Об утверждении справочника по наилучшим доступным техникам "Добыча нефти и газа"

Новый

Постановление Правительства Республики Казахстан от 27 декабря 2023 года № 1202

      В соответствии с пунктом 6 статьи 113 Экологического кодекса Республики Казахстан Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

      1. Утвердить прилагаемый справочник по наилучшим доступным техникам "Добыча нефти и газа".

      2. Настоящее постановление вводится в действие со дня его подписания.

      Премьер-Министр
Республики Казахстан
А. Смаилов

  Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 27 декабря 2023 года № 1202

Справочник
по наилучшим доступным техникам
"Добыча нефти и газа"

Оглавление


      Список таблиц

      Глоссарий

      Предисловие

      Область применения

      Принципы применения

      1. Общая информация

      1.1. Структура нефтегазодобывающей отрасли

      1.1.1. Добыча сырой нефти

      1.1.2. Добыча газа (природного газа, попутного газа, газового конденсата)

      1.2. Структура отрасли по видам добываемого сырья

      1.2.1. Сырая нефть

      1.2.2. Природный и попутный нефтяной газ, газовый конденсат

      1.3. Производственные мощности предприятий нефтегазодобывающей отрасли

      1.3.1. Мощности по переработке нефти Республики Казахстан

      1.4. Основная и побочная продукция, выпускаемая отраслью

      1.4.1. Рынок нефти Республики Казахстан

      1.4.2. Рынок газа Республики Казахстан

      1.5. Технико-экономические характеристики

      1.6. Основные экологические проблемы нефтегазодобывающей отрасли

      1.6.1. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

      1.6.2. Сбросы загрязняющих веществ

      1.6.3. Образование и управление отходами

      1.6.4. Загрязнение почвы и подземных вод

      1.6.5. Шум и вибрация

      2. Методология определения наилучших доступных техник

      2.1. Детерминация, принципы подбора

      2.2. Критерии отнесения техник к НДТ

      3. Применяемые процессы: технологические, технические решения, используемые в настоящее время

      3.1. Добыча сырой нефти, нефтяного (попутного), природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата)

      3.1.1. Добыча сырой нефти

      3.1.2. Добыча газа (нефтяного (попутного) газа, природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата))

      3.1.3. Транспорт сырой нефти и газа по внутрипромысловым трубопроводам

      3.2. Предварительная подготовка газа и жидких углеводородов

      3.2.1. Сепарационные установки

      3.2.2. Стабилизация сырой нефти

      3.2.3. Процессы обезвоживания и обессоливание сырой нефти

      3.2.4. Десульфуризация сырой нефти

      3.3. Подготовка воды

      3.3.1. Предварительный сброс пластовой воды

      3.3.2. Подготовка пластовой воды

      3.4. Подготовка и переработка газа

      3.4.1. Осушка газа

      3.4.2. Аминовая очистка

      3.4.3. Демеркаптанизация (Щелочная очистка)

      3.4.4. Компримирование газа

      3.4.5. Производство сжиженного природного газа

      3.5. Реагентное хозяйство

      3.5.1. Регенерация реагента

      3.5.2. Регенерация сорбента

      3.5.3. Ввод реагента в трубопроводы

      3.5.4. Прием, смешение и подача реагента в скважины

      3.6. Производство газовой технической серы

      3.6.1. Процесс Клауса

      3.6.2. Технология доочистки отходящих газов установок Клауса (Сульфрен-процесс)

      3.7. Низкотемпературная конденсация и газофракционирование

      3.8. Учет и замер сырой / товарной нефти, газа и воды

      3.8.1. Приемо-сдаточный пункт

      3.8.2. Узел учета сырой / товарной нефти

      3.8.3. Узел учета газа

      3.8.4. Система измерения количества и параметров газа

      3.8.5. Система измерения количества и показателей качества сырой нефти

      3.8.6. Система измерения количества и показателей качества воды

      3.9. Поддержание пластового давления

      3.9.1. Закачка воды в пласт

      3.9.2. Закачка газа в пласт

      3.10. Резервуарный парк

      3.10.1. Хранение и транспортировка продукции

      3.10.2. Система слива налива

      3.11. Канализация и очистные сооружения (очистка сточных вод)

      3.11.1. Технология процесса

      3.11.2. Обработка и утилизация осадков бытовых и производственных сточных вод

      3.12. Факельные системы

      3.13. Энергетическая система

      3.13.1. Парогенераторные станции

      3.13.2. Газотурбинные установки

      3.13.3. Теплоснабжение (котельная)

      3.13.4. Электростанции

      3.13.5. Печь дожига

      3.14. Морская добыча сырой нефти и газа

      4. Общие наилучшие доступные техники для предотвращения и/или сокращения эмиссий и потребления ресурсов

      4.1 Снижение воздействия на окружающую среду

      4.2 Система экологического менеджмента

      4.3. Управление водными ресурсами

      4.4. Управление выбросами в атмосферу

      4.5. Управление производством

      4.6. Повышение энергоэффективности

      4.7 Организация работ по переработке и утилизации отходов

      4.7.1. Биологическое разложение отходов

      4.7.2. Использование нефтесодержащих шламов и/или отходов в качестве коксового сырья

      4.7.3. Химический метод переработки бурового шлама

      4.7.4. Физико-химический метод переработки бурового шлама

      4.7.5. Термический метод переработки бурового шлама

      5. Техники, которые расматриваются при выборе наилучших доступных техник

      5.1. Добыча сырой нефти, нефтяного (попутного), природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата)

      5.1.1. Добыча сырой нефти

      5.1.2. Добыча газа (нефтяного (попутного) газа, природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата))

      5.1.3. Транспорт нефти и газа по внутрипромысловым трубопроводам

      5.2. Предварительная подготовка газа и жидких углеводородов

      5.2.1. Сепарационные установки

      5.2.2. Стабилизация сырой нефти

      5.2.3. Процессы обезвоживания и обессоливание сырой нефти

      5.2.4. Десульфуризация сырой нефти

      5.2.5. Центробежная сепарация с использованием декантера (трикантера)

      5.2.6. Центробежная сепарация с использованием тарельчатой центрифуги

      5.3. Подготовка воды

      5.3.1. Предварительный сброс пластовой воды

      5.3.2. Подготовка пластовой воды

      5.4. Подготовка и переработка газа

      5.4.1. Осушка газа

      5.4.2. Аминовая очистка

      5.4.3. Демеркаптанизация (Щелочная очистка)

      5.4.4. Компримирование газа

      5.4.5. Производство сжиженного природного газа

      5.5. Реагентное хозяйство

      5.5.1. Регенерация реагента

      5.5.2. Регенерация сорбента

      5.5.3. Ввод реагента в трубопроводы

      5.5.4. Прием, смешение и подача реагента в скважины

      5.6. Производство газовой технической серы

      5.6.1. Методы восстановления серы и уменьшения выбросов SOx

      5.6.1.1. Методы восстановления серы и уменьшения выбросов SOx Обработка амином

      5.6.1.2. Методы восстановления серы и уменьшения выбросов SOx. ПроцессLO-CAT

      5.6.2. Установки производства серы (УПС). Повышение эффективности процесса Клауса

      5.6.3. Установки очистки отходящих газов (УООГ). Окисление до SO2 и извлечение серы из SO2

      5.6.4. Методы борьбы с выбросами диоксида серы. Десульфуризацияотходящих газов (FGD) 310

      5.6.5. Котлы-утилизаторы (теплообменники) на выходе печей Клауса, Гидрогенизации и термоокислителя

      5.6.6. Использование впрыскивания аммиака/каустика в случаях проскока SO2 на колонну охлаждения в соответствии с лучшими практиками индустрии

      5.6.7. Техника очистки кислой воды от сероводорода путем отпаривания в колоне

      5.6.8. Комбинированная Техника SNOX для снижения уровня загрязнителей воздуха

      5.6.9 Техника очистки углеводородных газов от кислых компонентов (H2S и CO2) циркулирующим раствором диэтаноламина (ДЭА)

      5.6.10. Техника очистки хвостового газа путем гидрогенезации всех сернистых соединений в сероводород

      5.6.11. Дегазация несвязанного сероводорода из жидкой серы

      5.6.12. Термический дожиг остаточных соединений серы в хвостовом газе до SO2 в печи

      5.6.13. Техника очистки хвостовых газов путем превращения H2S и SO2 в элементарную серу при относительно низких температурах – процесс Сульфрен

      5.6.14 Техники улавливания, использования и хранения углерода (Carboncapture, utilisationandstorage, CCUS).

      5.6.15. Двухконтактные/двухабсорбционные сернокислотные установки, работающие при изменяющихся характеристиках обрабатываемых газов.

      5.7. Низкотемпературная конденсация и газофракционирование

      5.7.1. Низкотемпературная абсорбция

      5.7.2. Выбор катализатора

      5.7.3. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

      5.7.4. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

      5.7.5. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Специальные присадки для сокращения концентрации NOx

      5.7.6. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Низкотемпературное окисление (процесс SNERT/метод LoTOX)

      5.7.7. Меры борьбы отделения частиц от газов. Сепараторы третьей ступени

      5.7.8. Меры борьбы отделения частиц от газов. Электростатические фильтры

      5.7.9. Методы очистки газов от взвешенных веществ. Другие фильтры

      5.7.10. Методы, предотвращающие загрязнение оксидами серы. SOx-снижающие присадки

      5.7.11. Мокрая очистка газов скрубберами (Нерегенеративная очистка, Регенеративная система очистки газов, Нерегенеративные скрубберы, Регенеративные скрубберы мокрой очистки газов)

      5.7.12. Скрубберы сухой и полусухой очистки

      5.7.13. Сокращение летучих выбросов

      5.7.14. Техника извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации или низкотемпературной конденсации и ректификации

      5.7.15. Техники сорбционного отбензинивания газов

      5.7.16 Техники сорбционного отбензинивания газов

      5.7.17. Техника выделения гелия из природного газа

      5.7.18. Технология ректификационного разделения широкой фракции легких углеводородов (газофракционирующие установки)

      5.7.19. Методы снижения выбросов CO

      5.7.20. Варианты контроля выбросов CO2

      5.7.21 Методы снижения выбросов NOX. Низкотемпературное окисление NOX

      5.7.22. Когенерационные установки (КГУ)

      5.7.23. Котел с псевдоожиженным слоем

      5.7.24. Рециркуляция отходящих газов

      5.7.25. Стадия сжигания топлива (дожигание)

      5.7.26. Переход на малозольные виды топлива

      5.7.27. Процессы десульфуризацииотходящих газов

      5.7.28. Использование комбинированного слоя молекулярных сит для максимальной эффективности поглощения влаги в сыром газе

      5.8. Учет и замер сырой / товарной нефти, газа и воды

      5.8.1. Учет потребления энергоресурсов и усовершенствованные системы учета

      5.8.2. Измерение потока с пониженной потерей давления в трубопроводе

      5.9. Поддержание пластового давления

      5.9.1. Закачка воды в пласт

      5.9.2. Закачка газа в пласт

      5.10. Резервуарный парк

      5.10.1. Хранение и транспортировка продукции

      5.10.2. Система слива / налива

      5.11. Канализация и очистные сооружения (очистка сточных вод)

      5.11.1. Очистка сточных вод

      5.11.2 Установка отпарки кислых стоков

      5.11.3. Сокращение содержания и извлечение углеводородов из источника сбросов сточных вод

      5.11.4. Первичная очистка сточных вод - извлечение нерастворимых веществ

      5.11.5. Этап 1 - Удаление нефти

      5.11.6. Этап 2 - Дальнейшая сепарация нефти/воды/ механических примесей

      5.11.7. Дополнительная очистка

      5.11.8. Система водоснабжения и водоотведения

      5.11.9. Интегрированные построенные водно-болотные угодья

      5.11.10. Повышение степени повторного использования сточных вод

      5.11.11. Аппаратный учет количества сбрасываемых сточных

      5.11.12. Двойной защитный экран на прудах испарения/прудах накопления сточных вод (изолирующее покрытие из полиэтилена высокой плотности)

      5.11.13. Разделение охлаждающих и технологических вод

      5.11.14. Блок ультрафильтрации для удаления твердых частиц вплоть до 0.02 микрон, а также коллоидных твердых веществ и бактериальных загрязнений

      5.11.15. Замкнутая система сбора, очистки и возврата конденсата в систему в качестве питательной воды для котлов

      5.11.16. Очистные сооружения с замкнутым циклом

      5.11.17. Сбор и очистка бытовых канализационных стоков

      5.12. Факельные системы457

      5.12.1. Методы борьбы с выбросами. Факелы

      5.12.2. Высокоэффективная горелка бездымного горения, обеспечивающая сгорание отработанных потоков флюидов, обеспечивает бездымное сгорание отработанных потоков флюидов

      5.12.3. Факельные оголовки

      5.12.3.1. Факельные оголовки

      5.12.4. Разбавление сбрасываемого сырого газа добавками негорючих газов

      5.13. Энергетическая система

      5.13.1. Методы проектирования

      5.13.2. Управление паром и снижение потребления пара

      5.13.3. Увеличение потребления газа

      5.13.4. Печи и котлы

      5.13.5 Газовые турбины

      5.13.6. Методы контроля и борьбы с оксидами азота. Горелки с низким выбросом NOX. Горелки с ультранизким выбросом NOX

      5.13.7 Сухие камеры сгорания с низким содержанием NOX

      5.13.8. Закачивание разбавителя

      5.13.9. Котел-утилизатор и детандер, утилизирующие дымовые газы

      5.13.10. Тепловая интеграция на установках перегонки сырой нефти

      5.13.11. Снижение температуры отходящих газов

      5.13.12. Установка подогревателя воздуха или воды

      5.13.13. Рекуперативные и регенеративные горелки

      5.13.14. Сокращение массового расхода отходящих газов за счет снижения избытка воздуха горения

      5.13.15. Автоматизированное управление горелками

      5.13.16. Оптимизация систем электроснабжения

      5.13.17. Энергоэффективная эксплуатация трансформаторов

      5.13.18. Энергоэффективные двигатели

      5.13.19. Выбор оптимальной номинальной мощности двигателя

      5.13.20. Приводы с переменной скоростью

      5.13.21. Потери при передаче механической энергии (передаточные механизмы)

      5.13.22. Утилизация тепла

      5.13.23. Создание запаса сжатого воздуха вблизи потребителей с существенно варьирующим уровнем потребления

      5.13.24. Оптимизация трубопроводной системы

      5.13.25. Отопление и охлаждение помещений

      5.13.26. Естественное охлаждение

      5.13.27. Использовании добываемого и подготовленного газа для выработки тепловой энергии, электроэнергии на собственные нужды предприятия

      5.13.28. Использовании добываемого газа для закачки в подземные хранилища газа с целью последующего рационального использования

      5.13.29. Создании технологической инфраструктуры для передачи газа на газоперерабатывающие заводы с целью его дальнейшей глубокой переработки

      5.13.30. Воздушное охлаждение

      5.13.31. Снижение коксообразования осаждающихся на трубах печи

      5.14. Морская добыча сырой нефти и газа

      5.14.1. Меры по охране гидросферыот загрязнения и истощения

      5.14.2. Автономное энергообеспечение

      5.14.3. Мониторинг за состоянием морских вод

      5.14.4. Предварительная подготовка углеводородного сырья на искуственных островах.

      5.14.5. Глубокая переработка углеводородного сырья вне акватории моря.

      6. Заключение, содержащее выводы по наилучшим доступным техникам

      6.1. Заключения по общим НДТ

      6.2. Система экологического менеджмента

      6.3 Техники повышения энергоэффективности

      6.4. Мониторинг выбросов в атмосферу

      6.5. Мониторинг сбросов в водные объекты

      6.6. Управление производством

      6.7. Образование и управление отходами

      6.8. Заключение по НДТ для добычи нефти, нефтяного (попутного), природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата)

      6.9. Заключение по НДТ для предварительной подготовки газа и жидких углеводородов

      6.10. Заключение по НДТ для подготовки воды

      6.11. Заключение по НДТ для подготовки и переработки газа

      6.12. Заключение по НДТ для реагентного хозяйства

      6.13. Заключение по НДТ для производства газовой технической серы

      6.14. Заключение по НДТ для низкотемпературной конденсации и газофракционирования

      6.15. Заключение по НДТ по учету и замеру нефти, газа и воды

      6.16. Заключение по НДТ для поддержания пластового давления

      6.17. Заключение по НДТ для резервуарного парка

      6.18. Заключение по НДТ для канализации и очистных сооружений (очистка сточных вод)

      6.19. Заключение по НДТ факельных систем

      6.20. Заключение по НДТ для энергетической системы

      6.21. Заключение по НДТ для морской добычи нефти и газа

      6.22. Методы управления отходами

      6.23. Методы комплексного управления выбросами

      6.24. Минимизация отходящих газов и их обработка

      6.25. Очистка сточных вод

      6.26. Описание техник предотвращения и контроля выбросов в атмосферу

      6.27. Описание техник предотвращающие или контролирующие сбросы сточных вод

      6.28. Требования по ремедиации

      7. Перспективные техники

      8. Дополнительные комментарии и рекомендации

Список схем/рисунков

Рисунок 1.1. Общая схема работы нефтегазового комплекса

Рисунок 1.2. Месячный объем добычи сырой нефти в Республике Казахстан

Рисунок 1.3. Производственные показатели по добыче газа в РК

Рисунок 1.4. Общая информация по мировым запасам природного газа

Рисунок 1.5. Рейтинг стран по запасам нефти

Рисунок 1.6. Статистические данные Республики Казахстан по экспорту сырой нефти

Рисунок 1.7. Диаграмма экспорта казахстанской сырой нефти

Рисунок 1.8. Диаграмма экспорта природного газа

Рисунок 1.9. Соотношение долей вклада основных загрязняющих веществ в составе эмиссий в атмосферу при добыче нефти и газа

Рисунок 1.10. Соотношение долей вклада основных источников эмиссий в атмосферу при добыче нефти и газа

Рисунок 3.1. Схематичное изображение фонтанирующей скважины с достаточным давлением для подъема нефти на поверхность

Рисунок 3.2. Разделение жидкостей по мере протекания по насосно–компрессорной колонне

Рисунок 3.3. Газлифтовая установка

Рисунок 3.4. Основные части плунжерного подъемника

Рисунок 3.5. Цикл работы плунжерного подъемника

Рисунок 3.6. Наиболее распространенный тип штангового насоса

Рисунок 3.7. Схематичное изображение простого штангового насоса

Рисунок 3.8. Схема рабочего цикла штангового насоса

Рисунок 3.9. Два типа насосов для штанговых насосных установок

Рисунок 3.10. Схематический рисунок станка–качалки

Рисунок 3.11. Винтовой насос

Рисунок 3.12. Принципиальная схема погружного агрегата диафрагменного насосной установки

Рисунок 3.13. Принципиальная схема электроцентробежного насоса

Рисунок 3.14. Схематическое изображение промывочного бака или отстойника

Рисунок 3.15. Схематическое изображение двухфазного и трехфазного нефтяного сепаратора

Рисунок 3.16. Схема гравитационно–инерционного с сетчатой насадкой газовых сепараторов

Рисунок 3.17. Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции

Рисунок 3.18. Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции

Рисунок 3.19. Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции

Рисунок 3.20. Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией

Рисунок 3.21. Технологическая схема отстойника с распределительным коллектором

Рисунок 3.22. Технологическая схема ЭДГ

Рисунок 3.23. Принципиальная схема ЭДГ

Рисунок 3.24. Принципиальная технологическая схема обессоливания сырой нефти

Рисунок 3.25. Принципиальная технологическая схема процесса ДМС–1

Рисунок 3.26. Принципиальная технологическая схема процесса ДМС–3

Рисунок 3.27. Технологическая схема процесса гидрообессеривания

Рисунок 3.28. Резервуар УПСВ

Рисунок 3.29. Технологическая схема аппарата ОГ–200П для предварительного разделения нефти и пластовой воды

Рисунок 3.30. Технологическая схема установки по подготовке сточных вод открытого типа

Рисунок 3.31. Технологическая схема установки по подготовке сточных вод закрытого типа

Рисунок 3.32. Принципиальная схема гликолевой осушки газа

Рисунок 3.33. Принципиальная схема адсорбционной очистки газа

Рисунок 3.34. Принципиальная схема очиски газа от сероводорода

Рисунок 3.35. Технологическая схема установки очистки газов раствором

Рисунок 3.36. Схема однопоточной очистки газа

Рисунок 3.37. Схема подачи потоков аминового раствора с одинаковой (А) и разной (Б) температурой абсорбента

Рисунок 3.38. Схема аминовой очистки газа с разветвленными потоками раствора разной степени регенерации

Рисунок 3.39. Технологическая схема процесса MEROX

Рисунок 3.40. Типовая схема рамещения оборудования МКС

Рисунок 3.41. Классификация применяемых в ГПА компрессоров

Рисунок 3.42. Установка компримирования ПНГ

Рисунок 3.43. Система подготовки ПНГ

Рисунок 3.44. Принципиальная схема процесса сжижения газа

Рисунок 3.45. Блок адсорбционной осушки– принципиальная технологическая схема

Рисунок 3.46. Процесс регенерации метанола

Рисунок 3.47. Схема огневой регенерации гликоля

Рисунок 3.48. Схема регенерации аминового раствора

Рисунок 3.49. Конструктивные особенности и состав блоков

Рисунок 3.50. Принципиальная технологическая схема установки производства серы методом Клауса

Рисунок 3.51. Технологические схемы процесса Клауса в зависимости от содержания сероводорода в кислом газе

Рисунок 3.52. Технологическая схема установки Клауса с двумя конверторами

Рисунок 3.53. Технологическая схема процесса "Сульфрин"

Рисунок 3.54. Технологическая схема процесса SCOT

Рисунок 3.55. Схема установки низкотемпературной конденсации

Рисунок 3.56. Технологические схемы установок НТКР

Рисунок 3.57. Типовая структурная схема приемо–сдаточного пункта товарной нефти в составе магистральных нефтепроводов

Рисунок 3.58. Технологическая схема СИКН

Рисунок 3.59. Схема приконтурногозаводнения

Рисунок 3.60. Схемы внутриконтурного заводнения

Рисунок 3.61. Система разработки с блоковым заводнением

Рисунок 3.62. Эволюция резервуаров

Рисунок 3.63. Принципиальная схема обвязки установки УЛФ

Рисунок 3.64. Схемы налива нефтепродуктов из вагонов–цистерн

Рисунок 3.65. Пример верхнего налива углеводородов в автоцистерны

Рисунок 3.66. Схема установки для очистки нефтепромысловых сточных вод

Рисунок 3.67. Основные схемы, по которым выполняется очистка сточных вод от нефтепродуктов (физико–химическим методом)

Рисунок 3.68. Схема биологической очистки сточных вод

Рисунок 3.69. Технологическая схема сброса газов и паров в факельную систему

Рисунок 3.70. Принципиальная схема парогенераторной установки

Рисунок 3.71. Схема ГТУ простой схемы в условных обозначениях

Рисунок 3.72. Технологическая схема Водогрейного котла

Рисунок 3.73. Технологическая схема печи подогрева

Рисунок 3.74. Технологическая схема дизельного двигателя

Рисунок 3.75. Принцип работы газопоршневого двигателя

Рисунок 3.76. Принципиальная схема Сульфрен–процесса применительно к установке Клауса

Рисунок 4.1. Системное совершенствование модели СЭМ

Рисунок 5.1. Традиционная схема сбора и транспорта нефти и газа

Рисунок 5.2. Схема сбора и транспорта нефти и газа с использованием мультифазных насосных станций

Рисунок 5.3. Технологическая схема декантерной центрифуги

Рисунок 5.4. Технологическая схема тарельчатой центрифуги

Рисунок 5.5. Технологическая схема установки НТС

Рисунок 5.6. Принципиальная технологическая схема процесса каталитической окислительной демеркаптанизации углеводородного сырья "Мерокс"

Рисунок 5.7. Схема получения сжиженных газов с впрыском метанола

Рисунок 5.8. Схема глубокого извлечения С3+ с использованием детандер–компрессорного агрегата

Рисунок 5.9. Технологическая схема установки газоразделения без выделения этана

Рисунок 5.10. Принципиальная схема хранения СПГ с изометрическим резервуаром

Рисунок 5.11. Технология очиски СУГ

Рисунок 5.12. Упрощенная технологическая схема установки отпарки кислых стоков

Рисунок 5.13. Технологическая схема SNOX на заводе в Gela

Рисунок 5.14. Принципиальная схема установки аминовой очистки

Рисунок 5.15. Схема материальных потоков в абсорбере

Рисунок 5.16. Стандартная структура катализатора, стойкого к истиранию.

Рисунок 5.17. Влияние выбора катализатора, нестойкого к истиранию, на выбросы взвешенных частиц (мг/Нм3) через 100 дней

Рисунок 5.18. Выбросы в атмосферу от установки с реакторным блоком СНКВ на предприятии Германии

Рисунок 5.19. Результаты сокращение концентрации NOX из–за применения присадок на установках

Рисунок 5.20. Выбросы оксидов азота (NOX) на установке в режиме полного сжигания представлены в виде функции избыточного кислорода O2 в конфигурации с различными присадками к катализатору

Рисунок 5.21. Производительность установки в режиме полного сжигания, где применяется присадка, сокращающая концентрации NOX

Рисунок 5.22. Первоначальные результаты промышленной эксплуатации установки США (штат Техас) – 2007 год

Рисунок 5.23. Схема TSS с использованием вихревых сепараторов в виде циклона–конфузора

Рисунок 5.24. Среднесуточные концентрации взвешенных частиц, с применением ЭСФ на установке

Рисунок 5.25. Среднесуточные концентрации взвешенных частиц, с применением ЭСФ на установке

Рисунок 5.26. Распределение ежедневных значений пылевых выбросов по итогам непрерывного мониторинга установки, оснащенного ЭСФ

Рисунок 5.27. Производительность трехступенчатого фильтра обратной продувки из спеченного сплава на установке

Рисунок 5.28. Графическое изображение влияния SOX–снижающих присадок на исходный профиль концентрации газа на установке неполного сжигания

Рисунок 5.29. Эффективность SOX–снижающих присадок в переработке сырья с содержанием серы 1,6 %

Рисунок 5.30. Эффективность SOX–снижающих присадок, если в составе сырье с 0,5 %–м содержанием серы

Рисунок 5.31. Снижение выбросов SO2 с применением присадок, сокращающих концентрацию SOX

Рисунок 5.32. Удельная стоимость присадок снижения содержания SOX на тестовой установке в сравнении с целевыми показателями снижения содержания SOX

Рисунок 5.33. Экономические аспекты присадок сокращения концентрации SOX на тестовых установках – общий обзор затрат

Рисунок 5.34. Принципиальная схема технологии полусухой сероочистки

Рисунок 5.35. Технологическая схема получения гелиевого концентрата (вар. I)

Рисунок 5.36. Технологическая схема получения гелиевого концентрата (вар. II)

Рисунок 5.37. Принципиальная технологическая схема установки выделения гелиевого концентрата, этана и широкой фракции углеводородов из природного газа

Рисунок 5.38. Технологическая схема установки извлечения из природного газа гелия с одновременным выделением фракции С2+ и азота

Рисунок 5.39. Принципиальная схема технологии мокрой сероочистки

Рисунок 5.40. Принципиальная схема технологии полусухой сероочистки

Рисунок 5.41. Принципиальная схема осушки молекулярным ситом

Рисунок 5.42. Пример резервуара с плавающей крышей

Рисунок 5.43. Пример нескольких уплотнений на резервуаре с плавающей крышей, сооруженном на предприятии по нефтегазодобывающей отрасли в Германии

Рисунок 5.44. Процесс адсорбции активированным углем VRU

Рисунок 5.45. Процесс мембранного разделения VRU

Рисунок 5.46. Упрощенная технологическая схема установки улавливания паров

Рисунок 5.47. Изменчивость выбросов в атмосферу от VRU (набор данных 12) в течение месяцев

Рисунок 5.48. Изменчивость выбросов в атмосферу от двух VRU (наборы данных 8 и 9) в течение дня

Рисунок 5.49. Капитальные затраты на некоторые методы VRU и термическое окисление (2001 год)

Рисунок 5.50. Общее описание сепаратора нефть–вода API

Рисунок 5.51. Общее описание сепаратора с параллельными пластинами PPI

Рисунок 5.52. Упрощенная технологическая схема факельной системы

Рисунок 5.53. Технологическая схема закрытого факела

Рисунок 5.54. Соотношение между частицами топливной смеси и удельными выбросами NOX и SO2 для выборки европейских предприятий

Рисунок 5.55. Процентное содержание серы в газе и нефти в выборке данных технической рабочей группы европейского Бюро НДТ за 2008 год

Рисунок 5.56. Влияние состава топливного газа нефтегазодобывающих предприятий на выбросы NOX (применяется только к существующим установкам)

Рисунок 5.57. Влияние предварительного нагрева воздуха на выбросы NOX при сжигании топливного газа (применяется только к существующим установкам)

Рисунок 5.58. Суточные вариации выбросов в атмосферу от газовой турбины, использующей три вида топлива (пример с завода J–GTA –170 МВт)

Рисунок 5.59. Эффект применения закачивания пара в газовую турбину, работающую со смесью природного газа и топливного газа (75 % топливного газа)

Рисунок 5.60. Характеристики горелок с низким уровнем выбросов NOX для газовых и многотопливных установок сжигания

Рисунок 5.61. Котел–утилизатор и детандер, используются для утилизации тепла отходящих газов

Рисунок 5.62. Схема системы сжигания с предварительным подогревом воздуха

Рисунок 5.63. Принцип работы регенеративных горелок

Рисунок 5.64. Различные режимы сжигания

Рисунок 5.65. Схема трансформатора

Рисунок 5.66. Энергоэффективность трехфазных индукционных электродвигателей

Рисунок 5.67. Затраты на протяжении срока службы электродвигателя

Рисунок 5.68. Зависимость КПД электродвигателя от его нагрузки

Рисунок 5.69. Соотношение напора и расхода

Рисунок 5.70. Возможная схема системы с естественным охлаждением

Список таблиц

Таблица 1.1. Объемы отгрузки нефти на внутренний рынок для переработки за период 2015–2018 гг.

Таблица 1.2. Объемы сброшенных и неочищенных сточных вод за период 2000–2020 гг.

Таблица 1.3. Объемы водоотведения крупных нефтегазодобывающих компаний

Таблица 1.4. Значения максимальных и минимальных концентрации загрязняющих веществ в производственных сточных водах

Таблица 1.5. Диапазоны изменения максимальных и минимальных значений концентраций загрязняющих веществ в производственных сточных водах нефтегазодобывающих компаний по категориям

Таблица 1.6. Укрупненное процентное соотношение показателей образования каждого вида отходов

Таблица 3.1. Потребление энергетических ресурсов УЭЦН

Таблица 3.2. Потребление энергетических ресурсов ШГН

Таблица 3.3. Потребление энергетических ресурсов установки атмосферно–вакуумной трубчатки и мультифазными насосами

Таблица 3.4. Потребление энергетических ресурсов электродегидратором

Таблица 3.5. Потребление энергетических ресурсов установки производства серы

Таблица 3.6. Потребление энергетических ресурсов процесса "Резид HDS"

Таблица 3.7. Отходы установки абсорбирующих и субстратных материалов

Таблица 3.8. Потребление энергетических ресурсов насосов установки подготовки пластовой воды

Таблица 3.9. Потребление энергетических ресурсов процесса осушки газа

Таблица 3.10. Образование отходов происходит в результате замены абсорбента

Таблица 3.11. Потребление энергетических ресурсов на тонну H2S, удаляемого в установке аминовой очистки

Таблица 3.12. Потребление энергетических ресурсов при эксплуатации дожимной компрессорной станции

Таблица 3.13. Потребление энергетических ресурсов установки процесса СПГ

Таблица 3.14. Потребление энергетических ресурсов установки адсорбции

Таблица 3.15. Описание технологического процесса регенерации метанола

Таблица 3.16. Описание технологического процесса огневой регенерации гликоля

Таблица 3.17. Описание технологического процесса регенерации аминового раствора

Таблица 3.18. Составы ингибиторов коррозии для серосодержащих сред

Таблица 3.19. Составы ингибиторов коррозии для кислородсодержащих сред

Таблица 3.20. Составы ингибиторов коррозии для сероводородсодержащих и углекислотных сред

Таблица 3.21. Потребление энергетических ресурсов при технологии производства газовой технической серы

Таблица 3.22. Выбросы маркерных загрязняющих веществ от инсинераторов (печи дожига газообразных остатков (хвостовых газов), печи дожига на установках Клауса, Установка излечения серы, Установка производства серы)

Таблица 3.23. Потребление энергетических ресурсов при технологии низкотемпературной конденсации

Таблица 3.24. Потребление энергетических ресурсов на стадии учета и замера сырой / товарной нефти, газа и воды

Таблица 3.25. Потребление энергетических ресурсов при технологии низкотемпературной конденсации

Таблица 3.26. Потребление энергетических ресурсов на стадии транспортировки продукции

Таблица 3.27. Потребление энергетических ресурсов канализационных насосов

Таблица 3.28. Потребление энергетических ресурсов очистки сточных вод

Таблица 3.29. Выбросы маркерных загрязняющих веществ от факельных установок (замеры осуществляются расчетным методом)

Таблица 3.30. Выбросы водогрейных котлов

Таблица 3.31. Выбросы маркерных загрязняющих веществ от дизельных двигателей (дизельные электростанции, дизельные приводы установок)

Таблица 3.32. Потребление энергетических ресурсов котельной

Таблица 3.33. Выбросы газотурбинных установок, газоперекачивающих агрегатов, компрессоров, газопоршневых установок

Таблица 3.34. Выбросы котельных, огневых испарителей, парогенераторы

Таблица 3.35. Выбросы маркерных загрязняющих веществ от технологических печей (печи подогрева, устьевые подогреватели)

Таблица 3.36. Выбросы печей дожига, котлов–утилизаторов, инсинераторов

Таблица 3.37. Выбросы дизельных генераторов на газообразном и дизельном топливе

Таблица 4.1. Информация по каждой технике, описанной в данном разделе

Таблица 4.2. Количество техник рассмотренных в разделах 4 и 5

Таблица 4.3. Примеры методов нейтрализации выбросов ЛОС

Таблица 4.4. Техники энергосбережения

Таблица 5.1. Распределение методов интенсификации притока нефти

Таблица 5.2. Инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание

Таблица 5.3. Технологические показатели при извлечении углеводородов методом низкотемпературной сепарации

Таблица 5.4. Характеристики SNOX после 72–часового тестового запуска после 5 месяцев эксплуатации (Gela)

Таблица 5.5. Характеристики SNOX при средних рабочих условиях (Gela)

Таблица 5.6. Характеристики SNOX (OMV Швехат)

Таблица 5.7. Показатели системы СНКВ по трем установкам.

Таблица 5.8. Различные характеристики присадок NOX, используемых на установках полного сжигания в США

Таблица 5.9. Экономические аспекты по циклонам третьей ступени, применяемых на установках.

Таблица 5.10. Экономические данные по ЭСФ, применяемые на установке

Таблица 5.11. Производительность и удельные затраты на утилизацию SOX–снижающих присадок при постоянной работе форсуночных устройств

Таблица 5.12. Основные предполагаемые значения эффективности очистки и уровней выбросов после применения скрубберов мокрой очистки

Таблица 5.13. Производительность скрубберов Вентури мокрой очистки газов некоторых установок в США.

Таблица 5.14. Стандартные значения производительности, достигнутые с помощью регенеративной системы очистки скруббером Wellman–Lord.

Таблица 5.15. Затраты на переоснащение скрубберов мокрой очистки газов, расположенных на установках

Таблица 5.16. Удельные затраты установки на различные нерегенеративные скрубберы мокрой очистки отходящих газов

Таблица 5.17. Сравнение затрат между регенеративными и нерегенеративными скрубберами мокрой очистки газов.

Таблица 5.18. Сопутствующие эффекты, связанные с методами VRU

Таблица 5.19. Технологические показатели при сорбционном отбензинивании газов

Таблица 5.20. Технологические показатели очистки ШФЛУ от сернистых соединений

Таблица 5.21. Технологические показатели при выделении гелия из природного газа

Таблица 5.22. Показатели потребления энергетических ресурсов, показатели норм расхода материально–технических ресурсов и выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух технологии разделения ШФЛУ на ГФУ и дополнительной азеотропной осушки пропана (АОП)

Таблица 5.23. Контроль ЛОС в резервуарном парке нефти и нефтепродуктов (хранилище нефти и нефтепродуктов)

Таблица 5.24. Проектные данные сооружения резервуаров

Таблица 5.25. Выбор уплотнений и прогнозируемая эффективность

Таблица 5.26. Сметные затраты на модернизацию непроницаемой геомембраной на различных резервуарах

Таблица 5.27. Типовые данные по очистке резервуаров сырой нефти

Таблица 5.28. Типовые сметные затраты на очистку резервуаров сырой нефти

Таблица 5.29. Достигнутые экологические выгоды и экологические показатели

Таблица 5.30. Значения выбросов для установок улавливания паров

Таблица 5.31. Сопутствующие эффекты, связанные с методами VRU

Таблица 5.32. Обзор применимости некоторых методов VRU

Таблица 5.33. Пример данных о затратах (2008 г.) для одноступенчатой адсорбции VRU, работающей при 3,5 г/Нм3

Таблица 5.34. Примеры данных о затратах для некоторых французских сайтов VRU

Таблица 5.35. Примеры заявленных капитальных затрат и спецификаций мощности для VRU

Таблица 5.36. Метод контроля термического окисления ЛОС, применяемый в промышленности

Таблица 5.37. Различные применения факельной системы

Таблица 5.38. Примеры состава факельного газа

Таблица 5.39. ример расчетных условий двух факелов на нефтеперерабатывающем заводе в Великобритании (2007 г.)

Таблица 5.40. Примеры инвестиций в увеличение теплообмена, о которых сообщалось на предприятиях Европейского Союза

Таблица 5.41. Ожидаемые выбросы CO из печей и котлов с оптимальной горелкой и конструкцией

Таблица 5.42. Ожидаемые выбросы NOX из печей и котлов с оптимальной горелкой и конструкцией

Таблица 5.43. Ожидаемые выбросы взвешенных частиц из печей и котлов с оптимальной горелкой и конструкцией

Таблица 5.44. Ожидаемые выбросы в атмосферу от газовых турбин при применении первичных методов

Таблица 5.45. Выбросы NOX от газовых турбин – Данные по выборке европейских предприятий в сфере нефти и газа

Таблица 5.46. Представленная производительность горелок с низким выбросом NOX в вопросниках на уровне технической рабочей группы европейского Бюро НДТ

Таблица 5.47. Типичные диапазоны выбросов, измеренные при различных условиях эксплуатации нефтегазодобывающего промысла в случае модернизации

Таблица 5.48. Пример горелок со сверхнизким выбросом NOX на заводах по производству природного газа в Норвегии

Таблица 5.49. Конкретные примеры затрат на модернизацию горелок с низким и сверхнизким выбросом NOX

Таблица 5.50. Выбросы NOX достигаются с помощью сухих камер с низким содержанием NOX для различных типов оборудования

Таблица 5.51. Выбросы NOX, достигаемые газовыми турбинами с помощью закачивания разбавителя

Таблица 5.52. Примеры влияния процесса выдувания сажи по трем немецким предприятиям нефтегазовой промышленности

Таблица 5.53. Расчет коэффициента Зигерта в зависимости от вида топлива

Таблица 5.54. Возможные результаты организации предварительного подогрева воздуха горения

Таблица 5.55. Пример экономического эффекта в результате утилизации тепла

Таблица 6.1. Технологические показатели эмиссий в атмосферу от технологических печей (печи подогрева, котлы (в том числе водогрейные), устьевые подогреватели)

Таблица 6.2. Технологические показатели эмиссий в атмосферу от инсинираторов (термоокислителей) осуществляющих сжигание отработанных газов в процессе нейтрализации щелочных стоков

Таблица 6.3. Технологические показатели выбросов окиси углерода (CO) от инсинераторов после установок извлечения серы (термический окислитель, печи-дожига газообразных остатков (хвостовых газов), печи дожига на установках Клауса, SCOT, Lo-Cat, Sulfreen процессов установок излечения / производства серы)

Таблица 6.4. Технологические показатели выбросов Оксидов серы (SO2) от инсинераторов после установок извлечения серы (термический окислитель, печи-дожига газообразных остатков (хвостовых газов), печи дожига на установках Клауса, SCOT, Lo-Cat, Sulfreen процессов установок излечения / производства серы)

Таблица 6.5. Технологические показатели выбросов в атмосферный воздух от дизельных двигателей (дизельные электростанции, дизельные приводы установок)

Таблица 6.6. Технологические показатели выбросов в атмосферный воздух от газовых двигателей (Газотурбинная установка, Газопоршневые электростанции, Газовый двигатель в качестве привода установок, Газоперекачивающий агрегат с газотурбинным двигателем)

Глоссарий

      Настоящий глоссарий предназначен для облегчения понимания информации, содержащейся в настоящем справочнике по наилучшим доступным техникам "Добыча нефти и газа" (далее – справочник по НДТ). Определения терминов в этом глоссарии не являются юридическими определениями (даже если некоторые из них могут совпадать с определениями, приведенными в нормативных правовых актах Республики Казахстан).

      Глоссарий представлен следующими разделами:

      термины и их определения;

      аббревиатуры и их расшифровка.

Термины и их определения

      В настоящем справочнике по НДТ используются следующие термины:

мониторинг эмиссий в атмосферу

-

оценка концентрации выбросов загрязняющих веществ в отходящих газах, полученная с помощью прямых инструментальных и/или косвенных методов измерений

установка сжигания

-

установка, сжигающая топливо отдельно или с другими видами топлива для производства энергии/тепла на объекте, такими как котлы, печи и газовые турбины и т.п..

новая установка

-

установка, впервые допущенная к эксплуатации на предприятии после публикации настоящих заключений по НДТ, или полная замена агрегата на существующем фундаменте в пределах предприятия после публикации настоящих заключений по НДТ

остаточный газ

-

газы, выходящие из установки после стадии окисления из УРС (Например, регенератор, процесс Клауса, SCOT, Сульфрен)).

