы қол жеткізілетін төмен температуралы каталитикалық тотығу арқылы қалпына келтіріледі. Сілтінің регенерация процесі реакция арқылы натрий меркаптидінің ауадағы оттегімен тотығуымен жүзеге асырылады

      НК-70 °С фракциясын тазарту процесінің технологиясы Мұнайхимиясы үшін шикізат ретінде пайдалануға және тауарлық бензиннің жоғары октанды компоненттерін өндіруге жарамды көмірсутек фракцияларын (ПФФ, ББФ, жеңіл бензин) одан әрі фракциялау кезінде алу мақсатында шикізаттан меркаптандарды және күкіртсутектің қалдық мөлшерін барынша алуға бағытталған.

      Тазалау процесі мыналарды қамтиды:

      а) натрий гидроксидінің 15 % сулы ерітіндісі болып табылатын катализатор кешенін (КТК) дайындау құрамында 0,1 % сульфидтердің тотығу катализаторы бар;

      б) мынадай процестерден тұратын шикізатты демеркаптанизациялау сатысы:

      в) меркаптандарды КТК ерітіндісімен алу;

      г) тазартылған өнімді сумен жуу;

      д) КТК ерітіндісінің регенерациясы;

      е) дисульфидтерді КТК ерітіндісінен бөлу.

      Күкіртсутек пен меркаптанның экстракциясы келесі реакциялар арқылы жүреді:

      Катализатордың қатысуымен КТК ерітіндісінің регенерациясы келесі реакциялар бойынша жүреді:

      Құрамында меркаптандар мен аминді тазартудан кейінгі күкіртсутектің қалдық мөлшері бар НК-70 °С фракциясы меркаптан экстракторының текшесіне беріледі. Дисульфидті сепаратордан алынған айналымдағы КТК ерітіндісі экстрактордың жоғарғы бірінші табағына беріледі. Экстракция қысымы - 18 атм, температурасы - 40-50 °С.

      Экстрактордың жоғарғы жағынан тазартылған НК-70 °С фракциясы сілтілік сепараторға жіберіледі, онда ол КТК ерітіндісінің жойылған тамшыларынан бөлінеді. Сепаратордың түбінен КТК ерітіндісі газсыздандырғышқа шығарылады, ал сепаратордың жоғарғы жағынан НК-70 °С фракциясы КҚК ерітіндісінің іздерінен су жуу сатысына су жуу колоннасына жіберіледі. Баған 17-19 атм және 30-40 °С температурада жұмыс істейді.тазартылған және жуылған НК – 70 °С фракциясы бағанның жоғарғы жағынан фракцияларды бөлу колоннасына жіберіледі.

      Газсыздандырғыштан сульфидтермен және натрий меркаптидтерімен қаныққан КТК ерітіндісі регенератордың текшесіне беріледі, ол реакция аймағы 50501 өлшемді болат Палль сақиналары қолданылатын масса алмастырғыш саптамамен толтырылған регенератордың текшесіне беріледі. Регенераторға кіре берістегі КТК ерітіндісінің қыздыру температурасы 50 (2) °С-пен реттеледі, өйткені 45 °С-тан төмен температураның төмендеуі регенерация жылдамдығының төмендеуіне әкеледі, ал КТК ерітіндісінің температурасының 60 °С-тан жоғарылауы тотығу катализаторының дезактивациясына әкеледі.

      Сульфидтер мен меркаптидтерді тотықтыруға арналған тарату құрылғысы арқылы тірек торының астындағы Регенератор текшесіне қысымы кемінде 6 атм болатын компрессордан технологиялық ауа беріледі. Қалдық ауа және регенератордан дисульфидтері бар регенерацияланған КТК ауа сепараторына түседі, онда қалдық ауа мен құрамында дисульфидтер бар КТК ерітіндісі бөлінеді. Пайдаланылған ауа пештің оттықтарына жіберіледі, ал дисульфидтері бар регенерацияланған КТК ерітіндісі дисульфидті сепараторға түседі, онда гравитациялық тұндыру арқылы дисульфидтер КТК ерітіндісінен бөлінеді.

      Дисульфидті сепаратордың түбінен қалпына келтірілген КТК ерітіндісі қайтадан меркаптан экстракторына беріледі. КТК ерітіндісі (реакциялық су мен тұздардың түзілуіне байланысты) массаның 6%-ы бойынша белсенді сілтінің концентрациясына дейін сұйылтылған кезде. оның бір бөлігі мезгіл-мезгіл, айналымын тоқтатпай, дренаждық ыдысқа айдалады. КТК ерітіндісінің баланстық мөлшері КТК концентрацияланған ерітіндісін айдау арқылы толтырылады.

      Аминдердің регенерациясы (3.48-сурет, 3.16-кесте) бірнеше сатыда жүзеге асырылады:

      гидротурбинадағы қысымның төмендеуі кезінде және регенеративті жылу алмастырғыштарда қыздырудан кейін газсыздандыру есебінен;

      регенератордағы қышқыл компоненттерді булау әдісімен; регенератордан жартылай регенерацияланған ерітіндінің 2/3 бөлігі абсорбердің ортаңғы бөлігіне жіберіледі және регенерацияланған ерітіндінің 1/3 бөлігі абсорбердің жоғарғы бөлігіне беріледі. Әрбір қондырғы амин ерітіндісін жинау және сүзу қондырғысымен жабдықталған, бұл амин шығынын барынша азайтады.

     


      3.48-сурет. Амин ерітіндісін регенерациялау схемасы:

      1 – эжектор; 2 – сепаратор; 3 – рекуперациялық жылу алмастырғыш; 4 – десорбер;

      5 – конденсатор; 6 – жылытқыш; 7 – дроссель шұрасы; 8 – сыйымдылықты сепаратор;

      I – қаныққан амин ерітіндісі; II – сепарация жұптары; III – ауа

      райының газы; IV – газсыздандырылған амин ерітіндісі; V – булар; VI – қышқыл газ;

      VII – рефлюкс; VIII, IX, X – регенерацияланған амин ерітіндісі;

      XI – концентрацияланған регенерацияланған абсорбент

      3.17-кесте. Амин ерітіндісін регенерациялау технологиялық процесінің сипаттамасы

Р/с №

Кіріс ағыны

Процесс кезеңі (ішкі процесс)

Шығыс ағыны

Негізгі технологиялық жабдық

1

2

3

4

5

1

Регенерацияға арналған аминдер

Газсыздандыру

Газсыздандырылған амин ерітіндісі;
желдету газы

Сепаратор

2

Газсыздандырыл-ған амин ерітіндісі

Жылыту

Жылытылған газсыздандырылған амин ерітіндісі

Рекуперациялық жылу алмастырғыш

3

Жылытылған газсыздандырыл-ған амин ерітіндісі

Қышқыл газдардың бөлінуі.

Қалпына келтірілген амин ерітіндісі;
қышқыл газдар

Десорбер

3.5.1.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      Газды бөлу процесінде электр энергиясына деген қажеттілік шикізаттың тоннасына 15 квт-тан 20 кВтсағ-қа дейін өзгереді. Бұл процестер тоннасына 300 кг-нан 400 кг-ға дейін бу тұтынады. Будың үлестік тұтынуы 3,5-тен 5,8 Гкал/сағ-қа дейін өзгереді.

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері сепаратор, жылу алмастырғыш, сорғы, буферлік сыйымдылық (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), жылытқыш-шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Технологиялық процестің негізгі қалдықтары-төмендегі кестеде келтірілген қалдықтар

Р/с №

Қалдықтың атауы

Қалдық коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері

1

2

3

4

5

1

Тұзсыз қатты минералды қалдық

19 02 11*

0,000390948

0,000972448

2

Тұзсыз қатты минералды қалдық

19 02 11*

0,000102476

0,001156692

3.5.2. Сорбенттің регенерациясы

      Газды ағызу кезінде қолданылатын өнеркәсіптік адсорбенттердің негізгі түрлеріне силикагельдер, синтетикалық цеолиттер және алюминий оксиді жатады.

      Ыстық құрғатылған газбен адсорбенттің регенерациясының типтік схемасы қалпына келтірілген адсорбенттің салыстырмалы түрде төмен қалдық ылғалдылығын, демек, адсорбция сатысының басында газдың шық нүктесінің төмен температурасын алуға мүмкіндік береді. Алайда, бұл технологияның сенімділігін күрт төмендететін және ГКДҚ жұмысының техникалық-экономикалық көрсеткіштерін нашарлататын бірқатар маңызды кемшіліктері бар.

      Кен орнын компрессорлық пайдалану (ДКС пайдалануға беру) кезеңі басталғанға дейін мұндайдың қалпына келу жүйесінің жұмыс қабілеттілігі негізінен газды сығымдау торабының сенімділігімен анықталады, ал құрғатылған газдың сығылу дәрежесі мен оның пештегі қысымы қазіргі уақытта адсорбция сатысы жүріп жатқан адсорбердің гидравликалық кедергісімен анықталады. Адсорбенттің гранулометриялық құрамының уақыт бойынша өзгеруі, оның ұсақталуы және технологиялық режимнің жобалық параметрлерінен ауытқуы адсорберлердің гидравликалық кедергісінің айтарлықтай өсуіне әкеледі, сондықтан орнатылған компрессорлар газдың қажетті мөлшерін аппараттар арқылы беруді қамтамасыз ете алмайды. Мұның бәрі күніне 200-ден 750 мың м3-ге дейін алауты тастау қажеттілігіне әкеледі. өндірілген және құрғатылған газ. Ыстық құрғатылған газбен регенерация технологиясын қолдану газды кептіру жүйесіне жүктеменің біршама өсуіне әкеледі (3-3,5 %), өйткені регенерация жүйесінде айналымдағы газ магистральдық газ құбырына берілмейді. Мұндай технология барлық компрессорлық жабдықтардың әрбір ГКДҚ да үздіксіз және сенімді жұмыс істеуін талап етеді.

3.5.2.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері көзделмейді.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.5.3. Реагентті құбыржолдарға енгізу

      Қышқыл газдарды өндіру кезінде қаптама және субұрқақ құбырлары мен жабдықтарын күкіртсутек пен көмірқышқыл газының агрессивті әсерінен қорғау қажет. Құбырлар мен жабдықтарды коррозиядан қорғау үшін әртүрлі әдістер әзірленді: тежеу; легирленген коррозияға төзімді болаттар мен қорытпаларды жабдыққа қолдану; коррозияға төзімді металл емес және металл жабындарды қолдану, коррозиядан қорғаудың электрохимиялық әдістерін қолдану: жабдықты пайдаланудың арнайы технологиялық режимдерін пайдалану.

      Газды жинау және тасымалдау объектілеріндегі реагентті енгізу тораптарына мыналар жатады:

      а) деэмульгаторларды мөлшерлеуге және беруге арналған блок;

      б) ингибиторлар мен химреактивтерді мөлшерлеуге және беруге арналған блоктар;

      в) химреактивтерді сақтауға арналған қойма.

      Ингибиторларды енгізу схемалары:

      ингибиторларды құбыраралық кеңістікке енгізу;

      ингибиторларды тікелей қабатқа айдау;

      қатты күйде ингибиторларды енгізу.

      Коррозиядан қорғау үшін қышқыл газдарды өндіру кезінде газ ұңғымаларын пайдалану тәжірибесінде коррозия ингибиторлары ең көп қолданылады. Коррозия ингибиторлары үш топқа бөлінеді:

      дезактивендіруші немесе байланыстырушы коррозиялық агенттер;

      анодты және катодты әсер ететін ингибиторлар;

      пленкалық әсер ингибиторлары.

      Мұнай-газ өнеркәсібінде қолданылатын ингибиторлар талаптардың тұтас кешеніне жауап беруі және ең аз концентрацияда жоғары қорғаныш әсеріне ие болуы; газды жинау, дайындау, тасымалдау және тасымалдаудың технологиялық процестеріне теріс әсер етпеуі; орташа уытты болуы тиіс. Негізгі талап - ингибитордың қорғаныс әсері мүмкіндігінше жоғары болуы, яғни агрессивті орталардың коррозиялық әсеріне максималды тиімділікпен қарсы тұруы (3.17-3.19-кестелер).

      3.18-кесте. Құрамында күкірт бар орталар үшін коррозия ингибиторларының құрамы

Р/с №

Негізгі компонент

Қоспа

1

2

3


Құрамында фосфор бар қышқыл, этаноламин

Иондық емес ББЗ


Талл майы, полиэтилен полиамин, фосфор пентоксиді, неонол

Еріткіш


Фосфат қоспасы


2-(хинолил-4)бензимидазолдың төрттік емес тұздары


Полиэтилен полиаминдер, олеин қышқылы

Еріткіш, диспергатор


Бром алкилі, гексаметилентетрамин

Еріткіш


Монохлорацет қышқылы, гексаметилентетрамин

Иондық емес ББЗ


Бор қышқылының, диетаноламиннің және май қышқылдарының қоспасының өзара әрекеттесу өнімі

Еріткіш


Аминнің, диетаноламиннің және май қышқылдарының қоспасының өзара әрекеттесу өнімі

Иондық емес ББЗ, еріткіш


Талл майы немесе олеин қышқылы мен аминнің өзара әрекеттесу өнімі

Иондық емес ББЗ, еріткіш


Этилен оксидінің майлы аминге қосылуы және нәтижесінде алынған өнімнің органикалық қышқылмен әрекеттесуі


Имидазолин, 2-гидроксиалкан карбон қышқылы, гликоль

Көмірсутекті еріткіш


Имидазолиннің аминдермен қоспасы


Имидазолин, бензил хлориді


Құрамында азот бар зат, алкилимидазолин

Иондық емес ББЗ, толуол


Ауыр пиридин негіздері, фенолды шайыр

Бір атомды спирттер, сивуха майы


Майлы амин

Еріткіш


C21 және одан жоғары БМҚ қалдықтары, моноэтаноламин, оксиэтилденген фенолдар

Алкилпиридиндер немесе пиридин негіздері


Имидазолиндер,аминдер, пиперазиндер қоспалары (1-диэтилендиамин-2-алкил-2-имидазолиндер, моноамидтер-алкилоилтриэтиленаминдер және 1,4-диалкилоилпиперазиндер)

Еріткіш (ацетон, хош иісті көмірсутектер)


1-фурфурилокси-3-бензиламинопропанол-2


Анилиннің N-ацетил-2(2,3-дигидроксициклопентенил)


      3.19-кесте. Құрамында оттегі бар ортаға арналған коррозия ингибиторларының құрамы

Р/с №

Негізгі компонент

Қоспа

1

2

3

1

Бастапқы аминдер С 8-С 25

Иондық емес ББЗ, еріткіш

2

Талл майы, майлы қатардағы аминдер

Иондық емес ББЗ, еріткіш

3

Моноэтаноламин, фосфор қышқылы

Еріткіш

4

2-алкилимидазолин, БМҚ текше қалдықтары

ББЗ ОП-7 немесе ОП-9

5

Жеңіл қайнайтын аминдер, эфирлер, этиленгликольдер

Кобальт сульфаты, гидрохинон, хинол, оксим

6

Монометиламин және диметиламин, формальдегид

Еріткіш, диспергатор

7

Моноэтаноламин мен фенолдың конденсация өнімі

Бір атомды спирттер

      3.20-кесте. Құрамында күкіртсутегі бар және көмірқышқылды орталарға арналған коррозия ингибиторларының құрамы

Р/с №

Негізгі компонент

Қоспа

1

2

3

1

Полиэфир, құрамында фосфор бар агент, құрамында амин бар агент

Моноалкил эфирлері мен моно - немесе диетиленгликольдердің қоспасы

2

Циклогексил эфирлерінің туындыларының қоспасы (синтетикалық май)

Дипроксамин

3

Бензолды гидрлеудің жанама өнімі

-

      Бактерицидтік әсердің анаэробты коррозия ингибиторларының негізі ретінде: С8 – С18 фракциясының бастапқы алифатты аминдері; техникалық диметилфосфитпен бастапқы және қайталама алифатты аминдердің өзара әрекеттесу өнімдері пайдаланылады.

      Гидратация ингибиторлары ретінде спирттер (метанол, моно-, ди - және триэтиленгликольдер) және шектеулі түрде кальций хлоридінің сулы ерітінділері қолданылады.

      Ингибиторлар гидратация пайда болуы мүмкін учаскелердің алдында газ ағынына енгізіледі. Енгізу орталықтандырылған түрде жинау пунктіндегі бір қондырғыдан ұңғымалар тобына, кәсіпшілік коммуникацияларға және технологиялық аппараттарға (мөлшерлеу сорғысының көмегімен) немесе жеке — әр объектіге (сорғымен немесе ауырлық күшімен) жүзеге асырылады. Максималды әсерге ингибиторлар (енгізу схемасына қарамастан) инжекторларды (бүріккіш күйінде) қолдану арқылы тұрақты қабылдау арқылы қол жеткізіледі.

      Пайдаланылған гидрат түзілу ингибиторларын регенерациялау ректификация әдісімен (метанол мен гликоль үшін) немесе булану арқылы (кальций хлориді ерітінділері үшін) жүргізіледі.

      Мұнай-химия өндірісінің өнімдерін (полипропилен-гликоль, этил целлюлоза) гидратация түзу ингибиторлары ретінде пайдалану, сондай-ақ кешенді ингибиторларды қолдану перспективалы болып табылады. Соңғысы гидратация мен коррозияның алдын алуға, сондай-ақ тұзды тұндыруға арналған.

3.5.3.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      Құбырға реагентті енгізу жүйесін қалыпты пайдалану кезінде бұл процесс ОЖ-ға айтарлықтай теріс әсер етпейді. Энергетикалық ресурстарға деген қажеттілік пайдаланылатын сорғы жабдықтарының қуатымен анықталады.

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссиялардың көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды) саңылаулары болып табылады.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.5.4. Реагентті ұңғымаларға қабылдау, араластыру және беру

      Реагенттерді мөлшерлеу блоктары (РМБ) сұйық деэмульгаторларды, коррозия ингибиторларын, тұз шөгінділерінің ингибиторларын, гидрат түзілу ингибиторларын және т.б. көліктің және газды дайындаудың кәсіпшілік жүйесінің құбыржолына, газ ұңғымаларына құбырлар мен жабдықтарды коррозиядан, гидрат түзілуінен және т.б. қорғауды жүзеге асыру мақсатында мөлшерлеп енгізуге арналған.

      РМБ-ның жеке класы -РМБ ұңғымалары бар.

      Құрылымдық ерекшеліктері және блоктардың құрамы (3.49-сурет):

      блоктың негізгі жабдықтары металл корпуста орналасқан. Климаттық жағдайларға байланысты оқшауланған корпус-контейнер нұсқасын жасауға болады;

      блокта сорғы-диспенсер; деңгей датчигі бар технологиялық сыйымдылық; жұқа тазалау сүзгісі; көрнекі деңгей көрсеткіші; электр контактілі манометрі бар құбыр байланысы; жарылыстан қорғалған орындауды басқару жүйесі (шкаф) орналасқан;

      реагентпен жанасатын ыдыстарды, бөлшектер мен тораптарды орындау, коррозияға төзімді (тот баспайтын болат). Қажет болған жағдайда блок жерүсті құбырымен және реагентті ұңғымаға енгізу торабымен жабдықталуы мүмкін.

     


      3.49-сурет. Блоктардың құрылымдық ерекшеліктері мен құрамы


3.5.4.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      Энергетикалық ресурстарға деген қажеттілік пайдаланылатын сорғы жабдықтарының қуатымен анықталады.

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері: реагенті бар сыйымдылық, сорғы, өшіру-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың саңылаулары (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды).

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.6. Газ техникалық күкірт өндірісі

      Мұнай мен газ өндіретін кәсіпорындардағы күкірт жоғары күкіртті көмірсутек шикізатын аминмен тазарту кезінде түзілетін қышқыл газдардан өндіріледі. Газ күкіртінің басым көпшілігі белгілі Клаус әдісімен шығарылады.

      Күкірт өндіретін қондырғылар қышқыл газдар ағындарындағы H2S-ті аминді қалпына келтіру қондырғыларынан және күкіртті-сілтілі сарқынды бейтараптандыру қондырғыларынан сұйық күкіртке айналдырады. Әдетте екі немесе үш сатылы Клаус процесі H2S-тің 92 %-дан астамын қарапайым күкірт ретінде қалпына келтіреді. Мұнай өңдеу зауыттарының көпшілігі күкіртті 98,5 %-дан астам қалпына келтіруді қажет етеді, сондықтан Клаустың үшінші сатысы күкірттің шық нүктесінен төмен жұмыс істейді. Үшінші сатыда селективті тотығу катализаторы болуы мүмкін, әйтпесе күкірт өндіретін қондырғының құрамында қалдық газдарын жағу қондырғысы қарастырылуы керек.

3.6.1. Клаус процесі

      Процесс келесі жалпы реакция бойынша күкіртті сутектің көп сатылы каталитикалық тотығуынан тұрады:

      2H2S+O2→2S+2H2O


      Клаус процесі келесі реакцияға сәйкес күкірт диоксиді (SO2) түзу үшін реактор пешіндегі ауамен H2S үштен бірін жағуды қамтиды:


      2H2S+3O2→2SO2+2H2O


      Қалған күйдірілмеген күкіртсутектің үштен екісі Клаус реакциясына ұшырайды (SO2-мен реакция) элементар күкірт түзу үшін келесідей:


      2H2S+SO2←→3S+2H2O


      Клаус әдісінің технологиялық схемасы 3.50-суретте көрсетілген.

     


      3.50-сурет. Клаус әдісімен күкірт өндіру қондырғысының қағидаттық технологиялық схемасы

      Артықшылықтары:

      Қондырғыны технологиялық дайындау жеңілдігі.

      Кәсіпорынның экологиялық стандарттарын сақтауға мүмкіндік беретін жану газдарынан H2S жою.

      Кемшіліктері:

      Күтпеген конденсация және күкірттің жиналуы технологиялық газ ағынының өтуін қиындату, қатты күкірттің бітелуі, өрт және жабдықтың зақымдануы сияқты мәселелерге әкелуі мүмкін.

      Нарықтағы күкірт ұсынысының оның сұранысынан асып кетуі.

      Аммиак, H2S, CO2 болуы мүмкін күкірт қышқылының пайда болуына байланысты жабдықтың коррозиясы және ластануы.

      Мұнай-газ өндірудің негізгі технологиялық блоктарының бірі газ күкіртін өндіру қондырғылары болып табылады, олардың шикізаты құрамында күкіртсутегі бар газдардан бөлінген қышқыл газдар болып табылады. Қышқыл газдардан элементтік күкірт алу күкіртсутектің тотығуына негізделген. Оттегі көзі ретінде жүйеге әдетте ауа беріледі. Клаус реакцияларын жүзеге асыруға негізделген күкірт алу қондырғылары әдетте Клаус қондырғылары деп аталады, олар термиялық және каталитикалық қадамдарды қамтиды. Термиялық кезеңде күкіртсутек ауаның қатысуымен жанып кетеді. Бұл жағдайда негізінен элементтік күкірт және күкірт диоксиді түзіледі. Жану температурасы ең алдымен қышқыл газдағы H2S концентрациясына байланысты және 900-1200 °C құрайды. Бұл температура әдетте 1,7-1,9 деңгейінде сақталатын "ауа: қышқыл газ" қатынасына да байланысты. Термиялық сатыдағы H2S элементтік күкіртке конверсия дәрежесі мүмкіндігінше жоғары болуы керек, яғни термодинамикалық деңгейге жақын. Сонымен, H2S-тің күкіртке 95 % конверсия дәрежесімен күкірт өнімділігі тәулігіне 200 тонна болғанда, күкірт диоксиді жылына шамамен 3200 тонна түзіледі. Термиялық сатыдағы конверсия дәрежесінің төмендеген мәндері кезінде осы параметрдің жалпы мәнін сақтай отырып тұтастай алғанда орнату кезінде каталитикалық сатыларға жүктеме артады. Термиялық кезеңнің тиімділігіне әсер ететін негізгі факторлардың бірі - онда газдың болу ұзақтығы-оның көбеюі конверсия дәрежесінің жоғарылауына әкеледі. Күкіртті сутектің күкіртке конверсия дәрежесі реактордағы температураға да байланысты: температура неғұрлым жоғары болса, күкіртті сутектің конверсия дәрежесі соғұрлым жоғары болады. Пеште күкіртті сутектің күкіртке айналуының практикалық дәрежесі (термиялық сатыда) 60-65 %-дан аспайды. Каталитикалық сатыда күкіртсутектің конверсия дәрежесіне әсер ететін негізгі параметр реакциялық пештің шығысындағы ауа мен қышқыл газдың қатынасы болып табылады: ол конвертерге газ кірісінің 2-ден 1-ге дейінгі H2S-SO2 көлемдік қатынасын қамтамасыз етуі керек. Осы қатынастан кез-келген ауытқу элементтік күкірттің шығымдылығының төмендеуіне әкеледі. Осы фактордан басқа, каталитикалық сатыда жану өнімдерінің жоғары температурасын ұстап тұру ұзақтығы, каталитикалық сатыға кіретін газдың температурасы, конвертердегі газдың көлемдік жылдамдығы және т.б. Конвертерлердегі процестің орташа температурасы неғұрлым төмен болса, күкірт шығымы соғұрлым жоғары болады, алайда іс жүзінде бұл температура күкірттің конденсация нүктесінен сәл жоғары болуы керек. Бұл, әрине, күкірттің шығуын азайтады, бірақ CS2 және COS күкіртсутекке айналуын қамтамасыз етеді, ол одан әрі күкіртке дейін тотығады:

     


      Клаус процесінің катализаторлық сатысы үшін катализаторлар қолданылады, олар негізінен алюминий мен темір оксидтерінен тұратын табиғи бокситтерді кеңінен қолданады. Олардың құрамында Si02 кремний диоксиді, TiO2 титан оксиді, кальций СаО, магний МДО, марганец МпО, фосфор Р2О5 және т.б. Сәйкесінше, Клаус әдісі осы катализатор қабатында күкіртті ангидрид пен күкіртке дейін күкіртті сутекті жағу болды. Бұл катализатор негізінен оның арзандығына, қолжетімділігіне, жоғары белсенділігіне, сондай-ақ өңделетін күкіртті сутектің шамалы көлеміне байланысты қолданылды. Қышқыл газдағы күкіртті сутектің құрамына байланысты Клаус процесінің технологиялық схемалары 3.51-суретте көрсетілген.

     


      1 – пеш-реактор; 2 – жылу алмастырғыш; 3, 5 – күкірт конденсаторы; 4 – конвертор; 6 – газ жылытқышы;

      7 – күкіртті күкірт диоксидіне жағуға арналған пеш, I – қышқыл газ;

      II – ауа; III – күкірт. (а – тікелей тізбек; б – 1/3-2/3 тармақталған ағын тізбегі;

      в – күкіртті қайта өңдеу схемасы)

      3.51-сурет. Қышқыл газдағы күкіртсутектің құрамына байланысты Клаус процесінің технологиялық схемалары

      Бұл жағдайда катализаторға жүктеме сағатына 1 м3 катализаторға 3-4 нм3 күкіртсутек болды. Бірақ катализаторлардың бұл түрінің айтарлықтай кемшіліктері болды: беттің сульфаттануынан туындаған тез дезактивация, құрамы мен қасиеттерінің тұрақсыздығы, жеткіліксіз дамыған беті, көміртекті шөгінділермен және гидратациямен жабу. Бұл катализаторды қолданған кезде күкіртсутектің күкіртке айналу дәрежесі 80-90 % құрады, күкірт диоксиді түріндегі күкірт қосылыстарының қалған бөлігі атмосфераға түсті. Бұл экологиялық жағдайға теріс әсер етті. Болашақта бұл процесс екі бөлек кезең - термиялық және каталитикалық арқылы жүзеге асырыла бастады. Алюмооксидті және титаноксидті катализаторлар әзірленді және сәтті енгізілді. Көбінесе Клаус катализаторлары алюминий гидроксидінен шығарылады. Бұл қатардың катализаторларының типтік өкілдері – гиббсит, байерит, норстрандит. Алюминий оксиді және оның гидратталған формалары суда ерімейді, амфотерлік қасиеттерге ие. Толық гидроксидтерден басқа alooh екі ромбтық модификация түрінде де белгілі: тығыздығы 3,3–3,5 г/см3 диаспоралар, 350 °С-қа дейін тұрақты, температура аралығында 350-400°С а-AI2O3-ке ауысады; тығыздығы 3,01 г/см3 болатын бемит 400°С-та u-AI2O3-ке ауысады, ал 600°C температурада ол a - AI2O3-ке ауысады. Ол іс жүзінде қышқылдармен және сілтілермен әрекеттеспейді. Оны сілтілермен балқыту арқылы ғана еритін күйге келтіруге болады. Іс жүзінде катализатор-диаметрі 4-6 мм доп немесе экструдат, құрамында 94%-дан астам алюминий оксиді бар, нақты беті 260-345 м2/г. Катализатордың құрамына әдетте Na2O - 0,04; SiO2 - 0,02; Fe2O3 - 0,04; TiO2 - 0,01 сияқты компоненттер (%, масса) кіреді.

     


      1, 11 – сепаратор: 2 – бу қазандығының барабаны; 3 – реактивті пеш; 4, 6 – қышқыл газдарды жылытуға арналған пеш; 5, 7 – түрлендіргіштер; 8 – түтін құбыры; 9 – тазартылған газдарды жағу пеші; 10 – күкірт шұңқыры; 12, 13, 15 – күкірт конденсаторлары; 14 – тор-коагулятор; 16 – ыстық су сыйымдылығы; 17 – сорғы; 18 – үрлегіш; I – қышқыл газ; II – ауа; III – жоғары қысымды бу; IV, V – реакция өнімдері; VI – қалдық газдар; VII – сұйық күкірт; VIII – қазандықты қуаттандыруға және конденсаторлардағы газдарды салқындатуға арналған су; IX – төмен қысымды бу

      3.52-сурет. Екі түрлендіргіші бар Клаус қондырғысының технологиялық схемасы

      Катализаторлардың белсенділігі олардың құрылымының өзгеруі, олардың беттерінде әртүрлі қоспалардың (кокс, тұздар) шөгуі, алюминий оксидінің сульфатталуы және т.б. нәтижесінде катализатор мезгіл-мезгіл (3-4 жылда бір рет) толығымен ауыстырылады. Клаус процесінің технологиялық схемасы термиялық сатыны және бірнеше тізбектелген каталитикалық түрлендіргіштерді қамтиды. Әр кезеңнен кейін реакциялық газдар күкірттің конденсация температурасына дейін салқындатылады, күкірт бөлінеді, ал қажетті қыздырудан кейін газдар келесі кезеңге жіберіледі. Қышқыл газдардағы күкіртсутектің көлемдік үлесі 5% айайналымнан төмен болған жағдайларда, жылу сатысы жоқ схеманы қолданады. Күкіртсутектің тотығуы катализатордағы ауаның оттегімен жүзеге асырылады (әдетте бір немесе екі түрлендіргіш). Бастапқы қышқыл газдағы күкіртсутектің құрамына байланысты Клаус процесінің технологиялық схемалары тікелей және тармақталған болуы мүмкін (3.52-сурет).