существующая установка

-

установка, которая не является новой установкой

установка

-

сегмент/подраздел установки, в котором выполняется определенная операция обработки

периодические измерения

-

определение измеряемой величины через заданные интервалы времени с использованием ручных или автоматизированных эталонных методов

летучие органические соединения (ЛОС)

-

любое органическое соединение, а также фракция креозота, имеющая при 293,15 К давление пара 0,01 кПа или более или имеющую соответствующую летучесть при определенных условиях использования

технологические показатели

-

уровни эмиссий, связанные с применением наилучших доступных техник, выраженные в виде предельного количества (массы) маркерных загрязняющих веществ на единицу объема эмиссий (мг/нм3, мг/дм3) и (или) количества потребления электрической и (или) тепловой энергии, иных ресурсов в расчете на единицу времени или единицу производимой продукции (товара), выполняемой работы, оказываемой услуги, которые могут быть достигнуты при нормальных условиях эксплуатации объекта с применением одной или нескольких наилучших доступных техник, описанных в заключении по наилучшим доступным техникам, с учетом усреднения за определенный период времени и при определенных условиях

непрерывное измерение

-

круглосуточные измерения, допускающие перерывы для проведения ремонтных работ, устранения дефектов, пуско-наладочных, поверочных, калибровочных работ

отходящий газ

-

газ, образующийся в результате процесса (термического, химического окисления), который должен быть очищен, от загрязняющих веществ и (или) обезврежен.
(Например, в установке удаления кислых газов и установке рекуперции серы (УРС), путем сжигания (инсинерации), химической обработки

СО

-

окись углерода

NOx, выраженный как NO2

-

сумма оксида азота (NO) и диоксида азота (NO2), выраженная как NO2

H2S

-

сероводород. Карбонилсульфид и меркаптан не включены

хлористый водород, выраженный как HCl

-

все газообразные хлориды, выраженные как HCl

фтористый водород, выраженный как HF

-

все газообразные фториды, выраженные как HF

SOx выраженный как SO2

-

сумма диоксида серы (SO2) и триоксида серы (SO3), выраженная как SO2

Аббревиатуры и их расшифровка

Аббревиатуры

Расшифровка

ГПЗ

Газоперерабатывающие заводы

ГФУ

Газофракционирующие установки

ШФЛУ

Широкие фракции легких углеводородов

УПС

Установки производства серы

АСМ

Автоматизированная система мониторинга эмиссий

НПЗ

Нефтеперерабатывающие и нефтехимические заводы

СУГ

Сжиженные углеводородные газы

НТА

Низкотемпературная абсорбция

НТК

Низкотемпературная конденсация

НТС

Низкотемпературная сепарация

УООГ

Установка очистки отходящих газов

Предисловие

      Краткое описание содержания справочника по наилучшим доступным техникам: взаимосвязь с международными аналогами

      Справочник по наилучшим доступным техникам "Добыча нефти и газа" (далее – справочник по НДТ) разработан в целях реализации Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Экологический кодекс) в рамках реализации бюджетной программы Министерства экологии и природных ресурсов Республики Казахстан 044 "Содействие ускоренному переходу Казахстана к зеленой экономике путем продвижения технологий и лучших практик, развития бизнеса и инвестиций".

      При разработке справочника по НДТ учтены наилучший мировой опыт и аналогичные и сопоставимые справочные документы Российской Федерации по наилучшим доступным техникам "Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям "Добыча нефти" (ИТС 28-2021)" и "Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям "Добыча газа" (ИТС 29-2017)", Соединенных Штатов Америки CompendiumofGreenhouse Gas EmissionsMethodologiesfor The Natural Gas and Oil Industry (USA 2021), Development ofEmissionFactorsforLeaksinRefineryComponentsin Heavy Liquid Service (USA), с учетом необходимости обоснованной адаптации к климатическим, экономическим, экологическим условиям, топливно-сырьевой базе Республики Казахстан, обуславливающим техническую и экономическую доступность наилучших доступных техник в области применения.

      Справочник по НДТ предназначен для предприятий, осуществляющих деятельность в области добычи нефти и газа, а также для уполномоченного органа в области охраны окружающей среды для принятия решений в отношении выдачи комплексных экологических разрешений на воздействие на окружающую среду.

      Технологические показатели, связанные с применением одной или нескольких в совокупности наилучших доступных техник для технологического процесса определены технической рабочей группой по разработке справочника по наилучшим доступным техникам "Добыча нефти и газа".

      Информация о сборе данных

      В справочнике по НДТ использованы данные результатов комплексного технического аудита и анкетирования, включающие технико-экономические показатели, выбросы и сбросы загрязняющих веществ предприятиями нефтегазодобывающей отрасли Республики Казахстан. Комплексный технический аудит и анкетирование проводилось подведомственной организацией уполномоченного органа в области охраны окружающей среды, осуществляющей функции Бюро по наилучшим доступным техникам. Перечень объектов для комплексного технологического аудита утвержден уполномоченным органом в области охраны окружающей среды и рассмотрен технической рабочей группой по разработке справочника по наилучшим доступным техникам "Добыча нефти и газа".

      В справочнике по НДТ использованы данные Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан, Министерства энергетики Республики Казахстан, анализировались отчеты АО "НК "КазМунайГаз", ОЮЛ "Казахстанская Ассоциация организаций нефтегазового и энергетического комплекса "KAZENERGY", Национальный энергетический доклад KAZENERGY, законодательные акты Республики Казахстан, регулирующие деятельность нефтегазодобывающей отрасли. Дополнительно информация предоставлялась технической рабочей группой, которая была создана в целях осуществления деятельности по рассмотрению, участию в разработке, доработке проекта справочника по наилучшим доступным техникам приказом Председателя Правления НАО "Международный центр зеленых технологий и инвестиционных проектов" №08-22П от 12 января 2022 г., №77-22П от 11 июля 2022 г.

      Бюро наилучших доступных техник обеспечивал анализ и оценку полученных данных, осуществлял организационную, методическую и экспертно-аналитическую поддержку деятельности технических рабочих групп по вопросам разработки справочников по наилучшим доступным техникам, руководствуясь принципами пункта 6 Статьи 113 Экологического Кодекса, в том числе открытости и прозрачности, ориентированности на наилучший мировой опыт.

      Взаимосвязь с другими справочниками по НДТ

      Справочник по НДТ является одним из серии разрабатываемых в соответствии с требованием Экологического кодекса справочников по НДТ:

      1) сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии;

      2) переработка нефти и газа;

      3) производство неорганических химических веществ;

      4) производство цемента и извести;

      5) энергетическая эффективность при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности;

      6) производство меди;

      7) производство цинка и кадмия;

      8) производство свинца;

      9) производство изделий дальнейшего передела черных металлов;

      10) добыча нефти и газа;

      11) добыча и обогащение железных руд;

      12) добыча и обогащение руд цветных металлов (вкл. драгоценные);

      13) производство ферросплавов;

      14) производство чугуна и стали;

      15) очистка сточных вод при производстве продукции;

      16) мониторинг эмиссий загрязняющих веществ в атмосферный воздух и водные объекты;

      17) утилизация и удаление отходов путем сжигания;

      18) производство титана и магния;

      19) производство алюминия;

      20) производство редких и редкоземельных металлов;

      21) промышленные системы охлаждения;

      22) производство редких и редкоземельных металлов;

      23) очистка сточных вод централизованных систем водоотведения населенных пунктов;

      24) обращение с вскрышными и вмещающими горными породами;

      25) производство продукции тонкого органического синтеза и полимеров.

      Справочник по НДТ "Добыча нефти и газа" имеет связь с:

Наименование справочника по НДТ

Связанные процессы

Переработка нефти и газа

Переработка и подготовка сырого газа

Энергетическая эффективность при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности

Энергетическая эффективность

Мониторинг эмиссий загрязняющих веществ в атмосферный воздух и водные объекты

Мониторинг эмиссий

Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

Производство энергии

Область применения

      В соответствии с Приложением 3 Экологического кодекса настоящий справочник по НДТ распространяется на:

      добычу нефти и природного газа.

      Область применения настоящего справочника по НДТ, а также технологические процессы, оборудование, технические способы и методы в качестве наилучших доступных техник для области применения настоящего справочника по НДТ определены технической рабочей группой по разработке справочника по наилучшим доступным техникам "Добыча нефти и газа".

      Справочник по НДТ распространяется на следующие основные производственные / технологические процессы осуществляемые на месторождениях добычи нефти и газа:

 Производственные / Технологические процессы

Краткое описание процесса


1

2

1

Добыча сырой нефти, нефтяного (попутного), природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата)

1.1

Добыча сырой нефти

Процессы добычи сырой нефти, посредством:
-газлифтным методом;
-фонтанным методом;
- применения механизированных методов (штанговые глубинные насосы, погружные винтовые насосы, установки электроприводных лопастных насосов, погружные диафрагменные насосы, плунжерный лифт)

1.2

Добыча газа (нефтяного (попутного) газа, природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата))

Процессы добычи газа (нефтяного (попутного) газа, природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата))

1.3

Транспорт сырой нефти и газа по внутрипромысловым трубопроводам

Транспорт сырой нефти и газа по промысловым трубопроводам надземного, наземного и подземного исполнений, мультифазная насосная станция, обогрев трубопроводов

2

Предварительная подготовка газа и жидких углеводородов

2.1

Сепарационные установки

Процессы сепарации с целью удаления воды, газов, механических примесей

2.2

Стабилизация сырой нефти

Процесс удаления (отгонки) из нефти (конденсата) остаточного количества углеводородных газов и легких жидких фракций

2.3

Процессы обезвоживания и обессоливания сырой нефти

Процессы удаления солей и воды из нефтяной эмульсии посредством термического, химического, гравитационного, электромагнитного воздействия.

2.4

Десульфуризация сырой нефти

Процесс удаления из нефти серосодержащих соединений
 

3

Подготовка воды

3.1

Предварительный сброс пластовой воды

Процесс сепарирования и пескоочистки при предварительно сбросе пластовой воды

3.2

Подготовка пластовой воды

Процессы сепарации с целью удаления воды, газов, механических примесей

4

Подготовка и переработка газа

4.1

Осушка газа

Процесс удаления влаги из газов и газовых смесей

4.2

Аминовая очистка

Процесс очистки газов от сероводорода и углекислого газа

4.3

Демеркаптанизация (Щелочная очистка)

Процесс удаления меркаптанов (меркаптановой серы) из углеводородных фракций

4.4

Компримирование газа

Процесс повышения давления (сжатия) газа с помощью компрессора.

4.5

Производство сжиженного углеводородного газа, товарного газа

Процесс предварительной очистки сжиженного углеводородного газа

5

Реагентное хозяйство

5.1

Ввод реагента в трубопроводы

Процесс подачи химических реагентов в нефте- газо- водотрубопроводы

5.2

Прием, смешение и подача реагента в скважины

Процесс приема, смешения и подачи ингибитора в скважины

5.3

Регенерация реагента

Процесс регенерации метанола, гликоля

5.4

Регенерация сорбента

Процесс регенерации абсорбента, адсорбента

6

Производство газовой технической серы

Процесс производства газовой технической серы на месторождениях

7

Низкотемпературная конденсация и газофракционирование

Процессы низкотемпературной конденсации и газофракционирования

8

Учет и замер сырой / товарной нефти, газа и воды

Процесс учета и замера нефти и газа, включая приемо-сдаточный пункт, узел учета сырой / товарнойнефти, узел учета газа, систему измерения количества и параметров газа, систему измерения количества и показателей качества сыройнефти,
систему измерения количества и показателей качества воды или приборы учета воды

9

Поддержание пластового давления

9.1

Закачка воды в пласт

Процесс закачки воды в нагнетательные скважины в целях поддержания пластового давления

9.2

Закачка газа в пласт

Процесс закачки газа в пласт посредством нагнетательных газовых скважин, трубопроводов, с применением оборудование подготовки газа

10

Резервуарный парк

10.1

Хранение и транспортировка продукции

Процесс хранения и транспортировки, включая улавливание легких фракций углеводородов

10.2

Система слива / налива

Процесс слива-налива на приемо-сдаточном пункте

11

Канализация и очистные сооружения (очистка сточных вод)

Процесс сбора и очистки сточных вод

12

Факельные системы

Процесс сброса и сжигания горючих газов (паров) в факельных системах включая горизонтальные, вертикальные, совмещенные

13

Энергетическая система

Процесс электро-, тепло-, паро-, водоснабжения и энергоэффективность

14

Морская добыча сырой нефти и газа

Добыча сырой нефти и газа на искусственном острове

      Справочник по НДТ не распространяется на следующие виды деятельности, технологическое оборудование и технологические процессы:

      1) разведку нефтяных/газовых/нефтегазовых и газоконденсатных месторождений (промыслово-геофизические исследования, поисково-оценочные работы и разведочные работы, геологические и сейсмические исследования);

      2) бурение скважин;

      3) транспортировку нефтяной эмульсии, сырой нефти, попутного и природного газа, продуктов переработки нефти и газа (за пределами границ месторождений);

      4) добычу горючих (битуминозных) сланцев и битуминозных песков и извлечение из них нефти;

      5) производство нефтепродуктов;

      6) процессы консервации и ликвидации скважин и иных объектов добычи углеводородного сырья;

      7) вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда;

      8) некоторые процессы вспомогательного производства, такие как работа станков в ремонтных мастерских, вертолетных площадок, объекты охраны/сигнализации, пожарные депо, автотранспортное хозяйство, системы вентиляции.

      9) монтаж, установка промышленных машин и оборудования;

      10) период ремонта и технического обслуживания, в том числе машин/ оборудования для добычи нефти и газа (включая период останова и пуска оборудования);

      11) регулирование факельного сжигания при техническом обслуживании, ремонтных и пусконаладочных работах технологического оборудования.

      12) на технологическое оборудование / установки валовые эмиссии которых в атмосферу составляют менее 1 тонны в год;

      13) источники неорганизованных выбросов.

      Настоящий справочник по НДТ содержит приоритетную информацию, специфичную для процессов добычи нефти и газа.

      Это означает, в частности, что:

      к процессу очистки сточных вод применяются качественные техники с целью снижения негативного воздействия на окружающую среду. В разделе 6 дается пояснение об установлении технологических показателей с учетом особенностей образования, состава и сбросов сточных вод нефтегазодобывающих предприятий;

      аспекты управления отходами при осуществлении производственной деятельности на месторождениях нефти и газа в настоящем справочнике по НДТ рассматриваются только в отношении отходов, образующихся в ходе основного вида деятельности. В настоящем справочнике по НДТ рассматриваются общие принципы управления отходами вспомогательных технологических процессов.

      Справочник по НДТ включает в себя анализ энергетических систем, присутствующих на месторождениях нефти и газа, т. е. только установки, работающие на топливе, для выработки тепловой и электрической энергии на собственные нужды. Дополнительная информация по техникам и допустимым уровням выбросов на крупных сжигающих установках приведена в справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии".

      При наличии информации экономические данные приведены вместе с описанием техник, представленных в разделе 5. Эти данные дают ориентировочное представление о величине затрат и их эффективности.

      Фактические затраты и выгоды от применения метода могут сильно зависеть от конкретной ситуации для рассматриваемой установки, которая не может быть полностью оценена в данном справочнике по НДТ.

      В отсутствие данных о затратах выводы об экономической эффективности методов делаются на основе примеров из опыта стран ОЭСР на существующих установках.

      Техники, перечисленные и описанные в настоящем справочнике по НДТ, не носят нормативный характер и не являются исчерпывающими. Могут использоваться другие техники при условии обеспечения уровня защиты окружающей среды, не превышающей установленных технологических показателей.

      Принципы применения

Статус документа

      Справочник по НДТ предназначен для информирования операторов объекта/объектов, уполномоченных государственных органов, и общественности о наилучших доступных техниках и любых перспективных техниках, относящихся к области применения справочника по НДТ с целью стимулирования перехода операторов объекта/объектов на принципы "зеленой" экономики и наилучших доступных техник.

      Положения, обязательные к применению

      Положения раздела "6. Заключение, содержащее выводы по наилучшим доступным техникам" справочника по НДТ являются обязательными к применению при разработке заключений по наилучшим доступным техникам.

      Необходимость применения одного или совокупности нескольких положений заключения по наилучшим доступным техникам определяется операторами объектов самостоятельно, исходя из целей управления экологическими аспектами на предприятии при условии соблюдения технологических показателей. Количество и перечень наилучших доступных техник, приведенных в настоящем справочнике по НДТ, не являются обязательным к внедрению.

      На основании заключения по наилучшим доступным техникам операторами объектов разрабатывается программа повышения экологической эффективности, направленная на достижение уровня технологических показателей, утвержденных в заключениях по наилучшим доступным техникам.

      Рекомендательные положения

      Рекомендательные положения имеют описательный характер и рекомендованы к анализу процесса установления технологических показателей, связанных с применением НДТ:

      Раздел 1: представлена общая информация о добыче нефти и газа, о структуре отрасли, используемых промышленных процессах и технологиях.

      Раздел 2: описаны методология отнесения к НДТ, подходы идентификации НДТ.

      Раздел 3: описаны основные этапы производственного процесса или производства конечного продукта, представлены данные и информация об экологических характеристиках установок нефте- и газодобывающих предприятий в эксплуатации на момент написания с точки зрения текущих выбросов, потребления и характера сырья, потребления воды, использования энергии и образования отходов.

      Раздел 4: описаны методы и техники, применяемые при осуществлении технологических процессов для снижения их негативного воздействия на окружающую среду и не требующие технического переоснащения, реконструкции объекта, оказывающего негативное воздействие на окружающую среду.

      Раздел 5: представлено описание существующих техник, которые предлагаются для рассмотрения в целях определения НДТ.

      Раздел 7: представлена информация о новых и перспективных техниках.

      Раздел8: приведены заключительные положения и рекомендации для будущей работы в рамках пересмотра справочника по НДТ.

1. Общая информация

      Настоящий раздел справочника по НДТ содержит общую информацию о конкретной области применения, включая описание нефтегазодобывающей отрасли Республики Казахстан, а также описание основных экологических проблем, характерных для области применения настоящего справочника по НДТ, включая текущие уровни эмиссий, а также потребления энергетических, водных и сырьевых ресурсов.

      Развитие настоящей цивилизации сопровождается постоянным увеличением количества производимых и потребляемых энергоресурсов, вовлекаемых в различных областях производственных и бытовых потребностей.

      Нефтегазовая отрасль является одной из ведущих отраслей среди других видов минерально-сырьевых секторов промышленности в обеспечении формирования необходимых финансовых ресурсов экономического суверенитета страны.

      Нефтегазодобывающая отрасль Республики Казахстан, является сектором интереса для большей части прямых иностранных инвестиций. За последнее десятилетие объем прямых иностранных инвестиций в нефтегазовую отрасль Казахстана составил более 70 млрд долл. США. Широкое присутствие мировых лидеров энергетической индустрии свидетельствует о привлекательности региона для инвесторов.

     


      Рисунок 1.1. Общая схема работы нефтегазового комплекса

1.1. Структура нефтегазодобывающей отрасли

      Структура отрасли - это совокупность предприятий, выпускающих продукцию одного назначения и являющихся реальными или потенциальными конкурентами. Анализ структуры отрасли выявляет лидеров производства, формирующих техническую и ценовую политику, а также служит основой инвестиционной политики государства и отдельных производителей.

1.1.1. Добыча сырой нефти

      По подтвержденным запасам нефти Казахстан входит в число 15 ведущих стран мира, обладая 3 % мирового запаса нефти. Нефтегазоносные районы занимают 62 % площади страны, и располагают 172 нефтяными месторождениями, из которых более 80-ти находятся в разработке. Более 90 % запасов нефти сосредоточено на 15 крупнейших месторождениях – Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Северные Бузачи, Алибекмола, Центральная и Восточная Прорва, Кенбай, Королевское.

      Месторождения находятся на территории шести областей Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская, Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно 70 % запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана.

      Наиболее разведанными запасами нефти обладает Атырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн тонн. Крупнейшее месторождение области – Тенгиз (начальные извлекаемые запасы – 781,1 млн тонн). На долю остальных месторождений области приходится около 150 млн тонн. Более половины этих запасов сосредоточены на двух месторождениях – Королевское (55,1 млн тонн) и Кенбай (30,9 млн тонн).

      Тенгиз был открыт в 1979 г. – это самое глубокое в мире нефтяное месторождение-супергигант, верхний нефтеносный коллектор которого залегает на глубине около 4000 м. Тенгизский коллектор протянулся на 19 км в длину и 21 км в ширину, а высота нефтеносного пласта составляет 1,6 км.

      Общие разведанные запасы Тенгизского коллектора составляют 3,2 млрд тонн (25,5 млрд баррелей) и 200 млн тонн (1,6 млрд баррелей) в Королевском месторождении. Извлекаемые запасы нефти Тенгизского и Королевского месторождений составляют от 890 млн до 1,37 млрд тонн.

      Крупнейшим месторождением в Западно-Казахстанской области является Карачаганак с извлекаемыми запасами жидкого углеводородного сырья около 320 млн тонн и газа более 450 млрд куб м. В сентябре 2005 г. было объявлено об обнаружении углеводородного сырья на соседствующем с Карачаганаком блоке. Согласно данным последнего Отчета КПО о пересчете запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов на Карачаганаке, принятого Государственным комитетом по запасам РК 17 ноября 2017 года, запасы месторождения Карачаганак оцениваются в 13,6 млрд баррелей жидких углеводородов и 59,4 трлн куб. футов газа, из которых около 13 % добыто по состоянию на 2019 год.

      Федоровский: запасы нефтяного и газового конденсата оцениваются в 200 млн тонн. Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Актюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Наиболее значимым геологическим открытием в этом регионе является Жанажольская группа месторождений с извлекаемыми запасами нефти и конденсата около 170 млн тонн. В 2005 г. было объявлено об открытии на центральном блоке восточной части прикаспийской впадины нового месторождения Умит.

      Основой нефтедобывающей отрасли Кызылординской и Карагандинской областей является Кумкольская группа месторождений – пятый по значимости нефтегазовый регион Казахстана. Летом 2005 г. работающая в этом регионе компания "ПетроКазахстан" объявила об обнаружении коммерческих запасов нефти на лицензионной территории Кольжан, которая прилегает к северной границе месторождения Кызылкия.

      Гигантское месторождение Кашаган является одним из крупнейших нефтяных месторождений, открытых за последние четыре десятилетия; его извлекаемые запасы составляют приблизительно 9–13 млрд баррелей (1-2 млрд. тонн) нефти. Коллектор морского месторождения Кашаган находится в 80 км от города Атырау и залегает на глубине воды 3–7 м и более 4 км (4 200 м) ниже дна моря.

      Структура нефтеперерабатывающей отрасли Республики Казахстана состоит из четырех крупных нефтеперерабатывающих заводов, такие как ТОО “Атырауский нефтеперерабатывающий завод”, ТОО “Павлодарский нефтехимический завод”, ТОО "Петро Казахстан Ойл Продактс" и ТОО “СП “CaspiBitum”, а также более 30 мини-НПЗ, три из них прошли модернизацию и реконструкцию в рамках Государственной программы индустриально-инновационного развития:

      Атырауский первенец нефтеперерабатывающей отрасли Республики Казахстан, построен в годы Великой Отечественной войны в течение двух лет, на базе комплектации оборудования, поставляемого из США по "ленд-лизу", введен в эксплуатацию в сентябре 1945 года.

      Павлодарский нефтехимический завод (ПНХЗ), проектная мощность – 6 млн тонн нефти в год; крупнейшее предприятие на северо-востоке Казахстана по переработке нефти и производству нефтепродуктов. Завод был введен в эксплуатацию в 1978 году и ориентирован на переработку нефтяного сырья западносибирских месторождений.

      Шымкентский завод "Петро Казахстан Ойл Продактс", проектная мощность - 5,25 млн тонн нефти в год; построенный в 1985 году, является самым новым из трех НПЗ Казахстана. Шымкентский НПЗ – это единственный нефтеперерабатывающий завод, расположенный на юге Казахстана, в самой густонаселенной части республики. С учетом благоприятного географического расположения и высоких технических возможностей у предприятия есть все предпосылки для осуществления поставок на внутренний и внешний рынки.

      Завод по производству битума ТОО СП "CaspiBitum" в г. Актау построен в рамках реализации проекта "Производство дорожных битумов на Актауском заводе пластических 13 масс", предусмотренного Государственной программой по форсированному индустриально-инновационному развитию Республики Казахстан на 2010–2014 годы для обеспечения потребностей дорожной отрасли в высококачественном дорожном битуме. Мощность по переработке нефти завода составляет 1 млн тонн в год.

1.1.2. Добыча газа (природного газа, попутного газа, газового конденсата)

      По своей структуре добываемый газ в Республике Казахстан в основном является попутным нефтяным газом.

      Более 75 % добычи газа в Казахстане обеспечивают проекты Карачаганак, Кашаган и Тенгиз (при этом валовой объем добычи на Карачаганаке на протяжении четырех лет оставался практически неизменным, а на Тенгизе и Кашагане в течение трех лет постепенно увеличивался).

      По итогам 2021 года порядка 32 % добытого попутного нефтяного газа закачано обратно в пласт для поддержания пластового давления, 13 % использовано на собственные технологические нужды недропользователей, выработку электроэнергии и утилизацию, а также 55 % было направлено на переработку.

      Из общего объема реализации переработанного газа было направлено на потребности внутреннего рынка – 72 % и экспорт – 28 %.

      Для сохранения энергетической безопасности и дальнейшего устойчивого развития газовой отрасли необходимо расширение ресурсной базы.

      Увеличение объемов добычи сырого газа и производства товарного газа в приоритетном порядке планируется за счет разведанных месторождений, готовых к разработке в настоящее время (Каламкас - Море, Прорвинская группа месторождений, Урихтау).

      Дополнительно планируются изучение и проведение доразведки на месторождении Имашевское (172 млрд м³), которое является трансграничным.

1.2. Структура отрасли по видам добываемого сырья

      На сегодняшний день экономика Казахстана зависит от экспорта сырьевых ресурсов и поэтому в значительной степени подвержена воздействию внешних резких колебаний цен на сырьевых рынках. Казахстан достигнет максимального уровня добычи и экспорта нефти в период между 2030 и 2040 годами. Кроме того, существует высокая неопределенность в уровне цен на углеводороды. По оценкам Международного энергетического агентства и информационного агентства США по энергетике, цены на нефть до 2035 года могут находиться в диапазоне от 50 до 200 долларов США/баррель.

1.2.1. Сырая нефть

      По данным EDIN и Vantage Data на 18 января 2020, Казахстан входит в топ-5 не входящих в ОПЕК стран по оставшимся запасам нефти категории 2P (вероятные 2Р (Probablereserves – PRB) согласно классификации PRMS). Согласно базовому сценарию IHS Markit, в Казахстане прогнозируется рост добычи сырой нефти: до 148,3 млн тонн ежегодно в 2040 году

      Общая динамика добычи нефти в Казахстане будет по-прежнему в существенной мере зависеть от трех крупномасштабных проектов: Тенгиза, Карачаганака и Кашагана. Также основными центрами добычи сырой нефти, помимо вышеупомянутых месторождений, являются три "мегапроекта", эксплуатацию которых осуществляют компании ТШО, КПО и НКОК, и эти же международные проекты, являются главными источниками роста добычи нефти в Казахстане (рисунок 1.2).

      Прогноз IHS Markit предполагает рост количества новых проектов сравнительно небольшого масштаба в течение прогнозного периода, а также относительно медленный спад добычи на старых действующих месторождениях Казахстана, благодаря более широкому применению новых технологий и методов работы.

      Около 60 % экспортной выручки приходится на сырую нефть и газ, в лидерах стран-импортеров казахстанской нефти по итогам 2019 были Италия, Нидерланды и Франция.

      На внутренний рынок для переработки, недропользователями страны поставляется чуть более 15 % добываемой нефти по стране.

     


      Рисунок 1.2.Месячный объем добычи сырой нефти в Республике Казахстан

      Объемы отгрузки нефти на внутренний рынок для переработки за период 2014-2018 гг. приведен в Таблице 1.1.

      Таблица 1.1. Объемы отгрузки нефти на внутренний рынок для переработки за период 2015-2018 г.г. (тыс.тонн)


2015 г.

% к объему добычи

2016 г.

% к объему добычи

2017 г.

% к объему добычи

2018 г.

% к объему добычи

Отгрузка на внутренний рынок

14108,1

17,8%

13082,1

16,8%

13231,6

15,4%

14372,6

15,9%

1.2.2. Природный и попутный нефтяной газ, газовый конденсат

      За январь-май 2020 года добыча природного газа в жидком или газообразном состоянии достигла 24,8 млрд куб. м - на 7,2 % больше, чем в аналогичном периоде годом ранее. На долю природного газа в газообразном состоянии пришлось 40,3% добычи, или10 млрд куб. м, на долю нефтяного попутного газа - 59,7 %, или 14,8 млрд куб. м. В денежном выражении добыча природного газа составила 141,9 млрд тенге. 

      В региональном разрезе наибольший объем добычи природного газа пришелся на Атыраускую область (45,3 % от РК, 11,2 млрд куб. м - плюс 18,6 % за год). Также среди главных газодобывающих областей традиционно Западно-Казахстанская (36,6 % от РК, 9,1 млрд куб. м - плюс 5 %) и Актюбинская (10,5% от РК, 2,6 млрд куб. м - минус 12,2 %)

      Производственные показатели по добыче газа в Республике Казахстан, также общая информация по мировым запасам природного газа представлены на рисунках 1.3–1.4.

     


      Рисунок 1.3. Производственные показатели по добыче газа в Республике Казахстан

      До введения запрета на факельное сжигание в 2004 году часть добываемого попутного нефтяного газа (до 5 млрд куб. м) не перерабатывалась в товарный газ, а сжигалась в факелах месторождений, что в значительной мере сказывалось на выбросах в атмосферу и экологии районов добычи. С 2004 года объемы факельного сжигания стали постепенно сокращаться за счет обратной закачки газа в пласт для увеличения добычи нефти и сжигания для выработки тепла и электроэнергии на собственных котельных и электростанциях месторождений**.

      * В отличие от попутного, природный газ содержит в основном метан и зачастую сразу может поставляться как товарный газ по газотранспортной системе без переработки.

      ** За период 2004–2018 годов объемы обратной закачки в пласт возросли в 9,5 раза (до 19,1 млрд куб. м), при этом общая установленная мощность газовых электростанций, введенных на месторождениях, увеличилась на 955 МВт.

     


      Рисунок 1.4. Общая информация по мировым запасам природного газа

      В соответствии с законодательством Казахстана, недропользователи обязаны предусматривать программы развития переработки попутного газа, подлежащие утверждению уполномоченным органом в области нефти и газа и согласованию с уполномоченными органами по изучению и использованию недр в области охраны окружающей среды. Программы должны обновляться каждые три года в целях рационального использования попутного газа и снижения вредного воздействия на окружающую среду путем сокращения объемов его сжигания или обратной закачки в пласт (утилизации).

1.3. Производственные мощности предприятий нефтегазодобывающей отрасли

      В соответствии с "Концепцией развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан до 2030 года" № 724 от 28 июня 2014 года прогноз добычи нефти по Республике Казахстан до 2030 года выглядит следующим образом:

Добыча нефти, млн. т

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2025

2030

Всего

83*

84

85

91

96

99

101,5

111,5

118,1

      * с учетом возобновления добычи нефти на месторождении Кашаган в 2016 году.

      В более долгосрочной перспективе при текущих планах разработки запасов и активности в сегменте геологоразведки до 2050 года может наступить значительный спад в физических объемах добычи УВС до 55 млн тонн в год.

      Прогноз по балансу газа в Республике Казахстан до 2030 года согласно "Комплексному плану развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2022–2026 годы" утвержденного Постановлением Правительства Республик Казахстан от 18 июля 2022 года № 488 приведен ниже (млн м3):

№ п/п

Наименование

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030


1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2

Добыча сырого газа Республики Казахстан

57 497

58 690

66 609

71 832

72 973

82 716

86 559

85 479

87 089

3

Добыча газа (действующие месторождения)

57 486

58 391

65 529

69 531

70 007

78 781

82 050

80 175

81 711

4

Закачка сырого газа Республики Казахстан

20 503

21 795

26 595

31 712

35 577

39 275

40 991

42 564

41 051

5

Дополнительные объемы сырого газа от ввода новых месторождений

11

299

1 080

2 302

2 966

3 935

4 509

5 304

5 378

6

Производство товарного газа Республики Казахстан

29 590

30 227

32 091

33 137

35 446

38 164

38 830

39 079

42 218

7

Дополнительные объемы товарного газа от ввода всех новых проектов

126

356

1 735

2 709

5 528

7 521

7 986

8 616

12 588

8

Производство товарного газа (действующие месторождения)

29 464

29 871

30 355

30 427

29 918

30 643

30 844

30 463

29 630

9

Товарный газ на собственные технологические нужды недропользователей (на выработку электроэнергии, печи подогрева нефти, котельные и т.д)

4 588

4 499

5 747

7 119

8 593

8 890

8 926

8 823

8 742

10

Ресурсы товарного газа, млн м3 (реализация)

25 002

25 728

26 344

26 018

26 853

29 274

29 904

30 256

33 476

11

Потребление товарного газа на внутреннем рынке, млн.м3

19 817

21 269

23 178

28 001

29 104

31 206

31 573

31 946

32 363

12

Текущее внутреннее потребление

18 271

18 734

19 113

19 634

20 062

21 639

22 006

22 379

22 796

13

Перспективное потребление

1 546

2 535

4 065

8 367

9 042

9 567

9 567

9 567

9 567

14

Проекты газохимии

939

939

1 089

1 189

1 464

1 989

1 989

1 989

1 989

15

Перевод промышленных предприятий на газ (Арселор и Казахмыс)

384

684

684

684

684

684

684

684

684

16

Проекты электроэнергетики

223

912

2 292

6 494

6 894

6 894

6 894

6 894

6 894

17

Экспорт товарного газа из Республики Казахстан, млн м3

5 186

4 459

3 166

-1 983

-2 251

-1 932

-1 669

-1 690

1 113

1.3.1. Мощности по переработке нефти Республики Казахстан

      Ожидаемые прогнозные результаты развития нефтяного комплекса согласно "Концепции развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан до 2030 года" № 724 от 28 июня 2014 года приведены в таблице ниже:

№ п/п

Описание

2015

2020

2030


1

2

3

4

5

1

Объем добычи нефти

84 млн. тонн в год

101 млн. тонн в год

118 млн. тонн в год

2

Мощности по переработке нефти

Реконструкция и модернизация

Завершение модернизации

Расширение мощностей на 5 млн. тонн

3

Глубина переработки нефти

70%

90%

90%

4

Обеспечение потребностей внутреннего рынка нефтепродуктов

100%

100%

100%

5

Доля прямых иностранных инвестиций в отрасль

-

Не менее 30 %

Не менее 30 %


1.4. Основная и побочная продукция, выпускаемая отраслью

1.4.1. Рынок нефти Республики Казахстан

      Казахстан занял 11-е место в мире в рейтинге стран по запасам нефти с объемом в 30 миллиардов баррелей (рисунок 1.5). По итогам 10 месяцев объем добычи сырой нефти составил 61 миллион тонн, сократившись, согласно договоренностям, на 6% за год.

     


      Рисунок 1.5. Рейтинг стран по запасам нефти

      За январь - сентябрь 2020 года Казахстан экспортировал 55 млн тонн нефти на сумму 18,7 млрд долл. США. Рост в натуральном выражении составил 7,6 %, в денежном - напротив, показатель упал сразу на 24,8 %.

      В страны СНГ была отправлено 439,4 тыс. тонн сырой нефти на 120,3 млн долл. США (рисунок 1.6–1.7). Основной импортер казахстанской нефти среди стран СНГ - Узбекистан. В остальные страны мира было отправлено 54,6 млн тонн нефти на сумму 18,6 млрд долл. США. Основными импортерами стали Италия, Нидерланды и Индия.

     


      Рисунок 1.6. Статистические данные Республики Казахстан по экспорту сырой нефти

      С точки зрения экспорта сырой нефти в долгосрочной перспективе структура внешнеторговых партнеров Республики Казахстан сохранится, за исключением растущей доли Китая. Европейский рынок сырой нефти будет стагнировать, однако снижение спроса на казахстанскую нефть на данный момент не прогнозируется. Основным драйвером изменения динамики спроса в долгосрочной перспективе станет Азиатско-Тихоокеанский регион, в частности Индия и Китай.

      С 2019 года ведется работа по экспорту казахстанских нефтепродуктов в страны Центральной Азии принятию необходимых законодательных и нормативно-правовых документов в этой части. Модернизация трех крупных НПЗ позволила Казахстану избавиться от зависимости от российских поставок, более того, уже летом 2018 года вводился запрет на ввоз бензина из РФ с целью не допустить затоваривания резервуаров трех крупных казахстанских НПЗ нефтепродуктами. По данным национальной компании "КазМунайГаз", казахстанские производители могут экспортировать до 1,2 млн тонн топлива в 2019 году.

     


      Рисунок 1.7. Диаграмма экспорта казахстанской сырой нефти

1.4.2. Рынок газа Республики Казахстан

      В Казахстане АО "QazaqGaz" управляет централизованной инфраструктурой по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам и газораспределительным сетям, обеспечивает международный транзит и занимается продажей газа на внутреннем и внешнем рынках, разрабатывает, финансирует, строит и эксплуатирует трубопроводы и газохранилища. В управлении АО "QazaqGaz" находится огромная газотранспортная система, включающая более 40 тысяч километров газораспределительных сетей, более 18 тысяч километров магистральных газопроводов, 56 компрессорных станций, на которых установлено 316 газоперекачивающих агрегата, 3 подземных хранилища газа.

      В 2018 году реализовано 46 проектов газификации на общую сумму 21 млрд. тенге (в 2017 году – 17 проектов). Уровень газификации страны на 1 января 2019 года достиг 49,68 %, прирост в 2,3 % по сравнению с 2017 годом. Доступ к газу имеют порядка 9 млн. человек. По итогам 2019 года планируется выйти на уровень газификации в 50,5 %.

      В 2007 году крупнейшим экспортером природного газа в мире была Россия (около 200 млрд м3/год), за ней следовали Канада и Норвегия с объемом около 87 млрд м3/год. Первый экспортер ЕС-27, Нидерланды, занял девятое место с показателем 30 млрд м 3 / год. На рисунке 1.8 представлен импорт природного газа по регионам за 2009 год.

     


      Рисунок 1.8. Диаграмма экспорта природного газа

      В Казахстане 5 февраля 2019 года впервые были проведены торги сжиженным нефтяным газом (СНГ) в режиме двойного встречного анонимного аукциона (ДВАА) на площадке товарной биржи ETS. Торги были осуществлены в рамках реализации изменений и дополнений в Закон "О газе и газоснабжении" от 09.01.2012, предусматривающих реализацию СНГ на внутренний рынок Казахстана посредством электронных торговых площадок. При подготовке к запуску торгов сжиженным нефтяным газом в течение трех месяцев было обучено около 500 сотрудников – представителей 13 заводов-производителей, а также 76 газосетевых организаций (ГСО) – оптовых покупателей СНГ. Для всех этих компаний в течение трех месяцев были проведены тестовые имитационные торги.

      Участниками электронных торгов в качестве покупателей сжиженного нефтяного газа являются субъекты систем снабжения сжиженным нефтяным газом либо их представители: газосетевые организации, промышленные потребители, владельцы газонаполнительных пунктов или автогазозаправочных станций, имеющие на праве собственности или иных законных основаниях емкости хранения сжиженного нефтяного газа общим объемом не менее 60 кубических метров с возможностью их заполнения с железнодорожных цистерн либо заключившие договор об оказании услуг по хранению и перевалке сжиженного нефтяного газа объемом не менее 60 кубических метров в месяц с владельцем газонаполнительной станции.

      На первом этапе предлагается реализовывать через электронные торговые площадки 10-20 % сжиженного газа, поставляемого на внутренний рынок в рамках плана поставок, с последующим поэтапным повышением доли.

      Ранее правительство ограничивало максимальную оптовую стоимость газа в соответствии с Законом "О газе и газоснабжении". Это приводило не только к убыткам производителей, но и увеличивался риск дефицита газа на внутреннем рынке из-за незаконного экспорта. Производство сжиженного нефтяного газа в Казахстане составляет примерно 2,6-2,7 млн тонн в год. Внутри страны потребляется около 36 % от этого объема, а остальное направляется на экспорт. Впоследствии рыночное ценообразование на внутреннем рынке газа может привлечь иностранных инвесторов, которые способны построить дополнительные мощности по сжижению. В этом случае можно будет рассчитывать на существенное увеличение экспорта.

1.5. Технико-экономические характеристики

      В 2019 году завершились остаточные работы крупных инвестиционных проектов, включая модернизацию нефтеперерабатывающих заводов на территории Республики Казахстан. Благодаря завершившейся глубокой модернизации ведущих нефтеперерабатывающих предприятий Казахстана - Атырауского, Павлодарского и Шымкентского заводов - увеличилась мощность и глубина переработки сырой нефти, обеспечено высокое качество нефтепродуктов по стандартам К4 и К5, а также впервые осуществлен экспорт нефтепродуктов.

      В целях реализации стратегии в 2019 году были реализованы следующие проекты:

      за счет загрузки новых мощностей, полученных в результате модернизации трех нефтеперерабатывающих заводов (АНПЗ, ПНХЗ и ПКОП) удалось полностью покрыть потребности внутреннего рынка в нефтепродуктах. Потенциал переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах был увеличен до 18,5 млн тонн в год, глубина переработки увеличена на 10 %, до уровня 90 %. Внутренние потребители Республики Казахстан обеспечены собственными горюче-смазочными материалами (экологических классов К4 и К5) в полном объеме. 37 тыс. тонн бензина направлено на экспорт;

      на ПНХЗ ведется разработка технико-экономического обоснования (ТЭО) по проекту "Ертыс", который направлен на выработку зимних сортов дизтоплива с температурой помутнения –32 °С и ниже; увеличен выпуск нефтехимической продукции (бензол и параксилол) до 145 тонн (445 %) на АНПЗ;

      достигнут рекордный объем производства битума на предприятии CaspiBitum – 369 тыс. тонн, что позволило полностью обеспечить внутренний рынок.

1.6. Основные экологические проблемы нефтегазодобывающей отрасли

      Предприятия, осуществляющие добычу и переработку углеводородов, относятся к объектам I категории в соответствии с Приложением 2 к Экологическому кодексу. Их деятельность оказывает негативное воздействие на компоненты окружающей среды, среду обитания, биоразнообразие флоры и фауны.

      Основные экологические проблемы нефтегазодобывающей отрасли связаны с уровнем воздействия на компоненты окружающей среды и могут возникать на каждом технологическом этапе и операциях добычи, транспорта, хранения, предварительной подготовки и переработки, сбыта углеводородов и вызваны эмиссиями вредных химических веществ в окружающую среду, образованием отходов производства и потребления, шумом и вибрацией, потерями сырья (технологическими и аварийными).

      В отношении качества и количества выбросов нефтегазодобывающих предприятий важно знать, что на макроуровне сырая нефть, конденсат, попутный и/или природный газ изменяется лишь в ограниченной степени по своему составу, и как следствие, качеству. Следовательно, качественный и количественный состав эмиссий в окружающую среду в результате деятельности нефтегазодобывающей отрасли в штатном режиме хорошо известны. Однако время от времени добыча углеводородов может сопровождаться изменением состава (например, образованием сероводорода в пласте, обводнение продуктивного пласта) и может оказывать непредвиденное воздействие на производительность процессов добычи, что напрямую влияет на качественный и количественный состав эмиссий в окружающую среду.

      Выявление маркерных загрязняющих веществ, которые выбрасываются в окружающую среду в процессе добычи нефти и газа, выполнялось с учетом текущего технического состояния отрасли промышленности, с учетом экономических, экологических составляющих, а также с учетом доступности в применении одного или нескольких в совокупности наилучших доступных техник, а также на основании анализа результатов комплексных технологических аудитов крупных нефтегазодобывающих компаний Республики Казахстан и общедоступных статистических данных.

1.6.1. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

      Обобщенные открытые и общедоступные данные по качественному и количественному составу выбросов загрязняющих веществ в атмосферу непосредственно от нефтегазодобывающей отрасли в Республики Казахстан в настоящее время отсутствуют.

      Согласно последним из имеющихся данных в Республике Казахстан за 2020 год суммарные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан составили 2441 тысяч т/год, из них 86,6 % являются выбросами промышленных предприятий, из которых газообразных и жидких веществ - 79,5 %, твердых - 20,5 %.

      Основной состав выбросов в атмосферу представлен следующими ингредиентами: диоксид серы - 868,1 тыс.т (35,6 %), оксид углерода -486,5 тысяч т (19,9 %), оксиды азота (в пересчете на NO2) - 311,4 тысяч т (12,8 %).