3.6.1.1. LO-CAT күкірт шығару қондырғысы

      LO-CAT процесі күкіртті сутекті сіңіреді, оны иондайды және күкіртке дейін тотықтырады, темірді айналдырады (тотықтырады), оттегіні сіңіреді, содан кейін темірді қайта тотықтырады. Осылайша, күкірт сутегі қарапайым күкіртке айналады, бұл ретте хелат безі негізінде экологиялық зиянсыз катализатор пайдаланылады. Темір катализатор органикалық хелат қоспаларының көмегімен ерітіндіде ұсталады, олар темір ионын жабысқақ тәрізді қамтиды, темір сульфидінің немесе темір гидроксидінің Fe (OH) тұндырылуын болдырмайды 3. LO-CAT процесі тотықтандыру-қалпына келтіру химизміне негізделген. Екі тотықтырғыш-қалпына келтіру реакциясы орын алады - біреуі абсорбер секциясында жүреді, күкіртті сутекті қарапайым күкіртке айналдырады, екіншісі - тотықтырғыш секциясында - катализаторды регенерациялайды.

      3.52.1-суретте анаэробтық модель негізінде әзірленген LO-CAT орнатудың қағидаттық технологиялық схемасы ұсынылған.

     


      3.52.1-сурет. Анаэробтық модель негізінде әзірленген LO-CAT қондырғысының технологиялық схемасы

      3.52.2-суретте автоциркуляциялау моделінің жұмыс қағидаты бойынша орындалған LO-CAT қондырғысының стандартты технологиялық схемасы келтірілген.


     


      3.52.2-сурет. Автоциркуляциялау моделінің жұмыс қағидаты бойынша орындалған LO-CAT қондырғысының технологиялық схемасы

3.6.2. Клаус қондырғыларының бөлінетін газдарын толық тазарту технологиясы (Сульфрен-процесс)

      Клаус процесінің қалдық газдарында әдетте (жұмыс тиімділігі мен бастапқы газдың сапасына байланысты) 1-2 % күкіртсутек, 1 % күкірт диоксиді, 0,4 % көміртек сульфаты, 0,3 % дейін күкіртсутек, 1-8 г/м3 тамшы және бу күкірті, 1,0–1,5 % сутегі және көміртегі оксиді, 15 % дейін көмірқышқыл газдары, су буының шамамен 30 % және азот. Газдардың температурасы-шамамен 150 °С, қысым – 0,02–0,03 МПа аспайды.

      Алдын ала тазартудың барлық процестерін оларда белгіленген қағидатқа байланысты екі негізгі топқа бөлуге болады:

      негізгі қондырғыларға қосымша болып табылатын және күкіртті алудың жалпы дәрежесін 99,0-99,7 % дейін қамтамасыз ететін Клаус реакциясына негізделген процестер.

      барлық күкірт компоненттерін бір (SO2 немесе H2S) түрлендіруге негізделген және күкіртті алудың жалпы дәрежесін 99,9 % және одан жоғары деңгейге жеткізетін процестер.

      Клаус реакциясына негізделген толық тазарту процестері-бөлінетін газдарды тазартудың ең көп таралған процестері. Олар күкіртсутек пен күкірт диоксидінің қалдық газдарында қалған Клаустың каталитикалық реакциясына негізделген:

      2H2S+SO2→3/nSn+2H2O

      Реакция Клаус қондырғысына (130 – 150 °C) қарағанда төмен температурада жүзеге асырылады, бұл қатты катализатор қабатында ("Сульфрин", СВА, MCRC процестері) немесе катализаторы бар сұйық ортада (фин процесі, Клаусполь 1500) оның толық жүруіне ықпал етеді. Бұл процестер салыстырмалы түрде қарапайым технологиялық схемаға ие және өте кең таралған, бірақ олар екінші топтағы процестер сияқты тиімділікке ие емес.

      Қатты катализаторды қолданатын процестердің ішінен "Эльф Акитен" Франция) және "Air Liquide Global e&Solutions Germany GmbH" (ГФР) фирмалары әзірлеген "Сульфрин" процесі кеңінен қолданылады. Бұл процесте Клаус реакциясы қатты катализаторда (алюминий оксиді) 125-150 °C температурада жүреді. Мұндай төмен жұмыс температурасында термодинамикалық тепе-теңдік Клаус процесінің қалыпты жағдайына қарағанда қолайлы. Алынған күкірт катализаторда сұйық күйінде адсорбцияланған күйінде қалады, осылайша реакция тепе-теңдігін H2S және SO2-нің күкіртке толық конверсиясына ауыстырады.

      "Сульфрин" процесінің технологиялық схемасы 3.49-суретте көрсетілген. Қондырғы адсорбциялық тізбек түрі бойынша екі-үш реактордан тұрады.

     


      3.53-сурет. "Сульфрин" процесінің технологиялық схемасы

      Температурасы 400 - 410 К (673 – 683 °С) Клаусты төменнен жоғарыға орнатқаннан кейін конденсатордан бөлінетін газ параллель жұмыс істейтін екі конвертерге (1, 2) кіреді, олардың әрқайсысында екі қабат алюмооксидті катализаторлар бар. Төменгі жағынан бірінші қорғаныс қабаты - технологиялық газдағы оттегін байланыстыру үшін g-Al2O3 темір сульфатына малынған (мысалы, "Рон-Пуленк" фирмасының am маркалы катализаторы). Am катализаторын реактордағы катализатордың жалпы көлемінің 30 % мөлшерінде пайдалану ұсынылады. Екінші негізгі қабат ретінде белсендірілген алюминий оксидінің катализаторы қызмет етеді (мысалы, А2-5 маркасы).

      Реакторлардағы температура күкірттің шық нүктесінің температурасынан төмен болғандықтан, бөлінетін газбен бірге келетін және Клаус реакциясы арқылы түзілетін күкірт булары катализатордың кеуектеріне адсорбцияланып, оны дезактивациялайды. Қалдық газ ағынынан катализатор арқылы барлық күкірт жойылатындықтан, Клаус реакциясының тепе-теңдігі H2S және SO2 күкіртке толық конверсиясына қарай жылжиды.

      Тазартылған қалдық газ әбден жанатын пешке түседі, онда SO2 түзей отырып, газ ағынындағы барлық күкірт қосылыстары (H2S, COS, CS2), күкірт тұманы және булар жанып кетеді. Олардың күкіртке шаққандағы концентрациясы, әдетте, айналымның 0,1 - 0,2 % құрайды ((1000 - 2000 ppm). Тазартылған қалдық газдың бір бөлігі газ үрлегішпен (5) жылыту пешіне (4) жіберіледі, онда отынның жану түтін газдарымен жанама жанасу есебінен 330 – 350 °С дейін қызады және осындай температурамен жоғарыдан төмен қарай регенерация (күкіртті десорбциялау) және салқындату сатысындағы үшінші реакторға (3) түседі. Регенерация газдары бу түрінде шығарылады және конденсаторға жіберіледі (6), онда күкірт буы конденсацияланады.

      Күкірт сұйық күйінде су тығыздағышы арқылы сақтау ыдысына құйылады, ал температурасы 127 °С газ үрлегіштің сорғысына түседі (5). Құбыраралық кеңістікте конденсатор 0,4 МПа қысыммен су буын алады. Егер жеткілікті үлкен реакторлар болса, процесті үздіксіз деп санауға болады, өйткені бұл жағдайда адсорберлерді катализ және адсорбция сатысынан регенерация сатысына ауыстыру күніне бір рет жүзеге асырылады. Реакторларды ауыстыру үшін бағдарламалық құрылғысы бар арнайы пневматикалық арматура қолданылады.

      Регенерация газына десорбция кезеңінің соңында алюминий сульфатын қалпына келтіру мақсатында бастапқы қышқыл газ (шамамен 5 % H2S регенерация газына дейін) араласады. Күкірттің жоғалуын болдырмау үшін бұл газ адсорбция сатысында жұмыс істейтін реактор арқылы шығарылады.

      Десорбциядан кейін реактор салқындату цикліне ауысады. Катализаторды салқындату регенерация газының адсорбері арқылы 4-ші қыздыру пешін айналып өту арқылы жүзеге асырылады. Катализаторды тереңірек салқындату және осылайша қазіргі заманғы қондырғылардағы күкірттің жоғалуын азайту үшін конденсаторларда 0,2 МПа дейінгі қысыммен бу алуды жөн көреді. Бұл бу көбінесе технологиялық қолдануды таппайды, сондықтан конденсациядан кейін конденсатор барабанына қайта оралады. Бұл шешімнің кемшілігі-процесте пайда болатын будың бір бөлігін жоғалту, ал артықшылығы-атмосфераға SO2 шығарындыларын азайту.

      Осы процестен кейін бөлінетін газдағы H2S және SO2 концентрациясы массаның 0,20-0,25 % құрайды.

      Француз мұнай институты әзірлеген "Клаусполь 1500" процесі қалдық газдарды құрамында еріген катализатор (калий немесе натрий бензоаты) бар полиэтиленгликольдің циркуляциялық ағынымен саптама бағанында күкірттің балқу температурасынан жоғары температурада өңдеуге негізделген – 125 – 130 °С. Процесте түзілген күкірт еріткіштен балқытылған күйінде бөлінеді. Процесс өңделген газда H2S: SO2 қатынасын 2:1-ге тең ұстауды талап етеді; COS және CS2 өзгеріссіз қалады.

      Күкіртсутек пен күкірт диоксидінің конверсия дәрежесі 80%-ға жетеді, бұл күкіртті алудың 98,5 %-ға дейінгі жалпы тереңдігіне сәйкес келеді. Күйгеннен кейін газдардағы SO2 мөлшері массаның 0,15 % құрайды.

      Сульфрин процесінің тиімділігін арттыру бірнеше бағытта мүмкін:

      сульфринді орнатпас бұрын күкіртті органикалық қосылыстарды гидрлеу арқылы;

      Клаус пешіне берілетін қышқыл газ/ауа ағындарының арақатынасын нәзік реттеу (реттеу дәлдігі - ± 0,5% кем емес);

      адсорбция режимін оңтайландыру және тазарту кезінде неғұрлым белсенді катализаторларды қолдану.

      Клаустың қалдық газдарын тазартудың тотығу әдістерінің негізі күкірт қосылыстарын күкірт диоксидіне дейін жағу және оны кейіннен алу және күкіртке немесе басқа химиялық өнімге айналдыру болып табылады. Осы процестердің ішінен "Уэллман-Лорд" ("Уэллман-Лорд" фирмасы, АҚШ) процесі әлемдік тәжірибеде кеңінен таралды.

      Процестің мәні күкірт қосылыстарын күкірт диоксидіне дейін күйдіру, содан кейін оны натрий сульфитінің ерітіндісімен сіңіру болып табылады. Содан кейін пайда болған бисульфит қалпына келеді. Конденсатордағы су бөлінгеннен кейін концентрацияланған күкірт ангидриді Клаусты орнату үшін қайта өңделеді. Күкіртті алудың жалпы дәрежесі 99,9-99,95 % құрайды.

      Тотықсыздану процестері барлық күкірт қосылыстарының күкіртсутекке каталитикалық тотықсыздануына негізделген және негізінен оны алу және кейінгі өңдеу әдістерімен ерекшеленеді.

      Осы типтегі процестердің ішінде Shell Development (Нидерланды) әзірлеген Scot (Shell clausoffgastreating бастапқы әріптері) процесі ең көп таралды (3.50-сурет). Клаус қондырғысының бөлінетін газдары метанның толық емес жану өнімдерімен (H2+CO) араласады және температурасы 300 °C алюмокобальтмолибден катализаторымен толтырылған гидрлеу реакторына түседі. Гидрлеу өнімдері кәдеге жарату қазандығында, содан кейін конденсациялық су бір уақытта бөлінетін "Квенч" бағанында салқындатылады. Әрі қарай, сіңіру бөлімінде аминдердің көмегімен селективті сіңіру әдісімен газдардан H2S алынады, ол Клаусты орнатуға қайта өңделеді (3.55-сурет).

     


      3.54-сурет. SCOT процесінің технологиялық схемасы

      Тазартылған IV газда 0,001-0,050 % күкіртсутек қалады, бұл H2S 99,8–99,9 % өндірудің жалпы дәрежесіне сәйкес келеді. Диизопропаноламин, MДЭA және басқа аминдер абсорбент ретінде қолданылады.

      Скотт немесе Сульфринді таңдағанда, қазіргі уақытта Клаустың қалдықты газдарды тазартудың көптеген процестері әзірленгенін және өнеркәсіпте қолданылатынын ескеру қажет. Клаус қондырғыларының барлық өндірістерден келетін зиянды шығарындылардың жалпы көлеміне қосқан үлесі әрқашан басым бола бермейді. Мысалы, коммерциялық құрылымдардан СО2 шығарындылары Клаус қондырғыларына сәйкес келуі немесе одан да көп болуы мүмкін. Тазарту процесін таңдау туралы шешім барлық көздерден шығарындылар көлемін ескере отырып қабылдануы керек.

      SCOT процесі үшін күкіртті алудың кепілдендірілген деңгейі 99,8 % құрайды, ал іс жүзінде жақсы ұйымдастырылған сульфрин процесі 99,4 % құрайды.

      Осылайша, SCOTT процесі Сульфринге балама бола алады, егер Клаусты орнату зиянды шығарындылардың жалғыз көзі болса және/немесе табиғатты қорғаудың қатаң шектеулері бар тығыз қоныстанған аймақта болса.

      Клаус қондырғыларында түзілетін күкіртте еріген күкіртсутек, сондай-ақ сутегі полисульфиді бар. Сақтау және тасымалдау кезінде олар осындай күкірттің жарылғыштығына байланысты бөлінуі мүмкін. Сонымен қатар, құрамында газ бар күкірттің коррозиялық белсенділігі жоғарылайды. Бұл қасиеттер күкіртті газсыздандыруды қажет етеді.

      Газсыздандыру технологиялары үнемі дамып келеді, өйткені бүгінгі күні олардың ешқайсысы элементтік күкірттің техникалық шарттарын толық қанағаттандырмайды. Технологияны дамытудың негізгі бағыттары-күкірт сапасын нашарлататын аммиак катализаторынан бас тарту және газсыздандыру уақытын қысқарту. Ең жақсы Shell и D'GAASS технологиялары күкірттегі күкіртсутектің қалдық құрамына 10 ppm артық емес қол жеткізуге мүмкіндік береді. Күкірт арқылы ауаны көпіршіктеу арқылы газсыздандыруды жүргізу оңтайлы, бұл жағдайда Клаустың реакциясы бойынша қосымша күкірт мөлшері де пайда болуы мүмкін (Amoco, Hyspec, D'GAASS процестері). Көптеген дамыған процестерге қарамастан, SNE(a)P, Shell, Exxon, D'GAASS технологиялары өнеркәсіптік енгізуге жеткізілді.

3.6.2.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.21-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған газ техникалық күкірт өндіру технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.21-кесте. Газды техникалық күкірт өндіру технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

24,2

30,3

2

Жылу энергиясын үлестік тұтыну (бу)

т/т

0,15

0,18

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/ч

0,017

0,026

4

Отынды үлестік тұтыну

т/т

18,5

20

5

Салқындатқыш су

м3/т

7,9

53,9

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссиялардың көздері сепаратор, сорғы (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), кәдеге жарату қазандығы, жылыту пеші, күйдіру пештері болып табылады-шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген, алау қондырғысы – шығарындылардың сипаттамалары 3.11-бөлімде келтірілген. Инсинераторлардан маркерлік ластағыш заттардың шығарындылары 3.22-кестеде келтірілген.

      3.22-кесте. Инсинераторлардан (газ тәрізді қалдықтарды жағу пеші (қалдық газдар), Клаус қондырғыларындағы күйдіру пеші, күкіртті емдеу қондырғысы, күкірт өндіру қондырғысы)маркерлі ластағыш заттардың шығарындылары

Р/с №

Шығарындыларды ластағыш заттың атауы

Шығарындылардағы МЗВ минималды шоғырлануы, (мг/Нм3)

Шығарындылардағы МЗВ максималды шоғырлануы, (мг/Нм3)

МГД саласы бойынша МЗВ медианалық шоғырлануы, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

1

Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Тұншықтырғыш газ)

CO

14,832

8976

3721,945

2

Азот оксидтері

NOx

4,875

446,25

134,053

3

Күкірт диоксиді (Күкірт ангидриді, Күкірт газы,

SO2

289,7

10814

4156,305

4

Күкірт (IV) оксиді)

CH4

109,48

270,56

171,2

      Сарқынды сулар төгінділері

      Қондырғылардан сарқынды суларды ағызу оларды үздіксіз үрлеу кезінде кәдеге жарату қазандықтарындағы сарқынды сулар болып табылады.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Қалдықтардың пайда болуы күкірт блоктарына сұйық күкіртті құю, күкіртті балқыту және сүзу, күкіртті сақтау цистерналарын тазарту, түйіршіктеу процесі және т.б. төменде келтірілген:

Р/с №

Қалдықтың атауы

Қалдық коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері

1

2

3

4

5

1

Ластанған күкірт

05 07 02

0,000000028

0,000208313

3.7. Төменгі температурада конденсациялау және газды фракциялау

      Төменгі температурада конденсациялау қондырғылары (ТТКҚ) белгілі бір қысымда газ конденсатының жекелеген компоненттерінің немесе олардың фракцияларының дәйекті конденсациясымен жүретін табиғи және ілеспе мұнай газының изобарлық салқындату процесіне негізделген. Төменгі температурада конденсациялау әдісімен көмірсутекті газдарды бөлу газдардан алынатын компоненттердің конденсациясымен сүйемелденетін тұрақты қысым кезінде сыртқы суықпен берілген температураға дейін салқындату, содан кейін газ және сұйық фазалардың сепараторларында бөлу жолымен жүзеге асырылады (3.56-сурет).

      ТTK технологиясы кез-келген климаттық аймаққа жарамды, газда көмірсутекті емес компоненттердің болуына мүмкіндік береді, конденсатты алу дәрежесін 97 %-ға дейін қамтамасыз етеді, сонымен қатар табиғи газды тасымалдау кезінде ылғал мен ауыр көмірсутектердің жоғалуын болдырмайтын шық нүктесінің температурасын қамтамасыз етеді.

      ТТК қондырғысының артықшылығы-күрделі және пайдалану шығындарының төмендігі( қысымның еркін айырмашылығы болған кезде), кемшілігі-арық газдардан конденсат түзетін компоненттерді алудың төмен дәрежелері, қабат қоспасының құрамын жеңілдету арқылы пайдалану процесінде тиімділіктің үздіксіз төмендеуі, дроссель әсерінің сарқылу кезеңінде түбегейлі қайта құру қажеттілігі.

      ТТК тиімділігін арттыру үшін ағындағы сорбция (тұрақты конденсат немесе басқа көмірсутек сұйықтықтарының газ ағынына инъекция) және бөлінген газдың қарсы ағымдық сіңірілуі қолданылады. Төменгі температурада конденсациялау процесінде сығылған газ арнайы салқындатқыштармен (пропан, аммиак, азот, көмірқышқыл газы) төмен температураға дейін салқындатылады, нәтижесінде газдың едәуір бөлігі конденсацияланады. Бастапқы газдың құрамына кіретін барлық көмірсутектері бар көмірсутек конденсаты сепараторда бөлініп, содан кейін деэтанизатор – ректификациялық колоннаға беріледі. Жасанды сыртқы суық әдісті қолдану жыл мезгіліне және қысымның төмендеуіне қарамастан тұрақты шық нүктесін сақтауға, сондай-ақ ауыр көмірсутектерді тереңірек алуға мүмкіндік береді. ТТКҚ қолдану мыналарды көздейді: - кіріс газ сепараторында газды бастапқы бөлу және сұйық тығындарды ұстау; - сыртқы салқындату көзі есебінен жылу алмастырғышта газдың кіріс ағынын салқындату – төменгі температурада газ сепараторында салқындатылған газды кейіннен бөлу.

     


      1,2, 3, 4 – жылу алмастырғыштар; 5, 8 – пропан тоңазытқыштары; 6 – сепаратор;

      7 – деэтанизатор; 9 – деэтанизатордың рефлюкс сыйымдылығы; 10 – сорғы; 11 – қайнатқыш. Ағындар: I – бастапқы газ; II – құрғақ газ; III – конденсацияланбаған газ;

      IV – этанизацияланбаған бензинн

      3.55-сурет. Төмен температуралы конденсация қондырғысының схемасы

      ТТКҚ артықшылықтары: – сыртқы тоңазытқыш циклінің қуатын реттеу арқылы тұрақты шық нүктесі (ұңғымадағы газ қысымы төмендеген кезде де); – газды салқындату кезінде төмен температураны ұстап тұру мүмкіндігі, осы қосымша сұйық өнімдерді алу; - колонналардағы конденсатты тұрақтандыру алаутағы шығындарды едәуір азайтады.

      Бұл жағдайда ректификация әдетте сұйық фазадан еріген газдардың қалдық мөлшерін бөлуге арналған.

      ТТК схемасының бір түрі – төменгі температурада конденсациялау және ректификациялау процесі (ТТКҚ).

      Технологиялық схемаға байланысты ТТР қондырғыларының ректификациялық колонналары ректификациялық-буландырғыш және конденсациялық-буландырғыш болып бөлінеді (3.57-сурет).

     


      а – ректификациялық-булау бағанымен;

      б – конденсациялық-бу колоннасымен

      3.56-сурет. ТТКР қондырғыларының технологиялық схемалары

      ТТКР процесінің ерекшелігі – конденсацияланған көмірсутектерді алдын-ала бөлудің болмауы. Тоңазытқышта салқындатылған екі фазалы ағын (а-3; б-7) ректификациялық-булау (а-2)/конденсациялық-булау бағанының (б-6) ортасына беріледі. Осылайша, шикізат газының бүкіл ағыны бағанда этанизациядан өтеді, оның жоғарғы температурасы этанды алудың берілген дәрежесі үшін ТTK схемасы бойынша деметанизаторға қарағанда төмен болуы керек. С3 + мақсатты компоненттерін алу дәрежесі 99,5 %-ға жетеді.

      ТТКР схемаларында суықты өндіру үшін тиімділігі жоғары заманауи турбодетандерлік агрегаттар, тиімділігі жоғары жаңа жылу алмастырғыштар (пластиналы, қалқымалы өзегі бар бұралған түтіктері бар қаптама-құбырлы) және төмен температуралы суықтың жоғалуын болдырмайтын жылу оқшаулағыш материалдар (көбікті резеңке және т.б.) қолданылады. ТТКР технологиялық схемаларында қосымша суық көзі жоқ (Тоңазытқыш машиналар, пропан-тоңазытқыш қондырғылар), бұл ТТКР процесін басқа әдістермен салыстырғанда, тіпті бастапқы газдың төмен қысымымен және оның құрамының кең өзгеруімен қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

3.7.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.23-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған төмен температуралы конденсация технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.23-кесте. Төменгі температурада конденсациялау технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

12

153,3

2

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

8,8

28,5

3

Отынды үлестік тұтыну

т/т

3,3

4,3

4

Салқындатқыш су

м3/т

7,9

53

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері сепаратор, жылу алмастырғыш, өшіру-реттеу арматурасы және фланецті қосылыстар болып табылады (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды).

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.8. Шикі/тауарлық мұнай, газ және суды есепке алу және өлшеу

3.8.1. Қабылдау-тапсыру пункті

      Ағындағы мұнайдың саны мен сапасын есепке алуды қамтамасыз ету үшін магистральдық мұнай құбырларында есепке алу тораптары орнатылады. Коммерциялық тораптар мұнай есебін бухгалтерлік есеп операциялары үшін қажетті дәлдікпен жүзеге асырады. Жедел тораптар технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесінің жедел мақсаттары мен міндеттері үшін қажетті дәлдікпен есепке алуды жүзеге асырады және коммерциялық есепке алу үшін резервтік нүктелер болуы мүмкін.

      Орындалатын функцияларға байланысты бұл түйіндер бөлінеді:

      коммерциялық – магистральдық мұнай құбырларын жүйеге қабылдау, МӨЗ тапсыру, экспортқа шығару, теңіз және өзен көлігіне құю, теміржол және автоцистерналарға құю кезінде мұнайдың саны мен сапасының көрсеткіштерін өлшеуге арналған.

      жедел – мұнай қозғалысын жедел бақылауға арналған және коммерциялық жүйелер үшін резервтік құралдар болуы мүмкін.

      Мұнайды қабылдау-тапсыру кезінде қабылдау-тапсыру пунктін жүзеге асырады:

      диспетчерлік және тауар-көлік қызметтеріне ақпарат бере отырып, қабылданатын, айдалатын, қолда бар және тапсырылатын мұнай мөлшерін тәулік бойы есепке алу;

      мұнай саны мен сапа көрсеткіштерін өлшеу жүйесінің резервуарлары мен мұнай құбырларынан сынама алу, мұнайды сынау, төрелік сынамаларды сақтау;

      мұнай қабылдау-тапсыру актілерін, сапа паспорттарын ресімдеу, есептер жасау және оларды тауар-көлік қызметтеріне беру;

      тараптардың жауапкершілік аймағы шегінде мұнайды тасымалдаудың технологиялық схемасын бақылау;

      айдалатын мұнай параметрлерін бақылау;

      пайдалану процесінде тексеру аралық аралықта өлшеу құралдарының метрологиялық Сипаттамаларын бақылау;

      өлшеу құралдарына қол жеткізуді бақылау және олардың метрологиялық Сипаттамаларын өзгерту.

      ПСП типтік құрылымдық схемасы 3.58-суретте көрсетілген.

     


      3.57-сурет. Магистральдық мұнай құбырлары құрамындағы тауарлық мұнайды қабылдау-тапсыру пунктінің үлгілік құрылымдық схемасы

      Мұнайды есепке алуды шығын өлшегіштер – турбиналық шығын түрлендіргіштері, геликоидты типтегі көп тұтқыр турбиналық турбиналар, көлемді есептегіштер, жаппай ағын түрлендіргіштері, ультрадыбыстық ағын түрлендіргіштері және т.б.

3.8.2. Шикі/тауарлық мұнайды есепке алу торабы

      Есепке алу торабы – қолданыстағы нормативтік құжаттаманың талаптарына сәйкес мұнай-газ кәсіпорындарындағы энергия ресурстарының шығынын, сапа көрсеткіштерін және санын автоматтандырылған өлшеуге арналған мұнайды (мұнай өнімдерін, шикі мұнайды) есепке алудың автоматтандырылған жүйесі. Тауарлық мұнай массасын магистральдық мұнай құбырларына айдау кезінде автоматты өлшеу жеңіл фракциялардың шығындарын азайтуды және пайдалану шығындарын азайтуды қамтамасыз етеді.

      Мұнай есептеу торабының мақсатына байланысты олардың орналасуының бірнеше нұсқалары бар. Мұнайды жедел есепке алу үшін ең қарапайым нұсқа (бір өлшеу сызығымен және резервтеусіз) қолданылады, бірақ бұл опция жақында аз қолданыла бастады.

      МЕТ құрамына әртүрлі жабдықтар мен өлшеу құралдары кіреді: бекіту арматурасы, сүзгілер, реактивті ұшақтар, температура, қысым, тығыздық, ылғалдылық датчиктері, сонымен қатар есептегіштерді тексеруге арналған құбыр поршенді қондырғы кіруі мүмкін.

3.8.3. Газды есепке алу торабы

      Есепке алу торабы – газ мөлшерін есепке алуды, сондай-ақ оның параметрлерін бақылауды және тіркеуді қамтамасыз ететін өлшеу құралдары мен құрылғыларының жиынтығы. Газ шығынын өлшеу тораптары газ тарату станцияларының, газ өлшеу станцияларының, компрессорлық станциялардың технологиялық жабдықтарының құрамына кіреді. Газды есепке алу қондырғысы-қысымды, температураны және газ ағынын өлшейтін жүйелерді қамтиды.

      Газды есепке алу торабы газ тарату станциясының кіреберісінде де, шығысында да орналасуы мүмкін. өлшенетін параметрлердің өзгеру диапазонына, газ тарату станциясының жұмыс режиміне, техникалық-экономикалық орындылығына байланысты.

      Газ тарату станциясының шығысында есепке алу торабы орналасқан кезде газды есепке алу әрбір шығыс газ құбыры бойынша жеке жүргізілуі тиіс. Газдың шағын шығыстары желісі болған кезде есепке алу торабы шағын шығыстар үшін өлшеу құбырын көздеуге тиіс.

      Өлшеу құралдарының көмегімен есепке алу торабында: жұмыс уақыты; жұмыс және стандартты жағдайларда газдың шығыны мен мөлшері; газдың орташа сағаттық және орташа тәуліктік температурасы; газдың орташа сағаттық және орташа тәуліктік қысымы айқындалуы тиіс.

      Газды тұтынушы мен өнім берушінің есепке алу тораптары бойынша жүзеге асырылатын газ мөлшерін өлшеу және есепке алу белгіленген тәртіппен аттестатталған өлшемдерді орындау әдістемелері бойынша жүргізіледі.

      Газ мөлшерін анықтау қалыпты жағдайлар үшін жүргізілуі керек. Газды жеткізуші мен тұтынушының келісімі бойынша газ мөлшерін анықтау температура немесе температура мен қысым бойынша автоматты түрде түзетілетін құралдармен жүргізілуі мүмкін. Есепке алу торабында газдың барлық өлшенетін параметрлерін қағаз жеткізгіштерде тіркеу көзделуге тиіс.

      Газ тарату станциясының газды коммерциялық есепке алу торабындағы газдың сандық көрсеткіштерін өлшеу және есептеу нәтижелері газ жеткізуші мен тұтынушы арасындағы өзара есеп айырысу үшін қабылданады.

3.8.4. Газдың мөлшері мен параметрлерін өлшеу жүйесі

      Газдың мөлшері мен параметрлерін өлшеу жүйесі (ГСӨЖ) – көлемдік және массалық ағын, қысым, бос мұнай газының температурасы сияқты көрсеткіштер бойынша ақпарат беретін өлшеу құралдарының кешені. Жүйе бір немесе бірнеше құбырларда жұмыс істей алады. ГСӨЖ санаты мен класына байланысты шығын өлшегіштердің әртүрлі түрлерін қолдануға болады: құйынды, турбиналық, ультрадыбыстық және электромагниттік, сондай-ақ стандартты тарылту құрылғыларына негізделген шығын өлшегіштер.

      ГСӨЖ типтік құрамы:

      сүзгі блогы (СБ);

      өлшеу сызықтары блогы (ӨСБ);

      сапа параметрлерін анықтау блогы, құрамында: сынама алу жүйесі, су және көмірсутектер бойынша шық нүктесінің анализаторлары, хроматографтар, оттегі құрамының анализаторы және тығыздық өлшегіш;

      қысымды реттеу түйіні (ҚРТ);

      ақпаратты жинау, өңдеу және басқару (АӨЖ) және АРМ-оператор жүйесі;

      тіршілікті қамтамасыз ету элементтерін басқару жүйесі.

3.8.5. Шикі мұнайдың саны мен сапа көрсеткіштерін өлшеу жүйесі

      Мұнай (шикі және тауарлық) және мұнай өнімдерінің саны мен параметрлерін өлшеу жүйесі (МСӨЖ) өлшеу-есептеу жүйесінен және метрологиялық жабдықтан тұрады. МСӨЖ жеңілдетілген технологиялық схемасы 3.58-суретте көрсетілген.

     


      3.58-сурет. МСӨЖ технологиялық схемасы

      МСӨЖ технологиялық схемасында келесі негізгі блоктарды қамтиды:

      өлшеу желілерінің блогы (мұнай мөлшерін - мұнай массасын тікелей өлшеуге арналған);

      сүзгі блогы (мұнайды тазартуға арналған);

      мұнай сапасын бақылау блогы (ағындағы мұнай сапасының параметрлерін алуға арналған. Ол үшін мұнай сапасының сарқынды анализаторлары қолданылады);

      ақпаратты өңдеу жүйесі;

      тексеру қондырғысы;

      қысым мен сарқынды реттеу торабы.

      Әр блокта (сүзгі блогынан басқа) келесі параметрлер міндетті түрде бақыланады: температура мен қысым. Бұл параметрлер өлшеу нәтижесіне айтарлықтай әсер етеді. Температура мен қысым тығыздық пен көлемді бірдей өлшеу жағдайларына немесе қалыпты жағдайларға келтіру үшін қажет.

3.8.6. Судың мөлшері мен сапасының көрсеткіштерін өлшеу жүйесі

      СМӨЖ суының саны мен сапасының көрсеткіштерін өлшеу жүйесі айдалатын қабат суының мөлшері мен физикалық көрсеткіштерін өлшеу арқылы суды автоматты түрде коммерциялық есепке алуға арналған.

      Сындарлы СМӨЖ мыналардан тұрады:

      1) өлшеу сызықтарының блоктары (ӨСБ). ӨСБ құрамына жұмыс өлшеу желілері кіреді: резервтік және бақылау.

      Әрбір өлшеу сызығында: электр жетегі немесе қол шар клапандары, су шығынын өлшегіш.

      1) бастапқы түрлендіргіштермен өлшенетін айдалатын судың сандық және физикалық көрсеткіштері туралы ақпаратты жинау, өңдеу, есептеу және көрсету функциясын қамтамасыз ететін, ақпаратты өңдеу жүйелері (АӨЖ).

3.8.6.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.24-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған шикі / тауарлық мұнайды, газды және суды есепке алу және өлшеу сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.24-кесте. Шикі / тауарлық мұнайды, газды және суды есепке алу және өлшеу сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

1,6

253,4

2

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,0015

0,2

3

Отынды үлестік тұтыну (газ)

м3/т

0,12

11,4

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссиялардың көздері бітеу-реттеуші арматураның және фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды) саңылаулары болып табылады.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың түзілуі көзделмейді.

3.9. Қабаттық қысымды ұстап тұру

      Мұнай кен орындарына сыртқы әсер етудің негізгі міндеттері қабаттық қысымды ұстап тұру болып табылады, және де маңыздысы - мұнайдың түпкілікті шығымдылығын арттыру. Мұнайдың түпкілікті қайтарымы ұлғайған жағдайда, әсер ету әдістері басқаша болуы мүмкін және олар көбінесе игерудің соңғы сатысында тұрған таусылған кен орындарында қолданылады, дегенмен қабат қысымы бастапқы деңгейде қалуы немесе одан асып кетуі мүмкін. Көбінесе экспозиция әдістері екі мақсатты да көздейді, яғни қабаттық қысымды ұстап тұру және мұнай берудің соңғы коэффициентін арттыру. Мұнай кен орындарына әсер ету әдістерін қолдану ауқымы өте үлкен. Мұнайдың көп бөлігі әсер ету әдістеріне ұшыраған қабаттардан алынады. Олардың ішінде су қабатына айдау арқылы қабаттық қысымды ұстап тұру басым әдіс болып қала береді.

      Қабаттық қысымды ұстап тұрудың келесі негізгі әдістерін ажыратуға болады:

      I. Қабаттық қысымды су қабатына айдау арқылы сақтау, оған мыналар жатады:

      1. Контур сыртындағы су тасқыны.

      2. Контур аймағындағы су тасқыны.

      3. Контурішілік су тасқыны.

      II. Газ айдау қысымын ұстап тұру:

      1. Ауа айдау.

      2. Құрғақ газ айдау.

      3. Байытылған газ айдау.

      4. Сыни параметрлерге жақын параметрлерде газ айдау.

      Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.25-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған төмен температуралы конденсация технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.25-кесте. Төмен температуралы конденсация технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

0,51

483,3

2

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,007

0,92

3

Айналмалы су

м3/т

0,20

0,43

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері көзделмейді.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.9.1. Қабатқа су айдау

      Қабатқа су айдау – мұнай кен орындарын игерудің ең көп қолданылатын әдісі. Бұл әдіс мұнай ұңғымаларының жоғары ағымдық шығынын ұстап тұруға және нәтижесінде алынатын мұнай қорларын іріктеудің жоғары пайызына қол жеткізуге мүмкіндік береді.

      Контур сыртында суландыру – 100-1000 м қашықтықта мұнайлылықтың сыртқы контурының артында орналасқан бірқатар айдау ұңғымаларына су айдалатын су тасқыны.

      Контурдан тыс даму жүйесін қолдану су-мұнай контактісі қолжетімді қысым айырмашылықтарымен қозғалуы мүмкін болған кезде мүмкін болады.

      Бұл жағдайда қабатқа әсер ету мұнайдың сыртқы контурының артында орналасқан айдау ұңғымалары жүйесі арқылы жүзеге асырылады.

      Бұл жағдайда судың алдыңғы жағы шетінен ортасына қарай басталады. Бірінші қатарда орналасқан пайдалану ұңғымаларын суландырғаннан кейін оларды айдау разрядына ауыстырады.

      Айдау желісі құру үшін мұнай контурынан шамамен 300-800 м қашықтықта орналасқан: оған біркелкі әсер ету, суландыру тілдерінің пайда болуын және пайдалану ұңғымаларына судың жергілікті серпілістерін болдырмау. Контур сыртында суландыруды қолдану айдалатын судың ең аз шығарылуымен мұнайды іріктеу жылдамдығының барынша ұлғаюын қамтамасыз етуге мүмкіндік береді және қажетті дебитті қамтамасыз ету үшін судың аз жұмсалуымен бірге жүреді.

      Контур жанындағы суландыру

      Кен орнына әсер етуді жеделдетуге айдау ұңғымаларын мұнай контурына жақын немесе тіпті сыртқы және ішкі мұнай контурлары арасында орналастыру арқылы қол жеткізуге болады. Контур ішіндегі суландыру (3.60-сурет) қолданылады:

      қабаттың сыртқы аймақпен гидродинамикалық байланысы нашарлаған кезде;

      салыстырмалы түрде кішкентай кен орындарында;

      пайдалану процесін күшейту үшін, өйткені айдау және іріктеу желілері арасындағы сүзу кедергісі олардың жақындасуына байланысты азаяды.

     


      3.59-сурет. Контур жанындағы суландыру схемасы

      Контур ішіндегі суландыру

      Бұл жағдайда қабатқа әсер ету мұнай контурының ішінде қандай да бір схема бойынша орналасқан айдау ұңғымаларының жүйесі арқылы жүзеге асырылады. Бұл мұнай кен орнына әсер етудің анағұрлым қарқынды жүйесі, бұл қорларды өндіру мерзімін қысқартуға және мұнай өндіруді тез арттыруға мүмкіндік береді. Контурішілік су тасқынының бірнеше сорттары бар: шөгінділерді айдау ұңғымаларының сызықтарымен жолақтарға, сақиналарға кесу, бірнеше көлденең қатарлары бар орталық кесу қатарын құру және контур маңындағы су тасқынымен бірге. Айдау ұңғымаларының орналасу схемасын таңдау нақты геологиялық жағдайлармен, қорларды өндірудің экономикалық қолайлы мерзімдерімен және қажетті күрделі салымдардың мөлшерімен анықталады. Әдетте, айдау ұңғымаларының желілері коллекторлық қасиеттері жақсартылған және линзалар мен өткізгіш құмтастардың басым кеңеюіне перпендикуляр орналасқан, бұл айдау суының бітелуін жоюға немесе азайтуға және қабаттың әсермен қамтылуын арттыруға мүмкіндік береді.

      Контур ішінде суландыру бірқатар сорттармен ұсынылған. Шөгінділерді айдау ұңғымаларының қатарларымен кесу кезінде қабаттарға су айдау шөгінділердің өзінде жеке жолақтарға, блоктарға немесе аудандарға кесу қатарлары немесе кесу сызықтары деп аталатын қатарларда орналасқан айдау ұңғымалары арқылы жүзеге асырылады (әдетте ені 4-5 км, ал әлсіз өткізгіш коллекторлар 3-3, 5 км) (3.60-сурет).

     


      1 – айдау ұңғымалары; 2 – өндіру ұңғымалары; а) кен орнын кесумен; б) осьтік

      3.60-сурет. Контур ішіндегі суландыру схемалары

      Блокты суландыру

      Блокты су тасқыны ірі, контурсыз кен орындарында, барлау ұңғымаларының мәліметтері бойынша, олардың орналасқан жерінде өнеркәсіптік мұнай деңгейі айқын болған кезде жөн (3.62-сурет). Бұл жағдайда кен орнын түпкілікті барлауға және мұнайлылық контурын анықтауға дейін кен орнының айдау ұңғымаларының қатарларын пайдалану ұңғымаларының дербес торлары бар жекелеген блоктарға кесу арқылы объектіні жедел пайдалануға беруге болады.

     


      1 – ұңғыманың мұнай контуры; 2 – айдағыштар; 3 – өндіру

      3.61-сурет. Блокты суландырумен игеру жүйесі

      Содан кейін әр блоктың ішінде қатарлар түрінде өндіруші ұңғымалар бұрғыланады, олардың саны мен тығыздығы блоктың ауданында гидродинамикалық және техникалық-экономикалық есептеулермен анықталады. Кен орнын түпкілікті барлау және контурлау кезінде бұрын пайдалануға берілген блоктар технологиялық тұрғыдан игерудің жалпы схемасына сәйкес келеді және онымен органикалық тұтастықты құрайды.

3.9.1.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері көзделмейді.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді. Қабатқа айдалатын судағы ластағыш заттардың концентрациясы төмендегі кестеде келтірілген:

Р/с №

Ластағыш заттардың атауы

Минималды көрсеткіштер, мг/дм3

Максималды көрсеткіштер, мг/дм3

1

2

3

4

1

Қалқымалы заттар

0,74

150

2

Fe бойынша темір (хлорлы темірді қоса)

0,063

10,39

3

Мұнай өнімдері

0,0075

220

4

Күкіртсутек

3,89

380

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.9.2. Қабатқа газ айдау

      Энергия тиімділігі тұрғысынан газ айдау арқылы қабаттық қысымды ұстап тұру суды қабатқа айдаумен салыстырғанда энергияны көп қажет ететін процесс болып табылады. Атап айтқанда, суды айдау кезінде мұнай көлемінің бірлігінесыстыруға газбенесыстыруға қарағанда энергия аз жұмсалады. Бұл жағдайдың негізгі себептері:

      1. Суды айдау кезінде қажетті кенжар қысымы айдау ұңғымасының аузындағы су қысымымен де, ұңғымадағы су бағанының үлкен гидростатикалық қысымымен де жасалады. Тығыздығы судың тығыздығынан едәуір төмен газ айдау кезінде газ бағанының гидростатикалық қысымы аз болады (су бағанынан шамамен 7-15 есе аз). Сондықтан қажетті кенжар қысымын сағадағы қысымның жоғарылауына байланысты жасау керек (қысым қысымы), нәтижесінде газды қабатқа айдау үшін энергия шығындары артады.

      2. Газды айдау кезінде оның үлкен сығылуына байланысты газдың қажетті көлемін алдымен кенжар қысымына дейін қысу керек, оған көп мөлшерде энергия жұмсалады. Ал суды айдау кезінде оның "қаттылығына" байланысты сығымдау энергиясы іс жүзінде нөлге тең болады.

      Шөгіндіге газды қабаттың көтерілісі бойынша айдау әдісі.

      Шөгінділердің тік құлауы және төмен өткізгіштігі бар шөгінділер үшін қолданылады (жарылған тақтатастар), бұл газды көтерілген кезде гравитациялық дренаж режиміне байланысты мұнайды тиімді ауыстыру процесінің пайда болуына әкеледі. Бұл ретте айдау бастапқы немесе қайталама газ қалпақшасына жүргізіледі. Төмен түсу бұрышы бар жоғары қуатты қабаттарда сығылған газ (төмен тығыздыққа байланысты) жоғарыдан шығады, бұл фазалардың гравитациялық бөлінуіне әкеледі. Өнімді қабаттың қуаты аз болған кезде газды айдау бірден бір кен орнындағы бірнеше ұңғымаларға жүргізілуі мүмкін, әсіресе егер алғашқы мұнай беру кезінде пайдалану еріген газ режимінде жүргізілсе; айдау рөліне ұңғымаларды таңдау әрқашан оларды орналастырудың қалыптасқан жүйесіне сүйене отырып жүргізіледі.

      Газды қабаттың төменгі бөлігіне айдау әдісі. Тау жыныстарының едәуір тік өткізгіштігі жағдайында айдалатын газдың көші-қоны жоғары қарай бағытталатын болады, нәтижесінде мұнайдың кен орнының төменгі бөлігінеесысуымен бірге қайталама газ қалпақшасының қалыптасуы орын алады, ол жерден бұрғыланған ұңғымаларға ағып кетеді.

3.9.2.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері компрессорлар болып табылады. Шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Технологиялық процестің негізгі қалдықтарына қалдық майлар жатады. Шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

3.10. Резервуарлар паркі

3.10.1. Өнімді сақтау және тасымалдау

      Резервуарлар әртүрлі пішіндегі және өлшемдегі стационарлық немесе жылжымалы ыдыстар деп аталады. Резервуарлар ең тұрақты құрылымдар болып табылады, олар көп мөлшерде сұйықтықта сақталады.

      Пайдаланылатын атмосфералық резервуарлардың жалпы түрлері ашық үстіңгі резервуарлар (OTT), бекітілген шатырлы резервуарлар (FRT), сыртқы қалқымалы шатырлы резервуарлар (EFRT) немесе ішкі қалқымалы шатырлы резервуарлар (ifrt) болуы мүмкін. Өнімге байланысты тіпті жабық қалқымалы шатырлы резервуар (CFRT) таңдалуы мүмкін.

      3.62-сурет қауіпсіздікті жақсартуға және өнімнің жоғалуын бақылауды жақсартуға баса назар аударатын осы тенденцияны көрсетеді. Өндірістік кәсіпорындар әдетте ашық үстіңгі резервуарларды немесе атмосфералық қысымда немесе одан сәл жоғары жұмыс істейтін бекітілген шатырлы резервуарларды пайдаланады.


     


      3.62-сурет. Су резервуарларының эволюциясы

      Бекітілген шатыры бар резервуарлар

      Резервуар өнімнің бу оқшаулауын жақсартады және өрт ықтималдығын азайтады. Бұл резервуар әлі де сұйықтықтың бетін резервуардың бу кеңістігіне ұшыратады, бұл булану кезінде өнімнің айтарлықтай жоғалуына әкеледі. Бекітілген шатырлы резервуарлар әдетте цилиндр тәрізді және әдетте жердің үстінде орналасады. Бекітілген шатыры бар резервуар цилиндрлік болат қабықтан тұрады. Резервуардың шатыры конустық немесе күмбез тәрізді. Бұл резервуар сұйықтыққа да, газға да арналған. Резервуардың ішкі қысымда жұмыс істеуі үшін резервуардың жоғарғы жағында будың шығуына жол бермейтін клапан бар.

      Қалқымалы шатыры бар резервуарлар

      Қалқымалы шатыры бар резервуарлар әдетте өндірістік операцияларда пайдаланылмаса да, олар көбінесе сорғы станцияларында немесе терминалдарда қолданылады. Қалқымалы шатыры бар резервуарлар цилиндр тәрізді және жер үстінде орналасқан. Қалқымалы шатыры бар резервуарлар екі түрге бөлінеді: сыртқы қалқымалы шатыры бар резервуар және ішкі қалқымалы шатыры бар резервуар.

      Қалқымалы шатыры бар резервуар – үстіңгі жағы ашық цилиндрлік болат қабық. Шатыр сұйықтықтың бетінде қалқып тұрады. Шатыр сұйықтық деңгейіне байланысты көтеріледі және төмендейді. Қалқымалы шатыр палуба мен арматурадан тұрады. Резервуар жұмыс функциялары үшін қолданылатын арматурамен жабдықталған.

      Ішкі бекітілген шатыр бекітілген және өзгермелі шатырдан тұрады. Ішкі қалқымалы шатырды пайдаланатын бекітілген шатыры бар резервуарлар – бұл резервуардың ішіндегі тік бағандармен бекітілген шатыры бар резервуарлар. Оның тұрақты бекітілген шатыры және резервуарлардың ішінде қалқып тұратын шатыры бар, ол сұйықтық деңгейі жоғарылаған кезде көтеріледі және сұйықтық деңгейі төмендеген кезде төмендейді.

      Көлденең бак

      Көлденең резервуарлар жер үстінде және жер астында салынады. Бұл резервуарлар шыны талшықпен нығайтылған болат пен полиэфирден жасалған. Көлденең резервуарлар диаметрінен 5 есе аспайтын ұзындық есебінен құрастырылады. Бұл құрылымның тұрақтылығын сақтауға көмектеседі. Цистерна өлшеуіш люктермен, мойынмен, қысым-вакуумдық клапандармен жабдықталған. Резервуарларда коррозияны азайту үшін катодты қорғаныс бар.

      Қысым багы

      Жоғары қысымды резервуарлар жоғары қысымды сұйықтықтарды сақтау үшін қолданылады. Жоғары қысымды резервуарлар сфералық және цилиндр тәрізді болуы мүмкін. Сфералық құрылымдар тұрақты және берік құрылым болып табылады, өйткені резервуардың бетінде жүктеме біркелкі бөлінеді. Сфералық резервуарлар сонымен қатар вакуумды төгу және бақылау люктерімен жабдықталған. Сфералық резервуарлардың пішініне байланысты көлем бірлігіне шаққандағы бетінің ауданы кішірек. Демек, қоршаған ортадан жылу беру жылдамдығы аз, бұл сфералық резервуардың артықшылығы. Екінші жағынан, цилиндрлік қысымды ыдыстар сфералық резервуарлармен салыстырғанда төзімділігі төмен.

      СТГ сақтауға арналған резервуар

      СТГ сақтау цистернасы әр түрлі мұнай мен мұнай өнімдеріне емес, тек сұйытылған газды сақтау үшін қолданылады. Сақтау ыдысының бұл түрін талаптарға байланысты жер үстінде және жер астында салуға болады. СТГ сақтау цистерналары қос цилиндрлік дизайнға ие, онда ішкі цилиндрде СТГ бар, ал сыртқы цилиндрде СТГ-ны өте төмен температурада сақтауға мүмкіндік беретін оқшаулағыш материалдар бар.

      Көмірсутектердің жеңіл фракцияларын ұстау қондырғысы

      Көмірсутектердің жеңіл фракцияларын ұстау қондырғыларының мақсаты Мұнай көмірсутектерінің жеңіл фракцияларын барынша сақтау мақсатында газ толтырылған кеңістіктерден буларды жинау және сығымдау болып табылады. Бұл қондырғы қоршаған ортаның ластануына жақсы шешім ретінде қызмет етеді. Жеңіл фракцияларды ұстау қондырғысының қағидаттық схемасы 3.63-суретте көрсетілген.

     


      1 – резервуар; 2 – қауіпсіздік клапаны; 3 – манифольд; 4 –қысым реттегіштерінің блогы; 5 – еңіс; 6 – сұйық қайтару сызығы скрубберден резервуарға көмірсутектер; 7 – байланыс желісі; 8 – жетек (қозғалтқыш); 9 – скруббер; 10 – жоғарғы деңгей шегінің реттегіші скруббердегі сұйықтықтар; 11 – компрессор; 12 – үш жақты ысырма; 13 – тексеру клапаны; 14 – шекті қысымды реттегіш 15 – газ жинау жүйесіне газ шығару желісі немесе сатуға арналған; 16 – газ есептегіш

      3.63-сурет. ЖФҰ қондырғысын байлаудың қағидаттық схемасы

      Жеңіл фракцияларды ұстау қондырғыларының компрессоры газ теңестіру жүйесінде немесе қондырғының сору магистралінде белгілі бір қысымға жеткенде қосылады. Компрессордың өнімділігін реттеу қысым датчигінің сигналы бойынша автоматты режимде жүреді. Егер жүйеде қысым жоғарыласа, онда компрессор жоғары жылдамдықта жұмыс режиміне ауысады және резервуарлардан көмірсутектердің жеңіл фракцияларын қарқынды түрде шығарады. Жүйеде қысым төмендеген кезде-компрессор төмен айналымдарда жұмыс режиміне өтеді. Қысым бағдарламаланған минималды мәнге дейін төмендегенде, компрессор өшеді. Егер қысым одан әрі төмендейтін болса, онда толтыру клапаны ашылады, нәтижесінде айдау құбырынан көмірсутектердің жеңіл фракциялары резервуарға толтыру құбыры арқылы түседі.

3.10.1.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      Өнімді сақтау кезінде энергия шығындары минималды болады. 3.26-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған өнімді тасымалдау сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.26-кесте. Өнімді тасымалдау сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

3,43⋅10-6

253,4

2

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

1,86⋅10-7-7

8,23⋅10-4

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссия көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), резервуарлардың саңылаулары болып табылады.

Р/с №

Шығарындыларды ластағыш заттың атауы

Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/м3

Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/м3

Ластағыш заттың медиандық концентрациясы, мг/м3

1

2

3

4

5

1

Алкандар C1-C5

1676,606

728900,2425

48662,20

2

Алкандар С6-С10

620,53

269488,5845

11342,0

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Негізгі қалдықтарға резервуарларды тазарту нәтижесінде пайда болатын мұнай шламдары жатады. Оның түзілу мөлшері мұнайдағы механикалық қоспалардың мөлшеріне тікелей байланысты.

Р/с №

Қалдықтың атауы

Қалдық коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері

1

2

3

4

5

1

Резервуарларды тазалаудан мұнай шламы

05 01 03*

0,000169884

0,006219107

3.10.2. Құю ағызу жүйесі

      Мұнай өнімдерін тасымалдаудағы маңызды кезеңдердің бірі оларды стационарлық сыйымдылықтардан жылжымалы (теміржол, автомобиль) цистерналарға; кеме-танкерлерге және кері тиеу болып табылады. Бұл Процесс өте көп уақытты қажет етеді және қоршаған ортаның ластану қаупімен байланысты.

      Жүк айналымына байланысты мұнай өнімдері кәсіпшіліктен немесе жеке цистерналардан немесе тұтас маршруттардан жөнелтіледі. Мұнай өнімдері әртүрлі тұтқырлыққа, қатаю температурасына, булардың серпімділігіне және оларды бір-бірінен ажырататын басқа қасиеттерге ие. Сонымен қатар, кіретін мұнай өнімдері әртүрлі конструкциялары мен ағызу аспаптарының өлшемдері бар әртүрлі типтегі цистерналарда тасымалданады. Бұл факторлар дренажды ұйымдастыруды қиындатады және оны жүзеге асыру үшін әртүрлі әдістер мен құрылғыларды қолдану қажеттілігін анықтайды.

      3.59-суретте тәжірибеде қолданылатын мұнай өнімдерін ағызудың әртүрлі схемалары келтірілген.

      Сорғылармен ағызу. Мұнай өнімдерін сорғылармен айдау жоғарғы ағызу кезінде де, төменгі ағызу кезінде де қолданылады. Ол үшін темір жол бойында 7-ші сорғыш болат коллектор салынады (3.65, а-сурет), оған жоғарғы ағызу кезінде 4-ші икемді шлангілері бар 9-шы ағызу көтергіштері қосылған. Бұл шлангтар 1--ші цистерналарға ашық қақпақ люктері арқылы түседі. Төменгі ағызу үшін вагон-цистерналардың ағызу аспаптарына 7-ші коллектордан шығатын 8-ші икемді шлангілер қосылады. Іс жүзінде су төгетін көтергіштер орнатылады: бір типті цистерналар үшін 4-12 м, ал әр түрлі цистерналар үшін — 4 м. Қалыпты жұмысты қамтамасыз ету үшін су төгетін коммуникациялар толық герметикалыққа ие болуы керек.

      Әдетте, сору коллекторының ортасынан 5-ші сорғы құбыры 6-шы сорғыға дейін созылады. Өздігінен сорбайтын орталықтан тепкіш сорғыларды қолданған кезде вакуумды сорғыны орнату қажет (жоғарғы ағызу кезінде) сору желісінде вакуум астындағы ағызу коммуникацияларының бос жерлері арқылы жұмыс кезінде түскен ауаны сору үшін. Ауаны сору су төгетін көтергіштердің ең жоғары нүктелерінен 2-ші құбырлармен су төгетін көтергіштерге қосылған 3-ші сору коллекторы арқылы жүргізіледі.

      Жалғыз цистерналарды ағызу кезінде ағызу көтергішіндегі вакуум ағызу көтергіштеріне Орнатылатын қол сорғыларымен жасалады.

      3.64, б-суретте 2-ші түсіру құбырының немесе икемді шлангтың соңында орнатылған 7-ші батпалы сорғылардың көмегімен жоғарғы ағызу схемасы келтірілген. Сорғы орнына жарылысқа төзімді электр қозғалтқышы бар жалпы тығыздалған қаптамада қоршалған. Сорғы агрегатын электр энергиясымен қоректендіру икемді брондалған кабель арқылы жүргізіледі.

     


     


      а – сорғы көмегімен ағызу; б – батпалы сорғылар арқылы ағызу; в – сифонмен өздігінен ағызу; г – ашық өздігінен ағызу; д – қысыммен жоғарғы ағызу; е – қысыммен төменгі ағызу; ж – жабық өздігінен ағатын төменгі ағызу

      3.64-сурет. Вагон-цистерналардан мұнай өнімдерін құю схемалары.

      Бұл схема бойынша сорғы мұнай өнімін тікелей 1-ші цистернадан сорып алады және оны 2, 3, 4 және 5 құбырлар жүйесі арқылы 6-шы мұнай базасының резервуарларына айдайды.

      Мұнай өнімдерін жоғарғы ағызу үшін эжекторларды қолдануға болады, олар суасты сорғылары сияқты вагон-цистернаның қазандығына түседі. Ынталандырушы – бұл резервуарлардан эжекторға арнайы сорғы арқылы берілетін сорылатын сұйықтық.

      Сифонмен өздігінен ағызу (3.64-сурет, в). Резервуарлар вагон-цистернаға қатысты төменгі белгіде орналасқан кезде ағызу көтергіші сифон болады және оның көмегімен цистерналарды ағызуға болады. Сифонды ағызу кезіндегі коммуникациялар 3.59-суреттегі коммуникациялардан өзгеше болады, тек су төгетін желіде сорғының болмауы. Сифон қолмен немесе вакуумдық сорғымен зарядталады.

      Ашық ауырлық ағызу (3.64-сурет, г). Ашық гравитациялық ағызу кезінде мұнай өнімдері вагон-цистерналардан 1 төгу аспаптары арқылы тасымалданатын науалар бойынша 2 темір жол бойында орналасқан 8 науаға құйылады. Науа бойымен мұнай өнімдері науаның ортасынан шығатын 4 бұрма құбырға, ал бұрма құбыр арқылы — ағызу резервуарына 5 ағызылады. Су төгетін резервуарлардан мұнай өнімдері мұнай базасының резервуарларына сорғылармен айдалады.

      Егер ағызумен бір мезгілде ағызу резервуарынан мұнай өнімдерін айдау жүргізілсе, ағызу ("нөлдік") резервуарлардың сыйымдылығы маршруттың сыйымдылығына немесе оның сыйымдылығының 2/3 тең деп қабылданады.

      Тұтқыр мұнай өнімдерін ағызу кезінде науалар диаметрі 25-50 мм бу құбырларынан жасалған, науаның түбіне төселетін жылытқыштармен жабдықталады немесе бу жейдесін құрайтын қос қабырғамен жасалады.

      Қысыммен ағызу ағызу сортына байланысты сығылған ауаны, инертті газды немесе буды беру арқылы цистерна вагонында мұнай өнімінің бетінен жоғары қысым пайда болған кезде ағызуды жеделдету үшін қолданылады. Ол негізінен гравитациялық ағызу жүйелерінде қолданылады, бірақ оны мәжбүрлі ағызу жүйелерінде де қолдануға болады.

      Қысыммен ағызу кезінде цистерна клапанының люгі қысылған ауа немесе бу берілетін коллектордан икемді шлангты жалғау үшін фитингтері бар арнайы қақпақпен герметикалық жабылады. Қақпақ орнатылған қысымнан асып кетпеу үшін манометрмен және сақтандырғыш клапанмен жабдықталады.

      Қысыммен жоғарғы ағызу кезінде (3.64, д-сурет) мұнай өнімі 1-шланг бойынша 2-көтергішке көтеріледі және одан әрі 3 және 4-құбырлар арқылы 5-ші ағызу резервуарына түседі. Жоғарғы қысымды ағызу барлық мұнай өнімдерін ағызу үшін, сондай-ақ ақаулы ағызу құрылғысы бар цистерналар үшін қолданылуы мүмкін. Төменгі қысыммен ағызу (3.64, е-сурет) негізінен тұтқыр мұнай өнімдерін ағызу үшін қолданылады және вагон-цистерналарды түсірудің ең тиімді әдісі болып табылады. Бұл ағызу әдісімен мұнай өнімі жоғары тұтқырлықпен белгіленген мерзімде ағызылуы мүмкін, бұл цистернадағы қыздыру дәрежесін төмендетуге және көптеген жағдайларда оны толығымен болдырмауға мүмкіндік береді.

      Төменгі қысыммен ағызуды жеңілдету үшін мұнай өнімдерін рельс аралық науаларға, әсіресе мұнай базасына бүкіл маршруттарды немесе цистерналар партияларын қабылдау кезінде ағызу қажет.

      Рельс аралық науа 1 теміржол жолының симметрия осі бойымен орналастырылады және жерге көміледі; бұл жағдайда рельстер науаның қабырғаларына қойылады. Рельстердің астына төселген 2 бұру құбыры бойынша рельс аралық науадан алынған мұнай өнімі ағызу резервуарына ағызылады.

      Жабық ауырлық ағызу (3.65-сурет, ж). 1 вагон-цистернаның 2 ағызу аспаптарына қажетті герметикалықты қамтамасыз ете отырып 3 рельс аралық науаның 4 ағызу аспаптары қосылады. Бүкіл су төгетін жүйе-1 және 3 су төгетін құрылғылар және 4 рельс аралық науа толығымен тығыздалған. Су төгетін құрылғыларды толығымен тығыздау бұл жүйені оңай буланатын немесе құнды сұйықтықтарды (мұнай мен майлау майларын) ағызу үшін пайдалануға мүмкіндік береді. Жеңіл буланатын сұйықтықтарды ағызу кезінде булардың көп мөлшері бөлінеді, олар 5 газды бұру құбыры арқылы арнайы жинақтағыштарға немесе резервуарларға шығарылады. Рельс аралық науалар цистерналар вагондарының ағызылатын маршрутының сыйымдылығымен тең дәрежеде орындалады. Рельс аралық науадан алынған сильтті сұйықтықтар 6 сорғыларымен 7-резервуарға айдалады.