      Анализ результатов комплексных технологических аудитов крупных компаний нефтегазодобывающей отрасли показал следующее:

      в атмосферу в результате производственной деятельности (основной и вспомогательной) могут выбрасываться 53 наименования загрязняющих веществ;

      основными загрязняющими веществами, поступающими в атмосферный воздух, являются: оксиды азота, оксид углерода, метан, смесь предельных углеводородов С1-С5 и С6-С10, диоксид серы, сероводород;

      суммарная доля вклада основных загрязняющих веществ составляет 81%. Соотношение долей вклада каждого из основных загрязняющих веществ приведено на рисунке 1.9;

      основными источниками поступления загрязняющих веществ в атмосферу являются установки по сжиганию топлива различного назначения, на них суммарно приходится 91 % от суммарного количества выбросов. Соотношение долей вклада основных источников эмиссий в атмосферу при добыче нефти и газа приведена на рисунке 1.10.

     


      Рисунок 1.9. Соотношение долей вклада основных загрязняющих веществ в составе эмиссий в атмосферу при добыче нефти и газа

     


      Рисунок 1.10.Соотношение долей вклада основных источников эмиссий в атмосферу при добыче нефти и газа

      Основные источники эмиссий загрязняющих веществ в атмосферу в нефтегазодобывающей отрасли:

№ п/п

Основные загрязняющие вещества

Основные источники


1

2

3

1

Оксидыазота NOx
(NO, NO2)

технологические печи, двигатели внутреннего сгорания силового привода, котлы, факельные установки, газотурбинные и газопоршневые установки, компрессорные установки, дизельные и газовые электростанции, установки извлечения серы, нагреватели, печи дожига, парогенераторы, установки по сжиганию паров, ребойлеры, сепараторы подогреватели, установки по сжиганию замазученного грунта, термоокислители, установки осушки газа

2

Оксид углерода (СО)

дегидратор с подогревом, двигатели внутреннего сгорания силового привода, технологические печи, котлы, факельные установки, газотурбинные и газопоршневые установки, компрессорные установки, дизельные и газовые электростанции, установки извлечения серы, нагреватели, печи дожига, парогенераторы, установки по сжиганию паров, ребойлеры, сепараторы подогреватели, установки по сжиганию замазученногогрунта, термоокислители, установки осушки газа

3

ОксидысерыSOx (SO2, SO3)

дегидратор с подогревом, двигатели внутреннего сгорания силового привода, технологические печи, котлы, факельные установки, газотурбинные и газопоршневые установки, компрессорные установки, дизельные и газовые электростанции, установки извлечения серы, нагреватели, печи дожига, парогенераторы, установки по сжиганию паров, ребойлеры, сепараторы подогреватели, установки по сжиганию замазученного грунта, термоокислители, установки осушки газа
(наличие в эмиссиях зависит от наличия/отсутствия соединений серы в используемом топливе)

4

Метан (CH4)

дегидратор с подогревом, технологические печи, факельные установки, газотурбинные и газопоршневые установки, компрессорные установки, установки одоризации, нагреватели, печи дожига, парогенераторы, установки по сжиганию паров, ребойлеры, сепараторы-подогреватели, установки по сжиганию замазученного грунта, термоокислители, установки осушки газа

5

Летучие органические соединения (ЛОС)

резервуары, емкости, погрузочно-разгрузочные устройства, установки под давлением, неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений, насосы, продувочные свечи

6

Сероводород (H2S)

резервуары, емкости, погрузочно-разгрузочные устройства, установки под давлением, неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений, насосы, продувочные свечи, факельные установки, печь дожига, установка грануляции
(наличие в эмиссиях зависит от наличия/отсутствия сероводорода в углеводородах)

7

Углерод (С)

факельные установки, газотурбинные и газопоршневые установки, компрессорные установки, двигатели внутреннего сгорания силового привода, установки по сжиганию замазученного грунта,

1.6.2. Сбросы загрязняющих веществ

      По происхождению сточных вод нефтегазодобывающей отрасли, их можно разделить на ливневые (дождевые/ талые), хозяйственно-бытовые, производственные/ технологические сточные воды.

      Производственные сточные воды образуются в результате:

      отделения попутно-добываемой пластовой воды от углеводородов на разных этапах добычи углеводородов;

      использования воды для технологических целей (обессоливание сырой нефти, использования в качестве агента для систем водяного охлаждения);

      промывки технологического оборудования;

      проведения испытаний на герметичность технологических систем, трубопроводов и оборудования (гидроиспытания).

      Производственные сточные воды в свою очередь делятся по составу на условно чистые, нормативно чистые и загрязненные:

      условно чистыми называют сточные воды, качество которых позволяет использовать их в производственных системах водоснабжения без дополнительной очистки; образуются от охлаждения деталей, компрессорных установок, теплообменных аппаратов и не загрязнены специфическими примесями;

      нормативно чистыми являются воды, в которых загрязняющие вещества не превышают предельно допустимые значения;

      загрязненные сточные воды образуются в результате использования воды в технологическом процессе, в результате которого используемая вода загрязняется вредными веществами (например, в процессе предварительной подготовки нефти – обессоливании) и содержат углеводороды, азотсодержащие соединения, взвешенные вещества, соли.

      Хозяйственно - бытовые сточные воды образуются в результате функционирования объектов жизнедеятельности нефтегазодобывающих компаний и загрязнены веществами минерального, органического и бактериологического происхождения. В настоящем документе не рассматриваются.

      Дождевые и талые стоки, образующиеся на промышленных площадках, и могут быть загрязнены нефтепродуктами, фенолами, соединениями азота, другими минеральными и органическими веществами в растворенном и взвешенном состоянии, а также АПАВ.

      Местами приема сточных вод на объектах недропользования могут выступать: поля испарения, поля фильтрации, биофильтрации, подземной фильтрации, закачка в пласт, пруд-накопитель, полигон захоронения пластовых вод.

      Открытые и общедоступные данные по качественному и количественному составу эмиссий загрязняющих веществ в сбросах нефтегазодобывающей отрасли в Республики Казахстан в настоящее время отсутствуют.

      В таблице 1.2 приведены общедоступные данные Министерства водных ресурсов и ирригации Республики Казахстан и Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан по объему сброшенных и неочищенных сточных вод за период 2000–2020 гг.

      Таблица 1.2. Объемы сброшенных и неочищенных сточных вод за период 2000–2020 гг.

№ п/п


Единица измерения

2016

2017

2018

2019

2020

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Сброшенные сточные воды

1.1

Общий объем сточных вод (с учетом нормативно-чистых (без очистки) сточных вод)

млн. м3/год

5 205

5 502

5 408

5 073

5 426

2

Очистка сточных вод на очистных сооружениях (ГСОСВ), всего

2.1

Число сооружений (механической, биологической очистки)

единиц

188

192

186

238

244

3

Первичная очистка

3.1

Расчетная производительность (объем)

млн. м3 в год

1075

1091

1110

516,1

502,8

3.2

Фактическое использование (объем)

млн. м3 в год

47

48,3

47,8

83,7

77,5

4

Пропущено сточных вод через очистные сооружения (на полную биологическую очистку (физико-химическую))

4.1

Расчетная производительность (объем)

млн. м3 в год

1037,1

1051,4

1062,7

997

1014,8

4.2

Фактическое использование (объем)

млн. м3 в год

535,6

533,3

532,9

495,5

501,1

5

Неочищенные сточные воды*

5.1

Неочищенные (недостаточно очищенные) сточные воды

млн.м3/год

149

50

-

0,05

-

5.2

Доля неочищенных (недостаточно очищенных) сточных вод в общем объеме сброшенных сточных вод

%

2,86

0,91

-

-

-

5.3

Доступ к централизованному водоотведению***

%

52,2

55,6

-

-

-

5.4

Охват очисткой сточных вод***

%

-

-

68,7

70,5

70,5

      Анализ результатов комплексных технологических аудитов крупных компаний нефтегазодобывающей отрасли показал следующее:

      объемы образования сточных вод варьируются в широких пределах (4–2,2 млн м3/год) и напрямую зависят от технологических операций, которые выполняются на месторождении;

      30 % из обследованных компаний повторно используют воду, при этом суммарный объем повторно используемых сточных вод не превышает 0,31 % от общего объема сточных вод;

      состав эмиссий производственных сточных вод контролируется по 23 наименованиям;

      основные показатели и загрязняющие вещества, которые регистрируются в производственных сточных водах в целом по отрасли представлены следующими ингредиентами: азот аммонийный, БПК5 взвешенные вещества, железо общее, нефтепродукты, нитраты, нитриты, СПАВ, сульфаты, фосфаты, хлориды, ХПК;

      диапазон содержания загрязняющих веществ в сточных водах имеет очень широкий диапазон концентраций по каждому загрязняющему веществу. Соотношение между максимальным и минимальным значением концентрации загрязняющих веществ может варьироваться в диапазоне порядка 101–104 и это является следствием широкого диапазона состава попутно-добываемых пластовых вод и различными технологическими процессами.

      Сведения по объемам водоотведения крупных нефтегазодобывающих компаний, значения максимальных и минимальных концентрации загрязняющих веществ в производственных сточных водах приведены в таблицах 1.3 и 1.4 соответственно.

      Диапазон максимальных и минимальных концентраций загрязняющих веществ в производственных сточных водах приведен на рисунке 1.3.

      Таблица 1.3. Объемы водоотведения крупных нефтегазодобывающих компаний

№ п/п компании

Объем повторно используемых сточных вод, м3/год

Производственные сточные воды, м3/год

Хозяйственно-бытовые сточные воды, м3/год

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

Общий итог

6761,152

4993,176

2196614,4

1236798,51

14020,263

1462,562


      Таблица 1.4. Значения максимальных и минимальных концентрации загрязняющих веществ в производственных сточных водах

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества

Концентрация

max, мг/дм3

min мг/дм3


1

2

3

4

1

Азот аммонийный

125,04

0,013

2

Хлориды

102805

2,32

3

Нефтепродукты

220

0,006

4

Взвешенные вещества

150

0,014

5

Сероводород

380

0,05

6

Сульфиды

1000

0,5

7

Нитриты

3,81

0,002

8

Сульфаты

4059

2,352

9

Железо общее

38,78

0,036

10

Метанол

12,86

0,5

11

Этиленгликоль

193,9

5

12

Диэтаноламин

49,15

1,5

13

МДЭА (флексорб)

12,94

0,5

14

Нитраты

4,64

0,27

15

Фосфаты

135,78

12,97

16

Алюминий

0,63

0,09

17

СПАВ

3,75

0,613

18

Медь

0,1

0,02

19

Цинк

0,13

0,03

20

ХПК

193,633

69

21

БПК5

61,443

35,08

22

Взвешенные вещества

66,3

45,5

23

Сухой остаток

3583

2506,667

      Диапазоны изменения максимальных и минимальных значений концентраций загрязняющих веществ в производственных сточных водах по категориям приведены в таблице 1.5.

      Таблица 1.5. Диапазоны изменения максимальных и минимальных значений концентраций загрязняющих веществ в производственных сточных водах нефтегазодобывающих компаний по категориям

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества

нормативно чистые

производственные + ливневые

технологические

условно-чистые

в целом по отрасли

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

Алюминий



0,63

0,09





0,63

0,09

2

БПК5

61,443

35,08







61,443

35,08

3

Взвешенные вещества

66,3

45,5

150

9,33

50

0,014

42

15

150

0,014

4

Диэтаноламин



49,15

1,5





49,15

1,5

5

Железо общее

1,61

1,46

38,78

1,66

5,32

0,036

0,32

0,2

38,78

0,036

6

МДЭА (флексорб)



12,94

0,5





12,94

0,5

7

Медь



0,1

0,02





0,1

0,02

8

Нефтепродукты

0,209

0,062

220

0,19

0,8

0,006



220

0,006

9

Сероводород



380

0,05





380

0,05

10

СПАВ

1,74

0,613

3,75

0,9





3,75

0,613

11

Сульфаты (по SO4)

503,8

184

4059

2,352

1936,11

122,3

211,2

90,1

4059

2,352

12

Сульфиды



1000

0,5





1000

0,5

13

Сухой остаток

3583

2506,667







3583

2506,667

14

Фосфаты

23,684

14,73

135,78

12,97





135,78

12,97

15

Хлориды (по Cl)

851,1

474,183

4303

2,32

102805

273

316,1

198,9

102805

2,32

16

ХПК

193,633

69







193,633

69

17

Общий итог

3583

0,062

4303

0,02

102805

0,002

316,1

0,015

102805

0,002

1.6.3. Образование и управление отходами

      Деятельность нефтегазодобывающих компаний напрямую связана с образованием отходов. В результате деятельности компаний образуются следующие группы отходов:

      производственные (от основного и вспомогательного производства);

      коммунальные.

      Все виды образующихся отходов, в первую очередь, зависят от осуществляемых технологических процессов и выполняемых производственных операций.

      К основным отходам нефтегазодобывающих компаний относятся буровые нефтешламы, буровые шламы бурового раствора, отработанные буровые растворы, вынутый загрязненный грунт (горных пород забоя и стенок скважин), нефтешламы, отходы подготовки нефти и газа, а также переработки газа на месторождениях.

      Принимая во внимание область применения настоящего справочника по НДТ, образование и управление отходами по процессам разведки нефтяных/газовых/нефтегазовых и газоконденсатных месторождений (промыслово-геофизические исследования, поисково-оценочные работы и разведочные работы, геологические и сейсмические исследования), ремонтные работы, а также бурение скважин и процессы консервации и ликвидации скважин и иных объектов добычи углеводородного сырья, в настоящем справочнике по НДТ не рассматриваются.

      Укрупненное соотношение количества образования отходов в процессах добычи и подготовки нефти, а также подготовки и переработки газа представлено в таблице 1.6. Данные, отраженные в настоящей таблице, составлены с учетом массы образования отходов по данным КТА за период с 2019–2021 гг.

      Таблица 1.6. Укрупненное процентное соотношение показателей образования каждого вида отходов.

№ п/п

Наименование отхода

Показатели образования отхода

1

2

3

1

Нефтешламы

64,4200%

2

Отработанные масла системы технологических установок (трансмиссионные, трансформаторные и иные виды масел)

18,5200%

3

Нефтешлам от зачистки резервуаров

14,6700%

4

Аминовый шлам и аминосодержащие растворы

0,2570%

5

Жидкие отходы химических материалов

0,0095%

6

Загрязненная сера

0,0080%

7

Щелочесодержащий шлам

0,0025%

8

Этиленгликоль

0,0002%

9

Прочие отходы (за исключением ТБО)

2,1100%

      Управление отходами осуществляется с момента их образования до окончательного их удаления и регламентируется разделом 19 Экологического кодекса.

      К операциям по управлению отходами относятся: накопление отходов на месте их образования, сбор отходов, транспортировка отходов, восстановление отходов, удаление отходов, вспомогательные операции (подготовка отходов к повторному использованию, переработка отходов, утилизация отходов), проведение наблюдений за операциями по сбору, транспортировке, восстановлению и (или) удалению отходов.

      Безопасное обращение с отходами в нефтегазовой отрасли должно основываться на основных принципах: иерархии, близости к источнику, ответственности образователя отходов.

      В соответствии со ст. 329 Экологического кодекса образователи и владельцы отходов применяют следующую иерархию мер по предотвращению образования отходов и управлению образовавшимися отходами в порядке убывания их предпочтительности в интересах охраны окружающей среды и обеспечения устойчивого развития Республики Казахстан:

      1) предотвращение образования отходов;

      2) подготовка отходов к повторному использованию;

      3) переработка отходов;

      4) утилизация отходов;

      5) удаление отходов.

      На объектах предприятий проводится инвентаризация отходов и устанавливается перечень всех отходов, образующихся в подразделениях предприятия.

      Результаты инвентаризации учитывают при установлении стратегических экологических целей и на их основе разрабатывают мероприятия по регенерации, утилизации, обезвреживанию, реализации и отправке на специализированные предприятия отходов производства, которые включаются в программу достижения стратегических экологических целей.

      Ответственный за обращение с отходами, на основании инвентаризации отходов, ведет первичный учет объемов образования, сдачи на регенерацию, утилизации, реализации, отправки на специализированные предприятия и размещения на полигонах отходов, образованных в результате производственной и хозяйственной деятельности.

      Порядок сбора, сортировки, хранения, утилизации, нейтрализации, реализации, размещения отходов и транспортировки производится в соответствии с требованиями к обращению с отходами, исходя из их уровня опасности ("опасные"; "неопасные"; "зеркальные")

      На предприятии сбор отходов производится раздельно, в соответствии с требованиями к обращению с отходами по уровню опасности, видом отходов, методами реализации, хранения и размещения отходов. Для сбора отходов выделены специально отведенные места с установленными маркированными контейнерами/площадками для сбора отходов. Согласно ст. 321 Экологического кодекса компании производят сортировку и накопление отходов в процессе их сбора. Под сортировкой отходов понимаются операции по разделению отходов по их видам и (или) фракциям либо разбору отходов по их компонентам, осуществляемые отдельно или при накоплении отходов до их сбора, в процессе сбора и (или) на объектах, где отходы подвергаются операциям по восстановлению или удалению (п. 2 ст. 326). Выделяются такие вторичные ресурсы, как пластик, бумага/картон, стекло и стеклотара, металлолом, использованные металлические банки (жестяные, алюминиевые).

1.6.4. Загрязнение почвы и подземных вод

      Основными источниками воздействия на почвенный покров и подземные воды в результате деятельности нефтегазодобывающей отрасли являются: транспорт и механизмы, задействованные при установке технологического оборудования в период строительно-монтажных работ, весь комплекс технологического оборудования, при условии нарушения технологии, возможных аварийных проливов и утечек нефтепродуктов, отходы производства и потребления, а также объекты их размещения.

      Для предотвращения загрязнения почв при проектировании объектов нефтепромыслов предусматривается:

      полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти и газа;

      автоматическое отключение скважин отсекателями при прорыве выкидной линии;

      покрытие изоляцией усиленного типа магистральных нефтепроводов со 100 %-ным просвечиванием стыков на переходах через искусственные и естественные преграды;

      использование бессточных систем канализации промышленно-ливневых и фекальных стоков;

      полное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в продуктивные пласты и поддержания пластового давления;

      внутреннее противокоррозионное покрытие трубопроводов, перекачивающих пластовую воду.

1.6.5. Шум и вибрация

      Развитие технологических процессов, а также постоянно увеличивающихся объемах потребности в углеводородном сырье, требует внедрение специальной современной технической оснастки основного и вспомогательного оборудования предприятий добычи и переработки нефти и газа. В связи с чем увеличиваются парком мощных и быстродействующих механизмов, которые являются источниками шумового и вибрационного воздействия на окружающую среду и рабочий персонал.

      Производственные / технологические процессы на месторождении такие как:

      бурение скважин,

      спускоподъемные операции при ремонте скважин,

      процессы перекачки углеводородного сырья,

      процесс гидроразрыва пласта

      переработка газа, сопровождаются значительными шумом и вибрацией.

      В связи с чем, современное оборудование должно соответствовать требованиям санитарных норм и правил, используемых в Республике Казахстан.

1.6.5.1. Методы защиты от шума

      Для выбора наиболее эффективных методов защиты от шума необходимо учитывать характер шумообразования. Основными методами борьбы с шумом, являются:

№ п/п

Конструктивный метод

Организационный метод

Индивидуальный метод


1

2

3

4

1

Конструктивный метод учитывает создание бесшумной конструкции машин и агрегатов, предусматривается конструктивное исполнение при проектировании и/или в процессе модернизации.
Основными примерами данного метода являются:
-замена механизмов ударного действия на безударные,
- возвратно-поступательные механизмы замещаются на винтовые и/или иные механизмы меньшего шумового воздействия,
- поглощение шума путем покрытия стен материалом, поглощающих шумы,
- установка на выходных трубах мягких глушителей,
- точная сборка и тщательная регулировка приборов,
- обеспечение достаточной смазки трущихся элементов.

Организационный метод состоит в изменении технологического процесса с целью устранения или уменьшения шума, автоматизации процессов производства, рациональное размещение цехов на предприятии и иное и иные организационные моменты исключающие попадание влияние шума на рабочий персонал.

Индивидуальными средствами защиты должен быть оснащен каждый работник подверженный шумовому воздействию:
антифоны;
шлемы;
наушники,
беруши и др.

      Звуковое давление шума оказывает вредное влияние на нервную систему человека и его организм - в частности, на органы слуха, вызывая раздражение, утомление, ослабление внимания.

1.6.5.2. Методы защиты от вибрации

      Для уменьшения вибраций на предприятиях промышленности применяют следующие основные методы:

Вибродемпфирование

Виброгашение

Виброизоляцию

Метод ориентирован на уменьшение амплитуды колебаний деталей машин после нанесения на них слоя упруго-вязких материалов (демпфирующего слоя) либо применяя двухслойные материалы, такие как сталь-алюминий, сталь-медь и иное.

Метод достигается путем увеличения массы вибрирующего агрегата за счет установки его на жесткие мощные фундаменты, либо путем повышения жесткости конструкции посредством добавочных ребер жесткости.

Метод учитывает изоляцию посредством ослабления передачи колебаний от источника на основание (пол, рабочую площадку, ручки механизированного ручного инструмента и иное) за счет устранения между ними жестких связей и/или установки упругих виброизоляторов (например: в качестве виброизоляторов использовать пружинные или рессорные механизмы, прокладочные элементы из резины, войлока, либо резинометаллические, пружинно-пластмассовые и пневморезиновые конструкции).

      В целях исключения прямого воздействия рабочего персонала с вибрирующими поверхностями, за пределами рабочей зоны ставят ограждения, предупреждающие знаки, сигнализацию.

2. Методология определения наилучших доступных техник

      Процедура определения наилучших доступных техник для области применения настоящего справочника по НДТ организована НАО "Международный центр зеленых технологий и инвестиционных проектов" в лице Бюро НДТ (далее – Центр) и технической рабочей группой по вопросам разработки справочника по НДТ "Добыча нефти и газа" в соответствии с положениями Постановления Правительства Республики Казахстан от 28 октября 2021 года № 775 "Об утверждении Правил разработки, применения, мониторинга и пересмотра справочников по наилучшим доступным техникам" и Методологией определения НДТ.

      В рамках данной процедуры, учтена международная практика и подходы к определению НДТ, основанные в том числе основанные на справочном документе Российской Федерации по НДТ "Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям "Добыча нефти" (ИТС 28-2021)", "Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям "Добыча газа" (ИТС 29-2021)", справочном документе Европейского Союза по экономическим аспектам и вопросам воздействия на различные компоненты окружающей среды "EU Reference Document on Economics and Cross-Media Effects", а также на Руководстве по определению НДТ и установлению уровней экологической эффективности для выполнения условий получения экологических разрешений на основе НДТ "Best Available Techniques for Preventing and Controlling Industrial Pollution, Activity 4: Guidance Document on Determining BAT, BAT-associated Environmental Performance Levels and BAT-based Permit Conditions".

2.1. Детерминация, принципы подбора

      Определение наилучших доступных техник основываются на соблюдении последовательности действий технических рабочих групп:

      1) определение ключевых экологических проблем для отрасли с учетом маркерных загрязняющих веществ эмиссий;

      Для каждого технологического процесса добычи нефти и газа определен перечень маркерных веществ.

      Метод определения перечня маркерных веществ основывался преимущественно на изучении проектной, технологической документации и сведений, полученных в ходе проведенного КТА предприятий по области применения настоящего справочника по НДТ.

      Из перечня загрязняющих веществ, присутствующих в эмиссиях основных источников загрязнения, для каждого технологического процесса в отдельности был определен перечень маркерных веществ при условии их соответствия следующим характеристикам:

      вещество характерно для рассматриваемого технологического процесса (вещества, обоснованные в проектной и технологической документации);

      вещество оказывает значительное воздействие на окружающую среду и (или) здоровье населения, в том числе, обладающее высокой токсичностью, доказанными канцерогенными, мутагенными, тератогенными свойствами, кумулятивным эффектом, а также вещества, относящиеся к стойким органическим загрязняющим веществам.

      2) определение и описание техник-кандидатов, направленных на комплексное решение экологических проблем отрасли;

      При формировании перечня техник-кандидатов рассматривались технологии, способы, методы, процессы, практики, подходы и решения, которые направлены на комплексное решение экологических проблем области применения настоящего справочника по НДТ, из числа имеющихся в Республике Казахстан (выявленных в результате КТА) и в международных документах в области НДТ, в результате чего был определен перечень из (количество) техник-кандидатов, представленные в разделе 5.

      Для каждой техники-кандидата приведено технологическое описание и соображения касательно технической применимости техник-кандидатов; экологические показатели и потенциальные выгоды от внедрения техники-кандидата; экономические показатели, потенциальные кросс-медиа (межсредовые) эффекты и триггеры.

      3) анализ и сравнение техник-кандидатов в соответствии с показателями технической применимости, экологической результативности и экономической эффективности;

      В отношении рассматриваемых в качестве НДТ техник-кандидатов была проведена оценка в следующей последовательности:

      1. Оценка техники-кандидата по параметрам технологической применимости.

      2. Оценка техники-кандидата по параметрам экологической результативности.

      Был проведен анализ экологического эффекта от внедрения техник-кандидатов, выраженный в количественном значении (единица измерения или % сокращения/увеличения), в отношении следующих показателей:

      атмосферный воздух: предотвращение и (или) сокращение выбросов;

      водопотребление: сокращение общего водопотребления;

      сточные воды: предотвращение и (или) сокращение сбросов;

      почва, недра, подземные воды: предотвращение и (или) сокращение влияния на компоненты природной среды;

      отходы: предотвращение и (или) сокращение образования/накопления производственных отходов и/или их вторичное использование, восстановление отходов и энергетическая утилизация отходов;

      потребление сырья: сокращение уровня потребления, замещение альтернативными материалами и (или) отходами производства и потребления;

      энергопотребление: сокращение уровня потребления энергетических и топливных ресурсов; использование альтернативных источников энергии; возможность регенерации и рециклинга веществ и рекуперации тепла; сокращение потребления электро- и теплоэнергии на собственные нужды;

      шум, вибрация, электромагнитные и тепловые воздействия: снижение уровня физического воздействия;

      Также учитывалось отсутствие или наличие кросс-медиа эффектов.

      Соответствие или несоответствие техники-кандидата каждому из вышеперечисленных показателей основывалось на сведениях, полученных в результате КТА.

      Следует отметить, что техники-кандидаты из перечня НДТ, представленные в утвержденных аналогичных справочниках по НДТ, официально применяемых в государствах, являющихся членами ОЭСР, на предмет экологической результативности не оценивались.

      3. Оценка техники-кандидата по параметрам экономической эффективности.

      Факт промышленного внедрения устанавливался в результате анализа сведений, выявленных в результате КТА.

      4. Определение технологических показателей, связанных с применением НДТ.

      Определение уровней эмиссий и иных технологических показателей, связанных с применением НДТ, в большинстве случаев применено в отношении техник, обеспечивающих снижение негативного антропогенного воздействия и контроль загрязнения на стадии процесса добычи нефти и газа.

      Так, технологические показатели, связанные с применением НДТ, определялись в том числе и с учетом уровней национального отраслевого "бенчмарка", что подтверждено документами проведенного КТА. Следует отметить, что эти уровни ниже уровней, определенных в аналогичных справочниках по НДТ, официально применяемых в государствах, являющихся членами ОЭСР;

2.2. Критерии отнесения техник к НДТ

      В соответствии с п. 3 ст. 113 Экологического кодекса критериями определения наилучших доступных техник являются:

      использование малоотходной технологии;

      использование менее опасных веществ;

      содействие рекуперации и рециркуляции веществ, образующихся и используемых в процессе, а также отходов, где это необходимо;

      сопоставимые процессы, установки или методы работы, которые были успешно опробованы в промышленных масштабах;

      технический прогресс и изменения в научных знаниях и понимании;

      характер, последствия и объем соответствующих выбросов;

      сроки ввода в эксплуатацию новых или существующих установок;

      время, необходимое для внедрения наилучшей доступной техники;

      потребление и характер сырья (включая воду), используемого в технологическом процессе, и энергоэффективность;

      необходимость предотвращения или снижения до минимума общего воздействия выбросов на окружающую среду и рисков для нее;

      необходимость предотвращения аварий и минимизации последствий для окружающей среды;

      информация, публикуемая общественными международными организациями;

      промышленное внедрение на двух и более объектах в Республике Казахстан или за ее пределами.

      Обеспечением соблюдения принципов Экологического кодекса при определении техники в качестве НДТ является условие сочетания указанных критериев, выражаемое в соблюдении следующих условий для каждой техники из сформированного перечня НДТ:

      наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду;

      применение ресурсо- и энергосберегающих техник;

      промышленное внедрение на двух и более объектах, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду.

3. Применяемые процессы: технологические, технические решения, используемые в настоящее время

      Настоящий раздел справочника по НДТ содержит описание основных технологических процессов, в числе которых добыча сырой нефти, нефтяного (попутного), природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата).

3.1. Добыча сырой нефти, нефтяного (попутного), природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата)

3.1.1. Добыча сырой нефти

      3.1.1.1. Добыча сырой нефти фонтанным методом эксплуатации

      Добывающие скважины обычно классифицируют по типу механизма, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергии (рисунок 3.1), но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.

     


      Рисунок 3.1. Схематичное изображение фонтанирующей скважины с достаточным давлением для подъема нефти на поверхность

      Когда скважина открывается для добычи, нефть поступает в ствол скважины под действием перепада давлений в скважине и в коллекторе. По мере подъема нефти по насосно-компрессорной колонне давление продолжает снижаться. При снижении давления растворенный газ начинает выделяться, образуя в нефти пузыри. Эти пузыри газа расширяются и столб жидкости становится легче. Совместное действие давления коллектора и уменьшенного веса столба жидкости и обеспечивают фонтанирование скважины.

      По мере извлечения нефти пузыри газа образуются и в самом коллекторе. Они продолжают расширяться, вытесняя больше нефти в скважину. Однако в конце концов расширяющиеся пузыри газа соединяются между собой, формируя сплошные газовые каналы внутри коллектора.

      Когда это происходит, газ начинает стекать в скважину, оставляя за собой большую часть более тяжелой нефти (рисунок 3.2). Эти явления продолжаются до тех пор, пока давление в коллекторе не уменьшится до такой степени, что не сможет выталкивать оставшуюся, более тяжелую нефть на поверхность. Начиная с этого момента требуется механизированная добыча.

     


      Рисунок 3.2. Разделение жидкостей по мере протекания по насосно-компрессорной колонне

      Также под фонтанной эксплуатацией понимается такой способ подъема продукции скважины от забоя на дневную поверхность, при котором располагаемая энергия на забое Mзаб больше или равна энергии, расходуемой на преодоление различных сопротивлений Mс, на всей длине скважины в процессе подъема, т.е.Mзаб>Mс.

3.1.1.2. Добыча сырой нефти методом газлифтной эксплуатации

      В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом - газлифтом (рисунок 3.3). Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

      В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

     


      Рисунок 3.3. Газлифтовая установка

      Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

      Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.

      Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Предпочтительным методом газлифта в море является непрерывный газлифт, так как пропускная способность трубопроводов высокого и низкого давления обычно ограничена.

      Достоинства и недостатки

      Как метод механизированной добычи нефти, газлифт обладает многими достоинствами в тех случаях, когда он применим:

      1. относительно прост в работе;

      2. оборудование сравнительно недорого;

      3. оборудование взаимозаменяемо;

      4. могут добываться как большие, так и малые объемы;

      5. эффективен при неблагоприятных скважинных условиях (от песка и других твердых веществ, можно избавиться без особых затруднений);

      6. эффективно применяется в искривленных скважинах;

      7. проблемы коррозии легко решаемы;

      8. может быть предназначен для работы с канатными системами (при использовании канатов нетрудно провести замеры давления в забор);

      9. низкие эксплуатационные расходы;

      10. может применяться в районах городской застройки и требует меньше места, а также на морских добывающих платформах;

      Перед установкой газлифтной системы следует учитывать некоторые ее недостатки:

      1. Требуется источник сжатого газа (сжатие газа может сильно увеличить начальные капиталовложения);

      2. В зависимости от рыночных цен возмещение потерь газа в замкнутой системе при высоком давлении также может оказаться дорогим;

      3. Использование газлифта на участках с одной скважиной или на маленьких месторождениях обычно не окупает затрат;

      4. Газлифт лучше не применять для глубоких добывающих скважин с высокими перепадами давления или низкими забойными давлениями;

      5. Трудно получить точные замеры газа, и пульсация потока может осложнить эксплуатацию наземного оборудования.

3.1.1.3. Добыча сырой нефти методом плунжерной эксплуатации

      Среди методов механизированной добычи реже всех используется плунжерный лифт. Он применяется менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. Чаще всего его используют в ситуациях, когда имеется некоторый естественный поток. Тем не менее на некоторых скважинах этот метод особенно удобен, в частности в скважинах с высоким газовым фактором или в газовых скважинах с низким забойным давлением и низкой производительностью. В таких скважинах скорость тока по насосно-компрессорной колонне слишком мала, чтобы выносить флюиды на поверхность. В насосно-компрессорной колонне происходит разделение: скважина заполняется жидкостью и перестает течь. При плунжерном лифте используется плунжер, который движется вверх и вниз по насосно-компрессорной колонне. Внутри плунжера имеется перепускной клапан, открывающийся по достижении верха насосно-компрессорной колонны и закрывающийся при ударе о ее дно (рисунок 3.4). Посадка плунжера в насосно-компрессорной колонне снижает обратный проскок жидкости сквозь газ, те. подгоняет ее, как показано на рисунке 3.5.

     


      Рисунок 3.4. Основные части плунжерного подъемника

      Плунжерный подъем применяется для продления срока эксплуатации нефтяных и газовых скважин, где для добычи используется собственная энергия скважины. Тем не менее с пакером, всасывающим клапаном и установкой периодического газлифта плунжерный подъемник может также использовать внешний источник газа, это, позволяет достичь лучших результатов, чем одна только газлифтная установка периодического действия. Плунжерный подъем применяется и на скважинах, где добыче мешают отложения парафина, соли или осадок на стенках насосно-компрессорной колонны. Работа плунжера в насосно-компрессорной колонне помогает удалить эти отложения прежде, чем они нарастут до такой степени, что будут мешать добыче.

     


      Рисунок 3.5. Цикл работы плунжерного подъемника:

      а - скважина закрыта с маленьким поверхностным давлением, плунжер держится в ловушке, перепускной клапан открыт; б - скважина закрыта, давление нарастает, плунжер выпущен с открытым клапаном, жидкость накапливается на дне насосно-компрессорной колонны: в - скважина закрыта, плунжер ударяется о дно, жидкость оказывается над плунжером; г - скважина открыта, плунжер с грузом жидкости поднимается пол действием расширяющегося газа, перепускной клапан закрыт; 4- скважина открыта, плунжер сталкивается с крышкой, ловушка срабатывает, перепускной клапан открывается.

      Далее скважина закрывается и цикл повторяется.

      Достоинства и недостатки

      Системы плунжерного подъема работают в большинстве случаев в автоматическом режиме или с применением датчиков давления, и можно встретить лишь несколько случаев с ручным управлением. Автоматические регуляторы длительности цикла, плунжеры и ловушки, используемые в системах плунжерного подъема, могут быть весьма различны.

      Важнейшее достоинство плунжерного лифта - низкая себестоимость. Установка плунжерной системы относительно недорога, и эксплуатационные расходы невелики по сравнению с другими системами. Плунжерные системы могут устанавливаться на талях, и в случае морских скважин они не требуют дополнительного места на платформе.

      Плунжерные подъемники могут быть модифицированы для использования в наклонно-направленных скважинах и на скважинах, уже работающих с применением периодического газлифта, что улучшает производительность и эффективность добычи.

      Главным недостатком плунжерных подъемников является непригодность для скважин с высокой нормой отбора. Заклинивание плунжера и проблемы с выносом песка могут вызывать остановки добычи. Еще один недостаток плунжерного подъема заключается в том, что пульсирующий поток из скважины может отрицательно сказаться на эффективности наземного оборудования.

3.1.1.4. Добыча сырой нефти штанговыми глубинными насосами

      Добыча при помощи штанговых насосов - бесспорно, самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Основные детали штангового насоса, следующие: глубинный насос, штанги для передачи усилия с поверхности к насосу и поверхностный насосный узел, приводящий штанги в возвратно-поступательное движение. Качалки типа, изображенной на рисунке 3.6 являются наиболее распространенными.

     


      Рисунок 3.6. Наиболее распространенный тип штангового насоса

      Принцип действия. Глубинный насос в простейшем виде состоит из поршня, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Поршень снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным. в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра, и, подобно обратному клапану, позволяет жидкости течь вверх, но не вниз (Рисунок 3.7).

     


      Рисунок 3.7. Схематичное изображение простого штангового насоса

      Принцип действия простого штангового насоса показан на рисунке 3.8. Вначале поршень находится в стационарном состоянии в нижней точке хода. В этот момент и всасывающий, и выкидной клапаны закрыты. Столб жидкости в насосно-компрессорной колонне создает гидростатическое давление над всасывающим клапаном. Нагрузкой на сальниковый шток (верхний шток из колонны насосных штанг) и насосный блок является только вес колонны насосных штанг. При движении поршня вверх обратный клапан остается закрытым, и колонна насосных штанг принимает на себя вес жидкости в насос- но-компрессорной колонне - вес колонны насосных штанг и вес столба жидкости. При минимальной утечке между поршнем и насосным цилиндром давление между выкидным и всасывающим клапанами уменьшается, так что всасывающий клапан открывается и жидкость из ствола скважины поступает в цилиндр насоса. В верхней точке рабочего хода поршень останавливается, и оба клапана снова закрываются, при этом вес жидкости снова приходится на поршень и выкидной клапан. Предположим, что теперь цилиндр насоса заполнился жидкостью и жидкость несжимаема. При начале движения поршня вниз выкидной клапан откроется. Вес столба жидкости в насосно-компрессорной колонне перенесется на всасывающий клапан и рабочую колонну, а нагрузка на сальниковый шток и насосный узел опять будет состоять только из веса штанг. Дальнейшее движение поршня вниз заставит жидкость перетечь из цилиндра в поршень через обратный клапан. Возвращение поршня в нижнюю точку рабочего хода закончит цикл.

     


      Рисунок 3.8. Схема рабочего цикла штангового насоса

      На практике сальниковый шток никогда не принимает на себя такую нагрузку. На нагрузку влияет инерция, эффективность работы насоса меньше 100 %, трение изменяет нагрузку, штанги под нагрузкой растягиваются, и динамика процесса вносит свои коррективы. Нагрузка на сальниковый шток оказывается, тем не менее, близкой к описанной при выкачивании однофазной жидкости из очень мелкой скважины при очень длинных, медленных рабочих ходах насоса. Реальные диаграммы нагрузки, применяемые для оценки работы насоса, называются динамограммами.

      Глубинные насосы

      В штанговых насосных установках применяются два основных типа глубинных насосов (рисунок 3.9). Насосы первого типа называются трубными, потому что цилиндр насоса расположен на насосно-компрессорной трубе. Поршень спускается в скважину на штангах насоса. Внутренний диаметр цилиндра насоса лишь чуть-чуть меньше, чем диаметр колонны, внутри которой он находится. Это обеспечивает наибольшую скорость добычи в данной конструкции. Чтобы заменить цилиндр насоса, нужно извлечь из скважины насосно-компрессорную колонну.

     


      Рисунок 3.9. Два типа насосов для штанговых насосных установок: а- трубный насос,

      б- стационарный цилиндр вставного, типа с верхним креплением штока. Вставной насос и цилиндр, можно извлечь из скважины, не поднимая насосно-компрессорную колонну

      Глубинные насосы второго типа называются вставными- они опускаются в насосно-компрессорную колонну и вынимаются из нее на штангах. Поскольку такой насос можно поднимать как одно целое, он предпочтителен по сравнению с трубными насосами в более глубоких скважинах.

      Качалки

      Качалки (балансирные насосные установки) передают усилие на верхнюю часть системы штанг в виде возвратно-поступательного движения. Длина рабочего хода может достигать до 16 м. Относительно высокая скорость вращения первичного двигателя сначала снижается ременной передачей, а затем шестеренчатым редуктором, чтобы кривошип вращался с заданным числом рабочих ходов в минуту. Вращение кривошипа преобразуется плечом кривошипа, опорой пальца кривошипа, шатуном и балансиром, а движение стабилизатора переходит в линейное движение сальникового штока головкой балансира и серьгой для подвески штанг. При правильной настройке установки это движение не должно создавать никаких изгибающих нагрузок на устьевой сальниковый шток. Сальниковый шток и сальник обеспечивают уплотнение между штангами и насосно-компрессорной колонной на поверхности, чтобы направить перекачиваемую жидкость в выкидной трубопровод (рисунок 3.10).

     


      Рисунок 3.10. Схематический рисунок станка-качалки

      Относительно высокая скорость вращения первичного двигателя сначала снижается ременной передачей, а затем шестеренчатым редуктором, чтобы кривошип вращался с заданным числом рабочих ходов в минуту. Вращение кривошипа преобразуется плечом кривошипа, опорой пальца кривошипа, шатуном и балансиром, а движение стабилизатора переходит в линейное движение сальникового штока головкой балансира и серьгой для подвески штанг. При правильной настройке установки это движение не должно создавать никаких изгибающих нагрузок на устьевой сальниковый шток. Сальниковый шток и сальник обеспечивают уплотнение между штангами и насосно-компрессорной колонной на поверхности, чтобы направить перекачиваемую жидкость в выкидной трубопровод.

      Достоинства

      Штанговый насос используется достаточно часто и хорошо знаком большей части персонала, занятого эксплуатацией и техническим обслуживанием. Он может применяться в широком диапазоне производительностей и на ограниченных скоростях, и при ограниченных глубинах извлекать продукт из скважины вплоть до ее истощения. Штанговые насосы высоконадежны и легко поддаются диагностике с помощью ряда различных приемов: осмотра, динамометрии и зондирования скважины.

      Данный метод позволяет добывать высокотемпературные или высоковязкие нефти, а проблемы коррозии и образование отложений легко разрешаются. Штанговые насосы приводятся в движение электричеством или топливным газом, причем электропривод легко подстраивается под график подачи газа или периодическую работу. Наконец, цена штангового насоса - дополнительное преимущество для поддержания эксплуатационных расходов на низком уровне.

      Недостатки

      Среди недостатков штанговых насосов следует упомянуть их непригодность для искривленных скважин. Глубина и объем скважин, для которых они могут применяться, ограничены весом штанг и запасом прочности, а высокий газовый фактор скважины либо попадание песка и парафина в скважинные флюиды еще более ухудшают их эффективность.

      Определенные физические характеристики установок также свидетельствуют против их использования. Большие размеры штанговых насосов загромождают городскую застройку и мешают работе вращающихся дождевальных машин в сельской местности, Суммарный вес и габариты могут помешать их применению на морских платформах. Для обслуживания внутрискважинного оборудования следует принимать во внимание дополнительное неудобство, связанное с необходимостью использования подъемных устройств.

3.1.1.5. Добыча сырой нефти погружными винтовыми насосами

      Погружные винтовые насосы известны как установки с электровинтовым насосами. Данный насос предназначен для откачки высоковязкой жидкости из нефтедобывающих скважин.

     


      Рисунок 3.11. Винтовой насос

      а-ротор, б-статор, в-насос в сборе, 1-корпус насоса, 2-полость между статором и ротором

      Винтовой насос представлен на рисунке 3.11 и состоит из ротора – простой спирали с hp шагом и статора двойной спирали с hc шагом, который превышает в два раза шаг ротора.

      На рисунке 3.11 в схематично показана часть винтового насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являются диаметр ротора D, длина шага статора hc, и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разделены. При вращении ротора эти полости перемещаются как по радиусу, так и по оси. Перемещение полостей приводит к проталкиванию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.

      Ротор представляет собой однозаходный винт с плавной нарезкой и изготавливается из высокопрочной стали с хромированным или иным покрытием против истирания. Статор представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим, чем шаг винта ротора, изготавливается из резины или пластического материала и устанавливается в корпусе насоса.

      3.1.1.6. Добыча сырой нефти установками электроприводных лопастных насосов

      Одним из наиболее эффективным агрегатом для добычи сырой нефти является установка электроприводного лопастного насоса (УЭЛН) по своей конструкции и способности отбора большого количества нефтяной эмульсии. УЭЛН состоит из погружного электродвигателя, лопастного насоса, телеметрии, гидравлической защиты, кабельной линии, оборудования устья скважины, станции управления и повышающего трансформатора, и предназначены для добычи нефтяной эмульсии из скважин.

3.1.1.7. Добыча сырой нефти погружными диафрагменными насосами

      Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, которая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса.

      Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем, аналогичным используемому в установках с винтовыми насосами. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Погружной агрегат спускается в скважину на колонне НКТ, а питание электродвигателя осуществляется по кабелю, закрепляемому на колонне НКТ.

      Насос работает следующим образом. Вращение вала двигателя приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе с вращением зубчатого колеса 13 вращается эксцентрик 11, приводя в возврат- но-поступательное движение поршень 9, прижатый к эксцентрику пружиной 7. На схеме рисунке 3.12 показано нижнее положение поршня. Так как объем камеры А постоянен, пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, показанное на рисунке 3.12. За время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере А повышается, приводя к перемещению вверх и диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан 4 закрывается, а нагнетательный клапан 3 открывается; жидкость из наддиафрагменной полости вытесняется в колонну НКТ. Изменение объема камеры Б при движении поршня изменяет и объем масла в ней. Эти изменения компенсируются компенсационной диафрагмой 16.

     


      Рисунок 3.12. Принципиальная схема погружного агрегата диафрагменного насосной установки: 1 - колонна НКТ; 2 - сливной клапан; 3 - нагнетательный клапан;

      4 - всасывающий клапан; 5 - диафрагма; 6 - осевой канал; 7 - винтовая пружина;

      8 - цилиндр; 9 - поршень; 10 - корпус; 11 - эксцентрик; 12 - опора; 13-14 - зубчатые колеса; 15 - погружной электродвигатель; 16 - компенсационная диафрагма;

      17 - электрический кабель; 18 - специальный клапанный узел

      Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. Это связано с тем, что откачиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой.

3.1.1.8. Добыча сырой нефти электроцентробежными насосами

      Установка погружного центробежного насоса включает в себя наземное и подземное оборудование. В наземное оборудование входит: фонтанная арматура, оборудованная кабельным вводом, сборные манифольды, замерная установка, а также наземное электрооборудование, включающее в себя станцию управления, трансформатор, клеммную коробку, кабельные линии.

     


      Рисунок 3.13. Принципиальная схема электроцентробежного насоса

      Наземное электрооборудование служит для электроснабжения, управления и защиты электронасосов Фонтанная арматура позволяет контролировать, регулировать и направлять поток скважинной жидкости через манифольды в замерную установку, где производится определение объема добываемой продукции. Подземное оборудование включает в себя: погружной центробежный насос с электродвигателем, кабельную линию, колонну насосно-компрессорных труб и другое дополнительное оборудование. Колонна насосно-компрессорных труб обеспечивает подъем скважинной жидкости на поверхность. В корпусе насоса установлены ступени, каждая из которых состоит из вращающегося рабочего колеса и неподвижного направляющего аппарата. Число ступеней определяет его подачу, давление и потребляемую мощность. В состав погружного электродвигателя входит ПЭД и гидрозащита, состоящая из протектора и компенсатора. Электроэнергия с поверхности передается через бронированный трехжильный кабель, который крепится к телу труб при помощи поясов.

3.1.1.9. Добыча сырой нефти методом непрерывно дискретного газлифта (НДГ)

      Основой для технологии непрерывно дискретного газлифта является дифференциальный регулятор, который устанавливают на подъемной колонне в специальной скважинной камере на расчетной глубине. Установка и извлечение регулятора из скважины осуществляется посредством стандартного набора инструментов канатной техники. При необходимости для осуществления запуска скважин после глушения или повторных перезапусков после технологических остановок, в газлифтной системе НДГ применяются пусковые клапаны. Если в конструкции скважин используется малогабаритная эксплуатационная колонна, то пусковые клапаны могут быть исполнены в стационарном варианте, на специально разработанной для этих целей оправке.

      Особенность данной технологии заключается в том, что эксплуатация скважин осуществляется в режиме заданных забойных давлений, а режим работы газлифтного подъемника, непрерывный или периодический, устанавливаются автоматически в зависимости от величины притока (дебита скважины). Достигается это путем одновременной, причем автоматической стабилизации динамического уровня жидкости и давления газа в кольцевом пространстве скважины.

3.1.1.10. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      Установки ЭЦН состоят из следующих узлов: электроцентробежный насос –погружной электродвигатель –погружной кабель – станции управления с частотно регулируемым приводом – трехфазные масляные трансформаторы – наземный питающий кабель. На эффективность работы насоса влияют гидравлические потери в насосно-компрессорной трубе и на штуцерах скважин. Поэлементный анализ потерь позволяет выявить узлы установок с повышенным расходом электроэнергии и, с учетом этого, разработать мероприятия по повышению энергетической эффективности механизированного фонда скважин. В таблице 3.1 приведены данные по удельному расходу электроэнергии на добычу по скважинам с погружными насосами ЭЦН.

      Таблица 3.1. Потребление энергетических ресурсов УЭЦН

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВт*ч/сут

182,4

404

2

Удельное потребление тепловой энергии на добычу 1 м3 сырой нефти

кВт*ч/м3

1,1

3

3

Удельное потребление тепловой энергии на добычу 1 т сырой нефти

кВт*ч/т

5,8

13,5

      Режим работы большинства скважин постоянный 24/24, при этом некоторые скважины работают в периодическом режиме в зависимости от уровня НСЖ и по давлению на приеме насоса. В таблице 3.2 приведены данные по удельному расходу электроэнергии на добычу по скважинам с установками ШГН.

      Таблица 3.2. Потребление энергетических ресурсов ШГН

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВт*ч/сут

266,4

348

2

Удельное потребление тепловой энергии на добычу 1 м3 сырой нефти

кВт*ч/м3

9,2

75

3

Удельное потребление тепловой энергии на добычу 1 т сырой нефти

кВт*ч/т

12,4

100

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники в справочнике по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.1.2. Добыча газа (нефтяного (попутного) газа, природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата))

      Добыча газа состоит в эксплуатации газовых скважин, основной целью которой является извлечение газа из пласта и сбор на поверхности.

      В процессе эксплуатации газ движется от забоев скважины до устьев на поверхности. Основными компонентами газа, извлеченной из скважины – это пары тяжелых углеводородов, вода, нестабильный углеводородный конденсат и взвешенные вещества.

      Основные составляющие эксплуатации скважины:

      Запуск и остановка скважины;

      Контроль заданного режима эксплуатации;

      Реализация стабильной работы установок в осложненных условиях (обводнение, коррозия и т.д.).

      Скважины подразделяются на следующие виды:

      Эксплуатационные – необходимы для извлечения газа и газового конденсата;

      Нагнетательные – служат для увеличение дебита скважины, для закачки сухого воздуха;

      Специальные – используются для разведки геологического строения почвы.

      Нефтяная эмульсия представляет собой смесь жидких углеводородов, газа, воды и некоторых примесей. Вода и примеси должны быть удалены прежде, чем углеводороды поступят в хранилище, в трубопровод. Жидкие углеводороды и нежелательные примеси должны быть также удалены из природного газа до того, как он поступит в трубопровод. Наличие почти всех примесей вызывает эксплуатационные проблемы того или иного типа. Чтобы разрушить эмульсию сырой нефти и отделить чистую нефть, нужно удалить эмульгатор и его пленку. После этого частицы воды смогут собраться в более крупные капли, которые способны отделиться от нефти.

      Вид системы разделения выбирается на основании следующих факторов:

      стабильности эмульсии;

      плотности нефти и содержащейся в ней воды;

      коррозионной активности нефти, газа и воды;

      склонности содержащейся в нефти воды к образованию отложений;

      общего количества нефти для обработки и содержания воды в ней; наличию товарного газопровода для продажи газа; величины рабочего давления, пригодного для оборудования;

      способности сырой нефти к отложению парафинов.

      Иногда нефтяная эмульсия бывает нестабильной. Если ей предоставить достаточно времени, чтобы отстояться, то вода осядет на дно резервуара, а нефть и попутный газ поднимутся наверх. Такой осаждающий резервуар называется промывочным баком или отстойником (рисунок 3.14).

     


      Рисунок 3.14. Схематическое изображение промывочного бака или отстойника

      Несмотря на существование разных конструкций отстойников, обычно они достаточно высоки, чтобы обеспечить поступление чистой нефти самотеком под действием собственного веса в складской резервуар, вода спускается по водяному колену из днища бака, попутный газ выпускается через вентиляционный канал.

3.1.2.1. Текущие уровни эмиссий

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники в справочнике по НДТне рассматриваются), отстойник (неорганизованный источник, справочником по НДТ не рассматривается), котельная установка (необязательно). Характеристика выбросов приведена в разделе 3.13.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации происходит в отстойнике, характеристика сбросов приведена в разделе 3.11.

      Отходы технологического процесса

      Образование отходов происходит в результате зачистки отстойника, характеристика приведена в разделе 3.11.

3.1.3. Транспорт сырой нефти и газа по внутрипромысловым трубопроводам

3.1.3.1. Транспортировка по трубопроводам

      Магистральные трубопроводы как наиболее современный вид транспорта нефти, нефтепродуктов и газа должны обеспечить нормальный производственный режим работы нефтегазопромысла, нефтеперера- батывающих заводов, систем снабжения нефтепродуктами промышленного и городского газоснабжения.

      Общая задача управления режимами систем нефтегазоснабжения заключается в обеспечении потребности в нефти, нефтепродуктах и газе с наибольшим экономическим эффектом для народного хозяйства в целом. Строго говоря, экономический оптимум должен определяться по минимуму суммарных расчетных затрат, включающих как издержки на производство и распределение нефти, нефтепродуктов и газа, так и зависящие от функционирования нефтегазотранспортных систем затраты в других отраслях народного хозяйства, т. е. должны быть учтены тесные связи с обеспечивающими отраслями по энергоснабжению, использованию водных ресурсов ит. д., а также влияние надежности снабжения нефтью, нефтепродуктами и газом на функционирование всех отраслей народного хозяйства и социальных структур. Основными вопросами при управлении нефтегазотранспортными системами является повышение пропускной способности, снижение энергетических затрат на транспорт нефти, нефтепродуктов и газа, стабилизация режимов во времени, оптимальное управление при неустановившихся, в том числе аварийных, режимах.

      Выделяют следующие виды промысловых трубопроводов:

      1) Надземная технология подразумевает размещение труб выше уровня земли на такой высоте, чтобы трубопровод был недосягаем для внешних воздействий, которые могли бы нанести вред.

      2) Наземные трубопроводы укладываются на искусственное грунтовое основание. При этом трубы помещаются в каналы или лотки.

      3) Подземный метод - трубопроводную магистраль заглубляют в грунт на установленную глубину.

      Трубопроводные сети составляются из следующих основных элементов:

      1) труб разного назначения;

      2) соединительных частей (фланцев, соединительных муфт, колен, угольников, отводов, тройников, крестовин, гребенок и др.);

      3) арматуры (чугунной, стальной и специальной);

      4) компенсаторов.

3.1.3.2. Обогрев трубопроводов

      Для подогрева применяют различные теплоносители: водяной пар, горячую воду, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергию. Наибольшее применение имеет водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и теплоотдачей, легко транспортируемый и не представляющий пожарной опасности. Обычно используют насыщенный пар давлением 0,3–0,4МПа, обеспечивая нагрев нефтепродукта до 80-100 °С.

      Горячую воду применяют в тех случаях, когда ее имеется большое количество, так как теплосодержание волы в 5–6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.

      Горячие газы имеют ограниченное применение, так как они отличаются малой теплоемкостью, низким коэффициентом теплоотдачи, а также трудно организовать их сбор, используются лишь при разогреве нефтепродуктов в автоцистернах и в трубчатых подогревателях на НПЗ.

      Горячие масла в качестве теплоносителей также применяют редко, в случаях, когда требуется разогреть тугоплавкие нефтепродукты теплоносителем с высокой температурой вспышки, для которых невозможен разогрев горячей водой и паром.

      Электроэнергия - один из эффективных теплоносителей, однако при использовании электронагревательных устройств необходимо соблюдать противопожарные требования. Обнаженная электрическая грелка с накаленной проволокой способна вызвать воспламенение паров нефтепродуктов. В связи с этим электроподогрев применяется для нефтепродуктов с высокой температурой коксования и вспышки, и главным образом, для масел перед сливом их из вагонов-цистерн.

      Существует несколько способов подогрева водяным паром: разогрев острым паром, трубчатыми подогревателями и циркуляционный подогрев.

      Подогрев острым (открытым) паром заключается в подаче насыщенного пара непосредственно в нефтепродукт, где он конденсируется, сообщая нефтепродукту необходимое тепло. Этот способ применяют главным образом для разогрева топочного мазута при сливе из железнодорожных цистерн. Недостаток данного способа - необходимость удаления в дальнейшем воды из обводненного нефтепродукта.

      Подогрев трубчатыми подогревателями заключается в передаче тепла от пара к нагреваемому продукту через стенки подогревателя. Здесь исключается непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом. Пар, поступая в трубчатый подогреватель, отдает тепло нефтепродукту через стенку подогревателя, а сконденсировавшийся пар отводится наружу, благодаря чему исключается обводнение нефтепродукта.

      Циркуляционный подогрев основан на разогреве нефтепродукта тем же нефтепродуктом, но предварительно подогретым в теплообменниках. Циркуляционный подогрев применяют в основном при обслуживании крупных резервуарных парков, а также железнодорожных цистерн.

3.1.3.3. Мультифазные насосные станции (МФНС)

      Мультифазные насосы получили свое название благодаря способности перекачивать одновременно разные агрегатные состояния (фазы) вещества.

      МФНС представляет собой объемный насос роторного типа, в которых форма ротора напоминает винт. Он состоит из двух или более роторов противоположного вращения и корпуса, в котором заключены эти роторы. Роторы спроектированы с равномерным профилем резьбового вида и сцепляются друг с другом как шестеренки. Полости, образуемые этими тремя конструктивными элементами внутри насоса, образуют уширенные кольцевые каналы. При вращении ротора они движутся в одном направлении и перемещают рабочую среду от стороны всаса к выдаче. Винтообразная конструкция также уменьшает шум по сравнению с насосами с прямозубыми шестернями. Это значительно снижает уровень шума в производстве.

     


      Рисунок 3.14. Схематическое изображение МФНС:

      1 – ротор; 2 – статор; 3 - линия передачи усилия соединительная тяга и два карданных шарнира для передачи усилия от привода на ротор; 4 - уплотнение вала; 5 - всасывающий и напорный корпус; 6 - Блочная конструкция.

3.1.3.4. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Мультифазные насосные станции направлены на транспортировку нефти из ЦПС в нефтепроводы. Показания приборов – давления нагнетания (для каждого насоса), температуры нагрева подшипников отображаются по месту и передаются в опорную. Энергетические ресурсы при эксплуатации потребляется от общей энергетической системы. В таблице 3.3 приведены данные по удельному расходу электроэнергии мультифазными насосами.

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), насосы (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), подогреватели. Характеристика выбросов приведена в разделе 3.13.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.2. Предварительная подготовка газа и жидких углеводородов

3.2.1. Сепарационные установки

      Трехфазный сепаратор. Трехфазный сепаратор со сбросом воды представляет собой цилиндрический горизонтальный аппарат с отбойником грубого разделения нефтегазового потока (рисунок 3.15). Для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата установлена вертикальная перегородка из просечно-вытяжных листов. Струнный каплеуловитель применяется для очищения газа, штуцеры для входа/выхода продуктов деления. Газожидкостная смесь вводится в сепаратор через штуцер, оборудованный устройством приема газожидкостной смеси циклонного типа, в котором происходит выделение свободного газа.

      Отделившийся газ собирается в верхней части аппарата, проходит устройство улавливания капельной жидкости и выводится через штуцер выхода газа. Жидкость, проходя устройство в распределении и гидродинамической коалесценции, равномерно распределяется по всему сечению аппарата и вследствие разности удельного веса разделяется на нефть и воду. Отделившаяся вода скапливается в нижней части оборудования, откуда сбрасывается через штуцер выхода воды. Уровень раздела фаз определяется с помощью уровнемера и поддерживается с помощью регулирующего клапана. путем изменения количества сбрасываемой воды. Общий уровень жидкости в аппарате поддерживается переливной перегородкой. Нефть поступает через перегородку, скапливается в нижней части камеры сбора нефти, откуда попадает на прием насоса. Уровень нефти в камере определяется с помощью уровнемера и автоматически поддерживается в заданном интервале с помощью регулирующего клапана, установленного после узла учета нефти. Трехфазный сепаратор оборудован контрольно-измерительными приборами, запорной и предохранительной арматурой.

     


      Рисунок 3.15 а. Схематическое изображение трехфазного нефтяного сепаратора

      I – смесь нефти, газа и воды; II – газ; III – нефть; IV – вода; 1 – штуцер ввода сырья;

      2 – распределительный коллектор; 3 – сепарационный отсек; 4 и 9 – перегородки;

      5 – водяной отсек; 6 – штуцер отвода пластовой воды; 7 – газоотводная линия;

      8 – штуцер отвода газа; 10 – нефтяной отсек; 11 – штуцер отвода нефти

      Двухфазный сепаратор. Двухфазный нефтегазовый сепаратор разделяет нефтяную эмульсию на жидкий и газовый компонент. Схематическое изображение двухфазного нефтяного сепаратора представлено на рисунке 3.15.

     


      Рисунок 3.15 б. Схематическое изображение нефтяного сепаратора

      1-горизонтальная емкость; 2-патрубок для входа нефтегазовой смеси; 3-распределительное устройство; 4,5 - дефлекторы; 6-вертикальный сетчатый каплеотбойник; 7-патрубок для выхода газа; 8-горизонтальный сетчатый каплеотбойник; 9-диск против воронкообразования; 10-выходной патрубок для нефти

      Также на площадках нефтегазодобычи используется сетчатый газовый сепаратор (рисунок 3.16), который представляет собой цилиндрический вертикальный сосуд, предназначенный для окончательной очистки газа от жидкости. Объем сепаратора зависит от количества, проходящего через него газа.

     


      Рисунок 3.16. Схема гравитационно-инерционного с сетчатой насадкой газовых сепараторов

      1- корпус; 2- сборник жидкости; 3- секция предварительной (гравитационной) сепарации; 4 - кольцевая жалюзийная насадка; 5-- сливная труба с гидрозатвором секции тонкой сепарации; 6 - сетчатая насадка; 7 - сетчатый коагулятор.

      Газ вводится в среднюю часть газосепаратора, где, проходя сначала коагулятор, а затем сетчатую насадку, освобождается от капель, содержащихся в нем жидкости, и выводится из верхней части оборудования. Капли и конденсат стекают вниз газового сепаратора, откуда по мере накопления сбрасываются в дренажную емкость. Уровень конденсата в сепараторе контролируется с помощью уровнемера. Кроме этого, сепаратор оборудуется сигнализаторами уровня конденсата, манометром, предохранительным клапаном и запорной арматурой.

      Извлеченная пластовая вода может быть загрязненакислыми компонентами. Эти соединения относятся к агрессивным, они обуславливают либо усиливают коррозию металлов. Комплекс мероприятий, связанных с удалением из воды растворенных в ней газов, называют дегазацией. Дегазацию сточных вод осуществляют химическими (с применением реагентов), физико-химическими (десорбция, дистилляция, экстракция, адсорбция) и термическими (жидкофазное окисление, парофазное окисление) методами. Наиболее распространенным физико-химическим методом удаления растворенных газов является десорбция, осуществляемая аэрацией, в токе инертного газа, нагреванием воды, понижением давления. Дополнительным методом очистки пластовой воды от кислых компонентов является отпарная колонна кислой воды, которая является тепломассообменный аппаратом для выделения из жидких смесей легколетучих примесей.

3.2.1.1. Текущие уровни эмиссий

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), нефтегазовый/газовый сепаратор (неорганизованный источник, справочником по НДТ не рассматривается).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации происходит в нижней части оборудования с последующим сбросом в дренажную емкость. Объемы образования сточных вод напрямую зависит от обводненности продукции скважин.

      Подготовка пластовой воды.

      После отделения от нефти пластовую воду закачивают обратно в пласт, как для поддержания пластового давления, так и с целью ее утилизации (захоронении).

      Процессы сепарации с целью удаления воды, газов, механических примесей.

      Очистка пластовой воды от кислых компонентов.

      Отходы технологического процесса

      К основным отходам относится нефтешлам, который образуется в результате очистки оборудования. Количество образования напрямую зависит от количества механических примесей. Механические примеси, образуют отходы нефтешлама.

3.2.2. Стабилизация сырой нефти

      Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода.

      Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

      При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть, используют следующие процессы:

      1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

      2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

      3) абсорбцию или ректификацию.

      При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

      Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рисунке 3.17. Сырая нефть I насосом 1 подается в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию. При этом обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80-120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15-0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть III, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти, Широкая газовая фракция IV, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается процессу извлечения сероводорода, углекислого газа и азота, а также однократной конденсации, для чего охлаждается в холодильнике 8 до температуры 30 °С, при этом конденсируются высокомолекулярныеуглеводороды II (бензин), которые отделяются от газа в сепараторе 9, собираются в емкости бензина 10 и насосом 11 возвращаются в стабильную нефть для восстановления ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из сепаратора 9, поступает на прием компрессора 12, в котором повышается давление газа до 0,5-1,7 МПа, в зависимости от расстояния до газоперерабатывающего завода. После компрессора газ проходит маслоотделитель 13, где отделяется смазочное масло VII, уносимое газом из компрессора, конденсатор-холодильник 14 и сепаратор 15, в котором отделяется сконденсировавшийся в результате сжатия и охлаждения нестабильный конденсат VI. Нестабильный конденсат собирается в емкости 16, из которой насосом 17 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Туда же направляется и газ V, выходящий из сепаратора 15.

      Жидкая сырая нефть, поступающая с сепаратора низкого давления и предварительно смешиваясь с конденсатом, отделенным от сырого газа в других установках, поступает на входные теплообменники, где потоком горячей стабильной нефти нагревается до 50-53 °С. Подогретый поток направляется в горизонтальный 3-х фазный сепаратор, предварительно смешиваясь с потоком воды, подаваемым через специальный миксер. Газ, отделенный от жидкой фазы при давлении сепаратора в 6,5 бар изб. отходит на первую ступень компрессоров влажного сырого газа. Далее насосом поднимается давление отделенного от воды и газа потока нефти, и он поступает в электростатический обезвоживатель (дегидратор), предварительно смешивается с небольшим потоком свежей воды. Ступенчатое добавление воды позволяет впитывать и удалять соли из нефтяной жидкости для минимизации отложений в оборудовании ниже по потоку и соответствия товарным спецификациям по содержанию солей.
Отделенный от соленой воды поток сырой нефти затем разделяется и двумя путями направляется в колонну стабилизации: на верхнюю тарелку, и в среднюю часть колонны через входной теплообменник. Поток, проходящий через входной теплообменник, составляет примерно 60-70 % от общего расхода сырой нефти. Данный теплообменник позволяет нагреть нефть до температуры около 120 °С за счет охлаждения кубового продукта колонны. Колонна стабилизации нефти работает при давлении 5-5.4 бар изб и подогревается паровыми рибойлерами, что позволяет испарить легкие летучие компоненты сырой нефти такие как H2S, CO2, легкие углеводородные фракции и другие.

      Кубовый продукт колонны стабилизации, содержащий бензиновую фракцию и легкие меркаптаны охладившись во входном теплообменнике колонны, направляется в нафтоотгонную колонну. Целью данного этапа является отделение легкой бензиновой фракции углеводородов, содержащей меркаптаны для ее дальнейшей демеркаптанизации раствором щелочи. Колонна работает при температуре в 155 °С и подогревается паровыми рибойлерами. Кубовый продукт данной колонны затем смешивается с охлажденным и сконденсированным верхним погоном, отделенным от меркаптановых компонентов. Общий поток также впоследствии смешивается с нижним кубовым продуктом колонны СУГ, содержащим широкие фракции углеводородов (С5+), и направляется на экспорт.


     


      Рисунок 3.17. Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции

      Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рисунке 3.18.

     


      Рисунок 3.18. Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции

      Сырую нефть I насосом 1 подают в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80-120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15-0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть II, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти. Широкая газовая фракция III, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается фракционированной конденсации в фракционирующем конденсаторе 8, который представляет собой вертикальный кожухотрубчатый теплообменный аппарат, в его межтрубном пространстве снизу вверх проходит широкая газовая фракция, а в трубном - сверху вниз - охлаждающая вода V. При охлаждении широкой газовой фракции образуется углеводородный конденсат, который, стекая вниз по поверхности трубок, вступает в контакт с газом, вновь поступающим в аппарат. Между этими встречными потоками газа и конденсата происходит тепло- и массообмен, при котором часть высокомолекулярных углеводородов из газа переходит в конденсат, а часть низкомолекулярных углеводородов из конденсата переходит в газ. Таким образом образуются конденсат с минимальным содержанием низкомолекулярных углеводородов (метан-бутан) и газ с минимальным содержанием высокомолекулярных углеводородов (C5+высшие). Конденсат IV направляется в стабильную нефть для пополнения ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из фракционирующего конденсатора 8, проходит сепаратор 9, где отделяется уносимый им капельный конденсат, и поступает на прием компрессора 10 с соответствующим числом ступеней сжатия, в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газоперерабатывающего завода. Скомпримированный до соответствующего давления газ проходит маслоотделитель 11, где отделяется смазочное масло VIII, захватываемое в цилиндрах компрессора, конденсатор-холодильник 12, где охлаждается до 30 °С, и поступает в сепаратор 13, где от газа отделяется сконденсировавшийся нестабильный конденсат VII. Нестабильный конденсат собирается в емкости 14, из которой насосом 15 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Газ VI, выходящий из сепаратора 13, направляется потребителю или на газоперерабатывающий завод.

      Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции приведена на рисунке 3.19.

     


      Рисунок 3.19. Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции

      Сырая нефть I подается насосом 1 в теплообменник 4, и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 5, насосом 7 прокачивается через трубчатую печь 8, где нагревается до температуры 100-110 °С, и поступает в сепаратор 9, в котором от нефти отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 9 выходит стабильная нефть II, которая, отдав тепло сырой нефти в теплообменнике 4, направляется в резервуар стабильной нефти 2. Широкая газовая фракция III, выходящая сверху сепаратора 9, насосом 11 подается в низ абсорбера 10, в котором в результате процесса абсорбции из нее извлекаются высокомолекулярные углеводороды (бензиновая фракция). Сущность процесса абсорбции состоит в избирательном поглощении высокомолекулярных углеводородов из газа жидкостью, называемой абсорбентом. Переход высокомолекулярных углеводородов из газа в жидкость обусловлен нарушением фазового равновесия при контакте газа с родственной жидкостью, в которой содержание поглощаемых компонентов мало.

      В технологической схеме должен быть предусмотрен процесс десорбции абсорбента, т. е. обратного извлечения поглощенных им в абсорбере углеводородов. Абсорбент можно десорбировать либо ректификацией, либо выпаркой абсорбента. В рассматриваемой технологической схеме в качестве абсорбента используют стабильную нефть, которая насосом 3 прокачивается через холодильник 6 и подается на верх абсорбера 10. Таким образом, в абсорбере 10 происходит встречное движение поднимающейся снизу вверх широкой газовой фракции и стекающей сверху вниз стабильной нефти (абсорбента). Для создания лучшего контакта встречных потоков жидкости и газа в абсорбере применяют различные специальные устройства - тарелки, насадки и др.

      В результате абсорбции бензиновые углеводороды из широкой газовой фракции переходят в нефть, а легкие газообразные углеводороды IV (от метана до бутана) выходят сверху абсорбера и направляются на газоперерабатывающий завод. Процесс абсорбции (переход углеводородов из газообразного состояния в жидкое) происходит с выделением тепла, поэтому абсорбент, опускаясь вниз по абсорберу, разогревается, что приводит к снижению растворимости газов в нем. Для снижения температуры абсорбента проводят промежуточное его охлаждение. Для этого разогретый абсорбент забирается с определенного уровня абсорбера, прокачивается насосом 13 через холодильник 12, и охлажденный абсорбент V возвращается в абсорбер.

      Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией приведена на рисунке 3.20.

     


      Рисунок 3.20. Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией

      Сырая нефть I насосом 1 прокачивается через теплообменник 3, после чего проходит блок обезвоживания и обессоливания 4 и поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменнике 5 до температуры 150-200 °С за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, при этом частично испаряется и в двухфазном парожидком состоянии поступает в питательную секцию ректификационной колонны 6. Ректификация - это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на специальных устройствах - ректификационных тарелках. Для его осуществления необходимо, чтобы в колонне было два встречных потока - жидкий и паровой, чтобы имелась разность температур при переходе от одной тарелки к другой. Жидкий поток стекает сверху вниз ректификационной колонны в результате подачи на верхнюю тарелку так называемого холодного орошения. В качестве холодного орошения используется часть сконденсированного верхнего продукта, выходящего сверху ректификационной колонны и являющегося равновесным по составу с верхним продуктом. Для этого нефтяные пары, выходящие сверху ректификационной колонны 6, охлаждаются в холодильнике 7, и в сепараторе 8, от них отделяется углеводородный конденсат III, который собирается в сборнике конденсата 9, а затем насосом II подается на верх ректификационной колонны 6. Паровой поток снизу вверх создается так называемым паровым орошением IV, вводимым в низ ректификационной колонны под нижнюю тарелку и являющимся равновесным по составу с нижним продуктом. В качестве парового орошения используют часть превращенного в парообразное состояние нижнего продукта. Для этого часть стабильной нефти, выходящей снизу ректификационной колонны 6, насосом 13 прокачивают через трубчатую печь 12, в которой нагревают до такой температуры, чтобы произошло превращение нефти в парообразное состояние, и эти пары подаются под нижнюю тарелку. В результате того, что на верх колонны подается холодное орошение, а вниз - паровое орошение, по высоте ректификационной колонны устанавливается необходимая разность температур: внизу колонны 230-280 °С, а вверху колонны 65-96 °С. На каждой тарелке поднимающиеся снизу пары встречаются со стекающей с верхней тарелки более холодной жидкостью. Конструкция тарелки обеспечивает необходимый контакт встречающихся потоков пара и жидкости, так что между ними происходит тепло- и массообмен. Пары охлаждаются, при этом часть высокомолекулярных углеводородов из паров конденсируется и переходит в жидкость. Жидкость, наоборот, нагревается, при этом часть низкомолекулярных углеводородов испаряется и переходит в пар. Этот процесс повторяется многократно, так как ректификационная колонна имеет достаточно много тарелок. В результате поднимающиеся пары при переходе от одной тарелки к другой обогащаются низкомолекулярными углеводородами, а жидкость - высокомолекулярными углеводородами. Тем самым достигается требуемая четкость разделения с заданной глубиной извлечения того или иного компонента (пропана, бутана или метана). Отделившиеся легкие углеводороды в газообразном V и жидком VI состоянии насосом 10 направляются на химический комбинат. Стабильная нефть II, с высокой температурой выходящая снизу ректификационной колонны, проходит теплообменники 5 и 3, где отдает свое тепло поступающей нефти, охлаждаясь при этом до температуры 40-45 °С, и направляется в резервуар стабильной нефти.Выход кубового продукта– 14.

3.2.2.1 Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.3 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, образующимся выбросам на установке атмосферно-вакуумной трубчатки.

      Таблица 3.3. Потребление энергетических ресурсов установки атмосферно-вакуумной трубчатки и мультифазными насосами

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы измерения энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5


Установки атмосферно-вакуумной трубчатки

1.1

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

12,2

3,34

1.2

Потребление пара

Гкал/т

0,039

0,0006

1.3

Охлаждающая вода

куб. м/т

6,9

0,6

1.4

Оборотная вода

т.у.т./т

0,015

0,013

1.5

Потребление топлива

т.у.т./т

0,03

0,00004


Мультифазные насосы

2.1

Удельное потребление электроэнергии

кВт*ч

0,5

180

2.2

Мощность, потребляемая насосом при нормальном режиме

кВт*ч

144

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), нефтегазовый/ газовый сепаратор, насос, теплообменник, маслоотделитель, емкость (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), пароподогреватель, компрессор - характеристика выбросов приведена в разделе 3.13, резервуар - характеристика выбросов приведена в разделе 3.10.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование отходов происходит в результате зачистки резевуаров, емкостей характеристика приведена в разделе 3.10.

3.2.3. Процессы обезвоживания и обессоливание сырой нефти

3.2.3.1. Процессы обезвоживания

      Основная цель аппаратов для обезвоживания нефти (герметизированных или открытых отстойников) сводится к тому, чтобы осуществить качественное разделение нефти и воды, т.е. нефть обезводить и обессолить, а воду очистить от механических примесей и капель нефти для дальнейшей закачки в пласт.

      Рассмотрим основные установки обезвоживания сырой нефти.

      Одним из основных механических способов обезвоживания является – отстаивание. Отстаивание применимо к эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию.

      Принцип работы отстойника описан на рисунке 3.21. По стояку 12 в распределительный коллектор 3 отстойника поступает разрушенная эмульсия. Из отверстий коллектора она равномерными струями поступает в нижнюю часть аппарата по всему его сечению. Происходит подъем капель нефти через слой водяной подушки 14 к верхней образующей отстойника и границе раздела фаз 13 (здесь всегда образуется промежуточный эмульсионный слой высота которого должна контролироваться, иначе при росте его ухудшается качество разделения), а вода оседает в нижней части и затем по перфорированной трубе 2 подается в левую секцию отстойника, далее выводится из аппарата. Скопившаяся в верхней части отстойника нефть по перфорированному сборному коллектору 11 поступает в нефтяную линию 9 и выводится из аппарата.

     


      Рисунок 3.21. Технологическая схема отстойника с распределительным коллектором

      Недостатком аппарата является неравномерное распределение эмульсии в раздаточном коллекторе и, следовательно, различные скорости выходящих струй из отводов, что приводит к неравномерной нагрузке по всему сечению аппарата, увеличению времени отстоя и, следовательно, снижению производительности аппарата.

      Электродегидратор (ЭДГ) (рисунок 3.22) применяют для глубокого обессоливания средней и тяжелой нефти. Устанавливают его после блочных печей нагрева или других нагревателей и после отстойников. В ЭДГ электроды (рисунок 3.23) подвешены горизонтально друг над другом, имеют форму прямоугольных рам, занимающих все сечение аппарата. Расстояние между электродами 25–40 см, питаются они от двух трансформаторов мощностью по 50 кВт. Подача сырья в ЭДГ осуществляется снизу через раздаточный коллектор с ответвлениями, который обеспечивает равномерное поступление эмульсии по всему горизонтальному сечению аппарата под водяную подушку. В ЭДГ эмульсия проходит через три зоны обработки.

      В первой зоне эмульсия проходит слой отстоявшейся воды, уровень которой поддерживается автоматически на 20–30 см выше раздаточного коллектора. В этой зоне эмульсия подвергается водной промывке, в результате которой она, которой она теряет основную массу пластовой воды.

     


      Рисунок 3.22. Технологическая схема ЭГД

      I – ввод эмульсии; II – отбор нефти; III – сброс воды; 1 – распределитель эмульсии;

      2 – электроды; 3 – сборник нефти; 4 – подвесной изолятор; 5 – реактивная катушка;

      6 – высоковольтный трансформатор

     


      Рисунок 3.23. Принципиальная схема ЭГД

3.2.3.2. Процессы обессоливания

      Процесс обессоливания сопровождается выравниванием концентраций капель пресной и пластовой воды и требует для своего завершения определенного времени и условий. Для успешного ведения процесса обессоливания нефти необходимо создать такие условия, при которых, каждая мелкая капля пластовой воды сольется с каплей пресной промывочной воды и затем осядет на дно отстойника. Для осуществления этого необходимо обеспечить некоторое перемешивание нефти и пресной воды при оптимальных режимах.

      Добываемая из скважины нефть, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли - хлористый натрий NaCl, хлористый кальций CaCl2, хлористый магний MgCl2 и тд. и зачастую механические примеси. В состав нефти входят также различные газы органического (метан CH4, этан C2H6, пропан C3H8, бутан C4H10) и неорганического (сероводород H2S, углекислый газ СО2, и гелий He) происхождения.

      Для осуществления процесса смешения применяются специальные смесительные устройства и приемы (диафрагмы, штуцера, тангенциальные смесители, смесительные клапана, диспергаторы-коалесцеры, ввод воды под давлением).

      Средняя концентрация солей в остаточной воде зависит от качества смешения пластовой и промывочной воды. В процессе смешения за счет многократно повторяющихся актов слияния капель друг с другом и последующего их дробления концентрация солей в отдельных каплях выравнивается. При идеальном смешении концентрация солей во всех каплях будет полностью выравнена, (т.е. происходит полное смешение капель пресной и пластовой воды), что соответствует потенциальной возможности установки. При неполном смешении выравнивания концентраций солей не происходит, т.е. часть капель пластовой воды остается с исходной концентрацией солей. Следовательно, неполное смешение – ухудшение эффективности работы обессоливающей установки. Принципиальная технологическая схема одноступенчатого обессоливания приведена на рисунке 3.24.

     


      Рисунок 3.24. Принципиальная технологическая схема обессоливания сырой нефти:

      1 – смеситель; 2 – коалесцер –диспергатор; 3 – электродегидратор; I – сырая нефть на обессоливание; II – горячая промывная вода для обессоливания; III – обессоленная нефть;

      IV – дренажная вода

      3.2.3.3. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Количество неорганических примесей в сырой нефти зависит от месторождения и от процессов очистки сырой нефти и транспортировки от скважины до НПЗ.

      Вода, используемая в обезвоживании и обессоливании нефти, часто представляет собой неочищенную или частично очищенную воду из других технологических водных источников.

      Потребление энергетических ресурсов электродегидратором указаны в таблице 3.4.

      Таблица 3.4. Потребление энергетических ресурсов электродегидратором

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

0,86

8,15

2

Потребление пара

Гкал/т

0,00017

0,02

3

Охлаждающая вода

куб. м/т

0,05

0,18

4

Теплофикационная вода

т.у.т./т

0,000012

0,000013

5

Оборотная вода

т.у.т./т

7,6


7,6


      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), отстойник (неорганизованный источник, справочником по НДТ не рассматривается), нагреватель - характеристика выбросов приведена в разделе 3.13.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточной воды происходит как в процессе разделения нефти и воды, так и в процессе приобретения пресной водой дополнительных примесей загрязняющих веществ. Изменяется первоначальный состав в процессе обессоливания нефти в результате использования ее на производственные нужды. Характеристика сбросов приведена в разделе 3.11.

      Отходы технологического процесса

      Образование отходов происходит в результате зачистки отстойника, характеристика приведена в разделе 3.11.

3.2.4. Десульфуризация сырой нефти

      Возрастание объемов добычи и переработки сернистых нефтей и газоконденсатов во всем мире, их большое разнообразие как по составу сероорганических соединений, так и по углеводородному составу, а также современные жесткие требования к безопасной транспортировке и хранению нефтяного сырья и к экологическим характеристикам нефтепродуктов заставляют разрабатывать и внедрять новые, современные технологии, направленные на снижение содержания токсичных и коррозионно-активных сернистых соединений нефти – сероводорода и меркаптанов. Существенное влияние на это оказала разработка месторождений Прикаспийской низменности, где объемы добычи сероводород- и меркаптансодержащих нефтей и газоконденсатов составляют десятки миллионов тонн в год (в российском регионе Прикаспия это Астраханское и Оренбургское месторождения, в Казахстане – Жанажольское, Тенгизское, Карачаганакское и др.). Проблема удаления меркаптанов актуальна и для супергигантского Прикаспийского месторождения Кашаган – перспективного и находящегося в стадии активного освоения. Сероводород и меркаптаны С1–С4 являются легколетучими, обладают резким неприятным запахом и для экологически безопасной транспортировки и хранения нефти должны быть возможно более полно удалены из нее. Нормы по содержанию сероводорода и метил-, этилмеркаптанов в нефтях для поставки транспортным организациям, предприятиям РК и РФ и для экспорта регламентированы в ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" и ограничивают массовую долю сероводорода в пределах 20–100 ppm и суммы метил-, этилмеркаптанов в пределах 40–100 ppm в зависимости от вида нефти.

      Особенностью меркаптансодержащего нефтяного сырья является наличие в нем практически всего гомологического ряда меркаптанов, от самых токсичных метил- и этилмеркаптанов до высокомолекулярных с разветвленным строением. Поскольку для условий транспортировки и хранения сернистых нефтей достаточно удаления из них только сероводорода и суммы метил-, этилмеркаптанов, эта задача может быть успешно решена путем селективного извлечения их щелочным раствором или селективным окислением меркаптанов молекулярным кислородом. Однако этот подход с использованием технологических основ, заложенных в процессах демеркаптанизации светлых нефтепродуктов, может быть реализован только в отношении легких нефтей и газоконденсатов с учетом особенностей их состава. Очевидно, что эти приемы не пригодны для очистки тяжелых нефтей, таких как карбоновые нефти Татарстана, склонных к образованию трудноразделяемых эмульсий с воднощелочными растворами. Для целей дезодорирующей очистки таких нефтей могут найти применение нейтрализаторы (скавенджеры), добавляемые в сырье в небольших количествах и реагирующие селективно с меркаптанами и сероводородом. Введение в сырье малотоксичных химически активных реагентов, взаимодействующих с меркаптанами с образованием инертных нетоксичных соединений, могут решить проблему демеркаптанизации не только тяжелых нефтей, но и легких нефтей и газоконденсатов в условиях удаленных промыслов, где затруднено строительство и эксплуатация сложных установок.

      Наиболее эффективной и промышленно освоенной технологией удаления сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов из сырой нефти и газоконденсатов признаны процессы жидкофазной окислительной демеркаптанизации сырья серии ДМС, разработанные в ОАО "ВНИИУС". Суть технологии ДМС заключается в прямом окислении содержащихся в нефти низкомолекулярных меркаптанов кислородом воздуха в щелочной среде в присутствии разработанного во "ВНИИУС" катализатора сероочистки ИВКАЗ. Опыт внедрения технологии ДМС в промышленность показал ее гибкость и подверженность модификации для решения проблем очистки нефтей и газоконденсатов с разными физико-химическими характеристиками в зависимости от количества добываемого сырья, качества его подготовки, экономических и технологических требований заказчика и т.п., что делает данную технологию удобной и привлекательной для использования.