      Автоцистерналарға мұнай-газ қоспасын құю үшін әртүрлі типтегі көтергіштер қолданылады.

      Автоцистерналарды құюға арналған көтергіштер жіктеледі:

      қосылу әдісі бойынша цистерна (жоғарыдан немесе төменнен);

      құю әдісі бойынша (герметикаланған немесе герметикаланбаған);

      құю процесін автоматтандыру дәрежесі бойынша (автоматтандырылған немесе автоматтандырылмаған);

      басқару түрі бойынша (механикаландырылған немесе қолмен басқарылатын).

      Тығыздалған құю кезінде автоцистерналардың мойны арнайы қақпақпен жабылады, оған бу-ауа қоспасын босатылатын резервуарларға немесе жеңіл фракцияларды ұстау (ЖФҰ) қондырғысына бұру үшін шлангпен жалғанған келте құбыр кесіледі. Төмен ұшпа мұнай өнімдерін жөнелту кезінде герметикаланбаған құюды қолданған жөн.

      Автоцистерналардың толып кетуін болдырмау үшін автоматтандыру құралдары қолданылады. Бұл жағдайда құю көтергіштері деңгей датчиктерімен немесе мұнай өнімдерінің берілген мөлшерін босатуға мүмкіндік беретін клапан-диспенсерлермен жабдықталады. Мұндай бақылау герметикалық құюдың міндетті шарты болып табылады. Қолмен және автоматтандырылған басқарумен бір және топтарға біріктірілген құю құрылғылары қолданылады. Арнайы ғимараттан – операторлық ғимараттан басқарылатын құю құрылғыларының тобы құю станциясын құрайды Автомобиль цистерналарына құюдың қағидаттық схемасы 3.65-суретте көрсетілген.

     


      1 - құю көтергіші; 2 – есептегіш; 3 - клапан – диспенсер; 4 – сүзгі; 5 - сорғы.

      3.65-сурет. Автоцистерналарға көмірсутектерді жоғарғы құю мысалы

      Көмірсутек резервуарлардан 5 сорғымен алынады, 4-сүзгі, 3-диспенсер клапаны, 2-есептегіш және 1-көтергіш арқылы цистернаға түседі.

3.10.2.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға эмиссия көздері жоқ, өйткені қалыпты жұмысты қамтамасыз ету үшін су төгетін коммуникациялар толық герметикалыққа ие болуы керек. Герметикаланбаған құю кезінде өшіру-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың тығыздығы, сорғылар, құю көтергіші (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды) шығарындылардың көздері болып табылады.


      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.


      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

      3.11. Кәріз және тазарту қондырғылары (сарқынды суларды тазарту)

      Мұнай-газ өндіру кәсіпорындарының аумақтарынан ағатын сарқынды сулар өздерінің қалыптасу шарттары бойынша үш түрге бөлінеді:

      әр түрлі технологиялық процестерде суды пайдалану нәтижесінде пайда болатын өндірістік сарқынды сулар;

      аумақта жиналатын қоспаларды жаңбыр, еріген және суармалы сумен жуу нәтижесінде пайда болатын атмосфералық (нөсерлі) сарқынды сулар (кәсіпорын аумағынан жерүсті ағыны);

      кәсіпорын аумағында санитарлық тораптарды, душтарды, кір жуатын және асханаларды пайдалану кезінде пайда болатын шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар.

      Әр түрлі кәсіпорындарда сарқынды сулардың пайда болу шарттары әр түрлі болуы мүмкін. Өнеркәсіптік кәсіпорындардың кәрізі, әдетте, толық бөлек жүйе бойынша жүзеге асырылады.

3.11.1. Процесс технологиясы

      Мұнай-газ өндіру саласында тұрмыстық және өндірістік сарқынды суларды тазарту үшін мынадай әдістер қолданылады:

      механикалық (тұндырғыштарды, сүзгілерді және центрифугаларды жиі қолдану) (3.2.1 бөлім);

      физика-химиялық (флотация-көмірсутектердің көтергіштігін пайдалану және оларды бетінен жинау, коагуляция-мұнай өнімдерін байланыстыратын және оларды тұндыратын арнайы реагенттерді қосу; бұл әдістің ерекше жағдайы-бір жақты өткізгіштігі бар мембрананың артына ластағыш заттардың жоғары концентрациясы бар сыйымдылық орналастырылған кезде кері осмосты пайдалану және сарқынды сулардан тиісті заттарды жинау, адсорбция - ластануды белсенді сіңіретін заттарды қолдану) (3.4.1-бөлім);

      биологиялық (органикалық ластағыш заттардың микроорганизмдермен тотығуына негізделген).

      Механикалық тазарту сарқынды сулардан дөрекі (тамшылатып) күйдегі мұнай өнімдерін алуға мүмкіндік береді. Механикалық тазалау үшін пайдаланылатын тұндырғыштар, құмтастар, мұнай ұстағыштар, торлар және басқа да құрылғылар минералдық тектес (құм, жер) ілеспе ластанулардың негізгі массасын ұстауға, сондай-ақ олардың артында орнатылған құрылғылар мен құрылыстардың тозуынан және ластануынан қорғауға арналған.

      Құрамында мұнай бар сарқынды суларды тазарту мынадай процестер арқылы жүзеге асырылады: мұнай тамшыларындағы брондау қабықшаларын бұзу, мұнай тамшыларының коалесценциясы және ішінара шоғырланған мұнай фазасы мен тұнбаны (механикалық қоспалар) шығару мақсатында араластыру, тұндыру, Центрифугалау және сүзу арқылы. Жабдық ретінде араластырғыштары бар резервуарлар, тұндырғыштар, сепараторлар, центрифугалар, гидроциклондар, тамшылатқыштар, флотаторлар мен сүзгілер қолданылады.

      3.66-суретте төрт кезеңді жүзеге асыратын мұнай кәсіпшілігінің сарқынды суларын тазартуға арналған қондырғы схемасы келтірілген: алдын-ала тазарту, өңдеу, тазарту және толық тазарту (механикалық әдіспен).

      Гидроциклонда тазарту және өңдеу кезеңдері жүреді, тұндырғышта-тазарту, құмды сүзгіде-тазарту.

     


      1 - гидроциклон; 2 - бастапқы мұнай кәсіпшілігі сарқынды суын жеткізу құбыры; 3 - жоғарғы ағызу бұру құбыры; 4 - төменгі ағызу бұру құбыры; 5 - тұндырғыштың кіріс құбыры;

      6 - тұндырғыш; 7 - мұнай эмульсиясын бұру құбыры, 8 - тазартылған су құбыры; 9 - шламды тұнбаны бұру құбыры 9; 10 – жоғарғы тік қалқалар; 11 - төменгі тік қалқалар; 12 - конустық түбі; 13 - өздігінен жуылатын құм сүзгісінің кіріс құбыры; 14 - өздігінен жуылатын құм сүзгісі; 15 - жуылатын суды бұру құбыры; 16 - тазартылған суды бұру құбыры

      3.66-сурет. Мұнай кәсіпшілігі сарқынды суларын тазартуға арналған қондырғы схемасы

      Сарқынды суларды мұнай өнімдерінен тазартудың физика-химиялық түрлеріне коагуляция, флотация және сорбция жатады. Коагуляция сарқынды сулардан коллоидты-дисперсті бөлшектерді (мөлшері 1-100 мкм) кетіру үшін тиімді. Флотация процесін қолдану мұнай өнімдерінің ауа көпіршіктерімен қапталуына байланысты олардың пайда болуын күшейтуге мүмкіндік береді. ол сарқынды суларға беріледі. Сорбциялық (адсорбциялық, абсорбциялық) тазарту сарқынды сулардан еріген органикалық және бейорганикалық заттарды кетіру үшін қолданылады. Сіңіргіш қатты кеуекті материалдар (адсорбенттер) немесе сіңіргіш сұйықтықтар немесе ерітінділер (сіңіргіштер) негізінен адсорбенттің немесе сіңіргіштің химиялық қасиеттеріне және сарқынды сулардан сіңірілетін зиянды қоспаларға сүйене отырып таңдалады. Сарқынды суларды сорбциялық тазарту әмбебап емес және әдетте жергілікті тазарту жүйелерінде қолданылады.

      3.67-суретте сарқынды суларды мұнай өнімдерінен физика-химиялық әдіспен тазарту орындалатын негізгі схемалар келтірілген.

     


      3.67-сурет. Сарқынды суларды мұнай өнімдерінен тазарту жүргізілетін негізгі схемалар (физика-химиялық әдіспен)

      Биохимиялық тазарту сарқынды суларды ағызу алдында да, қайта өңдеу жүйелерінде қайта пайдалану алдында да тұрмыстық сарқынды суларды тазартудың негізгі әдістерінің бірі болып табылады. Биохимиялық әдістер гетеротрофты микроорганизмдердің тіршілік әрекетінің табиғи процестеріне негізделген. Микроорганизмдер қарапайым және күрделі құрылымның әртүрлі кластарындағы көмірсутектерді қолдана алады.

      Биологиялық тазарту кезінде еріген органикалық заттар микроорганизмдердің көмегімен оттегінің қатысуымен биологиялық ыдырауға ұшырайды (аэробты процесс) немесе оттегі болмаған кезде (анаэробты).

      Суды тазартудың аэробты әдісі ең көп таралған. Тазарту үшін оттегі кіретін және суды қанықтыратын аэротенктер қолданылады.

      Аэротенк екінші реттік ағартқышпен бірге жұмыс істейді. Органикалық заттардың микроорганизмдермен тотығу процесі жүреді, ол үшін биореакторда қолайлы жағдайлар жасалады (3.68-сурет).

     


      3.68-сурет. Сарқынды суларды биологиялық тазарту схемасы

3.11.2. Тұрмыстық және өндірістік сарқынды сулардың тұнбасын өңдеу және кәдеге жарату

3.11.2.1. Сарқынды сулардың тұнбасы туралы жалпы мәліметтер

      Сарқынды сулардың тұнбасы - бұл сарқынды сулардан механикалық, биологиялық және физика-химиялық (реагенттік) тазарту процесінде бөлінетін суспензиялар.

      Сарқынды суларды тазартумен салыстырғанда, тұнбаны өңдеу айтарлықтай технологиялық және экологиялық қиындық тудырады. Сарқынды сулардың тұнбасын өңдеу және кәдеге жарату операциялары әртүрлі құрамы мен жоғары ылғалдылығына байланысты қиын.

      Сарқынды сулардың тұнбасын келесідей жіктеуге болады:

      торлармен ұсталатын дөрекі қоспалар (қоқыстар);

      құм тұзақтарымен ұсталатын ауыр қоспалар (құм);

      тұндырғыштарда қалқып шығатын қалқымалы қоспалар (немесе майлы заттар);

      бастапқы тұндырғыштар ұстайтын шикі тұнба;

      қайталама тұндырғыштарда ұсталатын белсенді тұнба (биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін);

      метантенкаларда, ағартқыш-ыдыратқыштарда немесе екі деңгейлі тұндырғыштарда анаэробты ашытылған тұнба.

      Жауын-шашын мөлшері, әдетте, тазарту схемасы мен жауын-шашынның ылғалдылығына байланысты өңделетін сарқынды сулардың 0,5-1 % (сирек жағдайларда 40 % дейін) құрайды. Жауын-шашынның ылғалдылығы 85 %-дан (құрылыс индустриясы кәсіпорындары) 99,5 %-ға дейін (биологиялық тазарту құрылыстарының белсенді тұнбасы).

      Жауын-шашынның құрғақ затының химиялық құрамы кең ауқымда өзгереді. Тұрмыстық сарқынды сулардың тұнбасында құнды компоненттер бар: көміртегі, азот, фосфор, калий және басқа элементтер. Бастапқы тұндырғыштардан жауын-шашынның негізгі бөлігі органикалық заттар болып табылады. Олардың құрамында көптеген микроорганизмдер, соның ішінде патогендер бар. Өндірістік сарқынды сулардың жауын-шашыны мен шламдары негізінен минералдардан тұрады, олардың құрамында канцерогенді және улы заттар, соның ішінде ауыр металл иондары болуы мүмкін.

      Тұнба шикі түрінде жағымсыз иіс шығарады, санитарлық қауіпті және тасымалдауға жарамсыз. Кәдеге жаратпас бұрын тұнба мақсатта алдын ала өңделеді:

      жауын-шашынның ылғалдылығы мен көлемін, жағымсыз иісті азайту;

      патогендік микроорганизмдер мен зиянды заттар санының азаюы;

      тасымалдау шығындарын азайту.

      Сарқынды сулардың тұнбасында бос және байланысқан су бар. Тұнбадан бос суды (60 – 65 %) салыстырмалы түрде оңай алып тастауға болады, байланысқан суды (30 – 35 %) – коллоидпен байланысқан және гигроскопиялық-әлдеқайда қиын.

3.11.2.2. Сарқынды сулардың тұнбасын өңдеу әдістері

      Сарқынды сулардың тұнбасын өңдеу үшін келесі әдістер қолданылады:

      тығыздау (қоюлану) бос ылғалды кетірумен байланысты және тұнбаны өңдеудің барлық технологиялық схемаларының қажетті кезеңі болып табылады. Тығыздау кезінде ылғалдың орта есеппен 60 %-ы алынып тасталады, ал шөгінді массасы 2,5 есе азаяды. Ең қиын тығыздау белсенді шлам;

      тұнбаны тұрақтандыру микроорганизмдерді септиктерде, екі деңгейлі тұндырғыштарда, ағартқыш-ыдыратқыштарда және метантенкаларда анаэробты (метан) ашыту арқылы немесе жауын-шашынның аэробты тұрақтандыруымен (органикалық заттардың ауа оттегінің қатысуымен аэробты микроорганизмдермен тотығу процесі) жүзеге асырылады. Бұл әдіс бастапқы тұндырғыштар мен белсенді тұнбалардың белсенді тұнбасы немесе жауын-шашын қоспасы үшін қолданылады. Тұнбаны аэробты тұрақтандыру үшін кез келген сыйымдылықты құрылыстар (түрлендірілген тұндырғыштар, аэротенктер)қолданылуы мүмкін.

      тұнбаны кондиционерлеу – оларды сусыздандыру алдында алдын ала дайындау. Кондиционерлеудің мақсаты-жауын-шашынның су өткізбейтін қасиеттерін олардың құрылымы мен су байланысының формаларын өзгерту арқылы жақсарту. Кондиционерлеу коагулянттармен (алюминий сульфаты, темір хлориді, әк) және флокулянттармен (ПАА – полиакриламид қолданылады) реагентті өңдеу, 30-40 % күлі бар қалалық және өндірістік сарқынды сулардың жауын – шашынына арналған термиялық өңдеу арқылы жүзеге асырылуы мүмкін. Жауын-шашын автоклавтарда өткір бумен 170-200 оС температураға дейін қызады;

      жауын-шашынның сусыздануы – ылғалды 70-80 % дейін төмендету процесі. Сусыздандыру тұнба алаңдарында (барлық жағынан жер роликтерімен қоршалған және дренаж жүйесімен жабдықталған жер учаскелерінде (карталарда) немесе механикалық дегидратация арқылы жүзеге асырылуы мүмкін, ол арнайы қондырғыларды: вакуумдық сүзгілерді; сүзгі престерін; центрифугалар мен сепараторларды қолдану арқылы жүзеге асырылады.

      Нәтижесінде сусыздандырылған тұнба көлемі 7-15 есе азаяды және ылғалдылығы 50-80 % құрайды.

      тұнбаны термиялық кептіру – бұл ылғалды 5-40 % дейін төмендету процесі. Бұл тұнбаны өртеу арқылы жоюға немесе жоюға дайындаудың соңғы кезеңі. Термиялық кептіру процесінде дезинфекция және жауын-шашын массасының төмендеуі байқалады. Жауын шашын алдын ала механикалық түрде сусыздандырылуы керек.

3.11.3.3. Тұнбаны жою

      Сарқынды сулардың жауын шашынын жоюдың негізгі бағыттарына мыналар жатады:

      қатты фазалық биокомпосттау;

      тұнбаны құрылыс материалдары мен конструкцияларын өндіруде, жолдарды салуда, негіздер үшін, іргетастардың синусын толтыру үшін және т.б. толтырғыш ретінде пайдалануға болады, жауын-шашын жағылғаннан кейін күлді кірпіш пен құрылыс материалдарын өндіруде қолдануға болады.

      тұнбаны сорбенттерді (сарқынды суларды тазартуға арналған реагенттер) өндіру үшін пайдалануға болады;

      метантенкалардағы тұнбаны ашыту кезінде бөлінетін биогаз энергия көзі ретінде пайдаланылуы мүмкін, мысалы, қазандықтарда бу шығару үшін;

      тұнбаны көпбұрыштарды қалпына келтіру үшін материал ретінде пайдалануға болады.

3.11.3.4. Ағымдағы эмиссия және тұтына сенгейлер

      Тұтыну

      3.27-3.28 кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.27-кесте. Кәріз сорғыларының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

2,78

4,11

      3.28-кесте. Сарқынды суларды тазартудың энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтч/т

2,78

4,11

2

Отынды үлестік тұтыну

т.у.т.

1,4

3,68

3

Балғын су

м3/т

47,2

62

      Атмосфераға шығарындылар

      Технологиялық процесте атмосфералық ауаға ластағыш заттар шығарындыларының көздері сарқынды су жылытқыштары, тұндырғыштар және дренаждық ыдыстар болып табылады.

      Жылытқыштардан шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген. Тұндырғыштар мен сарқынды сулардың дренаждық ыдыстарынан шығарындылар олардың жалпы шығарындыларының төмен болуына байланысты Анықтамалықта қарастырылмайды.

      Сарқынды сулар төгінділері

      Жабдықтар үшін ластағыш заттардың құрамының нормативтері жеке көзделмейді, нормативтер тек су шығару үшін ғана белгіленеді.

      Сарқынды сулардың түзілу көлемі төмендегі кестеде келтірілген:

Р/с №

Сарқынды сулар санаты

Минималды көрсеткіштер, м3/жыл

Максималды көрсеткіштер, м3/жыл

1

2

3

4

1

Өндірістік сарқынды сулар

3450,768

2192585,704

2

Шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар

15,4

12739,767

      Шығарындылары бар ластағыш заттардың жалпы эмиссияларының саны төмендегі кестеде келтірілген:

Р/с №


Минималды көрсеткіштер, т/жыл

Максималды көрсеткіштер, т/жыл

1

2

3

4

1

Ластағыш заттардың төгінділері

1,2345

28898,42

      Тазартылғаннан кейін сарқынды сулар жинақтаушы тоғанға, буландырғыш тоғанға жіберіледі, қабатқа айдалады немесе жер қойнауына кәдеге жаратылады.

      Қалдықтар

      Сарқынды суларды тазарту процесінің негізгі қалдықтары төмендегі кестеде келтірілген қалдықтар болып табылады:

Р/с №

Қалдықтың атауы

Қалдық коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.з.т.) қалдықтың пайда болуының минималды үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының максималды үлестік көрсеткіштері

1

2

3

4

5

1

Тұндырғыш шламдар

05 01 03*

0,000000169

0,000002117

2

Тазарту құрылыстарының тұнбасы

19 08 16

0,000000383

0,000067016

3

Биошлам

19 08 11*

0,00020256

0,00040197

4

Белсендірілген көмір

19 09 04

0,000000036

0,000024499

3.12 Алау жүйелері

      Алау жүйесі жанғыш газдар мен буларды ағызуға және кейіннен жағуға арналған:

      авариялық ағызу құрылғыларының, сақтандыру клапандарының, су тығындарының іске қосылуы, қолмен құю, авариялық жағдайларда технологиялық блоктарды газдар мен булардан автоматты түрде немесе қашықтан басқарылатын бекіту арматурасын қолдана отырып босату және басқалар;

      технологиялық регламентте көзделген;

      технологиялық объектілерді іске қосу, баптау және тоқтату кезінде газдар мен булардың мерзімді төгінділерін.

      Алау қондырғысы қайта пайдалануға немесе қайта өңдеуге болмайтын барлық көмірсутегі бар газдар мен буларды экологиялық таза түрде бақыланатын термиялық залалсыздандыру үшін қолданылады. Газдар мен булар технологиялық қондырғылардан алау жүйесіне басқару, бақылау және процестерді тіркеу жүйелерінің құлыптау-реттеуші элементтері, аварияға қарсы/өртке қарсы қорғаныстың сақтандырғыш клапандары арқылы түседі.

      Алау жүйелері жалпы немесе бөлек болуы мүмкін: жалпы алау жүйелері кәсіпорындағы барлық технологиялық қондырғылардың жалпы шығарындыларынан газдарды жағуды жүзеге асырады: жеке алау жүйелері Бір технологиялық қондырғыдан шығарылатын газдарды жағуды қамтамасыз етеді. 3.69-суретте газдар мен буларды алау жүйесіне жіберудің технологиялық схемасы көрсетілген.

     


      3.69-сурет. Газдар мен буларды алау жүйесіне жіберудің технологиялық схемасы

      Отандық мұнай және газ өндіру кәсіпорындарында тік және көлденең алау қондырғылары қолданылады.

      Көлденең алау қондырғыларында жүзеге асырылатын негізгі технологиялық процесс газ шығарындыларын оларды жағу арқылы термиялық залалсыздандыру болып табылады. Атмосфералық ауа көлденең алау қондырғысында тотықтырғыш ретінде қолданылады. Тігінен-алау қондырғыларынан айырмашылығы көлденең-алау қондырғыларын алау сепараторларынсыз пайдалануға болатындығына байланысты. Тік алау қондырғыларында (жоғары және төмен қысымды) алау оттықтары алау құбырының жоғарғы жағында орналасқан. Алау бөшкесінде тек жанғыш компоненттер көтеріледі, ал жану атмосферада алау бөшкесінің басының үстінде болады.

      Алау жүйелерінің міндеттері мен қолдану саласына сәйкес оларға келесі негізгі талаптар қойылады: - жанудың толықтығы, нәтижесінде әртүрлі альдегидтердің, қышқылдардың және көптеген өте зиянды аралық өнімдердің түзілуі алынып тасталады – күйе мен түтіннің пайда болуын болдырмау – алауқа шығарылатын газдардың қауіпсіз тұтануы – ағынның, қысымның өзгеруі кезінде алау жұмысының тұрақтылығы және шығарылатын газдың құрамы. Алау жүйесі жоғары және төмен қысымды алау жүйелерін (ЖҚШ және ТҚШ) көздейді, олардың әрқайсысына мыналар кіреді – бөлу-дренаждық торап; - жоғары қысымды алау сепараторы – төмен қысымды алау сепараторы; - алау қондырғысы (біріктірілген алау қондырғысы, жоғары және төмен қысымды алау оқпандарын бөлек орнататын алау қондырғысы ДНС-ның САҚҚ-мен тоқтаусыз жұмыс істеуін немесе көлденең алау оқпаны бар алау қондырғысын және қабат суын буландыру мүмкіндігін қамтамасыз ету). Алау қондырғысын жағу кезекші оттықта жұмыс істейтін от немесе электр ұшқын жүйесі деп аталады. Бұдан әрі бақылау жану жүзеге асырылады акустикалық датчиктер және термоэлектрическим түрлендіргіш. Басқару үшін автономды тұтану және жалынды басқару блогы да қатысады, ол бөлек жылыту шкафында болуы керек. Автоматика қосылған жұмыс режимдері оператордың қашықтан басқару пультіне сигнал беру арқылы берілген алгоритмдер бойынша жұмысты қамтиды. Алау жүйелері желдің раушанын және оттықтарға арналған қоршаулары мен бұру арналары бар құбыр желілерін орнатудың техникалық мүмкіндіктерін ескере отырып орналастырылады. Орнату түріне қарамастан, алау оқпандары, ғимараттар, инженерлік құрылыстар, қоймалар мен электр қосалқы станциялары арасындағы нормативтік арақашықтық сақталады.

3.12.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссия көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың тығыздығы, сепаратор (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), алау қондырғысы болып табылады. Алау қондырғыларынан маркерлік ластағыш заттардың шығарындылары 3.29-кестеде көрсетілген.

      3.29-кесте. Алау қондырғыларынан маркерлік ластағыш заттардың шығарындылары (өлшеу есептеу әдісімен жүзеге асырылады)

Р/с №

Шығарындыларды ластағыш заттың атауы

Шығарындылардағы МЗВ минималды шоғырлануы, (мг/Нм3)

Шығарындылардағы МЗВ максималды шоғырлануы, (мг/Нм3)

МГД саласы бойынша МЗВ медианалық шоғырлануы, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

1

Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Иіс газ)

CO

53,803

257319,996

887,6775

2

Азот оксидтері

NOx

8,0525

14190,4

146,65

3

Күкірт диоксиді (Күкірт ангидриді, Күкірт газы, Күкірт (IV)оксиді)

SO2

0,0815

82594,384

794,793

4

Метан

CH4

1,35

3960,76

22,245

5

Қорап

С

0,323

9460,27

152,093

      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.13. Энергетикалық жүйе

      Отын-энергетикалық ресурстарды тұтынудың артуы ұңғымалар тереңдігінің өсуімен, мұнай-газ кен орындарын игеру жағдайларының күрделенуімен, сондай-ақ барлық мұнай аудандары үшін табиғи түрде жер қойнауынан айдалатын сұйықтықтың сулануының уақыт өте келе ұлғаюы мәжбүрлі іріктеу қажеттілігіне алып келеді және мұнай өндіруге электр энергиясының үлестік шығындарының күрт өсуіне әкеледі. Мұның бәрі энергия шығындарының абсолютті шамасының және олардың өнім құнындағы үлесінің артуына әкеледі. Мұндай жағдайларда электрмен жабдықтау жүйесі элементтерінің параметрлерін, Сипаттамаларын, шарттары мен жұмыс режимдерін жақсарту нәтижесінде, яғни кәсіпшілік электр қондырғылары мен электр желілері, сондай-ақ негізгі өндірістік процестердің технологиясын жақсарту арқылы қол жеткізуге болатын мұнай кәсіпшілігі шаруашылығының әртүрлі буындарында электр пайдалануды жетілдіру және энергия шығынын азайту мәселесі ерекше маңызды болып табылады., немесе, қысқасы, электр энергиясын өндірудің негізгі электр энергетикасы мен технологиялық іс-шаралардың есебі. Бірінші топтың іс-шаралары өз кезегінде ұйымдастырушылық және техникалық болып бөлінеді.

      Мұнай-газ өнеркәсібіндегі операциялар энергияны көп қажет етеді, электр энергиясын үнемі жеткізуді және көбінесе технологиялық жылуды, буды немесе салқындатуды қажет етеді. Бу қабаттардың мұнай өндірісін арттыру үшін де қолданылады. Мұнай кәсіпорны осы операцияларды электр және бумен қамтамасыз ету үшін энергия өндіретін қондырғыларға иелік ете алады және қолдана алады.

      Турбиналарды, қазандықтарды немесе компрессорларды іске қосу үшін отынды жағу нәтижесінде CO2 және аз дәрежеде N2O және CH4 шығарындылары. Табиғи газ энергияны өндіру үшін пайдаланылатын жерде CH4 шығарындылары технологиялық желдеткіштер мен ұшпа көздердің нәтижесі болуы мүмкін, дегенмен бұл шығарындылар жану көздерімен салыстырғанда аз болады.

      Мұнай өнеркәсібінде N2O күрделі реакциялар сериясы арқылы жану арқылы түзіледі. Оның қалыптасуы көптеген факторларға байланысты, ал N2O шығарындылары әр қондырғыда әр түрлі болуы мүмкін, тіпті әр түрлі жұмыс жағдайлары үшін бір қондырғыда әр түрлі болуы мүмкін. Әдетте, N2O түзілуіне оң әсер ететін жағдайлар CH4 шығарындыларына да әсер етеді. Бұл шығарындылары CH4, сондай-ақ əр түріне байланысты отын және конфигурация жану. Тұтастай алғанда, жану көздерінен CH4 және N2O шығарындылары CO2 эквивалентіне есептегенде CO2 шығарындыларынан айтарлықтай аз. Стационарлық жану көздеріне арналған Метан және N2O шығарындылары шығарындылар коэффициенттерін қолдана отырып бөлек есептеледі.

      Жану көздерінен шығатын шығарындылар атмосфералық шығарындылардың едәуір бөлігін құрайтындықтан, есептеулерде қолданылатын деректердің дәлдігін түсіну маңызды. Мысалы, отын шығынын өлшеу деректері дәлдігіне калибрлеу, тексеру және техникалық қызмет көрсету әсер етуі мүмкін шығын өлшегіштерден алынуы мүмкін. Жанармайдың құрамы уақыт өте келе өзгеруі мүмкін, сондықтан көміртегі құрамымен есептелген шығарындылар сынама алу жиілігіне және отын құрамының өзгергіштігіне байланысты репрезентативті болуы мүмкін немесе болмауы мүмкін. Есептелген шығарындылардың дәлдігі кіріс деректерінің дәлдігіне байланысты.

3.13.1. Бу генераторлық станциялары

      Бу генераторлық қондырғы (БҚ) – бу машиналарында жұмыс денесі, жылыту жүйелерінде және технологиялық мақсаттарда салқындатқыш ретінде пайдаланылатын қаныққан бу өндіруге арналған жабдық.

      Бу генераторы-реактор қондырғысының бөлігі, жылу алмасу аппараты, ол жылу энергиясын электр энергиясына айналдыру үшін турбогенераторға түсетін буды өндіруге арналған.

      Мысалы, кейбір бу генераторлық қондырғылар (3.71-сурет) мұнай беру коэффициентін арттыру мақсатында қабатқа бу-жылу әсерін тигізуге арналған.

     


      1 - дроссель құрылғысы; 2 - бу генераторы; 3 - отын жылытқышы; 4 - үрлеу желдеткіші; 5 - ауа жылытқышы; 6 - отын сорғысы; 7 - деаэратор; 8 - деаэрленген су салқындатқышы; 9 - электр сорғы қондырғысы; 10 - сульфоногон сүзгісі; 11 - құрғақ тазартылған су сорғысы; 12 - құрғақ тазартылған су ыдысы; 13 - бастапқы су сорғысы; 14 - бастапқы су жылытқышы; 15 - химиялық суды тазарту сүзгісі

      3.70-сурет. Бу генераторлық қондырғының қағидаттық схемасы

      Бу генераторы – реактор қондырғысының бөлігі, жылу алмасу аппараты, ол жылу энергиясын электр энергиясына айналдыру үшін турбогенераторға түсетін буды өндіруге арналған.

3.13.2. Газ турбиналық қондырғылар

      Газ турбиналық қондырғы (ГТҚ) – энергетикалық қондырғы (3.72-сурет). Турбинадан шығатын пайдаланылған газдар тұтынушының қажеттіліктеріне байланысты ыстық су немесе бу өндіру үшін пайдаланылады. Қуат турбинасы мен генератор бір корпусқа орналастырылған. Жоғары температурадағы газ ағыны қуат турбинасының қалақтарына әсер етеді (айналу моментін жасайды). Жылу алмастырғыш немесе кәдеге жарату қазандығы арқылы жылуды пайдалану қондырғының жалпы тиімділігін арттырады.