     


      Рисунок 3.25. Принципиальная технологическая схема процесса ДМС-1: М-1,

      М-2 – смесители; V-1 – аппарат предварительного защелачивания; R-1 – реактор;

      V-2 – гравитационный отстойник; V-3 – сепаратор-коалесцер; Р-1, Р-2 – насосы

      Согласно схеме (рисунок 3.25), стабилизированная нефть с температурой 50–60° С смешивается в смесителе М-1 с 1 %-ным водным раствором едкого натра и подается в аппарат предварительного защелачивания V-1 для селективного извлечения сероводорода и нафтеновых кислот по реакциям:

      H2S + 2 NaOH → Na2S + 2 H2O (1)

      RCOOH + NaOH –>RCOONa + H2O (2)

      Очищенная от сероводорода и нафтеновых кислот нефть поступает в куб реактора R-1, предварительно смешиваясь в смесителе М-2 с катализаторным комлексом (КТК) в соотношении нефть: КТК= 20 : 1 и воздухом, подаваемым в смеситель компрессором. Катализаторный комплекс представляет собой 5–10 %-ный водный раствор едкого натра с 0,005 % мас. катализатора ИВКАЗ. В реакторе при температуре 50–60 оС происходит окисление меркаптанов до дисульфидов по реакции:

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

      Количество подаваемого воздуха определяется стехиометрией уравнения (3). Для обеспечения полного растворения воздуха в жидкой фазе давление в реакторе поддерживается на уровне 1,2 МПа. Реактор представляет собой колонну, снабженную ситчатыми провальными тарелками. Интенсивное перемешивание нефти и КТК осуществляется в межтарельчатом пространстве колонны за счет высокой скорости истечения через отверстия тарелок. С верха колонны реакционная смесь поступает в гравитационный отстойник V-2, где происходит отстой нефти от КТК. С низа V-2 катализаторный комплекс вновь подается насосом Р-2 в реактор R-1 через смеситель М-2. Демеркаптанизированная нефть с верха V-2 поступает в сепаратор V-3 для отделения от нефти унесенного в виде капель КТК. Для улучшения условий отделения сепаратор снабжен коалесцирующей насадкой из тонкой металлической сетки. Из V-3 нефть направляется в товарные резервуары. Щелочной раствор из емкости предварительного защелачивания V-1 по мере насыщения сероводородом и отработки щелочи периодически выводится и направляется на установку утилизации или обезвреживания. Взамен отработанной щелочи в емкость V-1 подается или свежий щелочной раствор, или отработанный катализаторный комплекс из системы от насоса Р-2. Операции замены отработанной щелочи свежей проводятся с таким расчетом, чтобы в V-1 была концентрация едкого натра не более 1 % мас. для обеспечения селективности реакций (1) и (2). На установке ДМС-1 метил- и этилмеркаптаны удаляются практически полностью, пропилмеркаптаны удаляются на 70 %, бутилмеркаптаны на 20 %. С начала эксплуатации процесса ДМС-1 исчез запах меркаптанов вблизи товарных резервуаров Тенгизского ГПЗ, в насосной станции в Атырау, откуда нефть транспортировалась по трубопроводу в Самару.

      Анализ работы установки в целом, отдельных ее узлов и стадий, позволил разработать более совершенные модификации процесса, которые эффективно эксплуатируются. В частности, удалось исключить из схемы узел предварительной щелочной очистки нефти от сероводорода и нафтеновых кислот. Количество сероводорода в нефти оказалось значительно меньше проектной величины, равной 20 ppm. Такое количество сероводорода практически не влияет на расход катализатора. В реакторе сероводород количественно окисляется кислородом воздуха до сульфата и тиосульфата натрия. Следовательно, сточные воды ДМС не содержат токсичного сульфида натрия.

      Содержание метил- и этилмеркаптанов после очистки не превышало в сумме 5 14 ppm w, что полностью удовлетворяет требования экологически безопасного хранения и транспортирования. При этом фактический расход катализатора составлял менее 0,05 граммов на тонну очищаемого сырья, а едкого натра в перерасчете на сухой – менее 40 грамм на тонну, что ниже аналогичных показателей установок демеркаптанизации легкого углеводородного сырья.

      Одним из модифицированных процессов является процесс ДМС-3, который позволяет осуществить глубокую очистку нефтяного сырья с высоким содержанием меркаптанов С1–С4. Процесс очистки проводится в две стадии. На первой стадии в смесителе М-1 и сепараторе V-1 осуществляется извлечение из сырья сероводорода и меркаптанов С1–С3 циркулирующим раствором КТК с последующей его регенерацией кислородом воздуха в присутствии катализатора в регенераторе R-2. На второй стадии в смесителе М-2 и реакторе демеркаптанизации R-1 более высокомолекулярные меркаптаны, содержащиеся в нефти, окисляются молекулярным кислородом до диалкилдисульфидов в присутствии катализатора ИВКАЗ, растворенного в щелочном растворе. После отделения в сепараторе V-2 от щелочного раствора демеркаптанизированная нефть с верха аппарата направляется в товарный резервуар. Щелочной раствор с низа V-2 насосом Р-2 направляется вновь в смеситель М-2. (рисунок 3.26)

     


      Рисунок 3.26. Принципиальная технологическая схема процесса ДМС-3:

      М-1 – смеситель первой стадии; V-1 – сепаратор первой стадии; М-2 – смеситель второй стадии; V-2 – сепаратор второй стадии; R-1 – реактор; R-2 – регенератор; V-3 – сепаратор воздуха; Р-1, Р-2 – насосы

      Процесс ДМС-3 был внедрен в 2000 году на Оренбургском ГПЗ для очистки Карачаганакского конденсата от сероводорода и меркаптанов. Производительность установки 2 млн. тонн в год. Установка обеспечивает очистку Карачаганакского конденсата до отсутствия сероводорода и метилмеркаптана. Этилмеркаптан после очистки обнаруживается в следовых количествах, а содержание меркаптанов С1–С3 в сумме не превышает 20 ppm. Содержание общей серы в конденсате после очистки снижается на величину извлеченных на первой стадии сероводорода и меркаптанов. В 2002 году установка мощностью до 1 млн. т/год начала эксплуатироваться на Мажекяйском НПЗ для очистки от меркаптанов Астраханского газоконденсата. Данная установка предназначена для полного удаления из сырья M-1 M-2 R-1 V-2 Воздух Нефть + RSSR Р-2 Р-1 Щелочной раствор с ИВКАЗ Нефть+H2S+RSH Регенерированный КТК Отработанный воздух V-3 R-2 Диалкилдисульфиды V-1 22 С1–С4 меркаптанов с целью предотвращения нежелательных явлений, связанных с отравлением катализаторов вторичных процессов нефтепереработки (риформинга, каткрекинга, гидроочистки). В 2004 году на месторождении Алибекмола, принадлежащем ТОО "Казахойл Актобе", была построена установка, основанная на технологии ДМС-3, которая в настоящее время после нескольких реконструкций позволяет перерабатывать до 4 тысяч тонн нефти в сутки. Установка обеспечивает полную очистку нефти от сероводорода и метилмеркаптана, содержание этилмеркаптана составляет 2¸10 ppmw. В 2008 году процесс ДМС-3 также внедрен на Чинаревском месторождении (ТОО "Жаикмунай") для очистки нефти от меркаптанов, что позволило удалить из сырья не только меркаптаны С1–С2, но и снизить общее содержание меркаптановой серы до менее 5 ppmw.

      Технология сероочистки нефти нейтрализаторами реагенты-нейтрализаторы для сероочистки нефти

      Для быстрого решения проблемы дезодорирующей очистки нефтей и газоконденсатов с небольшим содержанием сероводорода и легких меркаптанов в условиях удаленных промыслов и малого объема целесообразно использовать реагенты-нейтрализаторы или поглотители (скавенджеры). Эти вещества представляют собой химически активные реагенты, образующие с сероводородом и (или) с меркаптанами инертные малотоксичные соединения. При этом ни сам реагент, ни продукты реакции не должны быть коррозионноактивными и ухудшать качество сырья. Реагенты-нейтрализаторы вводят в сырье в небольших количествах (1–3 кг/т). Главным препятствием широкого распространения применения поглотителей является их высокая стоимость. Поэтому актуальным является подбор высокоэффективных, малотоксичных, дешевых и стабильных при хранении реагентов. Из реагентов-нейтрализаторов наиболее известными, применяемыми в мировой практике, являются четвертичные аммониевые основания. Фирмой "Petrolite Corp." (США) в качестве демеркаптанизирующего агента и поглотителя сероводорода предложен реагент SX-2081, который представляет собой водно-метанольныйраствор четвертичного аммониевого основания. При взаимодействии реагента SХ-2081 с сероводородом и меркаптанами образуются термостабильные сульфиды:

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

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

      Реакция SX-2081 с меркаптанами при температурах более 35 °С заканчивается в течение часа, реагент является неселективным по отношению к тиолам с различной молекулярной массой. Более чем десятикратный расход реагента на 1 мас.ч. меркаптановой серы или 0,5 мас.ч. сероводородной серы и его высокая стоимость (1 тыс. долларов США за тонну) делают невозможным широкое применение этого реагента по экономическим соображениям. SX-2081 не является универсальным реагентом, эффективность его действия зависит от качества сырья. Он реагирует с водой и нафтеновыми кислотами, что обуславливает его высокий удельный расход. Поэтому реагент не может быть рекомендован для очистки нефти с высокой концентрацией воды и кислот. Для очистки нефти от сероводорода также используют аминоформальдегидные смеси. Основное направление реакции можно записать стехиометрическим уравнением:

      n H2S + n CH2O –R2NH–> (–СН2S–)n + n H2O (11)

      Реакция идет в основном в органической фазе. На первой стадии образуется меркаптометанол

      CH2O + H2S –R2NH-> HOCH2SH (12)

      Содержание сероводорода в углеводородной фазе на этой стадии быстро снижается, а меркаптанов – повышается, затем происходит медленное снижение содержания меркаптанов: из меркаптометанола образуются циклический тритиан и другие полиметиленсульфиды (̶ СН2–S–)n по реакциям:

     


      Среди аминов для практического использования наиболее доступным и достаточно активным является моноэтаноламин (МЭА). Формальдегид реагирует с моноэтаноламином с образованием оксазолидина, который образуется сразу же после смешения реагентов. Реакция протекает через стадию образования неустойчивого промежуточного соединения метанолэтаноламина.

     


      Оксазолидин далее вступает в реакции с формальдегидом и сероводородом:

     


      При мольном соотношении СН2О:H2NCH2CH2OH = 3:1 образуется дитиазин:

     


      В 1994–1995 гг. до пуска промышленной установки демеркаптанизацииамино-формальдегидная смесь К-131 применялась фирмой "Тенгизшевройл" на Тенгизском месторождении. При этом содержание меркаптанов С1–С2 снижалось с 150–180 до 50–60 ppmw. Происходило превращение легких меркаптанов С1–С2 в тяжелые меркаптаны. В присутствии воды остаточное содержание меркаптанов С1–С2 возрастало до 100 ppmw. В очищенной нефти сероводород отсутствовал. Для изготовления К131 применяли концентрированный ~ 50 %-ный формалин с содержанием 20–25 % метанола.

3.2.4.1. Установки извлечения серы (УИС)

      Извлечение серы производится на установке Клауса. Сера извлекается из кислого газа с высокой концентрацией сероводорода и углекислого газа. Эффективность извлечения серы составляет 99.9 %. Жидкая сера дегазируется до 10 частей на миллион сероводорода. Затем она перекачивается в башни разливки серы, из которых разливается в блоки на площадке хранения серы. Альтернативным вариантом является подача потока жидкой серы на локации опытно-промышленной разработки месторождения на формовку и в последующем на экспорт.

      Для доведения нефти и газа до товарных характеристик, на установке производится извлечение серосодержащих компонентов, вследствие которого получается элементарная сера. Установка извлечения серы предназначена для обработки кислого газа с высокой концентрацией сероводорода и углекислого газа в блоке удаления кислых газов с целью производства жидкой серы. В установке извлечения серы происходит ряд процессов: аминосодержащий газ поступает в каплеотбойный сепаратор для выделения амина/кислой воды, затем кислый газ направляется в два термических реактора, где сероводород превращается в диоксид серы. Вследствие высокой температуры сероводород и диоксид серы вступают в реакцию с образованием серы по типу реакции Клауса; горячие продукты сгорания из термического реактора поступают в котлы утилизаторы, в которых охлаждается технологический газ и вырабатывается насыщенный пар ВД; затем технологический газ поступает в конденсатор, в котором конденсируется жидкая сера и вырабатывается насыщенный пар НД; далее, технологический газ нагревается паром ВД, полученным из котла-утилизатора, в подогревателе технологического газа, а затем поступает в первый реактор системы Клауса, где сероводород и диоксид серы вступают в реакцию в присутствии катализатора с образованием серы. Этот процесс повторяется на трех ступенях с использованием пара ВД и НД. Извлеченная жидкая сера по трубопроводам стекает в колодец дегазации серы. Здесь происходит процесс дегазации серы по технологии Aquisulf до содержания в ней остаточного сероводорода не более 10 частей на миллион. На данной стадии происходят следующие процессы: дегазированная жидкая сера поступает в резервуары хранения серы; выделенный в процессе дегазации сероводород, возвращается в термический реактор; хвостовой газ, содержащий остаточные соединения, отходящий с третьей ступени УИС, направляется на установку очистки хвостовых газов; продувка и сбросы с предохранительных клапанов оборудования установки направляются в коллекторы факела НД; дренаж конденсата пара собирается в коллектор конденсата пара.

3.2.4.2. Гидрообессеривание

      На сегодняшний день наиболее распространенным и часто используемым методом очистки от серы являются каталитическое гидрообессеривание, принцип которого заключается в разрушении сернистых соединений под воздействием водорода при использовании высокой температуры и давления, в результате чего образуется сероводород, а углеводородная часть молекул восстанавливается и сохраняется в нефтепродукте. Гидрообессеривание проводят совместной подачей нефти и водорода в реактор с неподвижным слоем, содержащий определенный катализатор. Обычно в качестве катализаторов используют NiMo / Al2O3 и CoMo / Al2O3. Выбор катализатора зависит от его назначения. Например, кобальтмолибденовые катализаторы предпочтительнее для очистки ненасыщенных углеводородов, а в то же время никель-молибденовые катализаторы предпочтительнее для очистки от сложных соединений, например, таким является диметилдибензотиофен. Также отличаются по времени контакта с водородом, никельмолибденовые катализаторы обычно используют в проточных реакторах, тогда как кобальт-молибденовые используются в реакторах периодического действия. В зависимости от требуемой степени очистки и природы серосодержащих соединений, условия гидрообессеривания представляют собой: давления 1-18 МПА и температуры 200-425 °С. Принципиальная технологическая схема представлена на Рисунке 3.27. Наиболее эффективно удаляются соединения содержащие алифатические соединения, так как они более реакционноспособны и полностью удаляются, превращаясь в сероводород (ур. 1-3)

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

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

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

      Несмотря на то, что этот метод очистки нефти от серы широко применяется в промышленных масштабах, гидрообессеривание имеет ряд критических недостатков, таких как:

      1) Большой расход водорода

      2) Не позволяет достичь уровня очистки от общей серы ниже 50 ppm

      3) Образование отложений, вызванное высоким содержанием металлов

      4) Дезактивация катализатора

      5) Коксование

     


      Рисунок 3.27. Технологическая схема процесса гидрообессеривания

      По технологической схеме (рисунок 3.27), первоначально проводится подогрев сырья в печи нагрева, где нагревается до 371 °С совместно с водяным паром, который вводится для предотвращения коксования. Далее сырье вводится в защитный обеззоливающий реактор куда также вводится циркулирующий водород, содержащий катализаторы для гидрирования, который должен иметь крупные поры для предотвращения их закупоривания, которое может привести к потере активности в связи с осаждением металлов. В защитном реакторе происходит удаление солей из нефтяных электродегидратов, гидрирование металлоорганических соединений, а также осаждаются металлы. Далее для обессеривания и деазотирования, поток, выходящий из защитного реактора, проходят через 3-4 реактора с неподвижным слоем. Далее из реакторов поток проходит через сепараторы высокого и низкого давления, в которых происходит рециркуляция водорода и блок аминовой очистки.

      3.2.4.3. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.5 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, полученные по результатам опыта нефтедобывающих компаний Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетированием предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.5. Потребление энергетических ресурсов установки производства серы

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

т/год

4000

20 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

195

3

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

29,89

0,07

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,036*

0,01*

5

Охлаждающая вода

т/т

0,340

0,14

6

Оборотная вода

т/т

36,08

10,5

      * Удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности предприятия по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520

      В таблице 3.6 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов процесса гидрообессеривания тяжелых остатков "Резид HDS", полученные по результатам опыта нефтедобывающих компаний США, а также анкетированием предприятий РК.

      Таблица 3.6. Потребление энергетических ресурсов процесса "Резид HDS"

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

29,6

40,3

2

Удельное потребление пара

Гкал/т

0,0728

0,1428

3

Удельное потребление топлива

т.у.т./т

0,01729

540

4

Охлаждающая вода

т/т

4,8

8,6

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), отстойник (неорганизованный источник, справочником по НДТ не рассматривается), котел-утилизатор, подогреватель, компрессор - характеристика выбросов приведена в разделе 3.13, факельная установка - характеристика выбросов приведена в разделе 3.11.

      Сбросы сточных вод

      Сбросами сточных вод с установок являются сточные воды, сбрасываемыев канализацию промливневых стоков из котлов-утилизаторов при их непрерывной продувке. Согласно проектным данным, потребление питательной воды для котлов установок одной нитки составляет 146834 кг/ч (при нормальном содержании H2S в кислом газе). В летнее время продувка котлов в канализацию составляет 2.2 %, а в зимнее время - 2 %. Таким образом, расход продувочной воды для одной нитки установок 400/500 составляют 3.23 т/час в летнее время и 2.94 т/час - в зимнее время.

      Отходы технологического процесса

      Отходами установки являются отходы абсорбирующих исубстратных материалов (отработанные катализаторы и керамические шарики), выгружаемые из реакторов в количестве 266.619 тонн на 1 нитку, а также шлам чистки оборудования (продукты коррозии при чистке аппаратов), металлолом некондиционный (насадки с колонн дегазации, металлические сетки, каплеотделители (демистеры), отходы строительства и демонтажа (футеровки печей). Количество твердых отходов может изменяться в пределах ±20% в зависимости от условий эксплуатации (таблица 3.7).

      Таблица 3.7. Отходы установки абсорбирующих и субстратных материалов

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

1

2

3

4

Загрязненные адсорбенты и фильтры

05 01 16

0,000000089

0,000006887

3.3. Подготовка воды

      Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обессоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85-88%, на долю пресных - 10-12% и на долю ливневых - 2-3%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений - это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения.

3.3.1. Предварительный сброс пластовой воды

      Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды, т.к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной отстойной аппаратуры).

      Байков считает целесообразным применение предварительного сброса воды при обводненности начиная с 30%.

      В зависимости от степени обводненности нефти и некоторых других факторов, различают следующие варианты предварительного сброса:

      без дозировки реагента-деэмульгатора;

      без подогрева и использования дренажных вод (применяется при большой обводненности нефти на поздней стадии разработки месторождения);

      с использованием реагентов и эффектов разрушения эмульсии в трубопроводе;

      с применением дренажных вод;

      комбинированное воздействие перечисленных выше факторов.

      В связи с неустойчивостью газоводонефтяных смесей, способностью их к повторному диспергированию и стабилизации (за счет эффекта "старения"), отбор газа и воды необходимо осуществлять дифференцированно во всех точках технологической схемы, где они выделяются в виде свободной фазы, начиная от подводящего коллектора, депульсатора, сепараторов первой и последующих ступеней.

      Этот принцип является универсальным, т.к. позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующих ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования.

      В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:

      1. путевой сброс;

      2. централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками подготовки нефти.

      Путевой сброс на ДНС осуществляется в случае, если давление скважин не обеспечивает транспорт всей жидкости до УПН и имеется возможность утилизации пластовой воды в районе ДНС. По мнению Тронова такая практика экономически целесообразна при обустройстве мелких месторождений, расположенных на расстоянии 100–120 км от крупных узлов подготовки нефти и воды.

      Особенностью сброса на ДНС является необходимость осуществления процесса сброса воды под избыточным давлением, обеспечивающим транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепарации.

      В любом случае, предварительный сброс воды является частью общего процесса подготовки нефти и очистки воды.

      В настоящее время чаще используются 2 типа аппаратов, применяемых для предварительного сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 5000 м3 и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м3 (булиты).

      Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1.5 м от днища резервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса (Рисунок 3.28).

     


      Рисунок 3.28. Резервуар УПСВ

      1 – подводящая труба; 2 – маточник;3 – отводящая труба;4 – гидрозатвор

      По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмульсия) через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3–4 м. Уровень воды поддерживается с помощью гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0.9 высоты резервуара.

      Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.

      Также имеется ОГ-200П устанавливается после сепаратора нефти. Предназначен для расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульгатором. Представляет собой цилиндрическую емкость (рисунок 3.29).

     


      Рисунок 3.29. Технологическая схема аппарата ОГ-200П для предварительного разделения нефти и пластовой воды

      1 – патрубок ввода эмульсии; 2 – распределитель эмульсии: труба ∅700мм, 64 ряда отверстий, в ряду – 285 отверстий, продольный вырез: ширина – 6мм, длина – 60мм;

      3 – трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 – вывод газа

      Эффективность разделения достигается благодаря использованию: тепла, ПАВ, промывки через слой воды и промежуточному слою, играющему роль своеобразного фильтра. Промежуточный слой образуется из-за того, что крупные капли нефти несут мельчайшие капельки воды (множественная эмульсия). Капля нефти на границе раздела фаз вода-нефть коалесцирует со слоем нефти, а капли воды остаются на поверхности раздела.

3.3.1.1. Текущие уровни эмиссий

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неорганизованные источники (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются): депульсатор, сепараторы, емкости, отстойник. Выбросы от резервуаров с пластовой водой не рассматриваются в справочником по НДТ ввиду малых величин.

      Сбросы сточных вод

      Определение понятия "сброс" осуществляется в соответствии со ст. 213 Экологического кодекса.

      Согласно ст.213 Экологического кодекса подземные воды, попутно забранные при проведении операций по недропользованию (пластовые, добытые попутно с углеводородами) являются сточными. За исключением закачки пластовых вод, добытых попутно с углеводородами, морской воды, опресненной воды, технической воды с минерализацией 2000 мг/л и более в целях поддержания пластового давления

      Отходы технологического процесса

      Образование отходов приведено в разделе 3.11.

3.3.2. Подготовка пластовой воды

      Установки по подготовке пластовых вод для заводнения нефтяных пластов подразделяются на открытые и закрытые.

      На многих месторождениях подготовка пластовой воды происходит следующим образом:

      1) сброс воды с отстойника;

      2) направление ее через отстойники с патронными фильтрами для очистки;

      3) направление в водяной резервуар на отстой;

      4) направление для закачки в пласт с помощью насосов.

      Сточные воды I в установке по подготовке сточных вод открытого типа (рисунок 3.30), поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку 1, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку 3, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей II. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с). При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм успевают всплыть на поверхность. Скопившуюся в ловушке нефть III отводят по нефтесборной трубе и насосом 2 подают на установку подготовки нефти на повторную обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических примесей поступает в пруды-отстойники 4, где продолжительность отстаивания, может быть, от нескольких часов до двух суток. Иногда для ускорения процесса осаждения твердых взвешенных частиц или нейтрализации сточных вод перед прудами-отстойниками к воде добавляют химические вещества: известь, сернокислый алюминий, аммиак и др. После прудов-отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30 - 40 мг/л, а механических примесей - 20 - 30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды IV обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через камеры 5 и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие скважины.

      Закачка воды в нагнетательные скважины требует более глубокой ее очистки. В этом случае сточная вода из камеры 6 насосом 8 направляется в попеременно работающие фильтры 9 и 10. В качестве фильтрующего материала используют кварцевый песок (фракция 0,5 - 1,5 мм), антрацитовую крошку, керамзитовый песок, графит и др. Сточная вода, поступающая в фильтр, должна содержать нефти не более 40 мг/л и механических примесей не более 50 мг/л. Остаточное содержание нефти и механических примесей после фильтра составляет 2 - 10 мг/л. Из фильтра очищенная вода V поступает в емкость 11, откуда насосом высокого давления 14 закачивается в нагнетательную скважину.

      После 12–16 ч работы фильтр загрязняется и поток переключается в другой фильтр, а загрязненный фильтр переключают на промывку. Промывку фильтра проводят очищенной водой, забираемой насосом 13 из емкости 11 и прокачиваемой через фильтр в обратном направлении. Длительность промывки составляет 15–18 мин. Вода с промываемой грязью сбрасывается в илонакопитель 12.

     


      Рисунок 3.30. Технологическая схема установки по подготовке сточных вод открытого типа

      I – сточные воды; II – механические примеси; III – нефть; 1 – песколовка; 2 – насос;

      3 – нефтеловушка; 4 – пруды отстойники; 5 – камера; 6 – камера; 7 – насос; 8 – насос;

      9 – фильтр; 10 – фильтр; 11 – емкость; 12 – илонакопитель; 13 – насос; 14 – насос высокого давления.

      Водонефтяная эмульсия I в установке по подготовке сточных вод закрытого типа (рисунок 3.31), поступающая с промысла, смешивается с горячей пластовой водой VII, выводимой из отстойников или подогревателей-деэмульсаторов установки подготовки нефти и содержащей реагент-деэмульгатор, проходит каплеобразователь 1 и поступает в резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром 2, в котором осуществляется предварительный сброс воды. Резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя воды под слоем нефти. Водонефтяная эмульсия, изменившая свой тип с обратного на прямой в результате смешения с горячей водой с реагентом-деэмульгатором и турбулентного перемешивания в каплеобразователе, поступает в резервуар-отстойник 2 под слой воды через распределителя. Поднимаясь через жидкостный гидрофильный фильтр (слой воды) капли нефти освобождаются от эмульсионной воды. Таким образом происходит предварительное обезвоживание нефти, и предварительно обезвоженная нефть II выводится с верхней части резервуара-отстойника 2. Отделившаяся на этой стадии сточная вода III перетекает в резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром 3. Этот резервуар-отстойник также выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя нефти над слоем воды.

     


      Рисунок 3.31. Технологическая схема установки по подготовке сточных вод закрытого типа

      Сточная вода вводится через лучевой перфорированный распределитель в слой нефти (жидкостный гидрофобный фильтр) и, опускаясь вниз, освобождается от капелек нефти. Уловленная нефть V (ловушечная нефть) собирается в камере, выводится сверху резервуара-отстойника и направляется на установку подготовки нефти. На границе раздела нефть - вода может образовываться слой неразрушаемой эмульсии IV, которая периодически выводится и направляется также на установку подготовки нефти. Вода, прошедшая через слой нефти и освободившаяся от основной части капельной нефти, подвергается еще и отстою в слое воды. Все эти операции обеспечивают достаточно глубокую очистку пластовой воды от капельной нефти, и очищенная вода VI, пройдя емкость 4, насосом 5 закачивается в поглощающие или нагнетательные скважины.

3.3.2.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В процессе подготовки пластовой воды основное энергопотребление приходится на насосы для перехода из одной секции в другую.

      В таблице 3.8 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, полученные по результатам опыта нефтедобывающих компаний Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетированием предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.8. Потребление энергетических ресурсов насосов установки подготовки пластовой воды

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

2,2

130

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются песколовка, нефтеловушка, пруд-отстойник (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Согласно ст.213 Экологического кодекса подземные воды, попутно забранные при проведении операций по недропользованию (пластовые, добытые попутно с углеводородами) являются сточными.

      Отходы технологического процесса

      Образование отходов приведено в разделе 3.11.

3.4. Подготовка и переработка газа

3.4.1. Осушка газа

      Осушка газа – это операция удаления влаги из газов и газовых смесей, которая обычно предшествует транспортировке природного газа по трубопроводам или низкотемпературному разделению газовых смесей на компоненты. Воду из газа, как и любой другой компонент, можно удалять физическим методом (адсорбцией, абсорбцией, мембранами, конденсацией (холодом)), химическими методами (CaCL2 и пр.) и их бесконечными гибридами.

      Коммерческое применение нашли следующие способы, расположенные в данном списке в порядке убывания популярности:

      1. абсорбция - Гликолевая осушка;

      2. адсорбция – Цеолиты, силикагели или активированный алюминий;

      3. конденсация - Охлаждение с впрыском ингибиторов гидратообразования (гликолей или метанола);

      4. мембраны – На основе эластомеров или стеклообразных полимеров;

      5. химический метод Гигроскопичные соли обычно хлориды металлов (CaCL2 и пр.);

      Подавляющее количество установок в мире основаны на первых двух способах.

3.4.1.1. Абсорбционный метод осушки газа - гликолевая осушка

      Гликолевая осушка - самый распространенный способ, используемый для умеренной осушки газа, достаточной для транспортировки по трубопроводам, в том числе и магистральным, и использовании такого газа в качестве топливного. Методы осушки гликолями обеспечивают требования на газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам". Типовые установки гликолевой осушки газа позволяют достигать ТТР (Температуры Точки Росы) по воде в диапазоне -10-20 °С. Существуют и более продвинутые (и, естественно, более дорогие) модификации гликолевых осушек, основанных на процессах известных под названиями, данными им изначальными патентообладателями – такими как Drizo, Coldfinger и прочими, и позволяющие достигать ТТР до -80 °С.

      Основные преимущества абсорбционного метода осушки газа:

      не высокие перепады давления;

      низкие эксплуатационные расходы

      возможность осушки газов с высоким содержанием веществ, разрушающих твердые сорбенты

      К недостаткам данного способа относят:

      необходимость повышения температуры газа выше 40 °С;

      средний уровень осушки;

      возможность вспенивания поглотителей;

      оборудование для гликолевой осушки.

      Стандартная гликолевая осушка состоит из двух основных блоков:

      абсорбера тарельчатого или насадочного типа;

      блока регенерации гликоля.

      На рисунке 3.32 показана технологическая схема абсорбционной (гликолевой) осушки газа.

     


      Рисунок 3.32.Принципиальная схема гликолевой осушки газа

      1 - первичный сепаратор; 2 - абсорбер; 3 - десорбер; 5, 6, 7 - теплообменники;

      8, 9 - емкостное оборудование; 10 - фильтр; 11, 12 - насосы

      Сырой газ со сборного пункта поступает во входной (первичный) сепаратор 1, где от него отделяется капельная влага и далее поступает в абсорбер 2, где он осушается, контактируя с раствором концентрированного гликоля. Осушенный газ, пройдя фильтр для улавливания мелкодисперсного гликоля 10, поступает в магистральный газопровод или подается потребителю. В схему входит колонна регенерации насыщенного гликоля 23, а также теплообменники 5, 6, 7, насосы 11, 12 и емкостное оборудование 8, 9. Наибольшее распространение в России получила абсорбционная технология с применением диэтиленгликоля (ДЭГ) в качестве основного абсорбента, тогда как в зарубежной практике чаще используется триэтиленгликоль. Установка абсорбционной осушки обычно включает следующее оборудование:

      абсорбер;

      теплообменники;

      холодильники;

      выветриватели;

      десорбер;

      промежуточные емкости;

      насосы и фильтры раствора.

      Технологический процесс адсорбционной осушки газа заключается в избирательном поглощении порами поверхности твердого адсорбента молекул воды из газа, с последующим извлечением их из пор посредством применения внешних

3.4.1.2. Адсорбционный метод осушки газа

      Технологический процесс адсорбционной осушки газа заключается в избирательном поглощении порами поверхности твердого адсорбента молекул воды из газа, с последующим извлечением их из пор посредством применения внешних воздействий. В качестве адсорбентов применяют: оксиды алюминия, синтетические цеолиты, силикагели.

      На рисунке 3.33 представлен процесс адсорбционной очистки газа.

     


      Рисунок 3.33. Принципиальная схема адсорбционной очистки газа

      Сырой газ со сборного пункта поступает во входной (первичный) сепаратор 4, где от него отделяется жидкая фаза, далее влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента - твердого вещества, поглощающего пары воды. Далее осушенный газ, пройдя фильтр 7 для улавливания уносимых частичек адсорбента, поступает в магистральный газопровод или подается потребителю.

      Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12–16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого из газовой сети отбирается сухой газ и направляется в подогреватель 3, где он нагревается до температуры 180–200 °С.

      Далее газ подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 8.

      Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6–7 ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает.

      Преимущества адсорбционной осушки газа:

      достигается низкая температура точки росы осушенного газа в широком диапазоне технологических параметров;

      компактность и низкие капитальные затраты для установок небольшой производительности;

      изменение давления и температуры не оказывает существенного влияния на качество осушки.

      Недостатки:

      высокие капитальные вложения при строительстве установок большой производительности;

      возможность загрязнения адсорбента и связанная с этим необходимость его замены;

      большие потери давления в слое адсорбента;

      большой расход тепла.

      Установка адсорбционной осушки традиционно включает следующее оборудование:

      сепаратор сырого газа;

      адсорберы;

      воздушные холодильники;

      подогреватели газа;

      компрессоры для дожатия газа регенерации.

      Адсорбционные установки осушки газа, в основном, применяются для глубокой осушки газа (ТТР по воде -40-100 °С) в составе криогенных заводов. Одним из свойств адсорбционных установок является принципиальная возможность одновременного удаления и воды и целого ряда примесей (углеводородов, кислых газов и пр.). Однако, использование адсорбционных установок для многокомпонентной очистки газа целесообразно только при низких "следовых" концентрациях удаляемых компонентов.

      Основные преимущества адсорбционного метода осушки газа:

      Продолжительный срок службы адсорбента

      В широком диапазоне технологических параметров достигается низкая точка росы и высокая ее депрессия

      зменение температуры и давления не оказывает существенного влияния на качество осушки

      Процесс отличается простотой и надежностью

      Недостатки:

      Большие капитальные вложения

      Высокие эксплуатационные затраты

      Загрязнение адсорбента и частая его замена или очистка

      Отсутствие надежности непрерывного цикла технологического процесса

      Оборудование, применяемое при данном способе

      Стандартная установка адсорбционной осушки газа состоит из блоков:

      два – четыре адсорбера колонного типа с гранулированным адсорбентом- применяемый адсорбент.

3.4.1.3. Другие способы осушки газа

      Конденсация, мембраны и прочие способы также обладают свойствами многокомпонентного очистки газа, однако в отличии от адсорбционной осушки газа они применяются для удаления основной массы нежелательных компонентов. Можно сказать, что адсорбционная установка является инструментом "тонкой" очистки газа, а конденсация и мембраны – "грубой".

      Конденсация используется при необходимости достижения удаления углеводородов и воды (ТТР по воде/углеводородам 0…-20°С); в этом же диапазоне находят свое применение и мембраны, которые также могут обеспечить удаление некоторого количества кислых газов.

3.4.1.3. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      Процесс осушки газа осуществляется в ходе массообменных процессов в противотоке с триэтиленгликолем (ТЭГ), поступающим с установки регенерации ТЭГ. В ходе всего технологического процесса осушки газа энергия потребляется в отдельных установках.

      В таблице 3.9 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, полученные по результатам опыта нефтедобывающих компаний Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетированием предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.9. Потребление энергетических ресурсов процесса осушки газа

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

1

2

3

4

2

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/ч

0,2

0,65

3

Удельное потребление электроэнергии на охлаждение

кВт*ч/Гкал

300

862

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются сепаратор, абсорбер, десорбер, теплообменники; емкостное оборудование, насосы (неорганизованные источники справочником по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      В таблице 3.10 образование отходов происходит в результате замены абсорбента.

      Таблица 3.10. Образование отходов происходит в результате замены абсорбента

№ п/п

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

1

2

3

4

5

1

Отходы абсорбирующих и субстратных материалов

16 08 03

0,000000006

0,000071159

2

Этиленгликоль

07 01 99

0,000000414

0,000014038

3.4.2. Аминовая очистка

      В природном газе, добываемом из месторождений для поставки потребителю по магистралям, в разных пропорциях содержатся сернистые соединения. Если от них не избавиться, агрессивные вещества разрушат трубопровод, приведут в непригодность арматуру. К тому же при сгорании загрязненного голубого топлива выделяются токсины.

      Для того чтобы избежать негативных последствий, производится аминовая очистка газа от сероводорода. Это самый простой и недорогой способ отделения вредных компонентов от горючего полезного ископаемого. Газ – самый популярный вид топлива. Он привлекает максимально доступной ценой и нанесением наименьшего урона экологической обстановке. К неоспоримым плюсам относится простота управления процессом сгорания и возможность обезопасить все этапы переработки горючего в ходе получения тепловой энергии.

      Однако природное газообразное ископаемое добывают не в чистом виде, т.к. одновременно с извлечением газа из скважины откачивают попутные органические соединения. Самый распространенный из них – сероводород, содержание которого варьирует от десятых долей до десяти и более процентов в зависимости от месторождения сероводород ядовит, опасен для окружающей среды, вреден для катализаторов, применяемых в газо переработке. Как мы уже отмечали, это органическое соединение чрезвычайно агрессивно по отношению к стальным трубам и металлической запорной арматуре.

      Естественно, разъедая коррозией частную систему и магистральный газопровод, сероводород приводит к утечкам голубого топлива и связанным с этим фактом крайне негативным, рискованным ситуациям. Чтобы обезопасить потребителя, вредные для здоровья соединения удаляются из состава газообразного топлива еще до поставки его в магистраль.

      По нормативам сероводородных соединений в транспортируемом по трубам газе не может быть больше 0,02 г/м³. Однако по факту их бывает значительно больше. Для того чтобы добиться регламентированного значения, требуется очистка.

      Существующие методы отделения сероводорода

      Кроме преобладающего на фоне других примесей сероводорода в голубом топливе могут содержаться и другие вредные соединения. Обнаружить в нем можно углекислоту, легкие меркаптаны и серооксид углерода. Но непосредственно сероводород всегда будет преобладать.

      Стоит отметить, некоторое незначительное содержание сернистых соединений в очищенном газообразном топливе допустимо. Конкретная цифра допуска зависит от целей, для которых добывается газ. К примеру, для производства оксида этилена общее содержание сернистых примесей должно быть менее 0,0001 мг/м³.

      Метод проведения очистки выбирают, ориентируясь на требующийся результат.

      Все существующие ныне способы подразделяются на две группы:

      сорбционные. Заключаются в поглощении сероводородных соединений твердым (адсорбция) или жидким (абсорбция) реагентом с последующим выделением серы или ее производных. После чего выделенные из состава газа вредные примеси утилизируются или перерабатываются;

      каталитические. Состоят в окислении или восстановлении сероводорода с превращением его в элементарную серу. Процесс реализуется в присутствии катализаторов – веществ, стимулирующих течение химической реакции.

      Адсорбция предполагает сбор сероводорода путем концентрации его на поверхности твердого вещества. Чаще всего в процессе адсорбции задействуются зернистые материалы на основе активированного угля или окиси железа. Характерная для зерен большая удельная поверхность способствует максимальному удерживанию молекул серы.

      Все методики очистки голубого топлива подразделяются на сорбционные и каталитические. Производящее чистку оборудование ориентированно на принцип действия определенной технологии. Однако есть установки, в которых совмещено несколько методов, благодаря чему производится комплексная очистка

      Технология абсорбции отличается тем, что газообразные сероводородные примеси растворяются в активном жидком веществе. В итоге газообразные загрязнения переходят в жидкую фазу. Затем выделенные вредные компоненты удаляют путем отпаривания, иначе десорбции, таким методом их устраняют из реактивной жидкости.

      Несмотря на то, что адсорбционная технология относится к "сухим процессам" и позволяет производить тонкую очистку голубого топлива, в деле удаления загрязнений из природного газа чаще применяют абсорбцию. Сбор и устранение сероводородных соединений с применением жидких поглотителей более выгоден и целесообразен.

      Самым популярным видом адсорбера является активированный уголь, применяемый в виде капсул или зерен. Поверхность каждого элемента "впитывает" в себя сероводород и прочие органические включения

      Методы абсорбции, используемые в очищении газа, делятся на следующие три группы:

      химические. Производятся с использованием растворителей, свободно вступающих в реакцию с сероводородными кислыми загрязнителями. Наивысшей поглотительной способностью среди химических сорбентов обладают этаноламины или алканоламины;

      физические. Выполняются посредством физического растворения газообразного сероводорода в жидком абсорбере. Причем чем выше парциальное давление газообразного загрязнителя, тем быстрее проистекает процесс растворения. В качестве абсорбера здесь используют метанол, пропиленкарбонат и др.;

      комбинированные. В смешанном варианте извлечения сероводорода задействованы обе технологии. Основная работа производится абсорбцией, а тонкая доочистка выполняется адсорбентами.

      Наиболее востребованной и популярной технологией выделения и удаления из природного топлива сероводорода и угольной кислоты является химическая очистка газа с помощью аминового сорбента, использованного в виде водного раствора.

      Сорбционные методики очистки природного горючего основаны на способности твердых и жидких веществ вступать в реакцию с сероводородом и прочими органическими примесями, выделяя тем самым их из состава газа

      Аминовая технология больше подходит для обработки больших объемов газа, потому что:

      отсутствие дефицита. Реагенты всегда можно приобрести в требующемся для очистки объеме;

      приемлемая поглощаемость. Амины характеризуются высокой поглотительной способностью. Из всех применяемых веществ только они способны удалить из газа 99,9 % сероводорода;

      приоритетные характеристики. Водные аминовые растворы отличаются максимально приемлемой вязкостью, плотностью паров, термической и химической стабильностью, низкой теплоемкостью. Их характеристики обеспечивают наилучшее течение процесса абсорбции;

      отсутствие токсичности реактивных веществ. Это немаловажный аргумент, убеждающий прибегать именно к аминовой методике;

      селективность. Качество, необходимое при проведении селективной абсорбции. Оно обеспечивает возможность последовательного проведения необходимых реакций в требующемся для оптимального результата порядке.

      К этаноламинам, применяемым при выполнении химических методов очистки газа от сероводорода и углекислоты, относятся моноэтаноламины (МЭА), диэтаноламины (ДЭА), триэтаноламины (ТЭА). Причем вещества с приставками моно- и ди- устраняют из газа и H2S, и СО2. А вот третий вариант помогает удалить лишь сероводород.

      При выполнении селективной чистки голубого топлива пользуются метилдиэтаноламинами (МДЭА), дигликольаминами (ДГА), диизопропаноламинами (ДИПА). Селективные абсорбенты в основном используются за рубежом.

      Естественно, идеальных абсорбентов, удовлетворяющих всем требованиям в очистке перед поставкой в систему газового отопления и снабжения прочего оборудования, пока не существует. Каждый растворитель обладает какими-то плюсами наряду с минусами. При выборе реактивного вещества просто определяют наиболее подходящий из ряда предложенных.

      Принцип действия типичной установки

      Максимальной поглощающей способностью в отношении H2S характеризуется раствор моноэтаноламина. Однако у этого реагента есть пара существенных недостатков. Он отличается довольно высоким давлением и способностью во время работы установки аминовой очистки газа создавать необратимые соединения с сероокисью углерода.

      Первый минус устраняется путем промывки, в результате которой пары амина частично поглощаются. Второй – редко встречается в ходе переработки промысловых газов.

      Концентрацию водного раствора моноэтаноламина подбирают опытным путем, на основании проведенных исследований принимают ее для очистки газа из определенного месторождения. В подборе процентного содержания реагента учитывается его способность противостоять агрессивному воздействию сероводорода на металлические компоненты системы.

      Стандартное содержание абсорбирующего вещества обычно находится в интервале от 15 до 20%. Однако нередко бывает, что концентрацию увеличивают до 30% или уменьшают до 10% в зависимости от того, насколько высокой должна быть степень очистки. То есть с какой целью, в отоплении или в производстве полимерных соединений, будет использован газ.

      Отметим, что при повышении концентрации соединений амина уменьшается коррозионная возможность сероводорода. Но надо учесть, что в этом случае увеличивается расход реагента. Следовательно, повышается стоимость очищенного товарного газа.

      Главным агрегатом очистительной установки является абсорбер тарельчатой или насадной разновидности. Это вертикально ориентированный, внешне напоминающий пробирку, аппарат с расположенными внутри насадками или тарелками. В нижней его части есть вход для поставки неочищенной газовой смеси, вверху – выход в скруббер.

      Принципиальная схема очиски газа от сероводорода этаноламиновым способом представлена на рисунке 3.34.

     


      Рисунок 3.34. Принципиальная схема очистки газа от сероводорода этаноламиновым способом: 1 – приемный сепаратор; 2 – абсорбер; 3 – скруббер; 4, 11 – промежуточные емкости; 5 – теплообменники; 6 – десорбер; 7 – конденсатор-холодильник; 8 - емкость флегмы; 9 – подогреватель; 10 – насосы;12 – холодильник; I - сырой газ; II - очищенный газ; III - насыщенный раствора; IV - регенерированный раствор; V – кислые газы;

      VI - флегма.

      Если очищаемый газ в установки находится под давлением, достаточным для прохода реагента в теплообменник и затем в отгонную колонну, процесс происходит без участия насоса. Если давление маловато для течения процесса, отток стимулирует насосная техника

      Поток газа после прохождения через входной сепаратор нагнетается в нижний раздел абсорбера. Затем он проходит через расположенные в середине корпуса тарелки или насадки, на которых оседают загрязняющие примеси. Насадки, полностью смоченные аминовым раствором, разделены между собой решетками для равномерного распределения реагента.

      Далее очищенное от загрязнений голубое топливо направляется в скруббер. Это устройство может подключаться в схеме переработки после абсорбера или располагаться в верхней его части.

      Отработанный же раствор стекает вниз по стенкам абсорбера и направляется в отгонную колонну – десорбер с кипятильником. Там раствор очищается от поглощенных загрязнений парами, выделяемыми при кипячении воды, чтобы вернуться обратно в установку.

      Регенерированный, т.е. избавленный от сероводородных соединений, раствор перетекает в теплообменник. В нем жидкость охлаждается в процессе передачи тепла следующей порции загрязненного раствора, после чего нагнетается насосом в холодильник для полноценного охлаждения и конденсации пара.

      Охлажденный абсорбирующий раствор снова подается в абсорбер. Так реагент циркулирует по установке. Его пары также охлаждаются и очищаются от кислых примесей, после чего пополняют запас реагента.

      Технологическая схема установки очистки газов раствором моноэтаноламина представлена на рисунке 3.35.

     


      Рисунок 3.35. Технологическая схема установки очистки газов раствором моноэтаноламина: I – газ на очистку; II – очищенный газ; III – углеводородный конденсат;

      IV – сероводород; V – свежий раствор этаноламина; VI – пар; VII – вода

      Чаще всего в очистке газа используются схемы с моноэтаноламином и диэтанолоамином. Указанные реагенты позволяют извлечь из состава голубого топлива не только сероводород, но и углекислоту

      Если необходимо произвести одновременное удаление из обрабатываемого газа СО2 и H2S, производится двухступенчатая чистка. Она заключается в применении двух растворов, различающихся по концентрации. Этот вариант экономичней одноступенчатой чистки.

      Сначала газообразное топливо чистят крепким составом с содержанием реагента 25–35 %. Затем газ обрабатывается слабым водным раствором, в котором активного вещества всего 5–12 %. В итоге выполняется и грубая, и тонкая очистка с минимальным расходом раствора и разумным применением выделяемого тепла.

      Четыре варианта очистки алконоламинами

      Алконоламины или аминоспирты – это вещества, содержащие не только аминовую группу, но и гидроксигруппу.

      Устройство установок и технологии очистки природного газа алканоламинами отличаются преимущественно способом подачи абсорбирующего вещества. Чаще всего в чистке газа с применением этого вида аминов используют четыре основных методики.

      Первый способ. Предопределяет подачу активного раствора одним потоком сверху. Весь объем абсорбента направляется на верхнюю тарелку установки. Процесс очистки происходит при температурном фоне не выше 40 ºС. (рисунок 3.36)

     


      Рисунок 3.36. Схема однопоточной очистки газа: I – газ на очистку; II – очищенный газ;

      III – экспанзерный газ; IV – кислый газ; V – водяной пар; 1 – абсорбер; 2,9 – насосы;

      3,7 – холодильник; 4 – экспанзер; 5 – теплообменник; 6 – десорбер; 8 – сепаратор;

      10 – кипятильник; 11 – емкость регенерированного амина

      Простейший способ очистки предполагает подачу активного раствора одним потоком. Эта методика применяется, если примесей в газе незначительное количество

      Эта методика обычно используется при незначительном загрязнении сероводородными соединениями и углекислотой. Суммарный тепловой эффект для получения товарного газа, невысок.

      Второй способ. Этот вариант очистки применяется при высоком содержании сероводородных соединений в газообразном топливе.

      Реактивный раствор в этом случае подают в два потока. Первый, объемом примерно 65–75% общей массы, направляется в середину установки, второй поставляется сверху.

      Аминовый раствор стекает вниз по тарелкам и встречается с восходящими газовыми потоками, которые нагнетаются на нижнюю тарелку абсорбирующей установки. Перед подачей раствор разогревается не более чем до 40 ºС, но в ходе взаимодействия газа с амином температура значительно повышается.

      Чтобы из-за повышения температуры не падала эффективность чистки, избыток тепла отводится вместе с отработанным раствором, насыщенным сероводородом. А вверху установки производится охлаждение потока с целью извлечения остатков кислых составляющих вместе с конденсатом.

      Схема подачи потоков аминового раствора с одинаковой (А) и разной (Б) температурой абсорбента представлена на рисунке 3.37.

     


      Рисунок 3.37. Схема подачи потоков аминового раствора с одинаковой (А) и разной (Б) температурой абсорбента: 1 – газ на очистку; 2 – очищенный газ; 3 – насыщенный раствор абсорбента; 4 – регенерированный раствор абсорбента; 1 – абсорбер; 2 – холодильник

      Второй и третий из описанных способов предопределяет подачу абсорбирующего раствора двумя потоками. В первом случае реактив подают одной температуры, во втором - разной.

      Это экономичный способ, позволяющий сократить расход как энергии, так и активного раствора. Дополнительный подогрев не производится ни на одном этапе. По технологической сути он является двухуровневой очисткой, предоставляющей возможность с наименьшими потерями подготовить товарный газ к подаче в магистраль.

      Третий способ. Предполагает поставку абсорбера в очищающую установку двумя потоками разной температуры. Методика применяется, если кроме сероводорода и углекислоты в сыром газе есть еще и CS2, и COS.

      Преобладающая часть абсорбера, примерно 70–75 %, разогревается до 60–70ºС, а оставшаяся доля только до 40 ºС. Подаются потоки в абсорбер так же, как в вышеописанном случае: сверху и в середину.

      Формирование зоны с высокой температурой дает возможность быстро и качественно извлечь органические загрязнения из газовой массы внизу очищающей колонны. А вверху диоксид углерода и сероводород осаждаются амином стандартной температуры.

      Четвертый способ. Эта технология предопределяет подачу водного раствора амина двумя потоками с разной степенью регенерации. То есть один поставляется в неочищенном виде, с содержанием сероводородных включений, второй - без них.

      Первый поток нельзя назвать полностью загрязненным. Он только частично содержит кислые компоненты, потому что часть из них удаляется в ходе охлаждения до +50º/+60 ºС в теплообменнике. Этот поток раствора забирается с нижней насадки десорбера, охлаждается и направляется в среднюю часть колонны. Схема аминовой очистки газа с разветвленными потоками раствора разной степени регенерации представлена на рисунке 3.38.

     


      Рисунок 3.38. Схема аминовой очистки газа с разветвленными потоками раствора разной степени регенерации: I – газ на очистку; II – очищенный газ; III – кислый газ; IV – тонко регенерированный амин; V – грубо регенерированный амин; VI – насыщенный амин;

      VII, VIII – экспанзерные газы;

      1 – абсорбер; 2, 5, 13 – холодильники; 3, 4 – экспанзеры; 6, 8, 9, 15 – насосы;

      7, 11 – теплообменники; 10 – емкость регенерированного амина; 12 – десорбер;

      14 – рефлюксная емкость; 16 – кипятильник

      При значительном содержании сероводородных и углекислых компонентов в газообразном топливе очистку производят двумя потоками раствора с разной степенью регенерации.

      Глубокую очистку проходит только та часть раствора, которую нагнетают в верхний сектор установки. Температура этого потока обычно не превышает 50 ºС. Здесь выполняется тонкая чистка газообразного топлива. Эта схема позволяет сократить расходы как минимум на 10 % за счет сокращения расхода пара.

      Понятно, что способ очистки выбирают, исходя из наличия органических загрязнений и экономической целесообразности. В любом случае разнообразие технологий позволяет подобрать оптимальный вариант. На одной и той же установке аминовой обработки газа можно варьировать степень очистки, получая голубое горючее с нужными для работы газовых котлов, плит, обогревателей характеристиками.

3.4.2.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребления

      В таблице 3.11 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, полученные по результатам опыта нефтедобывающих компаний Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетированием предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.11. Потребление энергетических ресурсов на тонну H2S, удаляемого в установке аминовой очистки

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

70

80

2

Удельное потребление тепловой энергии (пар)

Гкал/т

1500

3000

3

Охлаждающая вода

м3/т, DT = 10 °C

25

35

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются сепаратор, теплообменник, неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматривается).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Основными отходами технологического процесса являются отходы, приведенные в таблице ниже:

№ п/п

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

1

2

3

4

5

1

Аминовый шлам

07 01 10*

0,000007723

0,000010551

2

Аминосодержащие растворы

07 01 01*

0,000033042

0,000036808

3

Использованный активированный уголь

19 09 04

0,000000036

0,000024499

3.4.3. Демеркаптанизация (Щелочная очистка)

      Демеркаптанизация (Щелочная очистка) предназначена для удаления активных серосодержащих (H2S, RSH), кислородосодержащих (жирных-, нафтеновых и других кислот, фенолов) соединений, а также для нейтрализации серной кислоты и продуктов взаимодействия с углеводородами (сульфакислот, эфиров серной кислоты).

      Демеркаптанизация газолина для глубокого удаления меркаптанов осуществляется каталитическим превращением меркаптанов в малоагрессивные дисульфиды с последующим полным или частичным удалением последних. Наибольшее распространение получил процесс "MEROX" фирмы "UOP" с использованием щелочного раствора катализатора (органических солей кобальта). Он снижает содержание меркаптанов до 0,0005 мас. % (5 мг/кг) при начальном их содержании от 0,2 мас. %. Технологическая схема процесса MEROX представлена на рисунке 3.39.

      Сероочистка газолина по способу "MEROX" включает аминовую очистку от сероводорода, карбонилсульфида и щелочную очистку от меркаптанов.

     


      Рисунок 3.39. Технологическая схема процесса MEROX:

      I – сырье; II – воздух; III – регенерированный раствор щелочи ("Мерокс");

      IV – отработанный воздух; V – дисульфиды; VI – циркулирующий раствор щелочи ("Мерокс"); VI – свежая щелочь; VIII – очищенный продукт

      Щелочная очистка от меркаптанов осуществляется предварительным защелачиванием сырья от остаточного сероводорода с последующей экстракцией меркаптанов из газолина щелочным раствором и регенерацией щелочи в присутствии гомогенного фталоцианинового катализатора и кислорода воздуха. Для достижения низкого содержания общей серы в нефти поток очищенного газолина смешивается с основным потоком более тяжелых фракций нефти.

3.4.3.1. Текущие уровни эмиссий

      Выбросы в атмосферу

      Основным источником эмиссий в атмосферный воздух являются блок термоокислителя (инсинератора). Подробнее в п.3.13.6.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      К основным технологическим отходам относятся отходы, приведенные ниже:

№ п/п

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

1

2

3

4

5

1

Водно-щелочной
раствор после
очистки
углеводородов от сернистых
соединений

05 01 11*

0,000000584

0,000017226

2

Щелочесодержащий шлам

06 02 99

0,000002107

0,000005028

3.4.4. Компримирование газа

      Компрессорная станция - стационарная или подвижная установка, предназначенная для получения сжатых газов.

      Станция состоит из компрессора и вспомогательного (дополнительного) оборудования. Чаще всего компрессорная станция представляет собой блок-бокс, в котором и размещается все установленное оборудование с обвязкой Станции оснащаются системами пожаротушения, освещения, вентиляции, сигнализации, газоанализа и т. д. Компрессорные станции (в отличие от компрессорных установок) эксплуатируются на открытом воздухе лаже при отрицательных температурах в зимний период времени. Так как требуется установка компрессорной станции непосредственно рядом с добывающей скважиной, то компрессорная станция должна быть в блочно-модульном исполнении (МКС) (рисунок 3.40).

     


      Рисунок 3.40. Типовая схема размещения оборудования МКС

      Для установки станции устройство специальных фундаментов не требуется. Достаточно установить контейнер на ровную твердую поверхность.

      Работа станции полностью автоматизирована и не требует постоянного присутствия обслуживающего персонала.

      В зависимости от требуемых параметров станция может состоять из нескольких контейнеров, стекающихся между собой непосредственно на месте эксплуатации.

      Преимущества МКС:

      взрывобезопасное исполнение;

      полная автоматизация;

      не требует специального фундамента;

      оснащена системами вентиляции, отопления, освещения, пожарной сигнализации.

      Главным элементом ДКС является группа газоперекачивающих агрегатов, которые могут работать как по параллельной, так и по последовательной схеме. Под вспомогательным оборудованием подразумевается любые дополнительные устройства, необходимые для корректной работы станции: система маслоснабжения, система подготовки газа собственных нужд, системы электроснабжения, системы автоматики и т.д. Основная классификация применяемых в ГПА компрессоров (рисунке 3.41):

      поршневые;

      винтовые;

      центробежные.

     


      Рисунок 3.41. Классификация применяемых в ГПА компрессоров

      Технология компримирования включает устройство для сжатия многокомпонентных газов, в частности ПНГ (рисунок 3.42).

      Установка компримирования ПНГ (на схеме условно показана одна ступень компримирования) состоит из компрессора 1 и фракционирующего абсорбера 2, оборудованного блоком тепломассообменных элементов 3, возможно, с насадкой 4, оснащенного линиями подачи ПНГ I и вывода сжатого газа II, подачи стабильной нефти III и вывода нестабильной нефти V, подачи/вывода хладагента IV (условно показана противоточная подача последнего).

      При работе установки ПНГ I сжимают в компрессоре 1 и подают во фракционирующий абсорбер 2 ниже блока тепломассообменных элементов 3, выше которого подают стабильную нефть III, которая при противоточном контактировании с горячим сжатым ПНГ (компрессатом) в условиях градиента температур, создаваемого за счет охлаждения хладагентом IV, абсорбирует углеводороды С4+ газа и частично стабилизируется. Полученную нестабильную нефть V выводят с низа фракционирующего абсорбера 2.

     


      Рисунок 3.42. Установка компримирования ПНГ

      Техническим результатом является упрощение установки и снижение энергозатрат.

      Другим вариантом технологии является комплексная система подготовки ПНГ, включая его компримирование, для подачи газа в газлифтную систему и в межпромысловый коллектор - транспортный трубопровод.

      Система включает использование турбокомпрессорного агрегата со ступенью низкого и высокого давления, фильтра-сепаратора и входного сепаратора для отделения газа от конденсата, воды и механических примесей, которые устанавливают перед ступенью низкого давления, а за ступенью низкого давления - АВО газа, сепаратора для отделения газа от жидкости с патрубками входа газа, выхода газа и выхода жидкости, промежуточного и концевого АВО газа, который устанавливают за первой и второй ступенями высокого давления, промежуточного и концевого сепараторов для отделения газа от жидкости с патрубками входа газа, выхода газа, выхода конденсата и воды.

      Технология предусматривает использование дополнительного АВО газа, который последовательно соединяют с выходом АВО газа, расположенным после промежуточного сепаратора высокой ступени сжатия турбокомпрессорного агрегата, и дополнительного насоса, которым подают смешанный поток конденсата и ингибиторов парафинообразования по трубопроводу в новый узел подачи конденсата и ингибитора гидратообразованиямежду последовательно соединенными АВО газа. На рисунке 3.43 приведена принципиальная технологическая схема.

     


      Рисунок 3.43. Система подготовки ПНГ

      Система включает блок редуцирования газа 2, снижающий давление ПНГ, поступающего по трубопроводу 1, предохранительные клапаны 3 и 21, служащие для предотвращения повышения давления, входной сепаратор 4, фильтр-сепаратор тонкой очистки 5. В состав турбокомпрессорного агрегата (ТКА) 6 входят газотурбинный привод 7 и два корпуса сжатия: корпус низкого давления 8 (КНД) и корпус высокого давления 11 (КВД), обеспечивающие последовательное трехступенчатое компримирование ПНГ. Технологические узлы замера газа 17, контролирующие работу ТКА 15, установлены перед каждой ступенью компримирования. Промежуточные АВО газа 9 и 12, дополнительный АВО газа 14, соединенный последовательно с выходом АВО газа 12, а также конечный АВО газа 13, установленные после каждой ступени компримирования, обеспечивающие охлаждение ПНГ. Промежуточные и конечный сепараторы 10, 15, 16 для очистки газа. Метанолопровод 34, предусмотренный для подачи ингибитора гидратообразования (метанола). Блок низкотемпературной сепарации газа 20, состоящий из рекуперативного теплообменника 18, регулятора давления 19 и низкотемпературного сепаратора 22. Трубопровод 25 для подачи подготовленного газа, трубопровод 24 для подачи газлифтного газа, а также блок замера газа 23. Для сбора жидких углеводородов от сепараторов 4, 5, 10, 15, 16, 22 предусмотрена накопительная емкость 27, полупогружной насос 30, перекачивающий жидкость в дренажную емкость 28, трубопровод 31. Насос 29, подающий смесь конденсата (из емкости 28) и ингибитора парафинообразования из отдельно стоящей емкости 32 по трубопроводу 26.

      ПНГ от центрального пункта сбора по трубопроводу 1 поступает в блок редуцирования газа 2, где производится снижение давления газа. На выходе из блока предусмотрены предохранительный клапан 3, служащий для предотвращения повышения давления на входе ТКА 6 выше номинального в случае отказа регуляторов давления в блоке редуцирования 2. После блока редуцирования 2 газ направляется во входной сепаратор 4, где производится улавливание капельной жидкости, содержащейся в ПНГ, а также жидкостных пробок. Далее газ поступает на вход сепаратора тонкой очистки (фильтр-сепаратор) 5, где производится окончательная очистка газа от жидкости и механических примесей для входного газа ТКА 6 (по техническим условиям). После сепараторов тонкой очистки 5 газ направляется на вход, по меньшей мере, одного ТКА 6. В состав ТКА 6 входит газотурбинный привод 7 и два корпуса сжатия: КНД 8 и КВД 11. В корпусах сжатия газ последовательно сжимается до 1,16 МПа в первом корпусе КНД 8 и до давления 8,16 МПа - во втором КВД 11. После КНД 8 производится промежуточное охлаждение газа в АВО газа 9. Выделившаяся при охлаждении газа жидкость улавливается в промежуточном сепараторе 10. На выходе из первой секции сжатия КВД в поток газа подается по метанолопроводу 34 ингибитор гидратообразования (метанол) с охлаждением в АВО газа 12, а в поток газа, вышедший из АВО газа 12 с температурой и давлением, определенными техническим регламентом работы компрессорной станции, дополнительным насосом 29 подается смесь конденсата (из емкости 28) и тем же дополнительным насосом 29 подается ингибитор парафинообразования (из отдельно стоящей емкости 32 для его хранения), далее газ поступает в АВО газа 14, где температура газа снижается до 5 - 6°С, что на 10 - 15 градусов ниже штатной, это снижение температуры дает возможность извлечь из газа (в сепараторе 15) дополнительное количество жидких углеводородов, что, в свою очередь, повышает общую добычу нефтепромысла и существенно снижает количество жидкости в газлифтном газе, подаваемом по трубопроводу 24. Подача метанола в поток газа предотвращает образование гидратов в нижних секциях АВО газа 12 и 14. Подача смеси конденсата и ингибитора парафинообразования предотвращает отложения парафинов в АВО газа 14, так как компрессорная станция компримирует ПНГ с высоким содержанием парафинов. После второй секции сжатия КВД 11 газ охлаждается в концевых АВО газа 13. Выделившаяся после охлаждения газа жидкость, состоящая из воды и конденсата, улавливается в концевом сепараторе 16.

      Для контроля работы ТКА 6 перед каждой ступенью компримирования предусмотрен узел замера газа 17. Замерные устройства располагаются в ангаре ТКА 6. После концевого сепаратора 16 часть скомпримированного газа по трубопроводу 24 отбирается для циклической газлифтной системы промысла, остальная часть поступает в блок НТС 20 для осушки. Замер газлифтного газа предусматривается в блоке 23.

      В состав оборудования установки НТС 20 входят рекуперативный теплообменник 18, регулятор давления 19 и низкотемпературный сепаратор 22. Скомпримированный газ после отбора газлифтного газа поступает на вход рекуперативного теплообменника 18, где охлаждается потоком осушенного газа от низкотемпературного сепаратора 22, после чего поступает на регулятор давления 19, где давление газа снижается. Температура при этом снижается, обеспечивая необходимую температуру точки росы газа по воде и углеводородам до нормативных параметров осушенного газа. На выходе низкотемпературного сепаратора 22 предусмотрен предохранительный клапан 21, служащий для предотвращения повышения давления выше рабочего в случае отказа регуляторов давления и рассчитанный на полную производительность сепаратора. После низкотемпературного сепаратора 22 осушенный газ направляется на коммерческий замер в блок замера газа 23.

      Конденсат, выделившийся в сепараторах 4, 5, 10, 15, 16, 22, поступает в накопительную емкость 27, из нее полупогружным насосом 30 откачивается в емкость 28, далее по трубопроводу 31 на центральный пункт сбора.

      При подготовке газлифтного газа предлагаемым способом достигается температура ниже, чем в газлифтной системе, что изменяет технологический режим подготовки газа и дополнительно увеличивает выход конденсата на сепараторах 15 и 16, а также существенно снижает количество тяжелых углеводородов в паровой фазе газа, подаваемого в газлифтную систему по трубопроводу 24.

3.4.4.1. Текущие уровни потребления

      В таблице 3.12 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, полученные по результатам опыта нефтедобывающих компаний Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетированием предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.12. Потребление энергетических при эксплуатации дожимной компрессорной станции.

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/ч

55

175

2

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/г

47,9

82,6


Гкал/ч

0,011

0,19

3

Охлаждающая вода

м3/ч

40

145

3.4.4.1. Текущие уровни эмиссий

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), компрессорные установки Характеристика выбросов приведена в разделе 3.13.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Характеристика образования отходов приведена в разделе 3.13.

3.4.5. Производство сжиженного природного газа

      Технологическая цепочка производства сжиженного природного газа начинается с добычи природного газа на месторождении и транспортировки его к месту сжижения. Вначале производится подготовка природного газа к сжижению – очистка от механических и химических примесей и дегидрирование (осушка).

      После удаления примесей и осушки природный газ сжимается, охлаждается и в процессе охлаждения сжижается. Сжижение газа – это переход газовой фазы вещества в жидкое состояние, которое достигается охлаждением газа ниже критической температуры и последующей конденсацией в результате отвода теплоты конденсации (парообразования).

      Для сжижения природного газа применяют три способа его охлаждения: использование джоуль-томсонского эффекта дросселирования газа, изоэнтропийное расширение газа, испарение жидкостей (хладоагентов).

      Сжижение природного газа (после его очистки, дегидратации и сепарации более тяжелых, чем метан, углеводородов) производится в серии теплообменников, обеспечивающих последовательное, полное сжижение и некоторое переохлаждение газа. Завод по сжижению газа, в сущности, подобен огромному холодильнику, который производит охлаждение и перевод обычного природного газа (предварительно очищенного) в жидкое состояние.

      СПГ представляет собой бесцветную жидкость без запаха, плотность которой в 2 раза меньше плотности воды.

      На 75-99 % состоит из метана. Температура кипения − 158…−163 °C.
В жидком состоянии не горюч, не токсичен, не агрессивен.
Для использования подвергается испарению до исходного состояния.
При сгорании паров образуется диоксид углерода (углекислый газ, CO2) и водяной пар. В промышленности газ сжижают как для использования в качестве конечного продукта, так и с целью использования в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования ПНГ и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны, пропан и этан, гелий.
СПГ получают из природного газа путем сжатия с последующим охлаждением.
При сжижении природный газ уменьшается в объеме примерно в 600 раз.

      Перевод 1 тонны СПГ в кубометры (м3).

      1 тонна СПГ - это примерно 1,38 тыс м3 природного газа после регазификации. Примерно - потому что плотность газа и компонентный на разных месторождения разная.

      Кроме метана в состав природного газа могут входить: этан, пропан, бутан и некоторые другие вещества.

      Плотность газа изменяется в интервале 0,68–0,85 кг/м³, но зависит не только от состава, но и от давления и температуры в месте расчета плотности газа.Стандартные условия для температуры и давления – это установленные стандартом физические условия, с которыми соотносят свойства веществ, зависящие от этих условий.Национальный институт стандартов и технологий (NIST) устанавливает температуру 20 °C (293,15 K) и абсолютное давление 1 атм. (101.325 кПа), и этот стандарт называют нормальной температурой и давлением (NTP).
Плотность компонентов газа сильно различается:

      метан - 0,668 кг/м³, 

      этан - 1,263 кг/м³, 

      пропан - 1,872 кг/м³.

      Поэтому, в зависимости от компонентного состава изменяется и количество м3 газа при переводе из тонн.

      Перевод 1 м³ СПГ в 1 м³ регазифицированного природного газа
Пропорции тоже зависят от компонентного состава.
В среднем принимается соотношение 1: 600.
1 м³ СПГ - это примерно 600 м3 природного газа после регазификации.
Процесс сжижения идет ступенями, на каждой из которых газ сжимается в 5-12 раз, затем охлаждается и передается на следующую ступень. Собственно сжижение происходит при охлаждении после последней стадии сжатия.
Процесс сжижения таким образом требует значительного расхода энергии - до 25 % от ее количества, содержащегося в сжиженном газе.

      Ныне применяются 2 техпроцесса:

      конденсация при постоянном давлении (компримирование), что довольно неэффективно из-за энергоемкости,

      теплообменные процессы: рефрижераторный - с использованием охладителя и турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа.

      В процессах сжижения газа важна эффективность теплообменного оборудования и теплоизоляционных материалов.

      При теплообмене в криогенной области увеличение разности температурного перепада между потоками всего на 0,5ºС может привести к дополнительному расходу мощности в интервале 2–5 кВт на сжатие каждых 100 тыс м3 газа.

      Недостаток технологии дросселирования - низкий коэффициент ожижения - до 4%, что предполагает многократную перегонку.

      Применение компрессорно-детандерной схемы позволяет повысить эффективность охлаждения газа до 14 % за счет совершения работы на лопатках турбины.

      Термодинамические схемы позволяют достичь 100 % эффективности сжижения природного газа:

      каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения,

      цикл с двойным хладагентом - смесью этана и метана,

      расширительные циклы сжижения.

      Известно 7 различных технологий и методы сжижения природного газа:

      для производства больших объемов СПГ лидируют техпроцессы AP-SMR™, AP-C3MR™ и AP-X™ с долей рынка 82% компании Air Products,

      технология OptimizedCascade, разработанная ConocoPhillips,

      использование компактных GTL-установок, предназначенных для внутреннего использования на промышленных предприятиях,

      локальные установки производства СПГ могут найти широкое применение для производства газомоторного топлива (ГМТ),

      использование морских судов с установкой сжижения природного газа (FLNG), которые открывают доступ к газовым месторождениям, недоступным для объектов газопроводной инфраструктуры,

      использование морских плавающих платформ СПГ, к примеру, которая строится компанией Shell в 25 км от западного берега Австралии.

      Процесс сжижения газа

      На рисунке 3.44 представлен процесс сжижения газа.

     


      Рисунок 3.44. Принципиальная схема процесса сжижения газа

      Оборудование СПГ-завода

      установка предварительной очистки и сжижения газа;

      технологические линии производства СПГ;

      резервуары для хранения, в том числе специальные криоцистерны, устроенные по принципу сосуда Дюара;

      для загрузки на танкеры – газовозы;

      для обеспечения завода электроэнергией и водой для охлаждения.

      Существует технология, позволяющая сэкономить на сжижении до 50% энергии, с использованием энергии, теряемой на газораспределительных станциях (ГРС) при дросселировании природного газа от давления магистрального трубопровода (4-6 МПа) до давления потребителя (0,3-1,2 МПа):

      используется как собственно потенциальная энергия сжатого газа, так и естественное охлаждение газа при снижении давления.

      дополнительно экономится энергия, необходимая для подогрева газа перед подачей к потребителю.

      Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняем и не взрывается.
На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро растворяется в воздухе.
При испарении природный газ может воспламениться, если произойдет контакт с источником пламени.

      Для воспламенения необходимо иметь концентрацию испарений в воздухе от 5 % до 15 %.

      Если концентрация до 5 %, то испарений недостаточно для начала возгорания, а если более 15 %, то в окружающей среде становится слишком мало кислорода.
Для использования СПГ подвергается регазификации - испарению без присутствия воздуха.

3.4.5.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.13 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, полученные по результатам опыта нефтедобывающих компаний Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетированием предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.13. Потребление энергетических ресурсов установки процесса СПГ

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

МВт/ч

1,6

8

2

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,0825

0,0688

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений, сепаратор (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.4.5.1. Очистка и осушка СУГ.

      Концентрация сернистых соединений (сероводорода, меркаптанов, сероуглерода и др.) в СУГ и ШФЛУ, получаемых при отбензинивании сернистых газов и стабилизации сернистых газовых конденсатов, преимущественно, выше допустимого уровня, устанавливаемого нормативными требованиями.

      Для практически полного удаления из СУГ и ШФЛУ меркаптанов используют демеркаптанизацию на катализаторах, содержащих хелатные соединения металлов VI группы в растворе гидроксида натрия.

      Демеркаптанизация - процесс обессеривания сжиженных углеводородных газов и дезодорации высококипящих углеводородных бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и нефтей. На сегодняшний день процессы демеркаптанизации представлены технологиями Merox, Mericat, Demerus, DMD.

      В основу обессеривания легкого углеводородного сырья (сжиженных углеводородных газов) положена реакция извлечения меркаптанов щелочными агентами (см. реакцию 1) и последующим окислением меркаптидов натрия до дисульфидов (см. реакцию 2) с регенерацией исходного щелочного раствора в присутствии гомогенных или гетерогенных фталоцианиновых катализаторов отдельно от углеводородного сырья. Данный способ позволяет обеспечить снижение общей серы до остаточного содержания 10 ppm в пропан-пропиленовой фракции, бутан-бутиленовой фракции или их смесей представленной в основной метил- и этилмеркаптанами.

     


      Суть дезодорации высококипящих углеводородных бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и нефтей заключается в окислении меркаптанов (см. реакцию 3), находящихся в углеводородной фазе до дисульфидов кислородом воздуха также в присутствии катализаторов. Другими словами, перевод коррозионно-агрессивной меркаптановой серы в инертные дисульфиды. В этом случае снижение общей серы в углеводородном сырье не происходит.

     


      Дисульфиды применяются в различных отраслях промышленности. Дисульфиды щелочных металлов, аммония и кальция являются инсектофунгицидами. Дисульфиды аммония, калия и натрия используются для сульфирования и воронения поверхности стальных и чугунных изделий с целью придания им коррозионной стойкости. А с помощью смеси дисульфидов натрия и калия (серная печень) в кожевенной промышленности снимают волос со шкур. Действие растворов серной печени связано не только с их высокой щелочностью, но и с окислительными свойствами.

      Гидроочистка газоконденсатов позволяет удалить из газоконденсатов все классы сернистых соединений, а также другие гетероатомные соединения - азот- и кислородсодержащие. В основе процесса - перевод всех сернистых соединений, растворенных в конденсате, в сероводород:

      RSH+H2→RH+H2S

      RSR'+H2→RH+R'H+H2S

      В качестве катализаторов используют алюмокобальтмолибденовые и алюмоникельмолибденовые, иногда в последний добавляют для прочности 5 – 7 % диоксида кремния.

      Процесс проводят при температуре 310 – 370 °С, давлении 2,7 - 4,7 МПа, режимные показатели подбирают в зависимости от используемого катализатора и сырья.

      Адсорбционная очистка от сернистых соединений проводится с помощью природных и синтетических твердых сорбентов: бокситов, оксида алюминия, силикагелей, цеолитов и др.

      При проведении адсорбции при повышенных температурах 300 – 400 °С протекают адсорбционно-каталитические процессы, приводящие к разложению сероорганических соединений или переводу их в неактивные формы. Адсорбционную очистку целесообразно применять при небольшом содержании серы - до 0,2 % масс.

      Наряду с несомненными достоинствами адсорбционного метода - мягкие условия технологического процесса (низкая температура и небольшое давление), простота аппаратурного оформления - он обладает и существенными недостатками. Многие адсорбенты, в том числе и цеолиты, особенно импортные, все еще являются достаточно дорогими и дефицитными. Низкая адсорбционная емкость адсорбентов требует применения больших их количеств с частой регенерацией. После нескольких циклов регенерации адсорбенты частично закоксовываются и подвергаются механическому разрушению. Это вызывает необходимость в периодической полной замене адсорбентов. Поэтому применение метода адсорбционной очистки ограничено достаточно узкой областью - очисткой легких углеводородов с низкой концентрацией сернистых соединений (до 0,2% масс).

      Помимо традиционных адсорбентов, в последние годы разрабатывают поглотители на основе оксидов молибдена, теллура, марганца и карбонатов щелочных металлов, которые осуществляют не только физическую адсорбцию, но и хемосорбцию.

      Оксиды цинка, железа, меди относятся к наиболее распространенным твердым хемосорбентам. При использовании оксидов железа (наиболее старый способ) протекают реакции:

      Fe2O3+3H2S↔Fe2S3+3H2O

      Fe3O4+3H2S+H2↔3FeS+4H2O

      Регенерация сорбента проводится воздухом по реакциям:

      2Fe2S3+3O2↔2Fe2O3+6S

      4FeS+3O2↔2Fe2O3+4S

      В зависимости от количества подаваемого на регенерацию воздуха можно получать как элементарную серу, так и оксиды серы. Метод характеризуется дешевизной, возможностью регенерации хемосорбента, но существенным его недостатком является низкая степень очистки от сероводорода (до 10 мг/м3) и невозможность использования образующейся серы.

      При очистке с помощью оксидов цинка протекают реакции не только с сероводородом, но и с другими сернистыми соединениями:

      H2S+ZnO↔ZnS+H2O

      CS2+2ZnO↔2ZnS+CO2

      COS+ZnO↔ZnS+CO2

      RSH+ZnO↔ZnS+ROH

      Температура процесса 350 – 400 °С, а сероемкость сорбента достигает 30 %. Остаточное содержание серы в газе до 1 мг/м3. Процесс достаточно универсальный, широко используется в промышленности, однако при этом сам хемосорбент не подлежит регенерации. При очистке с помощью оксидов меди процесс протекает с большой скоростью, но хемосорбент также не подлежит регенерации.

      Широкое распространение получила хемосорбционно-каталитическая система. На первой стадии проводят каталитическое гидрирование сероорганических соединений до углеводородов и сероводорода, а далее - хемосорбцию сероводорода поглотителями (оксидами цинка, железа или меди). В России разработан низкотемпературный хемосорбент ГИАП-10-2 на основе оксида цинка с активирующей добавкой оксида меди.

      Близкий к этому - железо-содовый метод. Основан на использовании в качестве поглотительного раствора взвеси гидрооксида двух- и трехвалентного железа

      H2S+Na2CO3→NaHS+NaHCO3

      3NaHS+2Fe(OH)3→Fe2S3+3NaOH+3H2O

      NaHS+2Fe(OH)3→2FeS+S+3NaOH+3H2O

      Регенерацию поглотительного раствора осуществляют пропусканием через него воздуха. При этом около 70 % сероводорода переводится в элементную серу, а 30 % - окисляется до тиосульфата натрия.

      Экстракционная очистка основана на использовании экстрагентов, селективно извлекающих из газоконденсатов сернистые соединения. В качестве экстрагентов предложены водные растворы этаноламинов, диметилформамид, диэтиленгликоль, диметилсульфоксид и др.

      Однако ни один из применяемых в настоящее время экстрагентов не удовлетворяет всем необходимым требованиям - высокая растворяющая способность по отношению к сернистым соединениям, большая плотность, низкая вязкость, доступность и дешевизна, отсутствие токсичности и коррозионных свойств.

      2.После очистки от сернистых соединений СУГ подается на блок адсорбционной осушки (рисунок 3.45).

     


      Рисунок 3.45. Блок адсорбционной осушки- принципиальная технологическая схема

      Адсорбция остаточного количества водометанольного раствора осуществляется в адсорберах 3, заполненных цеолитами марки NaA и NaX.

      СУГ из емкости-фильтра 9 поступают в нижнюю часть одного из адсорберов 3 на осушку. С верха адсорбера 3 осушенные СУГ с остаточным содержанием водометанольного раствора не более 50 ppm отводятся в товарно-сырьевые склады.

      Режим адсорбции водометанольного раствора в одном адсорбере 3 продолжается около 24-48 ч при температуре около 30-50 °С и давлении 1,2÷2,0 МПа. После этого на адсорбцию переключается другой подготовленный адсорбер 3, а отработанный адсорбер 3 переходит в режим регенерации и охлаждения.

      Из отработанного адсорбера 3 с помощью передавливания газом жидкие СУГ сливаются в емкость 8. После опорожнения адсорбера 3 открывается приводная арматура на линиях продувки газом. Продувку адсорбера 3 осуществляют в течение 20 мин в сепаратор 11. Продувочный газ сбрасывается в топливную линию установки, а остаточные жидкие углеводороды возвращаются в буферную емкость 4. Общее время слива и продувки - около 40 мин. Затем клапаны продувки и сброса жидкости закрывают.

      Для проведения 24-часового цикла тепловой регенерации (десорбции из слоя адсорбента метанола и воды) открывают соответствующую приводную арматуру и подают в адсорбер 3 сверху вниз с расходом около 1500-3000 м3/ч горячий газ регенерации (метан), предварительно подогреваемый в огневом подогревателе 16. Адсорбер 3 считается регенерированным, если температура газа регенерации, выходящего из его нижней части, составляет не менее 200°С. Газ регенерации из адсорберов 3 охлаждается в аппарате 19 воздушного охлаждения и подается в сепаратор 11, укомплектованный фильтрующими насадочными устройствами, где из него выделяется десорбированный из адсорберов 3 водометанольный раствор. Отсепарированный газ регенерации сбрасывается в топливную сеть.

      После окончания цикла регенерации закрывают приводную арматуру на линии газа регенерации, сбрасывают давление газа в адсорбере 3 до 0,15 МПа на свечу, а затем в течение 20 минут продувают азотом, поднимают давление до 1,2÷2,0 МПа и охлаждают цеолиты холодным потоком азота, подаваемого в адсорбер 3 снизу вверх при температуре около 20 °С с расходом 2500-3500 нм3/час. Период охлаждения (около 24 часов) считается законченным, когда температура газа на выходе из верхней части адсорбера 3 снизится до 30÷50 °С. Горячий азот из адсорберов 3 охлаждается в аппарате 20 воздушного охлаждения. Для уменьшения температурных напряжений в металле адсорберов 3 используется рекуперативный теплообменник 22, в котором горячий газ регенерации в начале процесса регенерации охлаждается, а азот в начале процесса охлаждения нагревается. В течение 1 часа постепенно снижают долю газа регенерации, проходящего через теплообменник 22, со 100 % до 0%, а температуру газа на выходе из подогревателя 16 повышают до 300÷350°С.

      После охлаждения в адсорбере 3 закрываются приводные арматуры по азотной линии и открываются приводные арматуры для заполнения адсорбера 3 сжиженными углеводородными газами из емкости 8. Уровень жидкости в емкости снижается с 70÷80% до рабочего 35-40%. Адсорбер заполняется пропан-бутановой фракцией (СУГ) в течение 15÷20 мин. Вытесняемый сжиженными углеводородными газами из адсорбера 3 азот и пары пропана сбрасываются на факел. После заполнения адсорбер 3 может быть подключен в цикл осушки.

3.4.5.1.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.14 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, полученные по результатам опыта нефтедобывающих компаний Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетированием предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.14. Потребление энергетических ресурсов установки адсорбции

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

41,05

35,79

2

Удельное потребление тепловой энергии

т/т

0,585

0,0038

3

Удельное потребление топлива

т/т

1,187*

0,773*

4

Оборотная вода

т/т

25,32

5,11

      * - Удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности предприятия по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются: сепаратор, запорно-регулирующая арматура и фланцевые соединения, буферная емкость неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Основными отходами технологического процесса являются отходы, приведенные в таблице ниже

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

1

2

3

4

Отработанные картриджные и
Мембранные фильтры

05 07 99

0,000000014

0,000006324

3.5. Реагентное хозяйство

3.5.1. Регенерация реагента

      На установках подготовки газа и газового конденсата производится регенерация реагентов: метанола, гликолей, гидроксида натрия, аминов.

      Регенерацию метанола из водного раствора (водометанольной смеси с содержанием метанола от 15 до 75 % масс.) производят методами ректификации и огневой регенерации. Регенерированный метанол с содержанием воды не более 10 % массовых направляется по трубопроводу в резервуарный парк (рисунок 3.46).

     


      Рисунок 3.46. Процесс регенерации метанола

      В таблице 3.15 приведены сведения о технологическом процессе регенерации метанола.

      Таблица 3.15 – Описание технологического процесса регенерации метанола

№ п/п

Входной поток

Этап процесса (подпроцесс)

Выходной поток

Основное технологическое оборудование

1

2

3

4

5

1

Водо-метанольный раствор

Отделение конденсата и частичная дегазация

Водо-метанольный раствор, газ дегазации, конденсат

Сепаратор

2

Водо-метанольный раствор

Нагрев

Водо-метанольный раствор

Теплообменник

3

Водо-метанольныйраствор

Разделение метанола и воды

Метанол, водяной пар

Колонна

      Регенерация гликолей. После насыщения парами воды проводят регенерацию гликолей и возвращают в процесс абсорбции. В зависимости от глубины осушки используют различные способы регенерации: ректификация при атмосферном давлении и под вакуумом, азеотропная перегонка, отпарка воды с применением отдувочного газа, огневая регенерация (таблица 3.16, рисунок 3.47).

     


      Рисунок 3.47. Схема огневой регенерации гликоля: 1 - вакуумная колонна;

      2 - вакуумный испаритель; 3 - буферная емкость; 4 - штуцер выхода паров; 5 - люк-лаз; 6 - тарелка дефлегматора; 7 - тарелка верхняя; 8 - секция регулярной насадки;

      9, 11 - тарелка средняя; 10, 18 - штуцер входа гликоля; 12 - щтуцер предохранительного клапана; 13 - жаровые трубы; 14 - труба дымовая; 15 - штуцер топливного газа;

      16, 21 - штуцер дренажа; 17, 19, 20 - штуцер выхода гликоля; 22 - штуцер выхода гликоля в солесборник; 23 - штуцер входа гликоля из солесборника; 24 трубный пучок

      Таблица 3.16. Описание технологического процесса огневой регенерации гликоля

№ п/п

Входной поток

Этап процесса (подпроцесс)

Выходной поток

Основное технологическое оборудование

1

2

3

4

5

1

Гликоль на регенерацию

Выветривание

Выветренный гликоль, газ

Блок дегазации

2

Выветренный гликоль

Фильтрация

Фильтрованный гликоль, соли в солесборник

Блок фильтров

3

Фильтрованный гликоль

Огневая регенерация

Регенерированный гликоль

Установка огневой регенерации

      Регенерация КТК (катализаторного комплекса на основе гидроксида натрия)

      В процессах щелочной очистки (Мерокс) легкие меркаптаны (R1SH-R4SH) выделяются первыми из жидкой углеводородной фазы путем обеспечения контакта потока с концентрированным щелочным раствором, который затем регенерируется за счет низкотемпературного каталитического окисления, достигаемого путем впрыска воздуха и преобразования меркаптанов в нефтяные дисульфиды, которые подвергаются дальнейшей сепарации от щелочного раствора. Процесс регенерации щелочи производится окислением меркаптида натрия кислородом воздуха по реакции.