      Газ турбиналы электр қондырғыларының электр қуаты ондаған кВт-тан ондаған МВт-қа дейін. ГТҚ жұмысының оңтайлы режимі жылу және электр энергиясын (когенерация) біріктірілген өндіру болып табылады.

      Ең үлкен тиімділікке когенерация немесе тригенерация режимінде жұмыс істеу арқылы қол жеткізіледі (жылу, электр және суық энергияны бір уақытта өндіру). Қуатты ГТҚ-дағы пайдаланылған газдардың жоғары температурасын ескере отырып, газ және бу турбиналарын біріктіру отын тиімділігін арттыруға және электр тиімділігін арттыруға мүмкіндік береді.

     


      3.71-сурет. Шартты белгілердегі қарапайым схеманың ГТҚ схемасы

      Газ (отын) қазандыққа түседі, онда ол жанып, қазандықтан бу түрінде шыққан және Бу турбинасын айналдыратын суға жылу береді. Содан кейін бу турбинасы генераторды айналдырады. Генератордан электр энергиясы өндіріледі, ал қажет болған жағдайда турбинадан өнеркәсіптік қажеттіліктерге арналған бу (жылыту, жылыту) алынады.

3.13.3. Жылумен жабдықтау (қазандық)

      Қазандық кәсіпорын объектілерін бумен немесе ыстық сумен қамтамасыз етуге арналған. Мақсатына қарай мынадай қазандық қондырғылары ажыратылады: жылыту – жылыту, желдету және ыстық сумен жабдықтау жүйелерін жылумен қамтамасыз ету үшін, жылыту-өндірістік – жылыту, желдету, ыстық сумен жабдықтау және технологиялық сумен жабдықтау жүйелерін жылумен қамтамасыз ету үшін, өндірістік - технологиялық сумен жабдықтау үшін.

      Су жылыту қазандығы

      Газдағы су жылыту қазандығының физикалық жұмыс принципі қазандық оттығындағы отынды жағуға және жылу алмастырғыштың көмегімен жанған отынның жылу энергиясын жылу тасымалдағышқа одан әрі беруге негізделген. Су салқындатылған көйлекпен қоршалған қазандықтың жану бөлігінде газ жанып кетеді (3.72-сурет).


     


      1 - газ-май қыздырғыш; 2 - жарылғыш клапан; 3 - жану камерасы; 4 - аралық экран;

      5 - жану камерасы; 6 - фестон; 7 - атқылау қондырғысы; 8 - конвективті қыздыру беті

      3.72-сурет. Су жылыту қазандығының технологиялық схемасы

      Камерада алдыңғы, екі бүйір және аралық экрандар орналасқан, олар қабырғаларды толығымен жабады және пештердің астында (ерекшелік-жарылғыш клапан мен айналмалы саптамасы бар газ-май қыздырғыш орнатылған алдыңғы қабырғаның бөлігі). Экран құбырлары диаметрі 219 х 10 мм коллекторларға дәнекерленген.аралық экран екі қатарда орналасқан құбырлардан жасалған және артында 5 жану камерасын құрайды.

      Конвективті қыздыру беті екі конвективті сәулені қамтиды және қабырғалары толығымен қорғалған тік білікте орналасқан. Конвективті сәулелер диаметрі 28 х 3 мм құбырлардан жасалған шахмат тәрізді U-тәрізді экрандардан терілген.біліктің артқы және алдыңғы қабырғалары диаметрі 60 х 3 мм тік құбырлармен, бүйір қабырғалары диаметрі 85 х 3 мм құбырлармен қорғалған, олар конвективті пакеттердің экрандары үшін көтергіш ретінде қызмет етеді.

      Жану камерасының артқы қабырғасы болып табылатын біліктің алдыңғы қабырғасы тұтас дәнекерленген. Қабырғаның төменгі бөлігінде құбырлар төрт қатарлы фестон конвективті біліктің алдыңғы, бүйір және артқы қабырғаларын құрайтын құбырлар диаметрі 219 х 10 мм камераларға дәнекерленген.

      Жану өнімдері отын жану камерасының түседі, камераны догорания ал одан кейін фестон — конвективтік шахтаға түседі, содан кейін ЖӨ генераторлары қазандық қондырғысынан біліктің жоғарғы бөлігіндегі тесік арқылы шығады. Конвективті беттердің ластануын жою үшін 7 атқылау қондырғысы қарастырылған.

      Су жылыту қазандықтарының шығарындылары 3.30-кестеде келтірілген.

      3.30-кесте. Су жылыту қазандықтарының шығарындылары

Р/с №

Шығарындыларды ластағыш заттың атауы

Шығындылардағы МЗВ минималды шоғырлануы, (мг/Нм3)

Шығындылардағы МЗВ максималды шоғырлануы, (мг/Нм3)

НГД саласы бойынша МЗВ медиан. шоғырлануы, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

1

Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Иіс газы)

CO

0,815

20938,375

263,666

2

Азот оксидтері

NOx

1,25

4533,37

149,394

3

Күкірт диоксиді (Күкірт ангидриді, Күкірт газы,

SO2

0,333

1216,196

26,608

      Жылыту пеші

      Жылыту пеші – бұл қосалқы жабдықтар мен коммуникациялары бар пештің жылу бөлігін, сондай-ақ автоматтандыру жүйесін құрайтын бірқатар ірі блоктарды қамтитын жабдықтар кешені.

      Жылыту пеші үш негізгі блоктан тұрады: жылу алмасу камерасы, пештің негізі блогы және желдеткіш қондырғысы, сонымен қатар пештің құрамына төрт жарылғыш клапан блогы, төрт түтін құбыры, мұнайдың кіруі мен шығуы құбырларының құрастыру бірліктері, газды жылыту катушкаларын байлау құбырлары, қызмет көрсету алаңы және баспалдақ кіреді.

      Пештің технологиялық блоктары және оны қолдану орнында жылыту пешін автоматтандыру жүйесі бір-бірімен және мұнайды бірыңғай кешенге дайындайтын басқа қондырғылармен құбыр коммуникацияларымен, кабельдік қуат сымдарымен, сондай-ақ бақылау және автоматтандыру сымдарымен байланысады. Автоматтандыру жүйесі блоктық-функционалдық қағидат бойынша орындалған және пештің технологиялық бөлігіне, сондай-ақ аппаратуралық блоктың үй-жайына тікелей орналастырылатын бақылау, басқару және сигнал беру құрылғыларының кешені болып табылады.

      Технологиялық схема 3.73-суретте көрсетілген.

     


      3.73-сурет. Жылыту пешінің технологиялық схемасы

      Бұл пештің тән ерекшелігі - басқа типтегі пештермен салыстырғанда жылыту беттерінің жылу режимі, катушкалар құбырларында өнімді "жұмсақ" қыздыруды қамтамасыз етеді және осылайша кокстың пайда болуына жол бермейді. Катушкалар құбырларының беттері біркелкі қызатын бұл режимге жанармай жану өнімдерін қарқынды қайта өңдеу арқылы жылу алмасу камерасының бүкіл ішкі көлемінде жеткілікті біркелкі өріс құру арқылы қол жеткізіледі. Жылу алмасу камерасының кеңістігінде белгілі бір жолмен орналасқан катушкалар үшін оралған құбырларды қолдану қыздыру бетінің жоғары жылу кернеулігін қамтамасыз етеді.

      Пештегі жану өнімдерінің қарқынды рециркуляциясына арнайы жану камераларында отынды жағу және жану камераларының конфузорларында дефлекторларды орнату нәтижесінде алынған жылу алмасу камерасының ішкі көлемінде жану өнімдерінің қозғалысының жоғары жылдамдығын жасау арқылы қол жеткізіледі.

      Жану камераларына мәжбүрлі ауа беруді қолдану жанармай газының ауамен жақсымещысуын, жанармай қоспасының стехеометриялық жануын және жылу алмасу камерасының көлемінде жану өнімдерінің ондағы шамадан тыс қысыммен рецеркуляциясын қамтамасыз етеді.

3.13.4. Электр станциялары

3.13.4.1. Дизельді генераторлар

      Классикалық генератордың құрамында: қозғалтқыш (әдетте дизельмен жұмыс істейді), жүйені басқару және басқару блогы, айнымалы ток генераторы, жанармай сыйымдылығы, салқындату жүйесі, майлау және шығару жабдықтары, зарядтағышы бар батарея, кернеу реттегіші, сондай-ақ барлық қондырғылар біріктірілген құрылымның корпусы немесе жақтауы бар бірге.

      Стандартты дизельді электр станциясында дизельді қозғалтқышты пайдалануға негізделген жұмыс принципі бар. Дәл осы бөлік жүйені белсендіруді бастайды және оның негізгі міндеттерінің орындалуын қамтамасыз етеді.

      Дизельді қозғалтқыштың технологиялық схемасы 3.74-суретте көрсетілген.

     


      3.74-сурет. Дизельді қозғалтқыштың технологиялық схемасы

      Кез келген дизельді генератордың жұмыс ІШҚ мен айнымалы ток генераторының ынтымақтастығы болып табылады. Алайда, егер қозғалтқыш жақсы күйде болмаса, бұл бүкіл құрылымның күйіне теріс әсер етеді. Қозғалтқыштың максималды өнімділігі мен жақсы өнімділігін қамтамасыз ету үшін өндірушілер оны бірқатар қосымша құрылымдармен қамтамасыз етті:

      салқындату (сорғыдан, резервуардан, құбырлардан тұрады; әртүрлі салқындатқыштарды қолдануға негізделген су немесе ауа болуы мүмкін);

      іске қосу қозғалтқышы (стартер, іске қосу клапаны, зарядталатын батарея, компрессор, түтіктер; бұл элементтердің кешені қозғалтқышты шамадан тыс белсендіруге көмектеседі);

      майлау (май ыдыстарынан, сүзгілерден, радиаторлардан, май құбырларынан және сорғылардан тұрады; ішкі жану қозғалтқышының көрші элементтермен шамадан тыс үйкеліс әсерін бейтараптандырады);

      жанармай (отын, құбырлар, сорғылар көмегімен жасалған; дизельді қозғалтқышқа кейіннен қайта өңдеу үшін жеткізуді қамтамасыз етеді);

      жылыту (қозғалтқыштың термиялық параметрлерін тиісті деңгейде қолдайды, бұл әсіресе көшеде жұмыс істейтін жүйелерге қатысты; желдету және жылыту элементтерін қамтиды: катушкалар, жылытқыштар, шамдар және т.б.).

      Дизельді қозғалтқыштардан маркерлік ластағыш заттардың шығарындылары 3.31-кестеде келтірілген.

      3.31-кесте. Дизельді қозғалтқыштардан маркерлі ластағыш заттардың шығарындылары (дизельді электр станциялары, қондырғылардың дизельді жетектері)

Р/с №

Шығарындыларды ластағыш заттың атауы

Шығындылардағы МЗВ минималды шоғырлануы, (мг/Нм3)

Шығындылардағы МЗВ максималды шоғырлануы, (мг/Нм3)

НГД саласы бойынша МЗВ медиан. шоғырлануы, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

1

Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Иіс газы)

CO

74,335

21152,705

897,357

2

Азот оксидтері

NOx

85,0725

32430,69

858,1475

3.13.4.2. Газ поршенді генераторлар

      Газ поршенді қозғалтқыш – бұл отын-ауа қоспасының сыртқы түзілу жүйесі және ұшқын тұтануы бар ішкі жану қозғалтқышы. Балық шаруашылығында отын ретінде сұйық және газ тәрізді отынды пайдаланады, бұл үнемділікті, жоғары жұмыс ресурсын және шудың минималды деңгейін қамтамасыз етеді (3.75-сурет).

     


      3.75-сурет. Газ поршенді қозғалтқыштың жұмыс істеу қағидаты

      Қажетті параметрлердің жанғыш газы газ поршенді қозғалтқышқа түседі. Отынды жағу процесінде механикалық энергия пайда болады, ол бір білік арқылы генераторға беріледі және стандартты сапа параметрлерінің электр энергиясына айналады. Өндірілетін электр энергиясы кабель желілері арқылы кернеудің қажетті деңгейінің генераторлық тарату құрылғысына (генераторлық ұяшық) беріледі, содан кейін Тапсырыс беруші кәсіпорынның энергия жүйесінің қолданыстағы тарату құрылғысына таратылады.

      Қондырғы жұмыс істеп тұрған кезде көп мөлшерде жылу бөлінеді (қозғалтқышты салқындататын жейде, пайдаланылған түтін газдары, қыздырылған май), ол жылу алмастырғыштар мен кәдеге жарату қазандықтарының (ілеспе жылуды кәдеге жарату жүйесі) көмегімен алынады. Өндірілген жылу энергиясы кәсіпорынның қолданыстағы жылу желісіне беріледі. Электр станциясынан ілеспе жылуды пайдаланбаған кезде жылу энергиясы атмосфераға жіберіледі.

3.13.5. Жағып бітіру пеші

      Бұл процесс (3.76-сурет) химиялық және технологиялық тұрғыдан Клаус процесіне көптеген ұқсастықтарға ие және оны техникалық және технологиялық тұрғыдан біріктіруге болады. Табиғи газды күкірттен тазартатын көптеген қондырғылар Клаус-сульфрен процесін қолдана отырып жұмыс істейді, сонымен қатар мұнай өндіру кешеніндегі көптеген зауыттар бөлінетін газдарды тазартуға арналған осындай қондырғылармен жабдықталған. Сульфрен процесі үшін циклдік жұмыс істейтін екі реакциялық пеш (реакторлар) қолданылады. Клаус қондырғысында катализделген, H2S және SO2 қатынасы шамамен 2:1 және температурасы (125÷135) °С болатын технологиялық газ сульфренді реакторлардың біріне түседі, онда күкірт сутегі күкірт диоксидімен реакциясы жалғасады. Ондағы температура Клаус реакторларына қарағанда төмен болғандықтан, тепе-теңдік элементар күкірт түзуге ауысады. Катализатор-жоғары белсенді алюминий оксиді бір мезгілде адсорбент болып табылады, ол біртіндеп түзілетін элементар күкіртпен толтырылады. Шамамен 300 °C температурада белгілі бір толтыру дәрежесіне жеткенде күкірт термиялық тұрғыдан толығымен десорбцияланады және осылайша катализатордың регенерациясы жүреді. Осы уақытта технологиялық газ екінші сульфрен реакторына жіберіледі. Бұл мезгіл-мезгіл өзгеретін адсорбция және десорбция процестері берілген бағдарлама бойынша автоматты түрде ауысатын кем дегенде екі реакторды қажет етеді. Сульфрен реакторынан шығатын қалдық газ күкірт қосылыстары күкірт диоксидіне айналатын жану камерасына жіберіледі.

     


      1 - жылуды кәдеге жаратумен жану камерасы; 2 - Клаус-катализ; 3, 4 – реакторлар;

      5 - жану камерасы; 6 - регенерациялық жылу алмастырғыш; 7 - күкірт конденсаторы;

      8 - бөлгіш; 9 - регенерациялық газ үрлегіш; 10 - бу конденсаторы; 11 - шығарылған газ

      3.76-сурет. Клаус қондырғысына қатысты Сульфрен процесінің қағидаттық схемасы

      Десорбция жүйеде айналатын газбен шамамен 300 °С температурада жүзеге асырылады. Сорбент-регенеративті газды үрлеу арқылы айдалатын тазартылған қалдық газ. Жылу алмастырғышта ол жану камерасының бөлінетін газдарының жылуымен қызады, содан кейін реакторға беріледі. Сульфрен-реактордан шығатын регенерациялық газ күкірт конденсаторында салқындатылады және күкірт бөлгіш арқылы қайтадан газ үрлегішке түседі. Бөлінген элементтік күкірт гидравликалық қақпа арқылы күкірт шұңқырына немесе Клаус қондырғысының алдын ала дайындалған сыйымдылығына ағып кетеді. Десорбциядан кейін сульфрен реакторы қайтадан тазартылған бөлінетін газбен 150 °C температураға дейін салқындатылады және осылайша адсорбция режиміне ауысуға дайындалады. Күкірт қосылыстарының технологиялық газда қалған оттегімен реакциясы нәтижесінде немесе SO2 мөлшері жоғарылағанда және тұрақсыз режимде алюминий сульфатының түзілуіне байланысты сульфрен катализаторының белсенділігі төмендейді.

3.13.6. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

      Тұтыну

      3.32-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақ тәжірибесінің, сондай-ақ ҚР мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

      3.32-кесте. Қазандықтың энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Жылу өндіру

Гкал

1509493 дейін

2

Электр энергиясын тұтыну

кВт*сағ/т

2,1

38,9

3

Отынның үлестік тұтынуы

кг/Гкал

69,7

69,7

      Атмосфераға шығарындылар

      3.33-кесте. Газтурбиналық қондырғылардың, газ айдау агрегаттарының, компрессорлардың, газ поршенді қондырғылардың шығарындылары

Р/с №

Шығарынды ластағыш заттың атауы

Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/нм3

Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/нм3

Ластағыш заттың медианалық концентрациясы, мг/нм3

1

2

3

4

5

1

Көміртек оксиді (CO)

2,2

89160,347

1234,4

2

Азот оксиді (NO)х

5,47

137782,351

637,63

      3.34-кесте. Қазандықтардың, отты буландырғыштардың, бу генераторларының шығарындылары

Р/с №

Шығарынды ластағыш заттың атауы

Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/нм3

Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/нм3

Ластағыш заттың медианалық концентрациясы, мг/нм3

1

2

3

4

5

1

Азот оксиді (NOx)

8,75

121403,1

44,84

2

Көміртек оксиді (CO)

0,815

306086

87,7

3

Күкірт диоксиді (SO2)

0,33

1216,2

16,43

      3.35-кесте. Технологиялық пештерден (жылыту пештері, сағалық жылытқыштар) маркерлі ластағыш заттардың шығарындылары

Р/с №

Шығарынды ластағыш заттың атауы

Шығарындылардағы МЛЗ мин. концентрац., (мг/нм3)

Шығарындылардағы МЛЗ мак. концентрац., (мг/нм3)

ҮГД саласы бойынша МЛЗ медиан. концентрац., (мг/нм3)

1

2

3

4

5

1

Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Көміртегі тотығы)

CO

19,76

1024,69

124,859

2

Азот оксидтері

NOx

0,1825

5662,688

135,655

3

Күкірт диоксиді (Күкірт ангидриді, Күкірт газы,
Күкірт (IV) оксиді)

SO2

0,0004

962,708

26

4

Метан

CH4

0

1507,51

124,859

      3.36-кесте. Әбден жанатын пештердің, кәдеге жарату қазандықтарының, инсинераторлардың шығарындылары

Р/с №

Шығарынды ластағыш заттың атауы

Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/нм3

Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/нм3

Ластағыш заттың медианалық концентрациясы, мг/нм3

1

2

3

4

5

1

Азот оксидтері (NO)х

4,875

446,25

110,03

2

Көміртек оксиді (CO)

14,832

4056,31

396,35

3

Метан (CH4)

109,48

270,56

146,36

4

Күкірт диоксиді (SO2)

391,21

10814,0

6158,0

      3.37-кесте. Газ және дизель отынындағы дизель генераторларының шығарындылары

Р/с №

Шығарынды ластағыш заттың атауы

Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/нм3

Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/нм3

Ластағыш заттың медианалық концентрациясы, мг/нм3

1

2

3

4

5

1

Азот оксидтері (NO)х

85,0

69915,6

858,1

2

Көміртек оксиді (CO)

74,3

45601,97

897,4

      Жоғарыда көрсетілмеген қондырғылар мен жабдықтардың шығарындылары, олардың жұмысы үшін отын пайдаланылады, жұмыс принципі бойынша жоғарыда айтылғандарға жақын шығарындылармен сипатталады.


      Сарқынды сулар төгінділері

      Пайдалану режимінде сарқынды сулардың пайда болуы көзделмейді.

      Технологиялық процестің қалдықтары

      Негізгі қалдықтарға шлам (құрамында күкірт қосылыстары болуы мүмкін құрылғыларды тазалау кезінде коррозия өнімдері) жатады.

      Технологиялық схемада әбден жанатын пеші бар процестерде сіңіргіш және субстрат материалдарының қалдықтары түзіледі.

      Газтурбиналық генераторларға, компрессорлық және өндірістік қондырғыларға, трансформаторлық қондырғыларға қызмет көрсету және пайдалану:

Р/с №

Қалдықтың атауы

Қалдық коды

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.з.т.) қалдықтың пайда болуының минималды үлестік көрсеткіштері

Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының максималды үлестік көрсеткіштері

1

2

3

4

5

1

Өңделген майлар

13 02 08*

0,000000077

0,000040005

3.14. Шикі мұнай мен газды теңізде өндіру

      Қазақстан Республикасында Каспий теңізінің солтүстік бөлігінде Қашаған, Қайран және Ақтоты Теңіз кен орындарын игеру жұмыстары жүзеге асырылуда.Жұмыстардың барлық кешені іздестіру-барлау жұмыстарын, пайдалану бұрғылауын, кен орнын жайластыру мен пайдалануды қамтиды.

      Каспий теңізінің солтүстік бөлігіндегі кен орындары қазіргі уақытта өндірістік қауіпсіздік, жобалау, логистика саласындағы қиындықтарды ескере отырып, теңіздегі қатал экологиялық жағдайлармен үйлесетін әлемдегі ең күрделі салалық жоба болып табылады (олар қатал табиғи жағдайлармен сипатталады, қыс мезгілінде ауа температурасы -30 °C-тан төмен түсуі мүмкін (жылына шамамен бес ай мұзбен жабылған), сондай-ақ жаз мезгілінде температураның +40 °C дейін көтерілуімен, жоғары қысымды және H2S жоғары мұнай қорлары.

      Қазақстан Республикасында Каспий теңізінің солтүстік бөлігінің таяз суларына байланысты стационарлық құрылыстары бар үйінді аралдар және суасты құбырлары пайдаланылады.

      Инновациялық техникалық шешімдерді қолдануды талап ететін өндірістік операциялар мен логистика кен орындарын ұйымдастырудың негізгі схемасы.

      Кен орындарын пайдалану жөніндегі операциялар кешені мыналарды қамтиды: көмірсутек шикізатын бұрғылау, өндіру, одан әрі дайындау үшін көмірсутек шикізатын ішінара дайындау және құрлыққа тасымалдау. Сондай-ақ, теңіз объектілері олардың жұмыс істеуінің дербестігімен қамтамасыз етілген(энергиямен жабдықтау, персонал үшін азық-түлік және тұщы су қоры) гидросфераны ластағыш заттардан және сарқылудан қорғау жөніндегі имерлер өндірістік процестердің қоршаған ортаға әсерін азайту үшін (өндіріс және тұтыну қалдықтарын шығару және оларды кейіннен құрлықта кәдеге жарату).

      Әдетте теңіз мұнай-газ кәсіпшілігі объектілері дамыған инфрақұрылымы бар аудандарды алыстатқанын ескере отырып, өндірістік қызметті жүзеге асыру кезінде қосымша қорғаныс кедергілерін қамтамасыз ету, бір мезгілде жұмыстарды жүргізуді егжей-тегжейлі жоспарлау ерекше маңызға ие.


4. Шығарындылар мен ресурстарды тұтынудың алдын алу және / немесе азайту үшін жалпы еқт

      Осы бөлімде олардың қоршаған ортаға теріс әсерін азайту үшін технологиялық процестерді жүзеге асыру кезінде қолданылатын және қоршаған ортаға теріс әсер ететін объектіні техникалық қайта жарақтандыруды, реконструкциялауды талап етпейтін жалпы әдістер сипатталады.

      Бұл бөлім өндірістік циклдің технологиялық процестеріне біріктірілген қоршаған ортаны қорғауды басқару жүйелерін қамтиды. Қалдықтардың пайда болуын және кәдеге жаратылуын болдырмау, сондай-ақ оңтайландыру және қайта пайдалану арқылы шикізатты, суды және энергияны тұтынуды азайтуға мүмкіндік беретін әдістер қарастырылады. Сипатталған әдістер экологиялық салдардың алдын алу немесе шектеу үшін қолданылатын шараларды қамтиды.

      2-бөлімде техниканы ЕҚТ-ға жатқызу үшін бірқатар өлшемшарттар белгіленген. 4.1-кестеде келтірілген стандартты құрылым техниканы салыстыру және 2-бөлімде белгіленген ЕҚT-ге жатқызу әдіснамасына сәйкес баға беру үшін әр техника туралы ақпаратты ұсыну үшін қолданылады.

      4.1-кесте. Осы бөлімде сипатталған әрбір техника бойынша ақпарат

Бөлімдердегі тақырыптар

Сипаттама

Техникалық сипаттама

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Кросс-медиа әсерлер

Қолданылуы

Экономика

Енгізу әсері

Зауыт (тар) мысалы

Анықтамалық әдебиет

      Бөлім техниканың толық тізімін қамтымайды. Қоршаған ортаны қорғау деңгейі қамтамасыз етілген жағдайда басқа әдістерді қолдануға болады.

      4.2-кестеде әрбір сипатталған қызмет түрі немесе қайта өңдеу процесі үшін 4 және 5-бөлімдерде қаралатын техникалардың саны келтіріледі. 4.2-кестеде 4 және 5-бөлімдерде қарастырылған әдістер санына шолу берілген.

      4.2-кесте. 4 және 5-бөлімдерде қаралған техникалар саны

Р/с №

Тарау бөлімі
(кіші тармақ)

Қызмет/процесс

Процестер-ге арналған техникалар саны:

1

2

3

4


4.1-4.7

Жалпы техникалар

7


5.1

Шикі мұнай, мұнай (ілеспе), табиғи газ және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

3


5.2

Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

6


5.3

Суды дайындау

2


5.4

Газды дайындау және өңдеу

5


5.5

Реагенттік шаруашылық

4


5.6

Газ техникалық күкірт өндіру

14


5.7

Төмен температуралы конденсация және газ фракциясы

28


5.8

Шикі / тауарлық мұнай, газ және суды есепке алу және өлшеу

2


5.9

Қабаттық қысымды сақтау

2


5.10

Су қоймасы паркі

2


5.11

Кәріз және тазарту қондырғылары (сарқынды суларды тазарту)

17


5.12

Алау жүйелері

5


5.13

Энергетикалық жүйе

31


Жиыны:

128

4.1. Қоршаған ортаға әсерді азайту

      Сипаттама

      Өндірісті басқару және ұйымдастыру тәсілдерін жетілдіру, жобалық құжаттаманы әзірлеу сатысында көмірсутек шикізатын өндіру объектілерінің қоршаған ортаға әсер ету аспектілерін есепке алу, қоршаған ортаға ең аз ықтимал теріс әсері бар материалдар мен реагенттерді таңдау жөніндегі жалпы ұйымдастырушылық іс-шаралар, қалдықтары аз/қалдықсыз технологияларға көшу жөніндегі іс-шаралар, өндіріс логистикасы, өндірістік процестің тиімділігін бақылау, өндірістік процестерді басқарудың автоматтандырылған жүйелерін енгізу, өндірісті апатсыз пайдалануды қамтамасыз ету, персоналды даярлау және біліктілігін арттыру және т.б.

      Техникалық сипаттама

      Кәсіпорынның экологиялық басымдықтарын анықтау кезінде негізінен қоршаған ортаға әсердің төмендеуін ескеру қажет. Қоршаған ортаға әсерді төмендетудің негізгі жолдары:

      қалдықсыз және аз қалдықты технологиялар мен өндірістерге көшу;

      өнеркәсіптік өндірісті экологияландыру: технологиялық процестерді жетілдіру және қоршаған ортаға қоспалар мен қалдықтар шығарындыларының деңгейі төмен жаңа жабдықтарды әзірлеу, өндірістер мен өнеркәсіптік өнімдердің барлық түрлерін экологиялық сараптау, кәдеге жаратылмайтын қалдықтарды кәдеге жаратылғанға ауыстыру, қоршаған ортаны қорғаудың қосымша әдістері мен құралдарын (газ шығарындылары мен сарқынды суларды қоспалардан тазартуға арналған аппараттар мен жүйелер) кеңінен қолдану, шуды өшіргіштер, ЭМӨ-ден қорғауға арналған экрандар және т.б.);

      табиғи ресурстарды ұтымды басқару;

      минералды ресурстарды ұтымды пайдалану;

      табиғи қауымдастықтарды сақтау;

      табиғи объектілерді қорғау аймақтары.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Мұнай-газ өндіру процесінде қоршаған ортаға теріс әсерді біртіндеп азайту, табиғи қауымдастықтарды сақтау.

      Қолданылуы

      Мұнай-газ өндіру саласының қолданыстағы процестеріне қолданылады.

      Енгізу әсері

      Әсерді басқару және қоршаған орта компоненттеріне теріс әсерді азайту.

4.2. Экологиялық менеджмент жүйесі

      Сипаттама

      Экологиялық менеджмент жүйесі (ЭМЖ) – экологиялық аспектілерді басқару, қабылданған міндеттемелерді орындау және тәуекелдер мен мүмкіндіктерді ескеру үшін қолданылатын басқару жүйесінің бөлігі.

      Техникалық сипаттама

      ЭМЖ – өндіріс процесінің операторларына экологиялық мәселелерді жүйелі және көрнекі түрде шешуге мүмкіндік беретін әдіс. ЭМЖ өндіріс процесін жалпы басқару мен пайдаланудың ажырамас бөлігі болып табылатын жерде ең тиімді және тиімді.

      ЭМЖ оператордың назарын өндірістік процестің экологиялық Сипаттамаларына қалыпты және қалыпты жұмыс жағдайынан басқа нақты жұмыс процедураларын қолдану арқылы, сондай-ақ тиісті жауапкершілік салаларын анықтау арқылы аударады.

      Барлық тиімді ЭМЖ қоршаған ортаны басқару процесін үздіксіз жетілдіру тұжырымдамасын қамтиды. Басқарудың әртүрлі модельдері бар, бірақ ЭМЖ-нің көпшілігі Деминг цикліне (PDCA) негізделген: "жоспарлау-орындау-тексеру-жетілдіру (түзету)", ол компанияны басқарудың басқа контексттерінде кеңінен қолданылады. Деминг циклі – бұл қайталанатын динамикалық модель, онда бір циклдің аяқталуы келесі циклдің басына өтеді (4.1-сурет).