      Технология процесса очистки фракции НК-70°С направлена на максимальное извлечение из сырья меркаптанов и остаточного количества сероводорода с целью получения при дальнейшем фракционировании углеводородных фракций (ППФ, ББФ, легкого бензина), пригодных для использования в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов товарного бензина.

      Процесс очистки включает в себя:

      а) приготовление катализаторного комплекса (КТК), представляющего собой 15%-ый водный раствор гидроксида натрия, также содержит 0,1% катализатора окисления сульфидов;

      б) стадию демеркаптанизации сырья, состоящую из следующих процессов:

      в) экстракция меркаптанов раствором КТК;

      г) водная промывка очищенного продукта;

      д) регенерацию раствора КТК;

      е) отделение дисульфидов от раствора КТК.

      Экстракция сероводорода и меркаптанов происходит по следующим реакциям:

      Регенерация раствора КТК в присутствии катализатора происходит по следующим реакциям:

      Фракция НК-70 °С, содержащая меркаптаны и остаточное количество сероводорода после аминовой очистки, подается в куб экстрактора меркаптанов. Циркулирующий раствор КТК из сепаратора дисульфидов подается на верхнюю первую тарелку экстрактора. Давление экстракции составляет 18 атм, температура - 40 – 50 °С.

      Очищенная фракция НК-70 °С с верха экстрактора направляется в сепаратор щелочи, где происходит ее отделение от унесенных капель раствора КТК. Раствор КТК с низа сепаратора выводится в дегазатор, а фракция НК-70°С с верха сепаратора направляется на стадию водной промывки от следов раствора КТК в колонну водной промывки. Колонна работает при 17 - 19атм и температуре 30 – 40 °С. Очищенная и отмытая фракция НК-70 °С с верха колонны направляется в колонну выделения фракций.

      Раствор КТК, насыщенный сульфидами и меркаптидами натрия, из дегазатора подается в куб регенератора, который представляет собой насадочную прямоточную колонну, реакционная зона которой заполнена массообменной насадкой, в качестве которой используются стальные кольца Палля размером 50501. Температура нагрева раствора КТК на входе в регенератор регламентируется 50(2) °С, т.к. уменьшение температуры ниже 45 °С ведет к снижению скорости регенерации, а увеличение температуры раствора КТК выше 60 °С ведет к дезактивации катализатора окисления.

      В куб регенератора под опорную решетку через распределительное устройство для окисления сульфидов и меркаптидов подается технологический воздух от компрессора с давлением не менее 6 атм. Отработанный воздух и унесенный регенерированный КТК с дисульфидами из регенератора поступает в сепаратор воздуха, где происходит разделение отработанного воздуха и раствора КТК, содержащего дисульфиды. Отработанный воздух направляется к горелкам печи, а регенерированный раствор КТК с дисульфидами поступает в сепаратор дисульфидов, где за счет гравитационного отстоя дисульфиды отделяются от раствора КТК.

      Регенерированный раствор КТК с низа сепаратора дисульфидов подается в обратно в экстрактор меркаптанов. По мере разбавления раствора КТК (за счет образования реакционной воды и солей) до концентрации активной щелочи порядка 6 % масс. часть его периодически, без прекращения циркуляции откачивается в дренажную емкость. Балансовое количество раствора КТК восполняют путем подкачки концентрированного раствора КТК.

      Регенерация аминов (рисунок 3.48, таблица 3.17) осуществляется в несколько стадий:

      за счет дегазации при снижении давления в гидротурбине и после подогрева в рекуперативных теплообменниках;

      методом отпарки кислых компонентов в регенераторе; из регенератора 2/3 полурегенерированного раствора направляется в среднюю часть абсорбера и 1/3 часть регенерированного раствора подается в верхнюю часть абсорбера. Каждая установка оборудована узлом сбора и фильтрации раствора амина, что максимально снижает потери амина.

     


      Рисунок 3.48. Схема регенерации аминового раствора: 1 - эжектор; 2 - сепаратор;

      3 - рекуперационный теплообменник; 4 - десорбер; 5 - конденсатор; 6 - нагреватель;

      7 - дроссельный вентиль; 8 - емкостный сепаратор; I - насыщенный аминовый раствор;

      II - пары сепарации; III - газ выветривания; IV - дегазированный аминовый раствор;

      V - пары; VI - кислый газ; VII - рефлюкс; VIII, IX, Х - регенерированный аминовый раствор; XI - сконцентрированный регенерированный абсорбент

      Таблица 3.17. Описание технологического процесса регенерации аминового раствора

№ п/п

Входной поток

Этап процесса (подпроцесс)

Выходной поток

Основное технологическое оборудование

1

2

3

4

5

1

Амины на регенерацию

Дегазация

Дегазизованный аминовый раствор;
газ выветривания

Сепаратор

2

Дегазизованный аминовый раствор

Нагревание

Нагретый дегазизованный аминовый раствор

Рекуперационный теплообменник

3

Нагретый дегазизованныйаминовый раствор

Выделение кислых газов.

Регенерированный аминовый раствор;
кислые газы

Десорбер

3.5.1.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      Потребность в электроэнергии в процессе разделения газа колеблется от 15 кВтч до 20 кВтч на тонну сырья. Эти процессы также потребляют от 300 кг до 400 кг пара на тонну. Удельное потребление пара варьируется от 3,5 до 5,8 ккал/ч.

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются сепаратор, теплообменник, насос, буферна емкость (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), подогреватель - характеристика выбросов приведена в разделе 3.13.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Основными отходами технологического процесса являются отходы, приведенные в таблице ниже

№ п/п

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

1

2

3

4

5

1

Другие отходы, содержащие опасные вещества в соответствии Классификатором отходов от 6 августа 2021 года № 314

Твердый минеральный остаток несолевой1)

19 02 11*

0,000390948

0,000972448

2

Твердый минеральный остаток солевой1)

19 02 11*

0,000102476

0,001156692

3.5.2. Регенерация сорбента

      К основным видам промышленных адсорбентов, применяемых при осушке газа, относятся силикагели, синтетические цеолиты и окись алюминия.

      Типовая схема регенерации адсорбента горячим осушенным газом позволяет получить сравнительно низкую остаточную влажность регенерированного адсорбента, а следовательно, и более низкую температуру точки росы газа в начале стадии адсорбции. Однако эта технология имеет ряд существенных недостатков, резко снижающих ее надежность и ухудшающих технико-экономические показатели работы УКПГ.

      До начала периода компрессорной эксплуатации месторождения (ввода в эксплуатацию ДКС) работоспособность такой системы регенерации определяется главным образом надежностью узла компримирования газа, причем степень сжатия осушенного газа и давление его в печи определяются гидравлическим сопротивлением адсорбера, в котором в данный момент идет стадия адсорбции. Изменение гранулометрического состава адсорбента во времени, его измельчение и отклонения от проектных параметров технологического режима ведут к столь существенному росту гидравлического сопротивления адсорберов, что установленные компрессоры не могут обеспечить подачу требуемого количества газа через аппараты. Все это ведет к необходимости сбрасывать на факел от 200 до 750 тыс. м3/сут. добытого и осушенного газа. Применение технологии регенерации горячим осушенным газом ведет к некоторому увеличению нагрузки на систему осушки газа (на 3–3,5 %), так как циркулирующий в системе газ регенерации не подается в магистральный газопровод. Такая технология требует практически непрерывной и надежной эксплуатации на каждой УКПГ всего компрессорного оборудования.

3.5.2.1. Текущие уровни эмиссий

      Выбросы в атмосферу

      Источники эмиссий в атмосферный воздух не предусматриваются

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.5.3. Ввод реагента в трубопроводы

      При добыче кислых газов необходима защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: ингибирование; применение для оборудования легированных коррозионностойких сталей и сплавов; применение коррозионностойких неметаллических и металлических покрытий, использование электрохимических методов защиты от коррозии: использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования.

      Узлы ввода реагента на объектах сбора и транспортировки газа включают:

      а) блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;

      б) блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;

      в) склад для хранения химреактивов.

      Схемы ввода ингибиторов:

      инжекция ингибиторов в межтрубное пространство;

      закачка ингибиторов непосредственно в пласт;

      введение ингибиторов в твердом состоянии.

      Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы коррозии. Ингибиторы коррозии делятся на три группы:

      дезактивирующие или связывающие коррозионные агенты;

      ингибиторы анодного и катодного действия;

      ингибиторы пленочного действия.

      Применяемые в нефтегазовой промышленности ингибиторы должны отвечать целому комплексу требований и обладать высоким защитным эффектом при минимальных концентрациях; не оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы сбора, подготовки, транспортировки и газа; быть умеренно токсичными. Главное требование состоит в том, чтобы защитное действие ингибитора было как можно более высоким, т.е. чтобы он с максимальной эффективностью противостоял коррозионному воздействию агрессивных сред (таблицы 3.18–3.20).

      Таблица 3.18. Составы ингибиторов коррозии для серосодержащих сред

№ п/п

Основной компонент

Добавка


1

2

3

1

Фосфоросодержащая кислота, этаноламин

Неионогенное ПАВ

2

Таловое масло, полиэтиленпо-лиаминамин, пятиокись фосфора, неонол

Растворитель

3

Смесь фосфитов

4

Дичетвертичные соли 2-(хинолил-4)бензимидазола

5

Полиэтиленполиамины, олеиновая кислота

Растворитель, диспергатор

6

Бромистый алкил, гексаметилентетрамин

Растворитель

7

Монохлоруксусная кислота, гексаметилентетрамин

Неионогенное ПАВ

8

Продукт взаимодействия борной кислоты, диэтаноламина и смеси жирных кислот

Растворитель

9

Продукт взаимодействия амина, диэтаноламина и смеси жирных кислот

Неионогенное ПАВ, растворитель

10

Продукт взаимодействия талового масла или олеиновой кислоты и амина

Неионогенное ПАВ, растворитель

11

Продукт присоединения окиси этилена к жирному амину и последующего взаимодействия полученного продукта с органической кислотой

12

Имидазолин, 2-гидроксиалканкарбоновая кислота, гликоль

Углеводородный растворитель

13

Смесь имидазолина с аминами

14

Имидазолин, хлористый бензил

15

Азотсодержащее вещество, алкилимидазолин

Неионогенное ПАВ, толуол

16

Тяжелые пиридиновые основания, фенольная смола

Одноатомные спирты, сивушное масло

17

Жирный амин

Растворитель

18

Остатки СЖК С21 и выше, моноэтаноламин, оксиэтилированные фенолы

Алкилпиридины или пиридиновые основания

19

Смеси имидазолинов,аминов, пиперазинов (1-диэтилендиамино-2-алкил-2-имидахолинов, моноамидов-алкилоилтриэтиленаминов и 1,4-диалкилоилпиперазинов)

Растворитель (ацетон, ароматические углеводороды)

20

1-фурфуролокси-3-бензиламинопропанол-2

21

N-ацетил-2(2,3-дигидроксициклопентенил) анилин

      Таблица 3.19. Составы ингибиторов коррозии для кислородсодержащих сред

№ п/п

Основной компонент

Добавка

1

2

3

1

Первичные амины С8-С25

Неионогенное ПАВ, растворитель

2

Таловое масло, амины жирного ряда

Неионогенное ПАВ, растворитель

3

Моноэтаноламин, фосфорная кислота

Растворитель

4

2-алкилимидазолин, кубовые остатков СЖК

ПАВ ОП-7 или ОП-9

5

Легкокипящие амины, эфиры, этиленгиликоли

Сульфат кобальта, гидрохинон, оинол, оксим

6

Монометиламин и диметиламин, формальдегид

Растворитель, диспергатор

7

Продукт конденсации моноэтаноламина и фенола

Одноатомные спирты

      Таблица 3.20 – Составы ингибиторов коррозии для сероводородсодержащих и углекислотных сред

№ п/п

Основной компонент

Добавка

1

2

3

1

Полиэфир, фосфоросодержащий агент, аминосодержащий агент

Смесь моноалкиловых эфиров и моно- или диэтиленгликолей

2

Смесь производных циклогексиловых эфиров (синтетическое масло)

Дипроксамин

3

Побочный продукт гидрирования бензола

-

      В качестве основы ингибиторов анаэробной коррозии бактерицидного действия используют: первичные алифатические амины фракции С8 – С18; продукты взаимодействия первичных и вторичных алифатических аминов с техническим диметилфосфитом.

      В качестве ингибиторов гидратообразования применяют спирты (метанол, моно-, ди- и триэтиленгликоли) и, ограниченно, водные растворы хлористого кальция.

      Ингибиторы вводятся в поток газа перед участками возможного гидратообразования. Ввод осуществляется централизованно - от одной установки на сборном пункте в группу скважин, промысловые коммуникации и технологические аппараты (с помощью дозировочного насоса) или индивидуально - в каждый объект (насосом либо самотеком). Максимальный эффект достигается при постоянном поступлении ингибиторов (независимо от схемы ввода) с помощью форсунок (в распыленном состоянии).

      Регенерация отработанных ингибиторов гидратообразования проводится методом ректификации (для метанола и гликолей) или упариванием (для растворов хлористого кальция).

      Перспективно использование в качестве ингибиторов гидратообразования продуктов нефтехимического производства (полипропилен-гликоль, этилцеллюлозы), а также применение комплексных ингибиторов. Последние предназначены для предупреждения гидратообразования и коррозии, а также солеотложения.

3.5.3.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      При нормальной эксплуатации системы ввода реагента в трубопровод данный процесс не оказывает значительного негативного влияния на ОС. Потребность в энергетических ресурсах определяется мощностью используемого насосного оборудования.

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.5.4. Прием, смешение и подача реагента в скважины

      Блоки дозирования реагентов (БДР) предназначены для дозированного ввода жидких деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов солеотложений, ингибиторов гидратообразования и др. в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки газа, газовые скважины с целью осуществления защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, гидратообразования и пр.

      Выделяют отдельный класс БДР - БДР скважинные.

      Конструктивные особенности и состав блоков (рисунок 3.49):

      основное оборудование блока расположено в металлическом корпус-контейнере. В зависимости от климатических условий возможно изготовление утепленного варианта корпус-контейнера;

      в блоке расположены насос-дозатор; емкость технологическая c датчиком уровня; фильтр тонкой очистки; визуальный указатель уровня; трубопроводная обвязка с электроконтактным манометром; система (шкаф) управления взрывозащищенного исполнения;

      исполнение емкости, деталей и узлов, контактирующих с реагентом, коррозионно-стойкое (нержавеющая сталь). При необходимости блок может быть укомплектован наземным трубопроводом и узлом ввода реагента в скважину.

     


      Рисунок 3.49. Конструктивные особенности и состав блоков

3.5.4.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      Потребность в энергетических ресурсах определяется мощностью используемого насосного оборудования.

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются: емкость с реагентом, насос, неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.6. Производство газовой технической серы

      Сера на предприятиях по добыче нефти и газа производится из кислых газов, образующихся при аминовой очистке высокосернистого углеводородного сырья. Подавляющее количество газовой серы выпускается по известному методу Клауса.

      Установки производства серы преобразуют H2S, содержащийся в потоках кислых газов из установок регенерации аминов и установок нейтрализации сернисто-щелочных стоков, в жидкую серу. Обычно двух или трехступенчатый процесс Клауса восстанавливает более 92% H2S в виде элементарной серы. Большинство нефтеперерабатывающих заводов требуют извлечения серы более чем на 98,5%, поэтому третья ступень Клауса работает ниже точки росы серы. Третья ступень может содержать катализатор селективного окисления, иначе в состав установки производства серы необходимо предусматривать установку дожигания хвостовых газов.

3.6.1. Процесс Клауса

      Процесс состоит из многостадийного каталитического окисления сероводорода по следующей общей реакции:

     


      Процесс Клауса включает сжигание одной трети H2S с воздухом в реакторной печи с образованием диоксида серы (SO2) в соответствии со следующей реакцией:

     


      Оставшиеся несгоревшие две трети сероводорода подвергаются реакции Клауса (реакция с SO2) с образованием элементарной серы следующим образом:

     


      Технологическая схема метода Клауса отображена на рисунке 3.50.

     


      Рисунок 3.50. Принципиальная технологическая схема установки производства серы методом Клауса

      Достоинства:

      1. Простота технологического оформления установки.

      2. Удаление H2S из газов сжигания, что позволяет соблюдать экологические стандарты предприятия.

      Недостатки

      1. Непреднамеренная конденсация и накопление серы может привести к таким проблемам, как затруднение прохода потока технологического газа, закупорка твердой серой, пожар и повреждение оборудования.

      2. Превышение предложения серы на рынке над ее спросом.

      3. Коррозия и загрязнение оборудования вследствие присутствия аммиака, H2S, CO2 возможного образования серной кислоты.

      Одним из основных технологических блоков нефтегазодобычи являются установки производства газовой серы, сырьем для которых служат кислые газы, выделенные из сероводородсодержащих газов. Получение элементной серы из кислых газов основано на окислении сероводорода. В качестве источника кислорода в систему, подается воздух. Установки получения серы, основанные на реализации реакций Клауса, принято называть установками Клауса, они включают в себя термическую и каталитические ступени. В термической ступени сероводород сгорает в присутствии воздуха. При этом преимущественно образуются элементная сера и диоксид серы. Температура горения зависит прежде всего от концентрации H2S в кислом газе и составляет 900-1200 °С. Эта температура зависит также от соотношения ≪воздух / кислый газ≫, которое поддерживается на уровне коэффициента1,7-1,9. Степень конверсии H2S в элементную серу в термической ступени должна быть как можно выше, т.е.ближе к термодинамическому уровню. Так, при производительности по сере 200 т/сут со степенью конверсии H2S в серу 95 % образуется около 3200 т/год диоксида серы. При пониженных значениях степени конверсии на термической ступени при сохранении общего значения этого параметра в целом по установке увеличивается нагрузка на каталитические ступени. Одним из основных факторов, оказывающих влияние на эффективность работы термической ступени, является продолжительность пребывания в ней газа - ее увеличение приводит к повышению степени конверсии. Степень конверсии сероводорода в серу зависит также от температуры в реакторе: чем выше температура, тем выше степень конверсии сероводорода. Практическая степень превращения сероводорода в серу в печи (на термической ступени) составляет не более 60-65 %. На каталитической ступени основным параметром, влияющим на степень конверсии сероводорода, является соотношение расходов воздуха и кислого газа на выходе из реакционной печи: оно должно обеспечивать объемное соотношение H2S к SO2 на входе газа в конвертор, равное 2 к 1. Любое отклонение от данного соотношения влечет за собой снижение выхода элементной серы. Кроме этого фактора, на каталитической ступени большое значение имеют длительность поддержания высокой температуры продуктов сгорания, температура газа на входе в каталитическую ступень, объемная скорость газа в конверторе и т.д. Чем ниже средняя температура процесса в конверторах, тем больше выход серы, однако на практике эта температура должна быть несколько выше точки конденсации серы. Это, безусловно, снижает выход серы, но обеспечивает превращение CS2 и COS в сероводород, который в дальнейшем окисляется до серы:

      COS+H2O → CO2 + H2S

      CS2 + 2H2O → CO2 + 2H2S

      2COS + SO2 → 2CO2 + 1,5S2

      CS2 + O2 → CO2 + S2

      Для катализаторной ступени процесса Клауса используются катализаторы, в качестве которых первоначально широкое применение нашли природные бокситы, состоящие в основном из оксидов алюминия и железа. Они в своем составе содержат кремнезем Si02, оксиды титана ТiO2, кальция СаО, магния МgО, марганца МnО, фосфора Р2О5 и др. Соответственно, метод Клауса заключался в сжигании сероводорода в слое данного катализатора до сернистого ангидрида и серы. Данный катализатор использовали в основном из-за его дешевизны, доступности, высокой активности, а также из-за незначительных объемов перерабатываемого сероводорода. Технологические схемы процесса Клауса в зависимости от содержания сероводорода в кислом газе представлены на рисунке 3.51.

     


      Рисунок 3.51. Технологические схемы процесса Клауса в зависимости от содержания сероводорода в кислом газе: 1 –печь-реактор; 2 – теплообменник;

      3, 5 – конденсатор серы; 4 – конвертор; 6 – подогреватель газа; 7 – печь для сжигания серы в диоксид серы, I – кислый газ; II – воздух; III – сера. (а - прямоточная схема; б – схема с разветвленным потоком 1/3-2/3; в – схема с рециркуляцией серы)

      В том случае нагрузка на катализатор составляла 3–4 нм3 сероводорода на 1 м3 катализатора в час. Но данный тип катализаторов имел и существенные недостатки: быстрая дезактивация, вызываемая сульфатацией поверхности, непостоянство состава и свойств, недостаточно развитая поверхность, покрытие углеродистыми отложениями и гидратацией. Степень конверсии сероводорода в серу при использовании данного катализатора составляла 80–90%, остальная часть сернистых соединений в виде диоксида серы поступала в атмосферу. Это оказывало негативное воздействие на экологическую обстановку. В дальнейшем процесс имел развитие в том плане, что процесс стал реализовываться путем двух отдельных стадий - термической и каталитической. Были разработаны и успешно внедрены алюмооксидные и титанооксидные катализаторы. Чаще всего катализаторы Клауса выпускают из гидроксида алюминия. Типичные представители катализаторов этого ряда - гиббсит, байерит, нордстрандит. Оксид алюминия и ее гидратированные формы нерастворимы в воде, обладают амфотерными свойствами. Кроме полных гидроксидов известны также AlOOH в виде двух ромбических модификаций: диаспор с плотностью 3,3–3,5 г/см3, устойчив до 350°С, в интервале температур 350 – 400 °С переходит в а - AI2O3; бемит, плотность которого 3,01 г/см3, при 400°С переходит в у - AI2O3, а при 600°С переходит в а - AI2O3. Он практически не реагирует с кислотами и щелочами. Его удается перевести в растворимое состояние только с помощью сплавления со щелочами. На практике катализатор представляет собой шарик или экструдат диаметром 4–6 мм, содержит более 94 % оксида алюминия, удельная поверхность 260–345 м2/г. В состав катализатора обычно входят такие компоненты (%, масс.), как Na2O - 0,04; SiO2 - 0,02; Fe2O3 - 0,04; TiO2 - 0,01.

     


      Рисунок 3.52. Технологическая схема установки Клауса с двумя конверторами:

      1, 11 – сепаратор: 2 – барабан парового котла; 3 – реакционная печь; 4, 6 – печь для нагрева кислых газов; 5, 7 – конверторы; 8 – дымовая труба; 9 – печь дожига очищенных газов;

      10 – серная яма; 12, 13, 15 – конденсаторы серы; 14 – сетка-коагулятор; 16 – емкость горячей воды; 17 – насос; 18 – воздуходувка; I – кислый газ; II – воздух; III – пар высокого давления; IV, V – продукты реакций; VI - остаточные газы; VII – жидкая сера; VIII – вода для питания котла и охлаждения газов в конденсаторах; IX – пар низкого давления

      Активность катализаторов снижается в результате изменения их структуры, отложения на их поверхностях различных примесей (кокса, солей), сульфатирования оксида алюминия и т.д. Вследствие этого периодически (один раз за 3-4 года) производится полная замена катализатора. Технологическая схема процесса Клауса включает термическую ступень и несколько последовательно включенных каталитических конверторов. После каждой ступени реакционные газы охлаждают до температуры конденсации серы, отделяют серу, а газы после необходимого подогрева направляют на следующую ступень. В тех случаях, когда объемная доля сероводорода в кислых газах ниже 5 % об., используют схему без термической ступени. Окисление сероводорода осуществляют кислородом воздуха на катализаторе (обычно один-два конвертора). В зависимости от содержания сероводорода в исходном кислом газе технологические схемы процесса Клауса могут быть прямоточными и разветвленными (рисунок 3.52).

3.6.1.1. Установка по извлечению серы LO-CAT

      Процесс LO-CAT поглощает сероводород, ионизирует его и окисляет до серы, превращает (окисляет) железо, поглощает кислород, затем повторно окисляет железо. Таким образом, сероводород превращается в элементарную серу, при этом используется экологически безвредный катализатор на основе хелатного железа. Железный катализатор удерживается в растворе с помощью органических хелатных добавок, которые охватывают ион железа подобно клешне, предотвращая осаждения сульфида железа FeS или гидроксида железа Fe(OH)3. Процесс LO-CAT основан на окислительно-восстановительном химизме. Имеют место две окислительно-восстановительные реакции - одна происходит в секции абсорбера, превращая сероводород в элементарную серу, другая - в секции окислителя - регенерирует катализатор.

3.6.2. Технология доочистки отходящих газов установок Клауса (Сульфрен-процесс)

      Остаточными газами процесса Клауса ("отходящие" газы) являются газообразные продукты термической и каталитической стадий извлечения серы и окисления сероводорода. Присутствие остаточных кислых и серосодержащих компонентов, а данных газах требует дополнительного очищения. Отходящие газы обычно содержат (в зависимости от эффективности вышеуказанных стадий и качества исходного сырья - кислого газа) 1–2 % сероводорода, до 1 % диоксида серы, до 0,4 % серооксида углерода, до 0,3 % сероуглерода, 1–8 г/м3 капельной и паровой серы, по 1,0–1,5 % водорода и оксида углерода, до 15% углекислоты, около 30 % водяных паров и азот. Температура газов - около 150 °С, давление - не более 0,02–0,03 МПа.

      Все процессы доочистки в зависимости от заложенного в них принципа можно разделить на две основные группы:

      процессы, основанные на реакции Клауса, являющиеся дополнением к основным установкам и обеспечивающие общую степень извлечения серы до 99,0–99,7 %.

      процессы, основанные на превращении всех сернистых компонентов в один (SO2 или H2S) и обеспечивающие общую степень извлечения серы до 99,9 % и выше.

      Процессы доочистки, основанные на реакции Клауса - это наиболее распространенные процессы очистки отходящих газов. Они основаны на каталитической реакции Клауса оставшихся в хвостовых газах сероводорода и диоксида серы:

      2H2S+SO2→3/nSn+2H2O

      Реакция осуществляется при более низких температурах, чем на установке Клауса (130 - 150°С), что способствует более полному ее протеканию, в слое твердого катализатора (процессы "Сульфрин", СВА, MCRC) или в жидкой среде, содержащей катализатор (процесс ФИН, Клаусполь 1500). Эти процессы имеют сравнительно простую технологическую схему и достаточно широко распространены, хотя и не обладают такой эффективностью, как процессы второй группы.

      Из процессов с применением твердого катализатора широко эксплуатируется процесс "Сульфрин", разработанный фирмами "Эльф Акитен" Франция) и "Air Liquide Global Е&С Solutions Germany GmbH" (ФРГ). В этом процессе реакция Клауса протекает на твердом катализаторе (оксиде алюминия) при 125 – 150 °С. При такой низкой рабочей температуре термодинамическое равновесие благоприятнее, чем при обычных условиях процесса Клауса. Полученная сера остается адсорбированной на катализаторе в жидком виде, тем самым смещая равновесие реакции к полной конверсии H2S и SO2 в серу.

      Технологическая схема процесса "Сульфрин" приведена на рисунке 3.53. Установка состоит из двух-трех реакторов по типу адсорбционной схемы.

     


      Рисунок 3.53. Технологическая схема процесса "Сульфрин"

      Отходящий газ из конденсатора после установки Клауса с температурой 400 - 410 К (673 – 683 °С) снизу вверх входит в два параллельно работающих конвертора (1, 2) с двумя слоями алюмооксидных катализаторов в каждом. Первый снизу защитный слой - пропитанный сульфатом железа g-Al2O3 для связывания содержащегося в технологическом газе кислорода (например, катализатор марки AM фирмы "Рон-Пуленк"). Катализатор AM рекомендуется использовать в количестве 30 % от общего объема катализатора в реакторе. В качестве второго основного слоя служит катализатор из активированного оксида алюминия (например, марки А2-5).

      Ввиду того, что температура в реакторах ниже температуры точки росы серы, пары серы, поступающие с отходящим газом и образующиеся за счет реакции Клауса, адсорбируются в порах катализатора, дезактивируя его. В связи с тем, что из потока отходящего газа катализатором удаляется практически вся сера, равновесие реакции Клауса сдвигается в сторону полной конверсии H2S и SO2 в серу.

      Очищенный отходящий газ поступает в печь дожига, где все содержащиеся еще в потоке газа сернистые соединения (H2S, COS, CS2), туман серы и пары сгорают, образуя SO2. Концентрация их в пересчете на серу составляет в среднем0,1 - 0,2 % об. (1000 - 2000ppm). Часть очищенного отходящего газа газодувкой (5) направляется на печь подогрева (4), где за счет непрямого контакта с отходящими газами сгорания топлива подогревается до 330 – 350 °С и с такой температурой поступает сверху вниз в третий реактор (3), находящийся в стадии регенерации (десорбции серы) и охлаждения. Газы регенерации удаляют в парообразном виде и направляют в конденсатор (6), где пары серы конденсируются.

      Сера сливается в жидком виде через гидрозатвор в емкость хранения, а газы с температурой 127 °С поступают на всас газодувки (5). В межтрубном пространстве конденсатор получают водяной пар давлением 0,4 МПа. При наличии реакторов достаточно большого объема процесс можно считать непрерывным, так как в этом случае переключение адсорберов со стадии катализа и адсорбции на стадию регенерации производится один раз в сутки. Для переключения реакторов служит специальная пневматическая арматура с программным устройством.

      В конце стадии десорбции в газ регенерации подмешивается исходный кислый газ (до содержания в газе регенерации примерно 5 % H2S) с целью восстановления сульфата алюминия. Для исключения потерь серы этот газ выводится затем через работающий на стадии адсорбции реактор.

      После десорбции реактор переключается на цикл охлаждения. Охлаждение катализатора осуществляется путем циркуляции через адсорбер газа регенерации, минуя печь подогрева 4. Для более глубокого охлаждения катализатора и снижения тем самым потерь серы в современных установках предпочитают в конденсаторах получать пар давлением до 0,2 МПа. Этот пар часто не находит технологического применения, и поэтому его после конденсации вновь возвращают в барабан конденсатора. Недостатком такого решения является потеря части генерируемого в процессе пара, а преимущество заключается в снижении выбросов SO2 в атмосферу.

      После этого процесса концентрация H2S и SO2 в отходящем газе составляет 0,20 - 0,25 %мас.

      Процесс "Клаусполь 1500", разработанный Французским институтом нефти, основан на обработке отходящих газов рециркулирующим потоком полиэтиленгликоля, содержащим растворенный катализатор (бензоат калия или натрия), в насадочной колонне при температуре выше точки плавления серы - 125 – 130 °С. Образующаяся в процессе сера в расплавленном виде отделяется от растворителя. Процесс требует поддержания в обрабатываемом газе соотношения H2S: SO2 равным 2:1; COS и CS2 остаются непревращенными.

      Степень превращения сероводорода и диоксида серы достигает 80 %, что соответствует суммарной глубине извлечения серы до 98,5 %. Содержание SO2 в газах после дожига составляет 0,15 % мас.

      Повышение эффективности процесса Сульфрин возможно по нескольким направлениям:

      путем гидрирования сероорганических соединений перед установкой Сульфрин;

      тонкого регулирования соотношения подаваемых в печь Клауса потоков кислый газ/воздух (точность регулирования - не менее ± 0,5%);

      оптимизации режима адсорбции и применения более активных катализаторов при доочистке.

      В основе окислительных методов очистки отходящих газов Клауса лежит дожиг сернистых соединений до диоксида серы и его последующее извлечение и превращение в серу или другой химический продукт. Из этих процессов достаточно широкое распространение в мировой практике получил процесс "Уэллман-Лорд" (фирма "Уэллман-Лорд", США).

      Сущность процесса заключается в дожиге сернистых соединений до диоксида серы с последующим его поглощением раствором сульфита натрия. Образовавшийся бисульфит затем регенерируется. После отделения воды в конденсаторе концентрированный сернистый ангидрид рециркулируют на установку Клауса. Суммарная степень извлечения серы достигает 99,9 - 99,95 %.

      Восстановительные процессы основаны на каталитическом восстановлении всех сернистых соединений в сероводород и отличаются главным образом способами его извлечения и последующей переработки.

      Из процессов этого типа наибольшее распространение получил процесс SCOT (начальные буквы Shell ClausOffgasTreating), разработанный фирмой Shell Development (Нидерланды) (рисунок 3.50). Отходящие газы установки Клауса смешиваются с продуктами неполного сгорания метана (H2+CO) и с температурой 300°С поступают в реактор гидрирования, заполненный алюмокобальтмолибденовым катализатором. Продукты гидрирования охлаждаются в котле-утилизаторе, затем - в колонне "Квенч", где одновременно отделяется конденсационная вода. Далее в абсорбционной секции из газов методом селективной абсорбции с помощью аминов извлекается H2S, который рециркулируют на установку Клауса (рисунок 3.54).



      Рисунок 3.54. Технологическая схема процесса SCOT

      В очищенном газе IV остается 0,001–0,050 % сероводорода, что соответствует суммарной степени извлечения H2S 99,8–99,9 %. В качестве абсорбента используют диизопропаноламин, МДЭА и другие амины.

      При выборе SCOT или Сульфрин следует учитывать, что в настоящее время разработано и применяется в промышленности множество процессов доочистки хвостовых газов Клауса. Вклад выбросов от установок Клауса в общий объем вредных выбросов от всех производств не всегда является превалирующим. Например, выбросы SO2 от промысловых сооружений могут быть соизмеримы или даже превышать таковые от установок Клауса. Решение о выборе процесса доочистки необходимо принимать с учетом объемов выбросов от всех источников.

      Гарантированная степень извлечения серы для процесса SCOT - 99,8 %, а достигаемая на практике для хорошо организованного процесса Сульфрин - 99,4 %.

      Таким образом, процесс SCOT может быть альтернативой Сульфрину в случаях, когда установка Клауса является единственным источником вредных выбросов и/или находится в густонаселенном районе с жесткими природоохранными ограничениями.

      Сера, образующаяся на установках Клауса, содержит растворенный сероводород, а также полисульфид водорода. Во время хранения и транспортировки они могут выделяться, чем обусловлена взрывоопасность такой серы. Кроме того, у серы, содержащей газы, повышена коррозийная активность. Указанные свойства требуют дегазации серы.

      Технологии дегазации постоянно развиваются ввиду того, что на сегодняшний день ни одна из них не удовлетворяет полностью техническим условиям на элементную серу. Основные направления развития технологий - это отказ от аммиачного катализатора, ухудшающего качество серы, и сокращение времени дегазации. Лучшие технологии Shell и D'GAASS позволяют добиться остаточного содержания сероводорода в сере не более 10 ppm. Оптимально проводить дегазацию, барботируя воздух через серу, в этом случае по реакции Клауса также возможно образование дополнительных количеств серы (процессы Amoco, Hyspec, D'GAASS). До промышленного внедрения, несмотря на массу разработанных процессов, были доведены технологии SNE(a)P, Shell, Exxon, D'GAASS.

3.6.2.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.21 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов при технологии производства газовой технической серы, полученные по результатам опыта нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетирования предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.21. Потребление энергетических ресурсов при технологии производства газовой технической серы

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов


1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

24,2

30,3

2

Удельное потребление тепловой энергии (пар)

т/т

0,15

0,18

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/ч

0,017

0,026

4

Удельное потребление топлива

т/т

18,5

20

5

Охлаждающая вода

м3/т

7,9

53,9

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются сепаратор, насос (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), котел-утилизатор, печь подогрева, печи дожига - характеристика выбросов приведена в разделе 3.13, факельная установка - характеристики выбросов приведена в разделе 3.11. Выбросы маркерных загрязняющих веществ от инсинераторов представлена в таблице 3.22.

      Таблица 3.22 - Выбросы маркерных загрязняющих веществ от инсинераторов (печи дожига газообразных остатков (хвостовых газов), печи дожига на установках Клауса, Установка излечения серы, Установка производства серы)

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Мин. концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/Нм3)

Макс. концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/Нм3)

Медиан. концентрац. МЗВ по отрасли НГД, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

1

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

CO

14,832

8976

3721,945

2

Азота оксиды

NOx

4,875

446,25

134,053

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

SO2

289,7

10814

4156,305

4

Метан

CH4

109,48

270,56

171,2

      Сбросы сточных вод

      Сбросами сточных вод с установок являются сточные воды, из котлов-утилизаторов при их непрерывной продувке.

      Отходы технологического процесса

      Образование отходов происходит в результате налива жидкой серы на серные блоки, переплавка и фильтрация серы, зачистка резервуаров хранения серы, процесс грануляции и т.д. представлены ниже:

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

1

2

3

4

Загрязненная сера

05 07 02

0,000000028

0,000208313

3.7. Низкотемпературная конденсация и газофракционирование

      Установки низкотемпературной конденсации (УНТК) основаны на процессе изобарного охлаждения природного и попутного нефтяного газа, сопровождающегося последовательной конденсацией отдельных компонентов газового конденсата или их фракций при определенном давлении. Разделение углеводородных газов методом низкотемпературной конденсации осуществляется путем охлаждения внешним холодом до заданной температуры при постоянном давлении, сопровождающегося конденсацией извлекаемых из газов компонентов, с последующим разделением в сепараторах газовой и жидкой фаз (рисунок 3.55).

      Технология НТК пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газе не углеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата до 97 %, a также температуру точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжелых углеводородов при транспортировании природного газа.

      Достоинством установки HTК являются низкие капитальные и эксплуатационные затраты (при наличии свободного перепада давления), недостатком - низкие степени извлечения конденсатообразующих компонентов из тощих газов, непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счет облегчения состава пластовой смеси, необходимость коренной реконструкции в период исчерпания дроссель-эффекта.

      Для повышения эффективности HTК используют сорбцию в потоке (впрыск в поток газа стабильного конденсата или других углеводородных жидкостей) и противоточную абсорбцию отсепарированного газа. В процессе низкотемпературной конденсации сжатый газ охлаждается до низких температур специальными хладагентами (пропаном, аммиаком, азотом, углекислотой), в результате чего значительная часть газа конденсируется. Углеводородный конденсат, содержащий все углеводороды, входящие в состав исходного газа, отделяется в сепараторе и затем подается в ректификационную колонну – деэтанизатор. Использование метода за счет искусственного внешнего холода позволяет поддерживать стабильную точку росы вне зависимости от времени года и перепада давлений, а также добиваться более глубокого извлечения тяжелых углеводородов. Применение УНТК предусматривает: – первичную сепарацию газа и улавливание жидкостных пробок во входном газосепараторе; – охлаждение входного потока газа в теплообменнике за счет внешнего источника охлаждения; – последующую сепарацию охлажденного газа в низкотемпературном газосепараторе.

     


      Рисунок 3.55. Схема установки низкотемпературной конденсации:

      1,2, 3, 4 – теплообменники; 5, 8 – пропановые холодильники; 6 – сепаратор; 7 – деэтанизатор; 9 – рефлюксная емкость деэтанизатора; 10 – насос; 11 – кипятильник. Потоки: I – исходный газ; II – сухой газ; III – несконденсированный газ; IV – деэтанизированный бензин

      Достоинства УНТК: – стабильная точка росы (даже при падении давления газа в скважине) за счет регулирования мощности внешнего холодильного цикла; – возможность поддержания более низких температур при охлаждении газа, получение за счет этого дополнительных жидких продуктов; – стабилизация конденсата в колоннах значительно сокращает потери на факелах.

      В этом случае ректификация, предназначается для отделения остаточных количеств растворенных газов из жидкой фазы.

      Разновидностью схемы НТК является процесс низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР).

      В зависимости от технологической схемы ректификационные колонны установок НТР делятся на ректификационно-отпарные и конденсационно-отпарные (рисунок 3.56).

     


      Рисунок 3.56. Технологические схемы установок НТКР:

      а - с ректификационно-отпарной колонной;

      б - с конденсационно-отпарной колонной

      Особенность процесса НТКР заключается в отсутствии предварительной сепарации сконденсировавшихся углеводородов. Двухфазный поток, охлажденный в холодильнике (а-3; б-7), подается в середину ректификационно-отпарной (а-2)/конденсационно-отпарной колонны (б-6). Таким образом, весь поток сырьевого газа подвергается деметанизации в колонне, при этом температура ее верха должна быть ниже, чем в деметанизаторе по схеме НТК, для заданной степени извлечения этана. Степень извлечения целевых компонентов С3+ достигает 99,5 %.

      В схемах НТКР для выработки холода применяются высокоэффективные современные турбодетандерные агрегаты, новые высокоэффективные теплообменники (пластинчатые, кожухотрубчатые с витыми трубками с плавающим сердечником) и теплоизоляционные материалы (вспененный каучук и т.п.), исключающие потери низкотемпературного холода. В технологических схемах НТКР отсутствует дополнительный источник холода (холодильные машины, пропано-холодильные установки), что позволяет обеспечивать процессу НТКР наибольшую экономичность по сравнению с другими способами, даже при низком давлении исходного газа и широком изменении его состава.

3.7.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.23 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов при технологии низкотемпературной конденсации, полученные по результатам опыта нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетирования предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.23. Потребление энергетических ресурсов при технологии низкотемпературной конденсации

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

12

153,3

2

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

8,8

28,5

3

Удельное потребление топлива

т/т

3,3

4,3

4

Охлаждающая вода

м3/т

7,9

53


      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются сепаратор, теплообменник, запорно-регулирующая арматура и фланцевые соединения (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.8. Учет и замер сырой / товарной нефти, газа и воды

3.8.1. Приемо-сдаточный пункт

      Для обеспечения учета количества и качества нефти на потоке на магистральных нефтепроводах устанавливаются узлы учета. Коммерческие узлы осуществляют учет нефти с точностью, необходимой для учетно-расчетных операций. Оперативные узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для оперативных целей и задач автоматизированной системы управления технологическим процессом, и могут являться резервными точками для коммерческого учета.

      В зависимости от выполняемых функций эти узлы делятся на:

      на коммерческие - предназначены для измерения количества и показателей качества нефти при приемке в систему магистральных нефтепроводов, сдаче НПЗ, на экспорт, на налив в морской и речной транспорт, налив в железнодорожные и автоцистерны.

      оперативные - предназначены для оперативного контроля движения нефти и могут являться резервными средствами для коммерческих систем.

      При выполнении приема-сдачи нефти на приемо-сдаточным пункт осуществляют:

      круглосуточный учет количества принимаемой, перекачиваемой, находящейся в наличии и сдаваемой нефти с передачей информации диспетчерским и товарно-транспортным службам;

      отбор проб из резервуаров и нефтепроводов системы измерений количества и показателей качества нефти, испытание нефти, хранение арбитражных проб;

      оформление актов приема-сдачи нефти, паспортов качества, составление отчетов и передачу их товарно-транспортным службам;

      контроль технологической схемы транспортировки нефти в пределах зоны ответственности сторон;

      контроль параметров перекачиваемой нефти;

      контроль метрологических характеристик средств измерений в межповерочном интервале в процессе эксплуатации;

      контроль доступа к средствам измерений и изменение их метрологических характеристик.