     


      4.1-сурет. ЭМЖ моделін жүйелік жетілдіру

      ЭМЖ құрамында мынадай компоненттер болуы мүмкін:

      жоғары басшылықты қоса алғанда, басшылықтың көшбасшылығы мен міндеттемесі;

      кәсіпорынның тіршілік ету ортасын (контекстін) және оның қызметінің барлық аспектілеріне әсер ететін факторларды анықтау және түсіну;

      ЭМЖ қолдану саласын және кәсіпорын басқара алатын экологиялық аспектілерді анықтау;

      басшылықтың өндірістік процесті ұдайы жетілдіруді қамтитын экологиялық саясатты айқындау;

      5) тәуекелдер мен мүмкіндіктерді анықтау:

      экологиялық аспектілерге;

      қабылданған міндеттемелерге;

      кәсіпорынның тіршілік ету ортасына (контекстіне) және мүдделі тараптардың қажеттіліктері мен үміттеріне сәйкес анықталған басқа факторлар мен талаптар;

      қаржылық жоспарлаумен және инвестициялармен ұштастыра отырып, сондай-ақ қондырғыны жаңа қондырғыны жобалау кезеңінде және оны пайдаланудың бүкіл мерзімі ішінде пайдаланудан шығарудың ықтимал нәтижесінде қоршаған ортаға әсерді ескере отырып, қажетті рәсімдерді, мақсаттар мен міндеттерді жоспарлау және белгілеу;

      7) ерекше назар аударатын рәсімдерді жүзеге асыру:

      құрылымы мен жауапкершілігі;

      оқыту, хабардарлық және құзыреттілік;

      байланыстар;

      қызметкерлерді тарту;

      құжаттама;

      технологиялық процесті тиімді басқару;

      техникалық қызмет көрсету бағдарламаларына;

      төтенше жағдайларға дайындық және оларға ден қою;

      экологиялық заңнаманың сақталуын қамтамасыз ету;

      8) өнімділікті тексеру және ерекше назар аудара отырып түзету шараларын қабылдау:

      мониторинг және өлшеу;

      түзету және ескерту әрекеттері;

      жазбаларды жүргізу;

      ЭМЖ-нің жоспарланған іс-шараларға сәйкестігін анықтау мақсатында тәуелсіз (іс жүзінде мүмкін болатын жерде) ішкі және сыртқы аудитті жүргізу және ол тиісті түрде енгізіліп, қолдау көрсетіле ме;

      9) ЭМЖ талдауына және оның жоғары басшылықтың тұрақты жарамдылығына, сәйкестігі мен тиімділігіне;

      10) тұрақты экологиялық декларацияны дайындау;

      11) сертификаттау жөніндегі органның немесе ЭМЖ сыртқы верификаторының валидациясы;

      12) салалық бенчмаркингті тұрақты негізде қолдану.

      Өндірістік экологиялық бақылау, ішкі және (немесе) тәуелсіз сыртқы аудит негізінде қол жеткізілген нәтижелерді талдау және тиісті есепке алуды жүргізе отырып түзету іс-шараларын жүргізу кәсіпорынның ЭМЖ құрылымын жақсартуға әкеп соғады. Даму кезінде және

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      ЭМЖ экологиялық аспектілерді басқаруға ықпал етеді және өндіріс процесінің экологиялық көрсеткіштерін үнемі жақсартуды қолдайды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Бұл ЕҚТ экологиялық және пайдалану көрсеткіштеріне ие емес.

      Кросс-медиа әсерлер

      Жоқ.

      Қолданылуы

      Жоғарыда сипатталған экологиялық басқару жүйесіне кіретін компоненттер осы анықтамалық шеңберіндегі технологиялық процестердің барлық түрлеріне қолданыла алады. Көлемі (мысалы, егжей-тегжейлі деңгей) және сипаты ЭМЖ (мысалы, стандартты немесе стандартты емес) технологиялық процестің сипатына, масштабына және күрделілігіне және оның экологиялық әсер ету деңгейіне байланысты болады.

      Экономика

      Нәтижелі ЭМЖ енгізу мен қолдаудың шығындары мен экономикалық пайдасын анықтау қиын. ЭМЖ-ны қолданудың нәтижесі болып табылатын қолданыстағы экономикалық пайда әр процесте әр түрлі болады. Экономикалық пайда табиғи ресурстарды тұтынудың төмендеуінен, табиғи ортаны пайдаланғаны үшін төлемнің төмендеуінен, процестерді оңтайландырудан және т.б.

      Енгізу әсері

      ЭМЖ енгізу кезінде қол жеткізілген әсерлер:

      экологиялық көрсеткіштерді жақсарту;

      клиенттердің, реттеушілердің, банктердің, сақтандыру компанияларының немесе басқа да мүдделі тараптардың (мысалы, объектіге жақын жерде тұратын немесе жұмыс істейтін адамдар) экологиялық талаптарын орындау үшін пайдаланылуы мүмкін компанияның экологиялық аспектілерін түсінуді жақсарту;

      шешім қабылдаудың жетілдірілген негізі;

      қызметкерлердің мотивациясын арттыру (мысалы, менеджерлер қоршаған ортаға әсердің бақыланатынына және қызметкерлердің экологиялық жауапты компанияда жұмыс істейтініне сенімді бола алады);

      пайдалану шығындарын төмендету және өнім сапасын арттыру үшін қосымша мүмкіндіктер;

      компанияның имиджін жақсарту;

      экологиялық тиімділікті үнемі жақсарту және қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер ету мәселелері;

      технологиялық шығындарды азайту.

      Зауыт (тар) мысалы

      ЭМЖ Қазақстан Республикасындағы барлық ірі мұнай газ өндіруші компанияларда енгізілген.

4.3. Су ресурстарын басқару

      Сипаттама

      Бұл техника "маркерлік заттар" ретінде жіктелген заттардың суға төгінділерін анықтау және азайту стратегиясы болып табылады.

      Тиісті стратегияны жүзеге асыруға болады және келесі қадамдарды қамтиды:

      1. Мұнай-газ өндіру объектілеріне төгілуі мүмкін заттардың тізбесін белгілеу және олардан жеке технологиялық процесті немесе технологиялық процестердің жиынтығын сипаттайтын "маркерлік заттарды" бөліп шығару.

      2. Кәсіпорында әзірленетін мониторинг бағдарламасына әдістерді, кезеңділікті, нәтижелерді ұсынуды және сарқынды суларды тазарту процесін басқару үшін мониторинг нәтижелерін пайдаланғаны үшін жауапкершілікті қосу.

      3. Қалыпты пайдалану жағдайларында мониторинг бағдарламасын орындау шеңберінде сынамаларды іріктеу кестесін қалыптастыру (мерзімді немесе тұрақты кесте).

      4. Мониторинг бағдарламасын орындау шеңберінде сынамалар айналымының кезеңдік кестесі үшін неғұрлым қолайлы кезеңді айқындау, мысалы, бақыланатын көрсеткіштердің мәндері өте төмен болса, алты айлық немесе жыл сайынғы.

      5. Нәтижелерді талдау және ЭМЖ-ға енгізілетін тиісті "маркерлік заттардың" төгінділерін қысқарту жөніндегі нақты іс-қимыл жоспарын әзірлеу, мысалы, бақыланатын заттар тізбесіне тұрақты мониторинг кестесіне енгізу. Бақыланатын заттар шоғырлануының нормативтік мәндері немесе жалпы төгу мәндері асып кеткен жағдайда, асып кету себептеріне талдау жүргізу, талдау нәтижелері бойынша бақыланатын заттардың төгінділерін азайту жөніндегі іс-шараларды әзірлеу немесе өндірісті жаңғырту бағдарламасына тиісті техникалық өзгерістерді енгізу қажет.

      Су ресурстарын басқарудың қосымша әдісі сіңіргіш ұңғымаларға айдау арқылы өзінің өндірістік және технологиялық қажеттіліктері үшін пайдаланылған ілеспе сулардың және сулардың орналастырылуын бақылау болып табылады.

      Техникалық сипаттама

      Осы ЕҚТ сипаттамасы нақты қадамдарды белгілемейді және кәсіпорын иесіне қоршаған ортаға "маркерлік заттарды" төгу көрсеткіштерін жақсарту үшін әрекет ету мүмкіндігін ұсынады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Мұнай-газ өндірісінің ластағыш заттарының төгінділерін біртіндеп азайту. Ластағыш қауіпті заттар үшін – төгінділерді тоқтату немесе кезең-кезеңімен тоқтату.

      Қолданылуы

      Мұнай-газ өндіру саласының қолданыстағы процестері мен қондырғыларына қолданылады.

      Экономика

      Шығындар бақыланатын заттардың жалпы санына және белгілі бір объектіге тән мерзімді бақылау бағдарламасының ұзақтығына байланысты өзгереді.

4.4. Атмосфераға шығарындыларды басқару

      Сипаттама

      Атмосфераға шығарындылардың алдын алу және шектеу үшін мыналарға байланысты бір немесе бірнеше әдістер қолданылуы мүмкін: нормативтік-құқықтық актілердің талаптарына, көздің маңыздылығына, басқа көздерге қатысты шығарындылар көзі бар объектінің орналасуына; қабылдаушы реципиенттердің орналасқан жеріне, ағымдағы сәттегі қоршаған ауаның сапасына және кәсіпорын қызметінің нәтижесінде ауа бассейнінің жай-күйінің нашарлау мүмкіндігіне, техникалық орындылығы мен шығарындылардың алдын алу, шектеу және жүзеге асырудың ықтимал тәсілдерінің экономикалық тиімділігі.

      Техникалық сипаттама

      Шығарындылар мен ауа сапасын бақылау бағдарламалары шығарындыларды басқару стратегияларының тиімділігін бағалау үшін пайдаланылуы мүмкін ақпаратты қамтамасыз етеді. Жиналған деректердің мақсатына сәйкес келуін қамтамасыз ету үшін жүйелі жоспарлау жүргізу ұсынылады (және қажет емес деректерді жинамау керек). Бұл процесс кейде деректер сапасының мақсаттарын анықтау деп аталады: бұл деректерді жинау мақсатын, осы деректер негізінде қабылданатын шешімдердің сипатын, дұрыс емес шешім қабылдаудың салдарын, уақыт пен географиялық шеңберді және дұрыс шешім қабылдау үшін қажетті деректердің сапасын анықтайды. Ауа сапасының мониторингі бағдарламасын әзірлеу кезінде мынадай элементтер ескеріледі: мониторингтің параметрлері, бастапқы деңгейлері, түрі мен жиілігі, мониторинг жүргізу орны.

      Материалдар қысымға ұшыраған, бу қысымының төмендеуіне ұшыраған немесе жабық кеңістіктен шығарылған ҰОҚ бар сұйықтықтарды немесе газдарды өндірудің, сақтаудың және қолданудың өндірістік процестерімен байланысты ұйымдаспаған ҰОҚ шығарындыларының ең көп таралған көздері. Мұндай шығарындылардың әдеттегі көздеріне жабдықтың ағуы, ашық цистерналар мен араластырғыш ыдыстар, сақтау цистерналары, сарқынды суларды тазарту жүйесінің элементтері және кездейсоқ ағып кетулер жатады. Қысыммен ағып кетуге бейім жабдықтың бөлшектеріне клапандар, келте құбырлар және басқа байланыстырушы элементтер жатады. Жабдықтың ағып кетуіне байланысты ҰОҚ шығарындыларының алдын алу және жою үшін, атап айтқанда: жабдықты жаңартуды жүргізу, ағып кетуді анықтау және жөндеу жұмыстарын уақтылы жүргізу мақсатында тұрақты мониторинг арқылы ұйымдастырылмаған шығарындылармен күресуге мүмкіндік беретін ағып кетуді анықтау және жою бағдарламаларын енгізу, ұшпа фракциялардың пайда болу мүмкіндігін азайту мақсатында резервуарларды қалқымалы қақпақтармен жабдықтау ұсынылады. кәдімгі типтегі резервуарларда өнімнің үстінде пайда болатын бос орынды жою.

      Шикі мұнай мен мұнай өнімдерін ауыстырып тиеу жөніндегі терминалдарды пайдалану процесінде ұшпа органикалық қосылыстардың (ҰОҚ) шығарындылары экологиялық және экономикалық тұрғыдан өте маңызды болуы мүмкін. ҰОҚ шығарындылары сақтау кезінде буланудан болатын шығындардың нәтижесі болуы мүмкін (әдетте "тыныс алу, сақтау және лезде булану жоғалуы"деп аталады) 2), резервуарларды толтыру және босату, қоспаларды қосу, Көлік құралдарын тиеу және түсіру ("өндірістік шығындар" деп аталады), сондай-ақ тығыздағыштар арқылы ағып кету, фланецтер және жабдықтың басқа байланыстырушы элементтері ("кездейсоқ шығындар"деп аталады). Сақтау кезіндегі шығындар мен өндірістік шығындар салдарынан ұйымдастырылмаған ҰОҚ шығарындыларының алдын алу және шектеу мақсатында, атап айтқанда, құю арқылы отын сақтауға арналған резервуарлардың көпшілігіне, сондай-ақ жерүсті сорғы жүйелері мен құбыр шаруашылығына қатысты төменде келтірілген ұсыныстарды орындау қажет.

      Резервуарлардағы тұрақты қысым мен бу-ауа кеңістігін мыналар есебінен ұстану: толтыру және айдау кестесін үйлестіру, сондай-ақ резервуарлардағы қысымды теңестіру (резервуарды толтыру кезінде парыыстырылған булар босатылатын резервуардың бу-ауа кеңістігіне немесе бу жинауға дайындық тәртібімен басқа сыйымдылыққа жіберілетін процесс). Егер бу шығарындылары денсаулықты сақтау қағидаттарын негізге ала отырып әзірленген нормативтермен салыстырғанда атмосфералық ауа сапасының нашарлауына ықпал ететін немесе әкелетін жағдайда, объектіні буды конденсациялау және қалпына келтіру қондырғылары, каталитикалық тотығу қондырғылары, буды жағу қондырғылары немесе газды адсорбциялау құралдары сияқты шығарындыларды шектеудің қайталама құралдарымен жабдықтау қажет. Ұсыныстарды қолдану шегі сақталған өнімнің түрімен, сақтау жүйесімен және атмосфералық ауа сапасына ықтимал әсердің маңыздылығымен анықталуы мүмкін. Көлік құралдарын тиеу-түсіру кезінде бензинді беру және бұру жүйелерін, резервуарлық буларды жинау шлангтарын және бу өткізбейтін автомобильдерді, теміржол цистерналары мен танкер резервуарларын пайдалану. Төменнен құюмен автомобиль / теміржол цистерналарын құю жүйелерін пайдаланыңыз. Буды анықтау құрылғыларының көмегімен құбырлардан, клапандардан, тығыздағыштардан, резервуарлардан және басқа да инфрақұрылым тораптарынан ұйымдастырылмаған шығарындыларды кезең-кезеңмен бақылау тәртібін енгізу, кейіннен техникалық қызмет көрсету немесе қажет болған жағдайда Тораптарды ауыстыру. Бұл тәртіпте бақылау жүргізудің кезеңділігі мен орны, сондай-ақ жөндеу жүргізуді талап ететін шығарындылардың ең төменгі деңгейі көзделуге тиіс.

      Отынды жағуды жүзеге асыратын пайдалану ұңғымаларының және өзге де техникалық құрылғылардың сағалық жылытқыштарындағы жанарғы құрылғылардың жұмыс режимін оңтайландыру атмосфераға ластағыш заттар шығарындыларын азайтуға айтарлықтай әсер етеді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шығарындылар нәтижесінде ластағыш заттардың шоғырлануы қолайлы қоршаған ортаны қамтамасыз ету үшін қол жеткізу және күтіп ұстау қажетті болып табылатын белгіленген экологиялық сапа нормативтерінің тиісті деңгейлерінен аспауға тиіс.

      Қолданылуы

      Мұнай-газ өндіру саласының қолданыстағы процестері мен қондырғыларына қолданылады.

      Енгізу әсері

      ҰОҚ шығарындыларын бейтараптандыру әдістерінің мысалдары 4.3-кестеде келтірілген ("Қоршаған ортаны қорғау, денсаулық және еңбек жөніндегі нұсқаулық. ҚОДЕ бойынша жалпы басшылық: Қоршаған ортаны қорғау атмосфераға шығарындылар және қоршаған ауаның сапасы").

      4.3-кесте. ҰОҚ шығарындыларын бейтараптандыру әдістерінің үлгілері

Р/с №

Жабдық түрі

Модификация

Үлгілі тиімділік (%)

1

2

3

4


Сорғылар

Тығыздамасыз құрылым

100*


Жабық үрлеу жүйесі

90**


Айдалатын сұйықтықпен салыстырғанда жоғары қысымда қақпа сұйықтығын сақтайтын қос механикалық тығыздағыш

100


Компрессорлар
 

Жабық үрлеу жүйесі

90


Қысылатын газбен салыстырғанда жоғары қысымда қақпа сұйықтығын сақтайтын қос механикалық тығыздағыш

100


Қысымды босату агрегаттары
 

Жабық үрлеу жүйесі

Ауытқиды***


Қауіпсіздік диафрагмасы

100


Клапандар

Тығыздамасыз құрылым

100


Байланыстырушы кірістірулер

Дәнекерлеу

100


Ашық сызықтар

Бітеуіш, тығын, жапқыш немесе екінші клапан

100


Сынама алғыштар

Жабық сынама алу схемасы

100

      ескертпе

      * тығыздамасыз жабдық істен шыққан жағдайда, ол елеулі шығарындылардың көзіне айналуы мүмкін;

      ** жабық үрлеу қондырғысының нақты тиімділігі жиналған булардың үлесіне және осы булар шығарылатын бейтараптандырғыштың тиімділігіне байланысты;

      *** қысымды босату агрегатының жабық үрлеу жүйесін жабдықтау жағдайында шығарындыларды бейтараптандыру тиімділігі жабық үрлеу жүйелерін қолданудың басқа жағдайларына қарағанда төмен болуы мүмкін.

4.5. Өндірісті басқару

      Сипаттама

      Өндірісті басқару – бұл өнім өндірудің, экологиялық қауіпсіздіктің мүмкін болатын артықшылықтарына қол жеткізуге бағытталған іс-шаралардың жиынтығы. Өндірісті басқару жүйесінің негізгі міндеті-шикізаттың жоғалуын барынша азайтатын және технологиялық процестер (құрылымдық бөлімшелер) арасындағы өзара іс-қимыл тамаша жолға қойылған, сондай-ақ шығарылатын өнім қажетті талаптарға жауап беретін және өндірістік компанияның қаржылық көрсеткіштеріне тікелей әсер ететін белгіленген қасиеттерге ие жұмыс өндірістік процестерін қалыптастыру.

      Шығарындыларды азайтудың негізгі әдістерін толық пайдалануды қамтамасыз ету үшін (олардың болуын, сондай-ақ өнімділігін қамтамасыз ету) бөлінетін газдардың пайдалану параметрлері немесе бөлінетін газдарды тазарту жүйелері қол жеткізілген жалпы тазарту тиімділігіне айтарлықтай әсер етуі мүмкін нақты жағдайларға арналған кейбір процедураларды анықтауға болады (мысалы, сілтілі реагенттің мөлшері, жұмыс температурасы, бөлінетін газдың шығыны, айналып өту операциялары).

      Арнайы процедуралар нақты жұмыс жағдайлары үшін анықталуы мүмкін, атап айтқанда:

      тиімді химиялық реагенттерді қолдану;

      өндірісті автоматтандыру;

      минималды энергетикалық шығындармен және максималды тиімділікпен технологиялық процесті реттеу;

      цифрлық инфрақұрылымның тиімділігін арттыру.

      жүйені толық қуатта пайдалануға кедергі келтіретін бөлінетін газдардың жеткіліксіз шығыны немесе температурасы.

      Өндірісті басқарудың қосымша әдістері:

      Персоналдың жауапкершілігі мен құзыреттілігі, іс-қимылдардың жүйелілігі; оқыту, ақпараттандыру және экологиялық менеджмент қағидаттарын енгізуге байланысты іс-шараларды іске асыруға персоналдың қатысуы негізінде іс-қимыл жоспарларын әзірлеу;

      Газды өндіру және кәсіпшілік дайындау объектілерінің технологиялық режимдерін кешенді реттей отырып, газ кәсіпшіліктерінде технологиялық процестерді басқарудың интеграцияланған автоматтандырылған жүйелерін (ұңғымаларды, газ жинау желілерін, ГКДҚ (ГАДҚ), ҚКС қоса алғанда) пайдалану;

      Қоршаған ортаны қорғау және қауіпсіздік, персоналдың еңбегі мен денсаулығын ұйымдастыру мәселелері бойынша ынтымақтастықты дамыту мақсатында бір технологиялық (өнеркәсіптік) алаңның аумағындағы жекелеген өндірістік объектілерді пайдаланатын екі немесе одан да көп заңды және (немесе) жеке тұлғалар арасында шарттық қатынастар орнату;

      Өндіріс тиімділігінің деңгейін, өнімнің техникалық деңгейі мен сапасын арттыруға бағытталған заманауи әдістер мен өлшеу құралдарын практикаға енгізу;

      Өлшеулердің бірлігі мен талап етілетін дәлдігін қамтамасыз ету, өндірісті метрологиялық қамтамасыз етудің тиімділігін арттыру.

      Техникалық сипаттама

      Бұл техниканың сипаттамасы нақты қадамдарды белгілемейді және кәсіпорын иесіне қоршаған ортаға "маркерлік заттар" эмиссияларының көрсеткіштерін қысқарту, технологиялық процестердің энергия тиімділігін арттыру және тиісті сападағы өнім өндірісін ұлғайта отырып, шикізат ресурстарын тұтынуды азайту үшін әрекет ету мүмкіндігін ұсынады.

      Өндірісті басқарудың негізгі принциптері:

      шикізатты сатып алған сәттен бастап дайын өнімді тапсырыс берушіге тапсырғанға дейін бизнес-процестерді ұйымдастыру;

      өндірістік бағдарламаларды, кестелерді және т.б. қалыптастыру арқылы өндірістік процестерді жоспарлауды ұйымдастыру;

      өндірістік жоспарлар мен кестелердің сақталуын бақылау;

      өндірісті уақтылы жаңғырту (жабдықты жаңарту, ескірген жабдықты ауыстыру, өндірістік учаскелерді автоматтандыру және механикаландыру, қызметкерлерді оқыту және біліктілігін арттыру);

      шығарылатын өнімнің сапасын бақылауды жақсарту.

      және басқаша.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Мұнай-газ өндіру процестерінен қоршаған ортаға ластағыш заттардың шығарындыларын / шығарындыларын біртіндеп азайту. Ластағыш қауіпті заттар үшін-төгінділерді тоқтату немесе кезең-кезеңімен азайту. Ресурс үнемдеу деңгейін арттыру.

      Қолданылуы

      Мұнай-газ өндіру саласының және өнеркәсіптің өзге де салаларының қолданыстағы процестері мен қондырғыларына жалпы қолданылады.

      Экономика

      Шығындар бақыланатын процестердің жалпы санына, маркерлік ластағыш заттардың санына, технологиялық жабдықтар мен техникалық жарақтардың санына, сондай-ақ тұтынылатын шикізат пен нақты объектінің ерекшелігіне қатысты энергия шығындарының түрлеріне байланысты өзгереді.

4.6. Энергия тиімділігін арттыру

      Техникалық сипаттама

      Энергетикалық менеджмент объектіні дұрыс басқару жүйесіне енгізілуі мүмкін. Энергетикалық аудит, энергетикалық тексеру-энергетикалық ресурстарды ұтымсыз пайдалануды анықтауға және энергетикалық тиімділікті арттыру жөніндегі шараларды әзірлеуге бағытталған іс-шаралар кешені. Кәсіпорынның энергия аудитінің негізгі міндеті энергия ресурстарына шығындарды қысқартуды, сондай-ақ жабдықтың тиімділігі мен сенімділігін арттыруды қамтамасыз ететін іс-шараларды әзірлеу және енгізу болып табылады. Энергияны тұтынуды азайтудың жыл сайынғы инвестициялық жоспарын ЕҚТ анықтау кезінде ескеру қажет әдіс ретінде қосу керек.

      Энергия тиімділігін бағалау үшін бірнеше әдіснамалар, энергияны нақты тұтыну және (аз дәл және қарапайым) энергияны тұтынуды өндірілетін / өңделетін шикізат мөлшерімен байланыстыратын индекс бар.

      Энергия тұтынуды азайтуға, операциялық қызметті жақсартуға, өндірісті ұтымды ұйымдастыруды қолдауға, сондай-ақ басқару мен таңдамалы инвестицияларға кешенді тәсілге негізделген келісілген әдістер. Төменде 4.4-кестеде мұнай-газ өндіру секторындағы ЕҚТ анықтау үшін қарастырылатын негізгі техникалардың тізімі келтірілген.

      4.4-кесте. Энергия үнемдеу техникалары

Р/с №

Техниканың сипаттамасы

Өнімділік және ескертпелер

1

2

3

1

Басшылықтың назарын энергияны тұтынуға аудару

Процестерді интеграциялау негізінде шешім қабылдауды қамтамасыз ету

2

Энергияны тұтынуды бақылау және есеп беру жүйесін дамытуды жеделдету

Прогресті өлшеу және мақсатты көрсеткіштерге қол жеткізуді қамтамасыз ету үшін

3

Энергия үнемдеуді ынталандыру жүйесін бастау

Жақсартуды қажет ететін аймақтарды анықтауға ықпал ету

4

Үнемі энергия аудитін жүргізу

Қызметтің белгіленген талаптарға (сыртқы және ішкі)сәйкестігін қамтамасыз ету үшін

5

Энергия тұтынуды азайтуды жоспарлау

Жақсарту үшін мақсаттар мен стратегияларды белгілеңіз

6

Жүргізу науқаны процестерін оңтайландыру бойынша жану

Жақсарту аймақтарын анықтаңыз (мысалы, ауа / отын қатынасы, шығатын құбырдың температурасы, оттықтың конфигурациясы, пештің дизайны)

7

Энергия тұтынудағы саралау / бенчмаркинг бойынша іс-шараларға қатысу

Тәуелсіз органның тексеруі

8

Қондырғылар, олардың ішінде және жүйелер арасындағы интеграция

Қондырғылар арасындағы жылу интеграциясы.

      Энергия тиімділігін арттыру кезінде қосымша әдістер мыналар болып табылады:

      Энергия тиімділігін басқарудың жүйелік тәсілі.

      Энергияны тиімді жобалау (ЭТЖ).

      Өндіріс процесі үшін энергияны үнемдейтін жабдықты таңдау.

      Процестердің интеграция дәрежесін арттыру.

      Энтальпиялық және эксергетикалық талдау.

      Энергетикалық модельдер.

      Барлық жүйелер мен жабдықтарға техникалық қызмет көрсету (ТҚК) және жөндеу (вибромониторинг, ағымдағы жағдай бойынша, жоспарлы-алдын алу жөндеу).

      Салыстырмалы талдау (Шығындар кезінде энергияның, отынның, Таңдау техникалық әдістерін, пайдаланылатын отын жағу кезіндегі, Отын газын қалдық жылумен алдын ала қыздыру, Отын кептіру, Сығылған газ энергиясын қалпына келтіру үшін турбокеңейткіштерді пайдалану, Төмен артық жану ауасы, Түтін газының температурасын төмендету, Жану ауасын қалдық жылумен алдын ала қыздыру, Автоматтандырылған оттықты басқару, Отынды таңдау, Жылу оқшаулаумен шығынды азайту, Жану қондырғысының жалпы энергия тиімділігі (ПӘК).

      Ақпарат алмасу.

      Энергетикалық модельдер, мәліметтер базасы және баланстар.

      Энергоменеджмент бағыты бойынша IT-жобаларды, ақпараттық-талдамалық жүйелерді іске асыру.

      Энергия менеджменті бөлігінде нормативтік-әдістемелік құжаттаманы әзірлеу, бекіту және өзектендіру.

      Энергия тиімділігі саласындағы бастамаларды одан әрі дамытуды қамтамасыз ету және уәждемені қолдау.

      Термоэкономика.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Энергияны тұтынуды азайтудың барлық шаралары ресурстарды үнемдеуге және шығарындыларды, соның ішінде СО2-ні азайтуға әкеледі. Энергияны үнемдеудің кез-келген әрекеті отын шығыны деңгейі арқылы қоршаған ортаның ластануына әсер етеді.

      Енгізу әсері

      Энергетикалық ресурстарды тұтыну көлемінің төмендеуі зауыттардың операциялық шығындарының қысқаруын ғана емес, сонымен қатар олардың жұмысының сенімділігін арттыруға әкеледі. Энергия тұтынуды азайтудың кешенді тәсіліне негізделген келісілген және жақсы басқарылатын шаралар.

      Кросс-медиа әсерлер

      Кәсіпорындар арасындағы салыстырмалы талдауға (бенчмарк) қатысу үшін деректердің құпиялылығына байланысты технологиялық процестер мен технологиялық жабдықтардың энергия сыйымдылығы туралы деректерді жинаудағы қиындықтар.

      Сондай-ақ, кейбір процестерді оңтайландыруда қиындықтар бар, содан кейін басқа процестерге әсер етеді, осыған байланысты энергия тиімділігі бағдарламаларын кешенді жетілдіру қажет.

      Экономика

      Энергияны тұтыну жалпы пайдалану шығындарының 50%-на дейін жетуі мүмкін. Нәтижесінде энергияны тұтынуды азайту немесе зауыттың тиімділігін арттыру жалпы пайдалану шығындарын азайтады.

      Қолданылуы

      Жалпы қолданылады.

      Анықтамалық ақпарат

      [1].

4.7. Қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату жөніндегі жұмыстарды ұйымдастыру

      Бұл бөлім жеке технологиялық процестерге немесе қондырғыларға қатысты алдыңғы бөлімдерді толықтырады. Осы бөлімде мұнай мен газды өңдеу нәтижесінде пайда болатын қалдықтарды басқарудың, азайтудың және олармен күресудің негізгі әдістері туралы тар бағытталған ақпарат қамтылған. Қалдықтардың қоршаған ортаға әсерін азайту мақсатында Қалдықтарды басқару бағдарламасы әзірленуде. Қалдықтарды басқару процесі мыналарды қамтиды:

      қалдықтардың пайда болуының алдын алу және азайту;

      қалдықтардың жиналуын есепке алу және бақылау;

      жинау;

      қайта өңдеу;

      залалсыздандыру;

      қалдықтарды жою.

      қалдықтарды отын ретінде кәдеге жарату сияқты қасиеттерді қалпына келтірудің басқа түрлері.

      Ұсынылған ақпарат келесі аспектілер бойынша басқа бөлімдерді толықтырады: экологиялық артықшылықтар, қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер ету, техникалық және пайдалану деректері және басқа бөлімдерде қайталанбайтын қолдану мәселелері.

      Қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату жұмыстарын ұйымдастыру кезінде мыналарды ескеру қажет:

      Олардың түрлері бойынша бұрғылау жұмыстарын жүргізу кезінде қалдықтарды бөлек жинақтау және кейіннен жою үшін мамандандырылған ұйымдарға және қалдықтарды қайта өңдеу жөніндегі қондырғыларға әкете отырып, арнайы контейнерлерде бұрғылау жұмыстарында уақытша сақтау, сондай-ақ басқа да шаралар.

      Мамандандырылған ұйымдарда кәдеге жарату, залалсыздандыру, жою және қалдықтарды қайта өңдеу жөніндегі қондырғылар үшін кейіннен әкете отырып, жөндеу жұмыстарын жүргізу кезінде қалдықтарды арнайы ыдыстарға жинақтау.

      Жұмыс алаңының аумағынан арнайы жабдықталған көлікпен қалдықтарды шығару.

      Мұнай негізіндегі бұрғылау шламын фазаларға бөле отырып өңдеу.

      Бұрғылау шламдарын, БСВ шөгінділерін және бұрғылау ерітінділерінің қалдықтарын пайдалану (құрылыс материалы, құнарлы субстрат, жылжымалы құмдарды бекіту, саз ұнтағын алу және т.б.).

      БШ, БСВ тұнбасын және бұрғылау ерітінділерінің қалдықтарын қатайту (шоғырландыру).

      Жинақтауышты жою және қалпына келтіру.

      Сипаттама

      Материалдық-техникалық жабдықтаудың оңтайлы нұсқаларын таңдау арқылы қалдықтардың пайда болуын болдырмау, материалдарды ұтымды сатып алу (шын мәнінде қажет нәрсені ғана сатып алу), өндірісте пайдаланылатын шикізат пен материалдарды ұтымды пайдалану (материалды соңына дейін пайдалану және т.б.), материалдарды белгілі бір уақыт аралығында нақты пайдаланылатын мөлшерде ұтымды сатып алу, осы уақыт ішінде олар қалдықтар разрядына ауыстырылмайды (материалдық қорлардың бүлінуін азайту үшін "бірінші келді-бірінші кетеді" ережесін қолдану), өндірісте пайдаланылатын материалдарды бестарсыз немесе қайта пайдалануға болатын контейнерлерде орауыш материал немесе бос контейнерлер түрінде қалдықтарды азайту үшін сатып алу, өндірістік процестерді жетілдіру, қайта өңдеу және қайта өңдеу бастапқы нысанында бірнеше рет пайдаланылатын өнімдер болып табылатын материалдарды немесе бұйымдарды пайдалану не оларды жеке және заңды тұлғаларға беру, оларды пайдалануға, сақтық шараларын қолдануға және ағып кетулер мен төгілулерді, сұйық шикізат пен отынды болдырмау, персоналдың кәсіби деңгейін тұрақты арттыру үшін күнделікті профилактикалық жұмыстарды жүргізуге мүдделі.

      Қалдықтардың шығу тегі мен қайта өңдеуге немесе қайта пайдалануға жарамдылығын ескере отырып, оларды бөлек жинау және сұрыптау, қалдықтардың әртүрлі түрлерін бөлек жинау және араластырудың алдын алу, материалдардағы немесе өнімдердегі зиянды заттардың құрамын азайту арқылы қалдықтарды қайта пайдалануға дайындау.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Қалдықтарды басқару бағдарламасы қалдықтардың пайда болуын және азаюын және оларды түпкілікті жоюды болдырмауға бағытталған.

4.7.1. Қалдықтарды басқару әдістері (Қалдықтардың биологиялық ыдырауы)

      Сипаттама

      Бұл бөлімде тікелей мұнай-газ кәсіпорындарында қолданылатын мұнай-газ өндіруші кәсіпорындардың қалдықтарын биологиялық ыдырату әдістері қарастырылған. Ластанған топырақты қалпына келтіру әдістері туралы ақпарат осы бөлімде қарастырылмаған.

      Мұнай-газ қалдықтарында кездесетін көптеген қауіпті химиялық заттар микробиологиялық әдістермен су мен көмірқышқыл газы сияқты қауіпті емес қосылыстарға айналады. Жалпы алғанда, ластағыш заттар топырақта өте баяу ыдырайды, өйткені бұл процесс биореакторларды пайдалану сияқты оңтайлы жағдайларды қажет етеді. Биологиялық ыдырау тезірек жүруі үшін бірқатар шарттарды орындау қажет.

      Биодеградацияның заманауи әдістері қажетті жағдайларды жақсартуға бағытталған. Биологиялық ыдырауға қажетті микроорганизмдер қалдықтарда бұрыннан бар немесе оларды қосу керек (егер ыдырау олардың болуын болжаса). Мұндай микроорганизмдер арнайы іріктеліп, өңдеуге дайындалады.

      Биологиялық ыдыраудың басқа әдістері қалдықтарды өңдеу жөніндегі анықтамалықта сипатталған [1].

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Биодеградацияның маңызды факторлары температураны, жеткілікті оттегін, қоректік заттарды және тиісті микроорганизмдерді бақылау қажеттілігі болып табылады. Сондай-ақ ластағыш заттардың концентрация деңгейін және оның өзгеру динамикасын ескеру маңызды. Улы қосылыстардың болуы биологиялық ыдырау процесін бұзады. Кейде табиғи органикалық қосылыстардың болуы процеске оң әсер етеді.

      Осылайша, мұнай қалдықтарының ыдырау жылдамдығын арттыру үшін келесілер қажет [2].:

      қажетті штаммдардың микроорганизмдерінің жеткілікті саны;

      ластағыш заттардың немесе басқа қосылыстардың улы емес концентрациясы;

      судың нақты мөлшерін есептеу;

      қоректік заттардың қажетті көлемі (негізінен фосфор мен азоттың 1:10 қатынасы);

      аэробты процестер үшін оттегінің қажетті мөлшері және анаэробты процестер үшін оттегінің толық болмауы;

      оңтайлы температура (20-30 °C);

      pH 6–8;

      температураны реттеу;

      атмосфераға ұшпа ластағыш заттардың немесе ыдырау өнімдерінің шығарылуын болдырмау үшін шаралар қабылдау қажет. Су мен топыраққа шығарындылардың алдын алу үшін объект аумағында тығыз төсеніштер қолданылады, пайдаланылған ауа тазартылады және артық су қайта пайдаланылады.

      ыдырау үшін ластағыш заттардың болуы (жақсырақ жоғары концентрациясыз), атап айтқанда қоректік заттардың, қалдықтардың, инертті (мысалы, топырақ) және ластағыш заттардың жақсы қоспасы.

      Анықтамалық ақпарат

      [2], [3].

4.7.2. Құрамында мұнай бар шламдарды және/немесе қалдықтарды кокс шикізаты ретінде пайдалану

      Сипаттама

      Кокс бар мұнай өндіруші кәсіпорындарда мұнай шламдары, сарқынды суларды тазартудан шыққан шламдар мен қалдықтар кокстеу қондырғысында (баяулаған, сұйық фазалы немесе флексикокер) жойылуы мүмкін. Кокс өндірісі жағдайында алынған кокстың сапасы қолайлы болып қалуы керек (зауыттың ішінде/сыртында отын ретінде немесе басқа мақсаттар үшін материал ретінде одан әрі пайдалануға қатысты). Көптеген мұнай шламдарын кокс зауытына жіберуге болады, онда олар қайта өңдеу өнімдерінің бір бөлігіне айналады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Мұнай және газ кен орындарында пайда болатын шламдардың және/немесе қалдықтардың мөлшерін азайту. Кокстеу қондырғылары бар балық аулау мұнай шламының пайда болуын едәуір азайтуға қабілетті. Дегенмен, жоғары сапалы кокс талаптары оның қолданылуын шектеуі мүмкін.

      Кросс-медиа әсерлер

      Әдетте, өндірілген кокстың сапасы төмендейді.

      Егер сарқынды суларды тазартудан шыққан шламдар кокстеу қондырғысы үшін шикізат ретінде қосылса, көмірсутектердің мөлшерін көбейту үшін судың бір бөлігін алып тастау керек (мысалы, вакуумдық булану немесе үрлеу арқылы).

      Қолданылуы

      Кокстеу қондырғысына жіберілетін шлам қалдықтарының мөлшері мен кокс сапасының Сипаттамалары арасындағы тепе-теңдікті қамтамасыз ету қажет. Дегенмен, кокстеу процестері олар жұмыс істей алатын шлам мөлшерін арттыру үшін жаңартылуы мүмкін.

      Енгізілетін шламның мөлшері суспензиядағы суспензиядағы заттардың құрамына байланысты, әдетте 2-10 % құрайды. Тиеу жылдамдығы бір тонна кокс үшін мұнай құрғақ заттарсыз 40 кг-нан асады деп саналады.

      Әдетте, кокстеу қондырғылары құрамында мұнай бар шламдарды өңдеу үшін тартымды технологиялық интеграцияланған шығыс болып табылады, егер кокстың қажетті сапасы мен өнімділігіне байланысты шламның берілу коэффициенті 1-2 %-дан төмен болса.

      Енгізу әсері

      Мұнай өңдеу зауытында қалдықтардың пайда болуын азайту.

      Анықтамалық ақпарат

      [4].

4.7.3. Бұрғылау шламын өңдеудің химиялық әдісі

      Сипаттама

      Әдіс еріткіштерді қолдануға негізделген. Мұнай шламдарын тарату үшін төмен қайнайтын парафинді көмірсутектер қолданылады, мысалы, н-гексан, жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы, газ конденсаты және басқалары. Қайта өңдеудің мәні-құрамында мұнай бар қалдықтарды еріткіштерде еріту, содан кейін оларды тастардан, қиыршық тастардан, құмнан және басқа бөлшектерден, сондай-ақ судан бөлу.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Қалдықтарға түскен мұнай өңдеу өнімдерін қайта пайдалануға болады.

      Кросс-медиа әсерлер

      Арнайы технологиялық жабдықты қолдану;

      Тапшы және қымбат органикалық еріткіштердің жоғары шығыны.

      Қолданылуы

      Жалпы қолданылады.

      Енгізу әсері

      Қалдықтардың түзілуін азайту.

4.7.4. Бұрғылау шламын өңдеудің физика-химиялық әдісі

      Сипаттама

      Бұл әдіс арнайы таңдалған беттік-белсенді заттардың, сондай-ақ бөлшектердің мөлшеріне әсер ететін қосымша реагенттердің көмегімен мұнай шламдарының стратификациясынан тұрады. Мұнай шламын өңдеу кезінде алдын ала қыздырады, су-мұнай эмульсиясын бұзады және алынған әрбір компонент жойылады. Көмірсутек және су фазаларына бөлудің тиімділігін арттыру үшін мұнай шламы арнайы таңдалған деэмульгатормен өңделеді.

      Температура, деэмульгатор және акустикалық тербелістердің әсерінен эмульсиялар бөлінеді, ал флокулянт енгізілген кезде механикалық бөлшектердің коагуляция процесі жүреді. Содан кейін өңделген мұнай шламы екі фазалы Центрифугаға түседі, онда орталықтан тепкіш күштердің әсерінен механикалық бөлшектердің суспензиясынан қосымша тазартылады. Тазартылған центрифуга фугаты қысым режимінде акустикалық жүйемен жабдықталған өзін-өзі тазартатын сүзгі арқылы өтеді және мұнай мен су бөлетін үш фазалы өзін-өзі түсіретін орталықтан тепкіш сепараторға түседі.

      Кросс-медиа әсерлер

      Қолданылатын реагенттердің жоғары құны;

      Құрамында парафиндер мен асфальтендер көп болатын жоғары тұтқыр мұнай шламдары үшін қолданылмайды.

      Қолданылуы

      Бұл әдіс салыстырмалы түрде аз реагенттерді қолдануда жоғары тиімділікпен сипатталады, химиялық және биологиялық өңдеу әдістерімен үйлеседі.

      Енгізу әсері

      Қалдықтардың пайда болуын азайту.

4.7.5. Бұрғылау шламын қайта өңдеудің термиялық әдісі

      Сипаттама

      Бұл әдіс пештердегі қалдықтарды жағуды, кептіруді, пиролизді және термиялық десорбцияны қамтиды. Ең көп қолданылатыны-көпіршікті, камералық, шахталық, айналмалы пештерде және қайнаған қабатта жағу. Кез келген термиялық десорбция технологиясының мақсаты-бұрғылау шламынан көмірсутектерді айдау және бұрғылау ерітіндісінде қайта пайдалану үшін көмірсутектерді алу арқылы кәдеге жарату үшін көмірсутегі жоқ бөлшектерді алу.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Қалдықтар көлемін азайту;

      Залалсыздандыру тиімділігі.

      Кросс-медиа әсерлер

      Инсинерация жағдайында-түтін газдарын тазартудың күрделі және қымбат жүйесінің қажеттілігі, инсинерация орнына тасымалдау.

      Қолданылуы

      Жалпы қолданылады.

      Енгізу әсері

      Экономикалық рентабельділік.

      Күлдің көлемі бастапқы өнімнен 10 есе аз.

5. Ең үздік қолжетімді техникаларды таңдау кезінде қарастырылатын техникалар

      Жалпы шолу

      ЕҚТ бойынша анықтамалықтың осы бөлімінде ЕҚТ анықтау мақсатында қарастыру үшін ұсынылатын нақты қолдану саласына арналған қолданыстағы техниканың сипаттамасы келтірілген.

      Техниканы сипаттау кезінде қоршаған орта үшін ЕҚТ енгізудің артықшылықтарын бағалау ескеріледі, ЕҚТ қолданудағы шектеулер туралы деректер, ЕҚТ сипаттайтын экономикалық көрсеткіштер, сондай-ақ ЕҚТ практикалық қолдану үшін маңызы бар өзге де мәліметтер келтіріледі.

      Осы бөлімде осы салада қолданылуы мүмкін техникалардың толық тізбесі болмауы мүмкін. Белгіленген технологиялық көрсеткіштерден аспайтын қоршаған ортаны қорғау деңгейін қамтамасыз ету шартымен басқа да техникалар пайдаланылуы мүмкін.

      Бөлімде өндіріс, алдын алу, бақылау, азайту және қайта өңдеу әдістері/технологиялары қарастырылады. Бұл технологияларды / әдістерді басқаларға қарағанда аз ластайтын өндіріс технологияларын пайдалану, пайдалану жағдайларын өзгерту, материалдық шығындарды азайту, өндіріс қалдықтарын қайта пайдалану процестерін қайта құру, улы химикаттарды басқару немесе ауыстыру әдістерін жақсарту сияқты көптеген жолдармен жүзеге асыруға болады. Бұл бөлімде жалпы өнеркәсіпте және атап айтқанда мұнай өңдеу өнеркәсібінде іске асырылған ластанудың алдын алу және онымен күресу саласындағы кейбір жалпы және нақты жетістіктер туралы ақпарат берілген.

      Осы бөлімнің әрбір тармағы мұнай және газ кен орындарында жүзеге асырылатын процестерге арналған және ЕҚТ анықтау кезінде ескерілуі тиіс шығарындылармен күрес жөніндегі процесс пен техниканы қамтиды. Егер бір процесс/әрекет үшін әртүрлі әдістер қолданылса, олар процестің әрекеті туралы тиісті бөлімде талқыланады. Осы бөлімдердің әрқайсысында процестің/қызметтің аталған бөлімінде қолданылатын ластануды болдырмаудың негізгі әдістері және процестің/қызметтің шығарындыларын азайту үшін қолданылуы мүмкін өндірістік циклдің (ӨЦ) соңында тазарту әдістері бар. ӨЦ техникасы қолданылатын әдістердің реттілігін нақтылау үшін қоршаған орта/ластағыш заттар санаттары бойынша топтастырылған.

      Осы бөлімде бөлінетін газдарға, сарқынды суларға қолданылатын ӨЦ техникасы және қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату жөніндегі жұмыстарды ұйымдастыру бар үш бөлім қамтылады. Сондай-ақ мұнай-газ өндіруші кәсіпорындардың бірнеше процестеріне/қызметіне, сондай-ақ кейбір басқа ӨЦ процестеріне қолданылуы мүмкін ӨЦ техникасының Сипаттамаларын қамтитын бөлімдер.

5.1. Шикі мұнай, мұнай (ілеспе), табиғи газ және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

5.1.1. Шикі мұнай өндіру

5.1.1.1. Вакуумдық сорғылар мен беттік конденсаторларды пайдалану

      Сипаттама

      Бұл әдіс бу эжекторларының орнына вакуумды сұйық сақиналы компрессорларды қолданудан тұрады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Вакуумдық сорғылар мен жерүсті конденсаторлары құрамында мұнай бар сарқынды суларды кетіру үшін көптеген кәсіпорындарда барометрлік конденсаторларды алмастырды. Бу эжекторларын вакуумдық сорғылармен ауыстыру қышқыл су шығынын 10 м3/сағ-тан 2 м3/сағ-қа дейін азайтуға мүмкіндік береді. вакуумды энергия тиімділігін оңтайландыру үшін вакуумдық сорғылар мен эжекторлардың тіркесімі арқылы жасауға болады.

      Кросс-медиа әсерлер

      Бу эжекторларын вакуумдық сорғылармен ауыстыру вакуум жасау үшін электр энергиясын тұтынуды арттырады, бірақ жылу шығынын, салқындатқыш суды тұтынуды, салқындатқыш сорғылар үшін электр энергиясын тұтынуды және салқындатқыш суды кондиционерлеу үшін қолданылатын агенттерді тұтынуды азайтады. Балық шаруашылығында вакуумды өндіру үшін артық буды алуға және пайдалануға болатын көптеген процестер бар. Дегенмен, энергияны басқаруды талдау вакуумдық сорғыларды пайдаланудың орнына бу шығару үшін артық буды пайдалану басқа мақсаттарда артық буды пайдаланудан тиімдірек екенін шешуге көмектеседі. Екі жүйенің де сенімділігін ескеру қажет, өйткені әдетте бу эжекторлары вакуумдық сорғыларға қарағанда сенімдірек.

      Қолданылуы

      Жаңғырту жағдайларында қолданылмауы мүмкін. Жаңа қондырғылар жоғары вакуумға (10 мм сын.бағ.) жету үшін бу эжекторларымен біріктірілген немесе онсыз вакуумдық сорғыларды қажет етеді), сондай-ақ вакуумдық сорғы істен шыққан жағдайда қосалқы бөлшектера.

      Енгізу әсері

      Қышқыл сарқынды сулардың түзілуін азайту.

      Зауыт (тар) мысалы

      Қазіргі уақытта вакуумдық сорғылар эжекторлық қондырғыларға қарағанда жиі қолданылады.

      Анықтамалық ақпарат

      [5], [6]

5.1.1.2. Конденсатордан конденсацияланбайтын заттарды вакуумдық эжектормен тазарту

      Сипаттама

      Вакуумдық қондырғылардан шығарындыларды бақылаудың бұл әдістеріне аминді тазарту, отын газы жүйелері және басқа қондырғылардың технологиялық пештерінде жану немесе екі процесс сияқты процестер кіреді. Кейбір қондырғылардағы газдарда ауаның едәуір мөлшері болуы мүмкін және мұндай газ әдетте орнында жақсы жағылады. Аминді тазарту технологиясын мұқият қолдану қажет болуы мүмкін, өйткені көмірсутектермен ластану аминді қалпына келтіру қондырғыларында көбіктену проблемаларын тудыруы мүмкін.

      Ауа конденсаторларынан конденсацияланбайтын заттар жеңіл буларды тазарту немесе рекуперациялау жүйелеріне немесе отын газдары жүйелеріне берілуі мүмкін; вакуумды айдау қондырғыларының герметикалық барометрлік сорғыларынан шығарылатын қышқыл конденсацияланбайтын газдар қышқыл газдың қасиеттеріне сәйкес тәсілмен алынуы және өңделуі тиіс.

      Вакуумдық эжекторлардан немесе сорғылардан шығарылатын конденсацияланбайтын шығарындыларға қолданылатын, пештерде немесе кәдеге жаратушы қазандықтарда үрлеу немесе отын газын жағу жүйелеріне төгуден тұратын бұл бақылау техникасы.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Вакуумды айдау бағанының конденсаторлары вакуум астында 0,14 кг/м3 қоректендіруді шығара алады және егер олар жылытқышқа немесе күйдіру пешіне төгілсе, шамалы деңгейге дейін төмендетілуі мүмкін. Егер вакуумдық газ ағындары (бөлінетін газ) тікелей өнеркәсіптік жылытқышта жағылмай, тиісті аминді тазарту қондырғысына жіберілсе, ластануды азайтуға қол жеткізіледі. Вакуумдық бөлінетін газды тазартуға бағыттау компрессор шығындарына байланысты айтарлықтай инвестицияны қажет етеді.

      Жану үшін ластануды бақылау технологияларының тиімділігі, әдетте, метан емес ҰОҚ шығарындыларына қатысты 99 %-дан асады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қазіргі уақытта пешке жіберілетін конденсацияланбайтын вакуумдық айдау ағындары әдетте H2S жоғары концентрациясы бар шағын сарқынды қамтиды. бұл мұнай-газ өнеркәсібіндегі күкірт шығарындыларының шамамен 15 % құрайды деп есептеледі. Қазіргі уақытта бұл шығарындыларды азайту үшін осы ағындарды амин қондырғысымен тазарту жобасы жүзеге асырылуда.

      Кросс-медиа әсерлер

      Жану технологиясында жану өнімдерін ескеру қажет.

      Жоғарғы флегма ыдысында пайда болған сарқынды суларды қайта пайдалану тұзсыздандырғыштың рН-на және тұзсыздандыру кезінде кейбір компоненттердің шығуына әсер етуі мүмкін.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады.

      Енгізу әсері

      Ластағыш заттардың шығарындыларын азайту.

      Зауыт (тар) мысалы

      Ол кейбір еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында және мұнай және газ өндіруші кәсіпорындарда қолданылады.

      Анықтамалық ақпарат

      [7], [8], [9].

5.1.1.3. Көмірсутек шикізатының ағынын қарқындатуға бағытталған техникалар пайдалану ұңғымаларында плунжерлік және концентрлі лифтілерді пайдалану, лифт бағандарының сорғы-компрессорлық құбырларын суды кетіру үшін кіші диаметрлі құбырларға ауыстыру

      Сипаттама:

      1) Көмірсутек шикізатының ағынын қарқындату

      Ұңғыманың шығыны ұлғаюы үшін ұңғымалардың төменгі аймағына әсер ету қажет. Мұнай мен газ өндірудің жоғары деңгейіне кепілдік беру үшін мұнай беруді сақтау және арттыру және мұнай өндіруді қарқындату міндеттері басымдыққа ие болуы керек.

      Осы жағдайларға байланысты қабаттың төменгі қабатына әсер етудің барлық түрлері бірнеше түрге бөлінеді: 5.1-кестеде келтірілген химиялық, жылу, механикалық, физикалық және күрделі.

      5.1-кесте. Мұнай ағынын қарқындату әдістерін бөлу

Р/с №

Көмірсутек шикізатының ағынын шақыруды күшейту әдістері

Химиялық

Механикалық

Жылу әдістері

Физикалық

Кешенді

1

2

3

4

5

6

1

Тұз қышқылын өңдеу

Кумулятивті перфорациялар

Электр жылумен өңдеу

Діріл толқынының әсері

Игеру арқылы діріл толқынының әсері

2

Көбік қышқылын өңдеу

Гидравликалық сыну

Термоакустикалық әсер

Акустикалық әсер

Су оқшаулау және діріл толқындарының әсері

3

Саз қышқылын өңдеу

Бұрғылау тесіктері

Жылыту ПЗП бу

Ультрадыбыстық әсер

Дамумен ультрадыбыстық әсер

4

Еріткіштермен және қышқылдармен өңдеу

Беткей мен қабатты тазартудың имплозиялық әдісі

Термоқышқылды өңдеу

Электр разрядының әсері

Термогазохимиялық әсер

      Мұнай ағынын қарқындату әдістерін дәйекті қолдануға жол беріледі.

      Пайдалану ұңғымаларында плунжерлік және концентрлі лифттерді пайдалану

      Сипаттама 3.1.1-бөлімде берілген.


      Лифт бағаналарының сорғы-компрессорлық құбырларын суды кетіру үшін диаметрі кішірек құбырларға ауыстыру

      Лифт бағандарын кіші диаметрлі құбырларға ауыстырған кезде газды көтеру жылдамдығын арттыру есебінен ұңғыманың кенжарынан сұйықтықты шығару үшін жағдайлар жасалады. Бұл ретте ұңғымалар осы геологиялық– техникалық іс-шаралар жүргізілгеннен кейін бірден тұрақты режимде жұмыс істейді, ұңғымадағы сұйықтық жиналмайды, алайда 8-15 ай пайдаланғаннан кейін суды шығару үшін жағдайлар қабаттық қысымның және тиісінше жұмыс дебитінің төмендеуі нәтижесінде бастапқы жағдайға дейін қайтадан нашарлайды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Көмірсутек шикізатының ағынын қарқындатумен, сондай-ақ жабдықты ауыстыру және қабаттық қысымды ұстап тұру бойынша жүргізіліп жатқан жұмыстармен жұмыс істеу кезінде ерекше сақ болу қажет.

      Кросс-медиа әсерлер

      Ластанудың келесі әсерлері атап өтілді:

      ион алмасу, өзара еру және басқалар реакциялары жүреді. Тау жыныстарын шаймалау арқылы су сульфаттармен, карбонаттармен, кремниймен қаныққан. Осының нәтижесінде ұңғыма және мұнай кәсіпшілігі жабдықтарында тұздар тұндырылады;

      тау жыныстары ББЗ сіңіреді. ББЗ жерасты горизонттарының суларына айдау ұңғымаларының құбыр кеңістігін герметизациялау кезінде, топыраққа, жерасты суларына және жерүсті суларына түсуі мүмкін;

      иондық емес ББЗ көбіктену қабілеті жоғары. Қарқынды көбіктену қоршаған ортаға теріс әсер етеді;

      тау жыныстарының химиялық ыдырауы нәтижесінде бетінің шөгуі;

      және басқа да әсерлер.

      Енгізу әсері

      Мұнай мен газ өндірудің жоғары деңгейіне кепілдік беру үшін мұнай беруді және мұнай өндіруді қарқындатуды сақтау және арттыру.

      Зауыт (тар) мысалы

      Бөлімде ұсынылған техникалар мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

      Анықтамалық ақпарат

      [10].

5.1.1.4. Көмірсутек шикізатының ағынын қарқындатуға бағытталған техникалар телеметрия және телемеханика құралдарын (ұңғымаларды байлау жүйесінде телеметрия немесе телемеханика болған кезде немесе байлауды реконструкциялауды жүргізудің экономикалық орындылығы кезінде) ұңғымалардың (ұңғымалар бұталарының) жұмыс режимдерін (газ дебитін, сұйықтықты шығаруды өлшеуді қоса алғанда) жедел бақылау және басқару үшін қолдану

      Сипаттама

      Өндіру технологиялары бойынша өндірілген кен орындарын алу қиын деп жіктеу керек, ал сарқылған газ кен орындарын кеш сатысында тиімді игеру ұңғымалардың жұмыс режимін, газ жинау коллекторын үздіксіз бақылау және пайдалану режимдерін басқарудың автоматтандырылған процестерін пайдалану, сұйықтық пен құмның жиналуын уақтылы алдын алу және жою, болжамды талдау негізінде пайдаланудың алдын алу режимдерін ұйымдастыру есебінен ғана қамтамасыз етілуі мүмкін.

      Кен орындарын / ұңғыма бұталарын автоматтандыру келесі өлшенетін және бақыланатын параметрлерді қамтуы керек

      сағалық қысым,

      температура және газ шығыны,

      сұйықтық шығыны,

      шикізат құрамындағы механикалық қоспалар мен сазды-құмды қоспаларды анықтау.

      Және басқаша, егер бұл өндірістік қызмет үшін қажет болса.

      Ұсынылған техника кен орнының интегралды моделін және нақты уақыт ауқымында өндіруді басқару моделін үздіксіз оңтайландыруды көздейтін зияткерлік кен орындары бағытында дәстүрлі өндіру технологияларына айтарлықтай әсер етпейді.

      Цифрлық технологияларды қолдану кезінде мұнай және газ өндіру процестерін оңтайландырудың негізі цифрлық ұңғымалардан өнімді көлікке дайындауға дейінгі өндірістің бүкіл технологиялық тізбегі бойынша нақты параметрлер мен геологиялық-геофизикалық ақпарат негізінде басқару сапасын арттыру; басқару әсерлерінің тиімділігін үздіксіз талдау және нақты уақыттағы кен орнының технологиялық ерекшеліктерін модельдеу болып табылады.

      Пайдалану кезінде шығындарды оңтайландыру негізі ретінде цифрлық технологиялар мен тиімді басқару алгоритмдерін кешенді қолдану өндіру объектілерін қашықтан басқару мүмкіндігін, кен орындарын өндірудің құлдырау және күрделі жағдайларында рентабельді пайдалану мерзімдерін ұзартуды қамтамасыз етеді.

      Пайдалану ұңғымаларында плунжерлік және концентрлі лифттерді пайдалану

      Сипаттама 3.1.1-бөлімде берілген.

      Лифт бағаналарының сорғы-компрессорлық құбырларын суды кетіру үшін диаметрі кішірек құбырларға ауыстыру

      Лифт бағандарын кіші диаметрлі құбырларға ауыстырған кезде газды көтеру жылдамдығын арттыру есебінен ұңғыманың кенжарынан сұйықтықты шығару үшін жағдайлар жасалады. Бұл ретте ұңғымалар осы геологиялық– техникалық іс-шаралар жүргізілгеннен кейін бірден тұрақты режимде жұмыс істейді, ұңғымадағы сұйықтық жиналмайды, алайда 8-15 ай пайдаланғаннан кейін суды шығару үшін жағдайлар қабаттық қысымның және тиісінше жұмыс дебитінің төмендеуі нәтижесінде бастапқы жағдайға дейін қайтадан нашарлайды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Цифрлық технологияларды іске асыру қолданыстағы тәжірибелерді түбегейлі қайта қарауды талап ететін интеграцияланған ақпараттық жүйені дамыту негізінде ғылыми базаның, технологиялардың, процестер мен персоналдың интеграциясының болуын болжайды.

      Кросс-медиа әсерлер

      Іс-шараның экономикалық компонентіне әсер етуі мүмкін сағалық жабдықты жаңарту қажет.

      Енгізу әсері

      Мұнай мен газ өндірудің сапалы жоғары деңгейіне кепілдік беру үшін мұнай беруді және мұнай өндіруді қарқындатуды сақтау және арттыру.

      Бұл әдістерді қолдану ұңғымалар қорын қысқа мерзімде ситуациялық басқаруды ұйымдастыруға мүмкіндік береді.

      Зауыт (тар) мысалы

      Бөлімде ұсынылған техникалар мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

      Анықтамалық ақпарат

      [11], [12], [13], [14], [15].

5.1.1.5. Табиғи (табиғи және фонтандау, компрессорсыз газлифт, плунжерлік лифт) және сырттан жеткізілетін энергия есебінен мұнай ұңғымаларының өнімін көтеруді пайдалана отырып, мұнай ұңғымаларының өнімін өндіру, жинау және тасымалдау техникасы (тереңдік-сорғы пайдалану және компрессорлық газлифт тәсілдерін қамтитын ұңғымаларды механикаландырылған пайдалану) және өнімді дайындау объектісіне дейін тасымалдау

      Сипаттама:

      Бұл техниканың сипаттамасы 3.1.1-бөлімде көрсетілген.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Ұсынылған техниканы іске асыру жоғары техникалық-экономикалық көрсеткіштері бар кен орнын игерудің кез келген кезеңінде үлкен тереңдіктен сұйық шикізаттың үлкен көлемін таңдауға мүмкіндік береді.

      Техника ұңғымалары бар ұңғымаларға жарамды үлкен қисықтар, сонымен қатар жоғары температуралы қабаттармен және асқынусыз жоғары газ факторымен жұмыс істегенде тиімді;

      Бұл техника бір уақытта бірнеше өнімді қабаттарды бөлек пайдалануға және өндіру процесін сенімді бақылауды қамтамасыз етуге мүмкіндік береді;

      Қор және металл сыйымдылығы көрсеткіштерінің мөлшері кен орнын орналастырудың бекітілген схемасына байланысты және сорғы өндірісінің ұқсас көрсеткіштерінен сәл артық.


      Кросс-медиа әсерлер

      Мұнайды көтеру кезінде тұрақты эмульсиялардың пайда болу қаупі, сондай-ақ мұндай жүйелердің ПӘК бар.

      Енгізу әсері

      Қолдану ол пайдалану бағанының кез-келген диаметрінде сұйықтықтардың үлкен көлемін алуға мүмкіндік береді, сонымен қатар жоғары суланған ұңғымалардан іріктеуді мәжбүрлеуге мүмкіндік береді.

      Газ факторының жоғары көрсеткіші бар ұңғымаларды пайдалануға болады (қабаттық газдардың энергиясын, тіпті кенжар қысымы қанығу қысымынан төмен ұңғымаларда да пайдалану).

      Көлбеу бағыттағы ұңғымаларға қатысты.

      Зауыт (тар) мысалы

      Бөлімде ұсынылған техникалар мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

      Анықтамалық ақпарат

      [16].

5.1.2. Газды (мұнай (ілеспе) газды, табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

5.1.2.1. Мультифазалы сорғыларды қолдану

      Сипаттама

      Бұл техниканың сипаттамасы 3.1.3.3-бөлімде көрсетілген.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Пайдалану деректері 3.1.3.3-бөлімде көрсетілген.

      Мультифазалық сорғы станциясына мыналар кіреді:

      сүзгі блогы;

      сорғы блогы;

      мультифазалық шығын өлшегіші бар сұйықтықты есепке алу торабы.

      Кросс-медиа әсерлер

      МФСС-тің жалғыз маңызды кемшілігі-мультифазалық сорғылардан кейін қоршаған ортаның қысымы жоғарылағандықтан, құрамында күкіртсутегі бар өнімдерді тасымалдау кезінде күкіртсутектің ішінара қысымы сәйкесінше артады, бұл құбырдың коррозия жылдамдығының жоғарылауына әкеледі.

      Осыған байланысты МФСС жинау және тасымалдау жүйелерінде пайдаланған кезде ішкі жабыны бар құбырларды қолдану немесе коррозия ингибиторын беруді көздеу қажет.

      Енгізу әсері

      Егер сіз кен орындарын орналастыру кезінде қажетті технологиялық құрылыстардың санын азайтсаңыз, дәстүрлі схеманы іске асыру шығындарын азайтуға болады (5.1-сурет). Бұл міндет кен орындарының мұнай ұңғымаларының өндірілетін сұйықтықтарын жинауға және тасымалдауға арналған көп фазалы құбыры бар мультифазалы сорғы станцияларының көмегімен шешіледі (5.2-сурет).

      Бұл техниканы енгізу айтарлықтай материалдық ресурстарды үнемдеуге мүмкіндік береді:

      қажетті пайдалану жабдықтарының саны азайды;

      құрылыс көлемі, кен орындарын жайластыру және пайдалануға беру мерзімі қысқарды;

      мұнай-газ қоспасын жинау жүйесіндегі жұмыс қысымының төмендеуі өндіруші ұңғымалардың сағаларындағы жұмыс қысымын оңтайландыруға мүмкіндік берді.

     


      5.1-сурет. Мұнай мен газды жинау мен тасымалдаудың дәстүрлі схемасы


     


      5.2-сурет. Мультифазалы сорғы станцияларын пайдалана отырып, мұнай мен газды жинау және тасымалдау схемасы

      Зауыт (тар) мысалы

      Бөлімде ұсынылған техникалар мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

      Анықтамалық ақпарат

      [17], [18].

5.1.3. Мұнай мен газды кенішішілік құбыржолдар арқылы тасымалдау

5.1.3.1. Ұңғымалардың аз дебитті қорын пайдалану кезінде ЭОСҚ құрамындағы шұралы электрқозғалтқыштардың негізіндегі жетектер

      Сипаттама

      Шұралы электрқозғалтқыш деп көп фазалы статор орамасы, тұрақты магниттері бар ротор және кіріктірілген позиция сенсоры бар синхронды қозғалтқыш түсініледі. Мұндай қозғалтқышты ауыстыру шұралы түрлендіргіштің көмегімен жүзеге асырылады.

      Шұралы қозғалтқыштың жұмыс принципі фазалық электр орамдарындағы электромагниттік импульстің қалыптасқан шыңына қатысты ротордағы тұрақты магниттердің нақты орналасуы болып табылады.

      Магниттер қозғалған кезде датчиктер олардың кеңістіктегі орны туралы ақпаратты қабылдайды және біліктің әрі қарай айналуына мүмкіндік беретін реактивті шұралы түрлендіргіштердің өткізу қабілетін өзгертеді. Осылайша, айналуды басқару жылжымалы контактіні пайдаланбай жүзеге асырылады, сондықтан электр машиналарының бұл санаты коллекторсыз электр қозғалтқыштары санатына жатады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Асинхронды қозғалтқышпен салыстырғанда тиімділік сияқты жоғары энергия көрсеткіштерін атап өтуге болады. Шұралы қозғалтқыштың ПӘК 90%-дан асады, ал шұралы қозғалтқыштың жүктеме коэффициенті 0,95-тен асады.

      Жүктеме коэффициентінің жоғары мәні басқару жүйесі мен ротордың орналасу датчиктерін ұтымды баптаумен немесе инвертордың векторлық басқару заңымен басқару жүйесін қолданумен қамтамасыз етіледі.

      Кросс-медиа әсерлер

      Жоқ.

      Қолданылуы

      Шұралы электр қозғалтқыштарын кәдімгі электр қозғалтқыштарының орнына қолдануға болады.

      Енгізу әсері

      Шұралы электр жетектері асинхронды жетектермен салыстырғанда энергия тиімділігі, сенімділік, өлшемдер сияқты пайдалану көрсеткіштері бойынша айтарлықтай артықшылықтарға ие, бұл бүйірлік оқпандардан мұнай өндіру, жоғары газ факторымен асқынған төмен дебитті Ұңғымаларды үзік-үзік пайдалану және т.б. сияқты міндеттерді тиімді шешуге мүмкіндік береді.

      Асинхрондыға қарағанда клапанның электр жетегінің негізгі кемшілігі оның салыстырмалы түрде жоғары құны болып табылады, бұл қымбат жоғары эрцитивті тұрақты магниттер мен ротордың орналасу датчиктерін қолдану қажеттілігінен туындайды.

      Экономика

      Қозғалтқыштардың қуатына байланысты, сондай-ақ шұралы қозғалтқыштардың өндірушілерін ескере отырып, болжамды құны 55 000 теңгеден (2022 жылғы бағалар бойынша) тұрады.

      Зауыт (тар) мысалы

      Сипатталған техника мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

      Анықтамалық ақпарат

      [19], [20].

5.2. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

5.2.1. Сепарациялық қондырғылар

5.2.1.1. Гравитациялық әдіспен сұйықтық пен мехқоспалардан тазартуға арналған сепараторлар

      Сипаттама

      Гравитациялық тазарту ауырлық күштері өрісінде қатты бөгде бөлшектердің тұндыру құбылысына негізделген. Тұндыру кезеңдік немесе үздіксіз әрекет ететін аппараттарда жүзеге асырылады.

      Ұсынылған техниканың сипаттамасы 3.2.1-бөлімдерде егжей-тегжейлі көрсетілген.

      Кросс-медиа әсерлер

      Жабдықты абсолютті герметизациялау кезінде осы техниканы енгізудің теріс жақтары болмайды.

      Қолданылуы

      Жалпы қолданылады.

      Енгізу әсері

      Гравитациялық тазартудың тиімділігі бөлшектер мен сұйықтықтың тығыздығының айырмашылығына, бөлшектердің мөлшеріне, сұйықтықтың кинематикалық тұтқырлығына, тұндырғыштағы сұйықтық қозғалысының сипатына, сондай-ақ сепараторлардың дизайн ерекшеліктеріне байланысты.

      Гравитациялық әдіспен тазартуға арналған сепараторлардың тиімділігі жоғарыда көрсетілген техникалық сипаттамаларды ескере отырып, 99 % дейін жетеді.

      Зауыт (тар) мысалы

      Сипатталған техника мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

5.2.1.2. Мұнайдың (газолиннің) жеңіл фракцияларын тазарту қондырғыларының пайдаланылған ауасын инсинерациялау

      Сипаттама

      Инсинератор – бұл қалдықтар, атап айтқанда жанама өнімдер жағылатын пеш.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Мұнайдың (газолиннің) жеңіл фракцияларын тазарту қондырғыларының пайдаланылған ауасы күйдіріледі, сол арқылы қауіпті заттарды күйдіру деактивациялау жүзеге асырылады.

      Кросс-медиа әсерлер

      Жану процесінде көмірқышқыл газының (парниктік газ) үлкен мөлшері пайда болады, бұл жаһандық жылынудың негізгі факторы болып табылады.

      Қолданылуы

      Ол негізінен мұнай өндіру және мұнай өңдеу кәсіпорындарында қолданылады.

      Зауыт (тар) мысалы

      Сипатталған техникада мұнай газ өндіру және мұнай өңдеу кәсіпорындарында қолданудың екіден астам мысалдары бар.

      Анықтамалық ақпарат

      [21], [22].

5.2.1.3 Каустикті порциялы беруді пайдалану және тазартудан кейін каустикті қайта пайдалану

      Сипаттама

      Каустиктер мұнай мен газ ағынынан күкіртті сутекті, меркаптандарды және фенолдық ластағыш заттарды сіңіру және жою үшін қолданылады. Кейбір тәттілендіргіш қондырғылардың пайдаланылған сұйық ерітінділері жағымсыз иіске ие және сарқынды суларды тазарту жүйесіне айнымалы жылдамдықпен шығарар алдында жабық жүйелерде өңделіп, қажет болған жағдайда өңделуі керек. Мұнай-газ өндірісінде каустиктерді максималды қайта пайдаланудың бірнеше әдістері бар. Олар инсинераторларда қайта өңдеуді, сондай-ақ жоюды қамтиды.

      Қарастырылатын әдістер:

      Бейтараптандыру және тазарту.

      Қалдық сілтілі ерітінділердегі крезилдердің, нафтендердің, меркаптандардың және басқа органикалық қосылыстардың өте жоғары концентрациясына байланысты сарқынды суларды тазартуға қолайлы балама бола алатын жану (Оттегінің химиялық қажеттілігі>50 г/л).

      Құрғақ қалдық каустиканы тозаңның пайда болуына жол бермейтін етіп өңдеу және кәдеге жарату.

      Балық аулауда пайдаланылған каустиканы қайта пайдалану.

      Жаңа каустикті емес, пайдаланылған каустикті пайдаланып шикі мұнайды айдау қондырғыларындағы коррозияны бақылау.

      Тұзсыздандырғыштағы шикі мұнайдан алынбайтын тұрақсыз хлорид (магний) тұздары шикі мұнай дистилляторында қыздырылған кезде ыдырап, хлоридті коррозияға әкеледі. Ашық жабдықтың коррозиясын болдырмау үшін шикі мұнайға аз мөлшерде каустикалық Каустик (натрий) енгізіледі, оның көмегімен хлорид компоненттері тұрақты натрий хлоридінің түзілуімен бейтараптандырылады. Хлоридтің ыдырау өнімдерін бейтараптандыру үшін қалдық каустиканы жиі қолдануға болады, бұл қалдықтардың пайда болуын азайту үшін де ұсынылады.

      Шикі мұнай тұзсыздандырғыштан немесе қышқыл су тазартқыштардан шығу кезінде қайта өңдеу.

      Рн бақылау үшін биологиялық тазалауды орнатуға қосымша

      Құрамында фенолдары бар каустиктерді фенолдар ерімейінше каустиктің рН деңгейін төмендету арқылы қайта өңдеу, бұл физикалық бөлінуге мүмкіндік береді. Содан кейін каустикті мұнай өңдеу зауытының сарқынды суларында тазартуға болады.

      Мұнай-газ кәсіпшілігінен тыс пайдаланылған каустикті қайта пайдалану (әдетте: сульфид, крезил және нафтен):

      қағаз фабрикаларында (тек сульфидті каустик);

      Na2SO3 үшін шикізат ретінде (әртүрлі каустиктерді бөлу қажет болуы мүмкін);

      Егер фенол немесе күкіртсутек концентрациясы жеткілікті жоғары болса, химиялық қалдықтарды қайта өңдеу зауыттарында;

      Ластағыш заттарды алуды үнемді ету үшін каустиктегі фенол концентрациясын арттыру үшін мұнай өңдеу зауытындағы технологиялық өзгерістер қажет болуы мүмкін.

      Пайдаланылған каустиктің регенерациясы немесе тотығуы:

      сутегі асқын тотығымен өңдеу;

      бекітілген қабаты бар катализатор;

      сығылған ауа: 120-320°C; 1,4-20,4 МПа;

      биологиялық жүйе.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Иіс шығарындыларын және каустикалық заттарды пайдалануды азайту.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Пайдаланылған каустикпен жұмыс істейтін жүйелер күкірт қосылыстарына ерекше күтімді қажет етеді.

      Кросс-медиа әсерлер

      Жоғарыда аталған әртүрлі әдістерде кездесетін кросс-медиа әсерлер төменде келтірілген.

      Шикі қондырғыда каустиктің болуы кейінгі қондырғыларда кокстың түзілуін күшейтуі мүмкін.

      Сарқынды суларды тазарту кезінде фенолдар мен БТХ мөлшерін көбейту. Нәтижесінде, бұл биологиялық тазарту қондырғысының ыдырау тиімділігіне теріс әсер етуі мүмкін немесе бұл компоненттердің сарқынды суларды тазарту қондырғысынан шығарылуы артуы мүмкін. Меркаптандар, крезилдер және нафтендер био тазарту жүйесіне кері әсер етуі мүмкін.

      Енгізу әсері

      Каустиканы пайдалануды азайту.

      Зауыт (тар) мысалы

      РФ мен ЕО-ның бірқатар мұнай-газ кәсіпорындары мен мұнай өңдеу зауыттары.

      Анықтамалық ақпарат

      [10], [23].

5.2.2. Шикі мұнайды тұрақтандыру

5.2.2.1. Мұнайды сусыздандыруды, тұзсыздандыруды және тұрақтандыруды қамтитын техникалар

      Сипаттама

      Ұсынылған техниканың сипаттамасы 3.2-бөлімде егжей-тегжейлі көрсетілген.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Ұсынылған техниканың сипаттамасы 3.2-бөлімде егжей-тегжейлі көрсетілген.

      Кросс-медиа әсерлер

      Тұзсыздандыру процестері тұщы суды пайдалануға мүмкіндік береді, нәтижесінде су ластануға ұшырайды.

      Химиялық реагенттерді қолдану өндірілген өндірістік ағындардың сапасына да кері әсер етеді.

      Қолданылуы

      Жалпы қолданылады.

      Енгізу әсері

      Ұсынылған техниканың тиімділігі көмірсутек өнімдерін одан әрі өңдеуге жұмсалатын энергия шығындарын азайтады. Сондай-ақ, келесі кезеңдерде пайдаланылатын жабдықта тұз шөгінділерінің деңгейі төмендейтінін атап өткен жөн.           

      Зауыт (тар) мысалы

      Сипатталған техника мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

5.2.3. Шикі мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері

5.2.3.1. Тұзсыздандырудың оңтайлы әдістері

      Сипаттама

      Тұзсыздандыру процесінің сипаттамасы 3-бөлімде, 3.2.3-тармақта келтірілген, оған мыналар кіреді:

      көп сатылы тұзсыздандырғыштар, айнымалы және тұрақты ток өрістерін біріктіріп пайдалану тұзсыздандырудың жоғары тиімділігін, сондай-ақ энергияны үнемдеуді қамтамасыз етеді;

      көп сатылы тұзсыздандырғыштарда жуу суының мөлшерін барынша азайта отырып, екінші сатыдағы сарқынды су ерітіндісінің бір бөлігін бірінші сатыға қайта өңдеу;

      судың төмен қысымын пайдалану арқылы тұзсыздандырғыш ыдыстардағы турбуленттіліктің алдын алу.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Тұзсыздандырғыштардың тиімділігін арттыру тұщы жуу суын тұтынуды азайтуы мүмкін. Тағы бір экологиялық артықшылық тиімді электр өрісі арқылы энергияны үнемдеу болуы мүмкін.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Екі сатылы процестер 95 % немесе одан жоғары тиімділікке жетеді (шикі мұнайдан тұздардың/қалқымалы заттардың 95 %-дан астамы жойылады). Жоғары тиімділік процестің артықшылықтарын қамтамасыз етеді, өйткені қосымша суды аз пайдаланатын қондырғыларда коррозия аз болады және натрий сияқты катализатордың дезактивациясы аз болады.

      Қолданылуы

      Екі сатылы немесе үш сатылы тұзсыздандыру келесі процестің тұз құрамына қойылатын талаптар өте қатаң болған жағдайда немесе технологиялық бұзылулардың алдын алу және функционалдылықты қамтамасыз ету үшін қолданылады (мысалы, ауыр қалдықтар каталитикалық конверсия процестерінде одан әрі өңделеді).

      Енгізу әсері

      Тұзсыздандыру процесінің тиімділігін арттыру.

      Анықтамалық ақпарат

      [24].

5.2.3.2. Бөлінген қабат суы судың мұнайдан бөлінуін жақсарту және мұнайдағы тұздардың мөлшерін азайту арқылы сорғымен қайтадан сепараторға қайтарылатын мұнайды тұзсыздандырудың сатылы техникасы

      Сипаттама

      Бөлінген қабат суы судың мұнайдан бөлінуін жақсарту және мұнайдағы тұздардың мөлшерін азайту арқылы сорғымен қайтадан сепараторға қайтарылатын мұнайды тұзсыздандырудың сатылы техникасы. Бұл процесс тұзсыздандырғышқа таза су беруді және бөлінген суды ағыннан жоғары айдауды қамтиды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Бұл техника энергетикалық ресурстарды үнемдеуге мүмкіндік беретін тұщы сулармен қабат суының қоспасын қайта пайдалануға мүмкіндік береді.

      Кросс-медиа әсерлер

      Жоқ.

      Қолданылуы

      Жалпы қолданылады.

      Енгізу әсері

      Ұсынылған техниканың тиімділігі көмірсутек өнімдерін одан әрі өңдеуге жұмсалатын энергия шығындарын азайтады.

      Зауыт (тар) мысалы

      Сипатталған техника мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

5.2.3.3. Тұзсыздандыру үшін суды қайта пайдалану

      Сипаттама

      Басқа процестерде қолданылатын суды тұзсыздандырғышта қайта пайдалануға болады. Мысалы, егер тазартылған қышқыл су тұзсыздандырғыштардың шаю суы ретінде пайдаланылса, оның құрамындағы аммиак, сульфидтер мен фенолдар белгілі бір дәрежеде шикі сумен қайта сіңуі мүмкін.

      Келесі технологиялық су ағындары тұзсыздандырғыш үшін шаю суы ретінде жарамды болуы мүмкін:

      шикі мұнайды айдау қондырғысының сепараторында конденсация нәтижесінде алынған суды пайдалану. Әдетте, мұндай судың мөлшері шикізатта 1-2 % мас./мас. құрайды.

      керосин мен дизель отынынан кейінгі бу конденсаттары және вакуумдық бағанның бу конденсаты (шамамен шикізатта 3,5 % мас./мас.).

      тазартылған қышқыл су, сондай-ақ құрамында суспензиясы жоқ басқа технологиялық су ағындары. Скруббер суы немесе салқындатқыш су ластанған және биоөңдеу және/немесе тұзсыздандырғышты жуу суы ретінде қайта пайдалану алдында мұнай мен тоқтатылған бөлшектерді бөлуді қажет етеді. Қышқыл су сарқынды суларды тазарту қондырғыларында қайта пайдалануға және/немесе түпкілікті тазартуға дейін қышқыл суды тазарту құрылғысына жіберіледі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Суды осылай пайдалану арқылы кәсіпорын сарқынды суларды тазарту қондырғыларындағы гидравликалық жүктемені азайтады және суды тұтынуды азайтады.

      Кросс-медиа әсерлер

      Эмульсия тудыруы мүмкін су ағындарын қайта өңдеуден аулақ болу керек, өйткені бұл тұзсыздандырғыштағы мұнай/су фазасының бөлінуінің нашарлауына әкеледі, бұл өз кезегінде мұнайдың сумен шамадан тыс шығарылуына әкеледі. Құрамында еріген суспензия мөлшері жоғары ағындарды шикі мұнайдан суға тұз алу үшін қозғаушы күштің төмендеуіне байланысты тұзсыздандырғыш шайғыш су ретінде қолдануға болмайды.

      Қолданылуы

      Тұзсыздандырғышта эмульсиялар түзе алатын сарқынды сулардың мысалдары: битум тотығу, гидрокрекинг, баяу кокстеу қондырғылары (ұсақ бөлшектер эмульсияларды тұрақтандыруы мүмкін), басқа терең конверсиялық қондырғылар (эмульсияларды тұрақтандыруы мүмкін ерімейтін металл сульфидтері) және HF алкилдеу қондырғылары (фтордың коррозиялық шөгінділері). Тұзсыздандырғыш суды тұзсыздандырғыш үшін шаю суы ретінде қайта пайдалану мүмкіндігі жаңа мұнай-газ өндіретін кәсіпорындарға толығымен қолданылады, бірақ қолданыстағыларға қолдану қиын.

      Экономика

      Бұл суларды жинау, өңдеу, айдау және құбыржолдар арқылы тасымалдау шығындарын ескеру қажет.

      Енгізу әсері

      Мұнай және газ өндірісі сарқынды суларды тазарту қондырғыларындағы гидравликалық жүктемені азайтады және суды тұтынуды азайтады.

      Анықтамалық ақпарат

      [24].


5.2.3.4. Тұзсыздандырғыштың тұзды ерітіндісін кетіру

      Сипаттама

      Әдіс тұзсыздандырғыш суды көмірсутектерден, қышқыл компоненттерден тазартудан және сарқынды суларды тазартуға жібермес бұрын аммиакты кетіруден тұрады. Алынған көмірсутектерді шикі мұнайды тазарту сатыларының бірнеше ағынымен араластыруға болады. Рн оңтайландыруға арналған қышқыл дозасын эмульсияланған мұнайдан суды тазартуды жақсарту үшін де қолдануға болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Тұзсыздандырғышта пайда болатын сарқынды сулардағы көмірсутектердің, күкірттің немесе аммиактың (рН диапазонына байланысты) төмендеуі. Мысалы, бензол шығарындыларын 95 %-ға төмендетуге болады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қуаттылығы жылына 8,7 млн тонна мұнай өндіру кәсіпшілігінде тәулігіне 90 кг фенолы бар, көлемі минутына 1,3 м3 шикі қондырғыда сарқынды су ағыны түзіледі. Тұзсыздандырғыштардан суды ағызу максимум 20 ppm бензолдан тұрады, ал тұзсыздандырғыштың шаю суының мөлшері мұнай жеткізілімінің 4-8 %-на тең. Содан кейін 20 ppb диапазонындағы бензол деңгейі бар сепараторлардан ағызу сарқынды суларды тазарту жүйесіне жіберіледі. Қышқыл ағындарды булау бағанының алдында көмірсутектерді ұстауға арналған сыйымдылық орнатылады. Балық аулау кезінде сипатталған әдісті қолдана отырып судағы фенолдардың мөлшерін 90 %-ға дейін азайтуға болады.

      Кросс-медиа әсерлер

      Сипатталған әдіс буды тұтынуды, қышқылды және басқа химиялық заттарды енгізуді талап етеді.

      Қолданылуы

      Тұзсыздандырғыш ерітіндісін алдын ала өңдеу әдетте өте ауыр шикі мұнайды өңдеуде қолданылады.

      Экономика

      Алынған ақпарат жоқ.

      Енгізу әсері

      Сипатталған әдіс сарқынды сулардағы бензол мөлшерін азайтуға мүмкіндік береді, осылайша сарқынды сулардағы ҰОҚ бензол шығарындыларын азайтады.

      Анықтамалық ақпарат

      [24].

5.2.4. Шикі мұнайды күкіртсіздендіру

5.2.4.1. Күкіртсіздендіру процестері

      Сипаттама

      3.2.4-бөлімді қараңыз.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

      Әр түрлі фракциялардағы күкірттің төмендеуі. Заманауи әдістер дистилляттардағы күкірт мөлшерін 10 ppm-ден азға дейін төмендетуге мүмкіндік береді. Мысалы, орташа дистилляттарға Co/Mo катализаторымен (30-40 бар) бір сатылы гидрогенизацияны қолдану өнімге, шикізат құрамындағы күкірт құрамына және реакция жағдайларына байланысты күкірт құрамын 90 %-дан астамға (шамамен 100 ppm дейін) төмендетеді. Егер дизельге сұраныс артып келе жатса, оны өндіру кезінде қосымша қосылыстарды қолдану қажет. Алайда, бұл шикізатта көптеген хош иісті қосылыстар бар, олар ауыр жағдайларда гидрленуі керек (жоғары температура, жоғары қысым, жоғары белсенді катализаторлар, екі сатылы процестер).

      Мұнайдың ағымдағы техникалық шарттары кәдімгі бір сатылы гидротазарту қондырғыларында сұйықтықтың сағаттық жылдамдығын шартты бірліктердегі 3,7-ден 0,8-1,1-ге дейін төмендету арқылы, реакторды қолданыстағы қондырғыларға дәйекті енгізу және гидротазарту қондырғылары үшін қолжетімді катализаторлардың соңғы буынын қолдану арқылы орындалуы мүмкін. 0,12 % күкірттің соңғы күкіртсізденуін орнатпас бұрын күкірттің салмағының 1,3 % және аралық күкірт мөлшері бар Ресейлік экспорттық қоспаны өңдеу кезінде тазартқыштағы күкірттің соңғы құрамына 8 ppm күкіртіне тең қалыпты жұмыс кезінде қол жеткізуге болады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Гидротазарту қондырғылары жаңа шикізаттан алынған көмірсутектермен қайта өңдеу ағынында сутегінің тазалығын сақтау үшін сутекті қайта өңдеу ағынында жоғары қысымды аминмен жууға арналған қосымша қондырғыны қажет етеді. Қондырғы 45 бар қысыммен жұмыс істейді, болжамды пайдалану мерзімі 30 ай болатын бір тонна шикізатқа 40 Нм3 сутекті пайдаланады.

      Кросс-медиа әсерлер

      Энергияны тұтыну, қалдықтардың пайда болуы, сарқынды сулар және атмосфералық шығарындылар.

      Қолданылуы

      Нафтадан ауыр қалдықтарға дейінгі дистилляттарға қолданылады.

      Экономика

      Шикі мұнайдың азаюымен күкіртсіздендіру процесін орнатуға арналған болжамды шығындар (132 м3/сағ есебінен) 47 млн еуроны құрайды. 5.2-кестеде қалдықтарды каталитикалық крекинг сұйықтықтары үшін шикізатты дайындау үшін қалдықтарды күкіртсіздендіру жүйесін гидротазартуды орнатуға арналған инвестициялық шығындар келтірілген.

      5.2-кесте. Инвестициялық шығындар, пайдалану шығындары және техникалық қызмет көрсету шығындары

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Мәні

1

2

3

1

Шикізатты беру жылдамдығы, Мт/жыл

3,8

2

Пайдалану мерзімі, күндері

335

3

Пайдалану коэффициенті

0,92

4

Ішкі объектілерге инвестициялар, млн еуро

272

5

Сыртқы объектілердің жалпы құны (ішкі объектілер құнының 30%), млн еуро

82

6

Бір жүктемеге арналған катализатор шығындары, миллион еуро

10

7

Ескерту: 1995 жылдың 2-тоқсанындағы АҚШ шығанағы жағалауы туралы мәліметтер ұсынылған.

      Енгізу әсері

      EC мәліметтері бойынша бастапқы шикізаттағы күкірттің төмендеуі 10 мг/кг (10 ppm.) құрайды.

      Зауыт (тар) мысалы

      Мұнай газ өндірісінде күкіртсіздендірудің көптеген процестері бар.

      Анықтамалық ақпарат

      [25].

5.2.5. Декантерді (трикантерді) пайдалана отырып, ортадан тепкішпен ажырату

      Сипаттама

      Декантерлік центрифугалар негізінен салыстырмалы түрде үлкен мөлшердегі қатты қоспалардың көп мөлшерін бөлу үшін қолданылады.

      Процестің мәні орталықтан тепкіш күштердің әсерінен қатты және сұйық фазаның бөлінуін жеделдету болып табылады. Бұл жағдайда бөлшектердің массасы бойынша қайта бөлінуіне байланысты біркелкі емес құрылымы бар тұнба, сондай-ақ одан бөлінген сұйықтық, фугат деп аталады. Ол центрифугалау арқылы бөлінбейтін коллоидтық фазаны да, тығыздығы судан аз сұйықтықты да қамтуы мүмкін.

      Декантерлік центрифуганың технологиялық схемасы 5.3-суретте көрсетілген.

     


      5.3-сурет. Декантерлік центрифуганың технологиялық схемасы

      Декантерлік центрифугада бөлу процесі 3000G-ден асатын центрифугалық күштердің әсерінен жүреді.

      Осы күштердің әсерінен тығыз қатты заттар айналмалы барабанның қабырғасына басылады, ал аз тығыз сұйық фаза концентрлі ішкі қабат түзеді. Қажет болса, сұйықтық қабатының тереңдігін ("тоған" деп аталады) ішкі бағыттаушы бөлімдердің тіркесімі арқылы өзгертуге болады.

      Қатты фазадан пайда болған тұнба барабанның айналу жылдамдығынан басқа жылдамдықпен айналатын шнекпен үздіксіз жойылады. Нәтижесінде қатты фаза "тоғаннан" үнемі алынып тасталады және конустық "жағажай" бөлігімен жоғары қарай жылжиды.

      Центрифугалық күш қатты фазаны тығыздайды және сұйық фазаның қалдықтарынесыстырады. Содан кейін құрғатылған құрғақ қалдық барабаннан шығарылады. Тазартылған сұйық фаза (фазалар) барабанның қарама-қарсы ұшындағы бөлімдер арқылы құйылады.

      Центрифуга корпусының ішіндегі бағыттаушы бөлімдер бөлінген сұйық фазалардың ағындарын берілген бағыттарға бағыттайды және ағындардың араласу қаупін болдырмайды.

      Екі фазалы декантерлік центрифугада сұйықтық деңгейі бөлімдермен реттеледі. Үш фазалы режимде пайдалану кезінде әрбір фаза бөлімдер жиынтығы арқылы қондырғы корпусында бағыттағыштары бар жеке бөлікке құйылады. Декантерлік центрифугадан сұйықтықты сорып алудың белгілі бір нұсқаларында центрге тартқыш сорғы қолданылады, ол айналмалы сұйық фазадан дамитын гидростатикалық қысымды қолданады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайдалар:

      сарқынды суларды тазарту;

      жоғары энергия тиімділігі және төмен тұтыну;

      химиялық реагенттердің төмендетілген тұтынуы;


      Қолданылуы

      Декантерлер мұнай өндірудің әртүрлі кезеңдерінде мұнай өңдеуге, кен орындарында қабатқа тазарту және айдау үшін су дайындауға және т.б. мүмкіндік береді.