      Типовая структурная схема ПСП представлена на рисунке 3.57.

     


      Рисунок 3.57. Типовая структурная схема приемо-сдаточного пункта товарной нефти в составе магистральных нефтепроводов

      Учет нефти обеспечивают расходомеры – преобразователи расхода турбинные, мультивязкостные турбинные – геликоидного типа, объемные счетчики, массовые преобразователи расхода, ультразвуковые преобразователи расхода и др.

3.8.2. Узел учета сырой / товарной нефти

      Узел учета - это автоматизированная система учета нефти (нефтепродуктов, сырой нефти), которая предназначена для автоматизированных измерений расхода, показателей качества и количества энергоресурсов на нефтегазовых предприятиях в соответствии с требованиями действующей нормативной документацией. Автоматическое измерение массы товарной нефти при откачке ее в магистральные нефтепроводы обеспечивает снижение потерь легких фракций и уменьшение эксплуатационных затрат.

      В зависимости от назначения узла учета нефти существует несколько вариантов их компоновки. Наиболее простой вариант (с одной измерительной линией и без резервирования) используется для оперативного учета нефти, но этот вариант в последнее время находит все меньшее применение.

      В состав УУН входит различное оборудование и средства измерения: запорная арматура, фильтры, струевыпрямители, датчики температуры, давления, плотности, содержания влаги, а также может входить и трубопоршневая установка для поверки счетчиков.

3.8.3. Узел учета газа

      Узел учета - комплект средств измерений и устройств, обеспечивающих учет количества газа, а также контроль и регистрацию его параметров. Узлы измерения расхода газа входят в состав технологического оборудования газораспределительных станций, газоизмерительных станций, компрессорных станций в местах отбора газа на собственные нужды предприятия или для потребителей с малым расходом газа. Узел учета газа - включает системы, измеряющие давление, температуру и расход газа.

      Узел учета газа может располагаться как на входе, так и на выходе газораспределительной станции. в зависимости от диапазона изменения измеряемых параметров, режима работы газораспределительной станции, технико-экономической целесообразности.

      При расположении узла учета на выходе газораспределительной станции учет газа должен производиться по каждому выходному газопроводу отдельно. При наличии линии малых расходов газа узел учета должен предусматривать измерительный трубопровод для малых расходов.

      На узле учета с помощью средств измерений должны определяться: время работы; расход и количество газа в рабочих и стандартных условиях; среднечасовые и среднесуточные температуры газа; среднечасовые и среднесуточные давления газа.

      Измерение и учет количества газа, осуществляемые по узлам учета потребителя газа и поставщика, производятся по методикам выполнения измерений, аттестованным в установленном порядке.

      Определение количества газа должно проводиться для нормальных условий. По согласованию поставщика и потребителя газа определение количества газа может проводиться приборами с автоматической коррекцией по температуре или по температуре и давлению. На узле учета должна быть предусмотрена регистрация на бумажных носителях всех измеряемых параметров газа.

      Результаты измерений и вычислений количественных показателей газа на узле коммерческого учета газа газораспределительной станции принимаются для взаимных расчетов между поставщиком и потребителем газа.

3.8.4. Система измерения количества и параметров газа

      Система измерения количества и параметров газа (СИКГ) представляет собой комплекс средств измерений, которые дают информацию по таким показателям, как объемный и массовый расход, давление, температура свободного нефтяного газа. Система может работать на одном или нескольких трубопроводах. В зависимости от категории и класса в СИКГ могут применяться различные типы расходомеров: вихревые, турбинные, ультразвуковые и электромагнитные, а также расходомеры на основе стандартных сужающих устройств.

      Типовой состав СИКГ:

      блок фильтров (БФ);

      блок измерительных линий (БИЛ);

      блок определения параметров качества, в составе: система отбора проб, анализаторы точки росы по воде и по углеводородам, хроматографы, анализатор содержания кислорода и плотномер;

      узел регулирования давления (УРД);

      система сбора, обработки информации и управления (СОИ) и АРМ-оператора;

      система управления элементами жизнеобеспечения.

3.8.5. Система измерения количества и показателей качества сырой нефти

      Система измерения количества и параметров нефти (сырой и товарной) и нефтепродуктов (СИКН) состоит из измерительно-вычислительной системы и метрологического оборудования. Упрощенная технологическая схема СИКН представлена на рисунок 3.58.

     


      Рисунок 3.58. Технологическая схема СИКН

      Технологическая схема СИКН содержит следующие основные блоки:

      блок измерительных линий (предназначен непосредственно для измерения количества нефти - массы нефти);

      блок фильтров (предназначен для очистки нефти);

      блок контроля качества нефти (предназначен для получения параметров качества нефти на потоке. Для этого применяются поточные анализаторы качества нефти);

      систему обработки информации;

      поверочную установку;

      узел регулирования давления и расхода.

      В каждом блоке (кроме блока фильтров) обязательно контролируются следующие параметры: температура и давление. Эти параметры оказывают существенное влияние на результат измерений. Температура и давление необходимы для приведения плотности и объема к одинаковым условиям измерения либо к нормальным условиям.

3.8.6. Система измерения количества и показателей качества воды

      Система измерения количества и показателей качества воды СИКВ предназначена для автоматического коммерческого учета воды, путем измерения количества и физических показателей перекачиваемой пластовой воды.

      Конструктивно СИКВ состоит из:

      1) блоков измерительных линий (БИЛ). В состав БИЛ входят рабочие измерительные линии: резервная и контрольная.

      На каждой измерительной линии находятся: электроприводные или ручные шаровые краны, расходомер воды.

      2) системы обработки информации (СОИ),

      обеспечивающей функции сбора, обработки, вычисления и отображения информации о количественных и физических показателях перекачиваемой воды, измеряемых первичными преобразователями.

      Допускается применение иных методов измерения количества и показателей качества воды посредством использования расходомеров и проведения анализов проб в лаборатории.

3.8.6.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.24 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов на стадии учета и замера сырой / товарной нефти, газа и воды, полученные по результатам опыта нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетирования предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.24. Потребление энергетических ресурсов на стадии учета и замера сырой / товарной нефти, газа и воды

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

1,6

253,4

2

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,0015

0,2

3

Удельное потребление топлива (газ)

м3/т

0,12

11,4

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующая арматура и фланцевые соединения (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.9. Поддержание пластового давления

      Основными задачами внешнего воздействия на залежи нефти является поддержание пластового давления, и что не менее важно - увеличения итоговой нефтеотдачи. В случае увеличения итоговой нефтеотдачи методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его. Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Большая часть нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления закачкой в пласт воды.

      Можно выделить следующие основные методы поддержания пластового давления:

      I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся:

      1. Законтурное заводнение.

      2. Приконтурноезаводнение.

      3. Внутриконтурное заводнение.

      II. Поддержание давления закачкой газа:

      1. Закачка воздуха.

      2. Закачка сухого газа.

      3. Закачка обогащенного газа.

      4. Закачка газа при параметрах, близких к критическим.

      Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.25 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов при технологии низкотемпературной конденсации, полученные по результатам опыта нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетирования предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.25. Потребление энергетических ресурсов при технологии низкотемпературной конденсации

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

0,51

483,3

2

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,007

0,92

3

Оборотная вода

м3/т

0,20

0,43

      Выбросы в атмосферу

      Источники эмиссий в атмосферный воздух не предусматриваются.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.9.1. Закачка воды в пласт

      Закачка воды в пласт – наиболее используемый метод разработки нефтяных месторождений. Этот метод позволяет поддерживать высокие текущие дебиты нефтяных скважин, и в итоге достичь высокого процента отбора извлекаемых запасов нефти.

      Законтурное заводнение – заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100-1000 м.

      Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться.

      Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности.

      При этом фронт воды наступает от краев к центру. После обводнения эксплуатационных скважин, расположенных в первом ряду, их переводят в разряд нагнетательных.

      Линия нагнетания располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности для создания: более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины. Применение законтурного заводнения позволяет обеспечить максимальное увеличение скорости отбора нефти при минимальном выносе закачиваемой воды и сопровождается меньшим расходом воды для обеспечения требуемого дебита.

      Приконтурное заводнение

      Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Приконтурноезаводнение (рисунок 3.59) применяется:

      при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью;

      при сравнительно малых размерах залежи;

      для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.

     


      Рисунок 3.59. Схема приконтурногозаводнения

      Внутриконтурное заводнение

      Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти. Различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего ряда с несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурнымзаводнением. Выбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капитальных вложений. Преимущественно, линии нагнетательных скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллекторскими свойствами и перпендикулярно к доминирующему простиранию линз и проницаемых песчаников, что позволяет устранить или уменьшить блокировку нагнетаемой воды и повысить охват пласта воздействием.

      Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей. При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания на отдельные полосы, блоки или площади (обычно шириной 4–5км, а при слабопроницаемых коллекторах 3-3,5 км) (рисунок 3.60)

     


      Рисунок 3.60. Схемы внутриконтурного заводнения

      1 – нагнетательный скважины; 2 – добывающие скважины; а) с разрезанием залежи; б) осевое.

      Блочное заводнение

      Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. (рисунок 3.61) В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин.

     


      Рисунок 3.61. Система разработки с блоковым заводнением: 1 – контур нефтеносности скважины; 2 – нагнетательные; 3 – добывающие

      Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами. При окончательной разведке и оконтуривании месторождения блоки, введенные в эксплуатацию раньше, технологически вписываются в общую схему разработки и составляют с ней органически целое.

3.9.1.1. Текущие уровни эмиссий

      Выбросы в атмосферу

      Источники эмиссий в атмосферный воздух не предусматриваются.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается. Концентрации загрязняющих веществ в воде, закачиваемой в пласт приведены в таблице ниже:

№ п/п

Наименование загрязняющих веществ

Минимальные показатели, мг/дм3

Максимальные показатели, мг/дм3

1

2

3

4

1

Взвешенные вещества

0,74

150

2

Нефтепродукты

0,0075

220

3

Сероводород

3,89

380

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.9.2. Закачка газа в пласт

      С точки зрения энергоэффективности поддержание пластового давления закачкой газа более энергозатратный процесс в сравнении с закачкой воды в пласт. А именно, на вытеснение единицы объема нефти при закачке воды затрачивается меньше энергии, чем при вытеснении нефти газом. Основными причинами данной ситуации является следующее:

      1. При закачке воды необходимое забойное давление создается как давлением воды на устье нагнетательной скважины, так и большим гидростатическим давлением водяного столба в скважине. При закачке газа, плотность которого значительно меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба мало (примерно в 7–15 раз меньше, чем водяного). Поэтому необходимое забойное давление приходится создавать за счет увеличения давления на устье (давление нагнетания), вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа в пласт.

      2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до забойного давления, на что расходуется большое количество энергии. Тогда как при закачке воды, вследствие ее "жесткости", энергия на сжатие практически равна нулю.

      Метод нагнетания газа в залежь вверх по восстанию пласта.

      Используется для залежей с крутым падением пластов и низкой проницаемостью (трещиноватые сланцы), что вызывает при нагнетании газа вверх по восстанию пласта возникновение процесса эффективного замещения нефти за счет режима гравитационною дренирования. При этом нагнетание производится в первичную или вторичную газовую шапку. В пластах большой мощности с малым углом падения компримированный газ (вследствие более низкой плотности) оказывается сверху, что проводит к гравитационному разделению фаз. При малой мощности продуктивного пласта нагнетание газа может производиться сразу в несколько скважин, находящихся в пределах одной залежи, особенно если при первичной нефтеотдаче эксплуатация производилась в режиме растворенного газа; выбор скважин на роль нагнетательных всегда производят исходя из сложившейся системы их размещения.

      Метод закачивания газа в нижнюю часть пласта. В условиях значительной вертикальной проницаемости горных пород миграция закачанного газа будет направлена вверх, в результате чего произойдет формирование вторичной газовой шапки, сопровождаемое вытеснением нефти в нижнюю часть залежи, откуда будет происходить ее вытекание в пробуренные скважины.

3.9.2.1. Текущие уровни эмиссий

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются компрессора. Характеристика выбросов приведена в разделе 3.13.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      К основным отходам технологического процесса являются отработанные масла. Характеристика выбросов приведена в разделе 3.13.

3.10. Резервуарный парк

3.10.1. Хранение и транспортировка продукции

      Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразной формы и размеров. Резервуары являются наиболее устойчивыми сооружениями, в них хранятся в больших количествах жидкости.
      Общие типы используемых атмосферных резервуаров для хранения могут быть резервуарами с открытым верхом (OTT), резервуарами с фиксированной крышей (FRT), внешними резервуарами с плавающей крышей (EFRT) или внутренними резервуарами с плавающей крышей (IFRT). В зависимости от продукта может быть выбран закрытый резервуар с плавающей крышей (CFRT).
      Рисунок 3.62 иллюстрирует эту тенденцию, которая подчеркивает повышение безопасности и улучшение контроля над потерями продукции. Производственные предприятия обычно используют либо резервуары с открытым верхом, либо резервуары с фиксированной крышей, работающие при атмосферном давлении или немного выше него.

     


      Рисунок 3.62. Эволюция резервуаров

      Резервуары с фиксированной крышей

      Резервуар обеспечивает улучшенную изоляцию паров продукта и снижает вероятность возгорания. Данный резервуар по-прежнему подвергает поверхность жидкости воздействию парового пространства резервуара, что приводит к значительным потерям продукта при испарении. Резервуары с фиксированной крышей обычно имеют цилиндрическую форму и обычно располагаются над землей. Резервуар с неподвижной крышей состоит из цилиндрической стальной оболочки. Крыша резервуара конической или куполообразной формы. Этот резервуар сконструирован как для жидкости, так и для газа. Чтобы бак мог работать при внутреннем давлении, в верхней части бака предусмотрен клапан, который предотвращает выброс паров.

      Резервуары с плавающей крышей

      Хотя резервуары с плавающей крышей обычно не используются в производственных операциях, они часто используются на насосных станциях или терминалах. Резервуары с плавающей крышей имеют цилиндрическую форму и располагаются над землей. Резервуары с плавающей крышей делятся на два типа: резервуар с внешней плавающей крышей и резервуар с внутренней плавающей крышей.

      Резервуар с плавающей крышей представляет собой цилиндрическую стальную оболочку с открытым верхом. Крыша плавает на поверхности жидкости. Крыша поднимается и опускается в зависимости от уровня жидкости. Плавающая крыша состоит из настила и арматуры. Резервуар оснащен арматурой, которая используется для эксплуатационных функций.

      Внутренняя фиксированная крыша состоит из фиксированной и плавающей крыш. Резервуары с фиксированной крышей, в которых используется внутренняя плавающая крыша, представляют собой резервуары, в которых фиксированная крыша поддерживается вертикальными колоннами внутри резервуара. Он имеет постоянно закрепленную крышу и крышу, плавающую внутри резервуаров, которая поднимается при повышении уровня жидкости и опускается при снижении уровня жидкости.

      Горизонтальный бак

      Горизонтальные резервуары строятся над землей и под землей. Эти резервуары изготовлены из стали и полиэстера, армированного стекловолокном. Горизонтальные резервуары конструируются из расчета длины не более чем в 5 раз превышающей диаметр. Это помогает сохранить устойчивость конструкции. Цистерна оборудована мерными люками, горловинами, напорно-вакуумными клапанами. Резервуары имеют катодную защиту для уменьшения коррозии.

      Напорный бак

      Резервуары высокого давления используются для хранения жидкостей под высоким давлением. Резервуары высокого давления могут иметь сферическую и цилиндрическую форму. Сферические конструкции представляют собой стабильную и прочную конструкцию, поскольку на поверхности резервуара происходит равномерное распределение нагрузки. Сферические резервуары также оборудованы вакуумным сбросом и смотровыми люками. Сферические резервуары имеют меньшую площадь поверхности на единицу объема из-за своей формы. Следовательно, скорость теплопередачи из окружающей среды меньше, что является преимуществом сферического резервуара. С другой стороны, цилиндрические сосуды под давлением менее прочны по сравнению со сферическими резервуарами.

      Резервуар для хранения СПГ

      Резервуар для хранения СПГ используется только для хранения сжиженного газа, а не для различных видов нефти и нефтепродуктов. Этот тип резервуара для хранения может быть построен над землей и под землей в зависимости от требований. Резервуары для хранения СПГ имеют двойную цилиндрическую конструкцию, в которой внутренний цилиндр содержит СПГ, а внешний цилиндр содержит изоляционные материалы, которые позволяют хранить СПГ при очень низкой температуре.

      Установка улавливания легких фракцийуглеводородов

      Назначение установок улавливания легких фракций углеводородов является в сборе и компримировании паров из пространств, наполненных газом в целях максимального сохранения легких фракций нефтяных углеводородов. Данная установка служит хорошим решением загрязнения окружающей среды. Принципиальная схема установки улавливания легких фракций представлена на рисунке 3.63.

     


      Рисунок 3.63. Принципиальная схема обвязки установки УЛФ

      1 – резервуар; 2 – предохранительный клапан; 3 – манифольд;4 –

      блок регуляторов давления; 5 – уклон; 6 – линия возврата жидких

      углеводородов из скруббера в резервуар; 7 – линия связи; 8 – привод

      (двигатель); 9 – скруббер; 10 – регулятор верхнего предела уровня

      жидкости в скруббере; 11 – компрессор; 12 – трехходовая задвижка;

      13 – обратный клапан; 14 – регулятор предельного давления на

      выкиде компрессора; 15 – линия выхода газа в систему газосбора или

      на продажу; 16 – газовый счетчик.

      Компрессор установок улавливания легких фракций включается при достижении определенного давления в газоуравнительной системе или на всасывающей магистрали установки. Регулирование производительности компрессора происходит в автоматическом режиме по сигналу датчика давления. Если давление в системе возрастает, то компрессор переходит в режим работы на повышенных оборотах и более интенсивно откачивает легкие фракции углеводородов из резервуаров. При снижении давления в системе – компрессор переходит в режим работы на пониженных оборотах. Когда давление снижается до запрограммированной минимальной величины, компрессор выключается. Если и в дальнейшем давление будет снижаться, происходит открытие подпиточного клапана, в результате чего легкие фракции углеводородов из нагнетательного трубопровода будут поступать в резервуар через подпиточный трубопровод.

3.10.1.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      При хранении продукции энергетические затраты минимальны. В таблице 3.26 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов на стадии транспортировки продукции, полученные по результатам опыта нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетирования предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.26. Потребление энергетических ресурсов на стадии транспортировки продукции

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

3,43⋅10-6

253,4

2

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

1,86⋅10-7-7

8,23⋅10-4

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), резервуары.

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/м3

Максимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/м3

Медианная концентрация загрязняющего вещества, мг/м3

1

2

3

4

5

1

Алканы С1-С5

1676,606

728900,2425

48662,20

2

Алканы С6-С10

620,53

269488,5845

11342,0

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      К основным отходам относится нефтешлам, который образуется в результате зачистки резервуаров. Количество образования, которого напрямую зависит от количества механических примеси в нефти.

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Нефтешлам от зачистки резервуаров

05 01 03*

0,000169884

0,006219107

3.10.2. Система слива налива

      Одним из важных этапов в транспортировке нефтепродуктов является их перегрузка из стационарных емкостей в передвижные (железнодорожные, автомобильные) цистерны; суда-танкеры и обратно. Процесс этот достаточно трудоемкий и связан с рисками загрязнения окружающей среды.

      В зависимости от грузооборота нефтепродукты отправляются с промысла или отдельными цистернами, или целыми маршрутами. Нефтепродукты обладают различными вязкостями, температурами застывания, упругостью паров и другими отличающими их друг от друга свойствами. Кроме того, поступающие нефтепродукты перевозятся в цистернах разных типов с различными конструкциями и размерами сливных приборов. Указанные факторы осложняют организацию слива и обусловливают необходимость применения различных способов и устройств для его осуществления.

      На рисунке 3.59 приведены различные схемы для слива нефтепродуктов, применяемые на практике.

      Слив при помощи насосов. Откачка нефтепродуктов насосами применяется как при верхнем сливе, так и при нижнем. Для этого вдоль железнодорожных путей прокладывается всасывающий стальной коллектор 7 (рисунок 3.64, а), К которому при верхнем сливе присоединены сливные стояки 4 с гибкими шлангами 9. Эти шланги опускаются в цистерны 1 через открытые люки колпаков. Для нижнего слива к сливным приборам вагонов-цистерн присоединяются гибкие шланги 8, отходящие от коллектора 7. На практике сливные стояки устанавливаются: для однотипных цистерн через 4-12 м, а для разнотипных - через 4 м. В целях обеспечения нормальной работы сливные коммуникации должны иметь полную герметичность.

      Обычно от середины всасывающего коллектора отходит отводная труба 5 к насосу 6. При применении несамовсасывающих центробежных насосов необходима установка вакуум-насоса (при верхнем сливе) для создания разрежения во всасывающей линия при первоначальном ее заполнении и для отсоса воздуха, попавшего во время работы через неплотность сливных коммуникаций, находящихся под вакуумом. Отсос воздуха производится из наивысших точек сливных стояков через всасывающий коллектор 3, соединенный со сливными стояками трубопроводами 2.

      При сливе одиночных цистерн вакуум в сливном стояке создается ручными насосами, устанавливаемыми на сливных стояках.

      На рисунке 3.64, б приведена схема верхнего слива при помощи погружных насосов 7, смонтированных на конце опускного трубопровода или гибкого шланга 2. Насос вместо с взрывобезопасным электродвигателем заключен в общем герметизированном кожухе. Питание насосного агрегата электроэнергией производится посредством гибкого бронированного кабеля.

     


     


      Рисунок 3.64. Схемы налива нефтепродуктов из вагонов-цистерн: а – слив при помощи насоса; б – слив посредством погружных насосов; в – самотечный слив сифоном; г – открытый самотечный слив; д – верхний слив под давлением; е – нижний слив под давлением; ж – закрытый самотечный нижний слив.

      По этой схеме насос засасывает нефтепродукт непосредственно из цистерны 1 и нагнетает его по системе трубопроводов 2, 3, 4 и 5 в резервуары нефтебазы 6.

      Для верхнего слива нефтепродуктов возможно также применение эжекторов, которые, как и погружные насосы, опускаются в котел вагона-цистерны. Побудителем является выкачиваемая жидкость, которая подается специальным насосом из резервуаров в эжектор.

      Самотечный слив сифоном (рисунок 3.64, в). При расположении резервуаров на более низкой отметке по отношению к вагону-цистерне сливной стояк будет являться сифоном, и с помощью его можно производить слив цистерн. Коммуникации при сифонном сливе будут отличаться от коммуникаций на рисунке 3.59, а только отсутствием насоса на сливной линии. Сифон заряжается при помощи ручного или вакуум-насоса.

      Открытый самотечный слив (рисунок 3.64, г). При открытом самотечном сливе нефтепродукты сливаются из вагонов-цистерн через сливные приборы 1 по переносным лоткам 2 в желоб 8, расположенный вдоль железнодорожного пути. По желобу нефтепродукты стекают к отводной трубе 4, отходящей от середины желоба, и по отводной трубе - в сливной резервуар 5. Из сливных резервуаров нефтепродукты перекачиваются в резервуары нефтебазы насосами.

      Емкость сливных ("нулевых") резервуаров принимается равной емкости маршрута или 2/3 его емкости, если одновременно со сливом будет производиться откачка нефтепродуктов из сливного резервуара.

      При сливе вязких нефтепродуктов желоба оборудуются подогревателями из паровых труб диаметром 25–50 мм, укладываемых у дна желоба, или делаются с двойными стенками, образующими паровую рубашку.

      Слив под давление используется для ускорения слива, когда над поверхностью нефтепродукта в вагоне-цистерне создается повышенное давление путем подачи сжатого воздуха, инертного газа или пара, в зависимости от сорта сливаемого нефтепродукта. Он применяется в основном в системах при самотечном сливе, но может использоваться и в системах с принудительным сливом.

      При сливе под давлением люк клапана цистерны закрывается герметично специальной крышкой со штуцером для присоединения гибкого шланга от коллектора, через который подается сжатый воздух или пар. Крышка снабжается манометром и предохранительным клапаном во избежание превышения давления сверх установленного.

      При верхнем сливе под давлением (рисунок 3.64, д) нефтепродукт поднимается по шлангу 1 в стояк 2 и далее по трубопроводам 3 и 4 поступает в сливной резервуар 5. Верхний слив под давлением может применяться для слива всех нефтепродуктов, а также для цистерн с неисправным сливным прибором. Нижний слив под давлением (рисунок 3.64, е) применяется главным образом для слива вязких нефтепродуктов и является самым эффективным способом разгрузки вагонов-цистерн. При этом способе слива нефтепродукт может сливаться в установленный срок при более высокой вязкости, что позволяет снизить степень подогрева в цистерне, а во многих случаях и совсем избежать его.

      Для упрощения нижнего слива под давлением необходимо нефтепродукты сливать в межрельсовые желоба, особенно при приеме на нефтебазу целых маршрутов или партий цистерн.

      Межрельсовый желоб 1 располагают по оси симметрии железнодорожного пути и заглубляют в землю; рельсы в этом случае укладываются на стенки желоба. Нефтепродукт из межрельсового желоба по отводной трубе 2, проложенной под рельсами, стекает в сливной резервуар.

      Закрытый самотечный слив (рисунок 3.65, ж). К сливным приборам 1 вагонов-цистерн 2 присоединяются с обеспечением необходимой герметичности сливные приборы 3 межрельсовых желобов 4. Вся сливная система - сливные приборы 1 и 3 и межрельсовый желоб 4 являются полностью герметизированными. Полная герметизация сливных устройств позволяет пользоваться этой системой для слива легкоиспаряющихся или ценных жидкостей (нефти и смазочных масел). При сливе легкоиспаряющихся жидкостей выделяется большое количество паров, которые по газоотводящему трубопроводу 5 вытесняются в специальные сборники или резервуары. Межрельсовые желоба выполняются равновеликими емкости сливаемого маршрута вагонов цистерн. Слитые жидкости из межрельсового желоба откачиваются насосами 6 в резервуар 7.

      Для налива нефтегазоводяной смеси в автоцистерны применяют стояки различных типов.

      Стояки для налива автоцистерн классифицируют:

      по способу подключения к цистерна (сверху или снизу);

      по способу налива (герметизированный или не герметизированный);

      по степени автоматизации процесса налива (автоматизированные или неавтоматизированные);

      по виду управления (с механизированным или ручным управлением).

      При герметизированном наливе горловина автоцистерн закрывается специальной крышкой, в которую врезан патрубок, соединенный со шлангом для отвода паровоздушной смеси либо в опорожняемые резервуары, либо на установку улавливания легких фракций (УЛФ). Негерметизированный налив целесообразно применять при отгрузке низколетучих нефтепродуктов.

      Для предотвращения переливов автоцистерн применяются средства автоматизации. В этом случае наливные стояки оборудуют либо датчиками уровня, либо клапанами-дозаторами, позволяющими производить отпуск заданного количества нефтепродукта. Подобный контроль - обязательное условие герметизированного налива. Применяются наливные устройства одиночные и объединенные в группы, с ручным и автоматизированным управлением. Группа наливных устройств, управляемых из специального здания - операторной, образует станцию налива. Принципиальная схема налива автомобильных цистерн представлена на рисунке 3.65.

     


      Рисунок 3.65. Пример верхнего налива углеводородов в автоцистерны: 1 – наливной стояк; 2 – счетчик; 3 – клапан-дозатор; 4 – фильтр; 5 – насос.

      Углеводород забирается из резервуаров насосом 5, прокачивается через фильтр 4, клапан-дозатор 3, счетчик 2 и через стояк 1 поступает в автоцистерну.

3.10.2.1. Текущие уровни эмиссий

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух отсутствуют, так как в целях обеспечения нормальной работы сливные коммуникации должны иметь полную герметичность. При негерметизированном наливе источниками выбросов являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений, насосы, наливной стояк (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются).

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.11. Канализация и очистные сооружения (очистка сточных вод)

      Сточные воды, отводимые с территорий нефтегазодобывающих предприятий, по своим условиям формирования делятся на три вида:

      производственные сточные воды, которые образуются в результате использования воды в различных технологических процессах;

      атмосферные (ливневые) сточные воды (поверхностный сток с территории предприятия), которые образуются в результате смыва примесей, скапливающихся на территории, дождевой, талой и поливочной водой;

      хозяйственно-бытовые сточные воды, которые образуются при эксплуатации на территории предприятия санузлов, душевых, прачечных и столовых.

      Условия формирования сточных вод на разных предприятиях могут весьма различаться. Канализование промышленных предприятий, как правило, осуществляется по полной раздельной системе.

3.11.1. Технология процесса

      Для очистки бытовых и производственных сточных вод в нефтегазодобывающей отрасли используют следующие методы:

      механические (наиболее распространено использование отстойников, фильтров и центрифуг) (раздел 3.2.1);

      физико-химические (флотация – использование плавучести углеводородов и их сбор с поверхности, коагуляция – добавление специальных реагентов, связывающих нефтепродукты и осаждающих их; частный случай этого метода – использование обратного осмоса, когда за мембраной с односторонней проницаемостью помещается емкость с высокой концентрацией загрязнителя, и собирает в себя соответствующие вещества из стоков, адсорбция – применение веществ, активно впитывающих загрязнения) (раздел 3.4.1);

      биологические (основаны на окислении микроорганизмами органических загрязнений).

      Механическая очистка позволяет извлекать из сточных вод нефтепродукты, находящиеся в грубодисперсном (капельном) состоянии. Используемые для механической очистки отстойники, песколовки, нефтеловушки, решетки и другие устройства предназначены также для задержания основной массы сопутствующих загрязнений минерального происхождения (песок, земля), а также для защиты от износа и забивания загрязнениями устройств и сооружений, устанавливаемых за ними.

      Очистку нефтесодержащих сточных вод осуществляют посредством следующих процессов: перемешиванием, отстаиванием, центрифугированием и фильтрованием с целью разрушения бронирующих оболочек на каплях нефти, коалесценции капель нефти и выведения частично сконцентрированной нефтяной фазы и осадка (механические примеси). В качестве оборудования используют резервуары с мешалками, отстойники, сепараторы, центрифуги, гидроциклоны, каплеобразователи, флотаторы и фильтры.

      На рисунке 3.66 приведена схема установки для очистки нефтепромысловых сточных вод, реализующая четыре стадии: предочистку, обработку, очистку и доочистку (механическим методом).

      В гидроциклоне протекают стадии предочистки и обработки, в отстойнике – очистка, в песчаном фильтре – доочистка.

     


      Рисунок 3.66. Схема установки для очистки нефтепромысловых сточных вод

      1 – гидроциклон; 2 – патрубок подвода исходной нефтепромысловой сточной воды;

      3 – патрубок отвода верхнего слива; 4 – патрубок отвода нижнего слива; 5 – входной патрубок отстойника; 6 – отстойник; 7 – патрубок отвода нефтяной эмульсии, 8 – патрубок очищенной воды; 9 – патрубок отвода шламового осадка 9; 10 – верхние вертикальные перегородки; 11 – нижние вертикальные перегородки; 12 – коническое днище; 13 – входной патрубок самопромывного песчаного фильтра; 14 – самопромывной песчаный фильтр;

      15 – патрубок отвода промывочной воды; 16 – патрубок отвода очищенной воды

      К физико-химическим видам очистки сточных вод от нефтепродуктов относят коагуляцию, флотацию и сорбцию. Коагуляция наиболее эффективна для удаления из сточных вод коллоидно-дисперсных частиц (размером 1-100мкм). Применение процесса флотации позволяет интенсифицировать всплывание нефтепродуктов за счет их обволакивания пузырьками воздуха. который подается в сточные воды. Сорбционная (адсорбционная, абсорбционная) очистка применяется для удаления из сточных вод растворенных органических и неорганических веществ. Поглотительные твердые пористые материалы (адсорбенты) или поглотительные жидкости или растворы (абсорбенты) выбирают в основном исходя из химических свойств адсорбента или абсорбента и поглощаемых из сточных вод вредных примесей. Сорбционная очистка сточных вод не является универсальной и используется, как правило, в системах локальной очистки.

      На рисунке 3.67 приведены основные схемы, по которым выполняется очистка сточных вод от нефтепродуктов физико-химическим методом.

     


      Рисунок 3.67. Основные схемы, по которым выполняется очистка сточных вод от нефтепродуктов (физико-химическим методом)

      Биохимическая очистка является одним из основных методов очистки хозяйственно-бытовых сточных вод как перед сбросом, так и перед повторным использованием в системах оборотного водоснабжения. Биохимические методы основываются на естественных процессах жизнедеятельности гетеротрофных микроорганизмов. Микроорганизмы способны использовать углеводороды разных классов простого и сложного строения.

      При биологической очистке растворенные органические вещества подвергаются с помощью микроорганизмов биологическому распаду в присутствии кислорода (аэробный процесс) или же в отсутствие кислорода (анаэробный).

      Аэробный способ очистки вод является самым распространенным. Для очистки используются аэротенки, в которые поступает кислород и насыщает воду.

      Аэротенк работает вместе со вторичным осветлителем. Происходит процесс окисления микроорганизмами органических веществ, для которого созданы благоприятные условия в биореакторе (рисунок 3.68).

     


      Рисунок 3.68. Схема биологической очистки сточных вод

3.11.2. Обработка и утилизация осадков бытовых и производственных сточных вод

3.11.2.1. Общие сведения об осадках сточных вод

      Осадки сточных вод – это суспензии, выделяемые из сточных вод в процессе их механической, биологической и физико-химической (реагентной) очистки.

      По сравнению с очисткой сточных вод обработка осадков представляет значительно большую технологическую и экологическую сложность. Операции по обработке и утилизации осадков сточных вод затруднены из-за их различного состава и высокой влажности.

      Осадки сточных вод можно классифицировать следующим образом:

      грубые примеси (отбросы), задерживаемые решетками;

      тяжелые примеси (песок), задерживаемые песколовками;

      плавающие примеси (или жировые вещества), всплывающие в отстойниках;

      сырой осадок, задерживаемый первичными отстойниками;

      активный ил, задерживаемый во вторичных отстойниках (после сооружений биологической очистки);

      осадок, анаэробно сброженный в метантенках, осветлителях-перегнивателях или двухярусных отстойниках.

      Объем осадков обычно составляет 0,5 – 1 % (в редких случаях до 40 %) объема обрабатываемых сточных вод в зависимости от схемы очистки и влажности осадка. Влажность осадков колеблется от 85 % (предприятия стройиндустрии) до 99,5 % (активный ил сооружений биологической очистки).

      Химический состав сухого вещества осадков колеблется в широких пределах. Осадок хозяйственно-бытовых сточных вод содержит ценные компоненты: углерод, азот, фосфор, калий и другие элементы. Основную часть осадков из первичных отстойников представляют органические вещества. Они содержат большое количество микроорганизмов, в том числе патогенных. Осадки и шламы производственных сточных вод в основном состоят из минеральных веществ, они могут содержать канцерогенные и токсичные вещества, в том числе ионы тяжелых металлов.

      В сыром виде осадок издает неприятный запах, опасен в санитарном отношении и непригоден для перевозки. Перед утилизацией осадок подвергается предварительной обработке в целях:

      уменьшения влажности и объема осадка, неприятного запаха;

      уменьшения количества патогенных микроорганизмов и вредных веществ;

      снижения затрат на транспортировку.

      В осадках сточных вод содержится свободная и связанная вода. Свободная вода (60–65 %) сравнительно легко может быть удалена из осадка, связанная вода (30–35 %) – коллоидно-связанная и гигроскопическая – гораздо труднее.

3.11.2.2. Методы обработки осадков сточных вод

      Для обработки осадков сточных вод применяют следующие методы:

      уплотнение (сгущение) связано с удалением свободной влаги и является необходимой стадией всех технологических схем обработки осадков. При уплотнении удаляется в среднем 60% влаги, масса осадка при этом сокращается в 2,5 раза. Наиболее трудно уплотняется активный ил;

      стабилизация осадков проводится с использованием микроорганизмов анаэробным (метановым) сбраживанием в септиках, двухярусных отстойниках, осветлителях-перегнивателях и метантенках или аэробной стабилизацией осадков (процесс окисления органических веществ аэробными микроорганизмами в присутствии кислорода воздуха). Метод применяется для активного ила или смеси осадков из первичных отстойников и активного ила. Для аэробной стабилизации осадков могут применяться любые емкостные сооружения (переоборудованные отстойники, аэротенки).

      кондиционирование осадков – это предварительная подготовка их перед обезвоживанием. Целью кондиционирования является улучшение водоотталкивающих свойств осадков путем изменения их структуры и форм связи воды. Кондиционирование может осуществляться посредством реагентной обработки коагулянтами (сернокислым алюминием, хлорным железом, известью) и флокулянтами (используется ПАА – полиакриламид), тепловой обработки для осадков городских и промышленных сточных вод с зольностью 30–40 %. Осадки нагревают в автоклавах острым паром до температуры 170 – 200 оС;

      обезвоживание осадков – процесс снижения влаги до 70–80 %. Обезвоживание может осуществляться на иловых площадках (участках земли (карты), окруженных со всех сторон земляными валиками и оборудованные системой дренажа) или посредством механического обезвоживание, которое осуществляется с использованием специальных установок: вакуум-фильтров; фильтр-прессов; центрифуг и сепараторов.

      В результате обезвоженный осадок уменьшается в объеме в 7–15 раз и имеет влажность 50–80 %.

      термическая сушка осадков – это процесс снижения влаги до 5–40%. Он является заключительным этапом для подготовки осадков к утилизации или ликвидации путем сжигания. В процессе термической сушки происходит обеззараживание и уменьшение массы осадков. Осадки должны быть предварительно обезвожены механическим способом.

3.11.3.3. Утилизация осадков

      К основным направлениям утилизации осадков сточных вод относятся следующие:

      биокомпостирование твердой фазы;

      осадок может быть использован в качестве заполнителя при производстве строительных материалов и конструкций, при строительстве дорог, для оснований, засыпки пазух фундаментов и т.д., зола после сжигания осадков может использоваться в производстве кирпича и строительных материалов.

      осадок может быть использован для производства сорбентов (реагентов для очистки сточных вод);

      выделяющийся при сбраживании осадков в метантенках биогаз может быть использован в качестве источника энергии, например, для получения пара в котлах;

      осадок может быть использован в качестве материала для рекультивации полигонов.

3.11.3.4. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.27–3.28 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, полученные по результатам опыта нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетирования предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.27. Потребление энергетических ресурсов канализационных насосов

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

2,78

4,11

      Таблица 3.28. Потребление энергетических ресурсов очистки сточных вод

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

2,78

4,11

2

Удельное потребление топлива

т.у.т.

1,4

3,68

3

Свежая вода

м3/т

47,2

62

      Выбросы в атмосферу

      Источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух в технологическом процессе являются подогреватели сточной воды, отстойники и дренажные емкости.

      Характеристика выбросов от подогревателей приведена в разделе 3.13. Выбросы от отстойников и дренажных емкостей сточных вод не рассматриваются справочником по НДТ по причине их низких валовых выбросов.

      Сбросы сточных вод

      Нормативы содержания загрязняющих веществ отдельно для оборудования не предусматриваются, нормативы устанавливаются только для водовыпусков.

      Объемы образования сточных вод приведены в таблице ниже:

№ п/п

Категория сточных

Минимальные показатели, м3/год

Максимальные показатели, м3/год

1

2

3

4

1

Производственные сточные воды

3450,768

2192585,704

2

Хозяйственно-бытовые сточные воды

15,4

12739,767

      Количество валовых эмиссий загрязняющих веществ со сбросами приведены в таблице ниже:


Минимальные показатели, т/год

Максимальные показатели, т/год

1

2

3

Сбросы загрязняющих веществ

1,2345

28898,42

      После очистки сточные воды направляются в пруд-накопитель, пруд-испаритель, закачиваются в пласт или утилизируются в недра.

      Отходы

      Основными отходами технологического процесса очистки сточных вод являются отходы, приведенные в таблице ниже:

№ п/п

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

1

2

3

4

5

1

Шламы из отстойников

05 01 03*

0,000000169

0,000002117

2

Осадок иловый очистных сооружений

19 08 16

0,000000383

0,000067016

3

Биошлам

19 08 11*

0,00020256

0,00040197

4

Активированный уголь

19 09 04

0,000000036

0,000024499

3.12. Факельные системы

      Факельная система - это интегрированное устройство или система по обеспечению безопасного выполнения технологических процессов добычи и переработки углеводородов.

      Факельные системы используются для контролируемого термического обезвреживания наиболее экологически безопасным способом всех поступающих к ним углеводородсодержащих газов и паров, которые не могут быть повторно использованы или переработаны. Газы и пары, поступают в факельную систему из технологических установок через их запорно-регулирующие элементы систем управления, контроля и регистрации процессов, предохранительные клапана противоаварийной/противопожарной защиты.

      Факельные системы используются при сжигании газов и паров в объемах, необходимых для безопасного запуска, эксплуатации, останова, инспекций, обслуживания и ремонтов технологических установок, а также предотвращения и минимизации последствий технологических сбоев и других отклонений от выполняемых технологических процессов, включая незапланированные события, непредвиденные отказы оборудования, аварийные ситуации.

      Газы и пары, поступают в факельную систему из технологических установок через их запорно-регулирующие элементы систем управления, контроля и регистрации процессов, предохранительные клапана противоаварийной/противопожарной защиты.

      Факельные системы могут быть общими или отдельными: общие факельные системы осуществляют сжигание газов от общего сброса всех технологических установок на предприятии: отдельные факельные системы обеспечивают сжигание сбросных газов от единичной технологической установки. На рисунке 3.69 представлена технологическая схема сброса газов и паров в факельную систему.

     


      Рисунок 3.69. Технологическая схема сброса газов и паров в факельную систему

      На отечественных предприятиях добычи нефти и газа используют вертикальные и горизонтальные факельные установки.

      Основным технологическим процессом, реализуемым в горизонтально-факельных установках, является термическое обезвреживание газовых сбросов путем их сжигания. В качестве окислителя в горизонтальной факельной установке используется атмосферный воздух. В связи с тем, что горизонтально-факельные установки в отличие от вертикально-факельных установок могут эксплуатироваться без факельных сепараторов. На вертикальных факельных установках (высокого и низкого давления) факельные горелки расположены в верхней части факельной трубы. По факельному стволу поднимаются только горючие компоненты, а горение происходит в атмосфере над оголовком факельного ствола.

      В соответствии с задачами и областью применения факельных систем к ним предъявляются следующие основные требования: – полнота сжигания, в результате которой исключается образование различных альдегидов, кислот и многих весьма вредных промежуточных продуктов; – исключение образования сажи и дыма; – безопасное воспламенение сбрасываемых на факел газов; – устойчивость работы факела при изменениях расхода, давления и состава сбрасываемого газа. Факельная система предусматривает факельные системы высокого и низкого давления (ФВД и ФНД), каждая из которых включает в себя: – сепарационно-дренажный узел; – сепаратор факельный высокого давления; – сепаратор факельный низкого давления; – факельную установку (совмещенная факельная установка, факельная установка с раздельной установкой факельных стволов высокого и низкого давления для обеспечения безостановочной работы ДНС с УПСВ или факельная установка с горизонтальным факельным стволом и возможностью выпаривания пластовой воды). Розжиг факельной установки производится так называемым бегущим огнем или электроискровой системой на дежурной горелке. Далее контроль горения осуществляется акустическими датчиками и термоэлектрическим преобразователем. Для управления также задействуется автономный блок розжига и контроля пламени, который должен находиться в отдельном шкафу с обогревом. Режимы эксплуатации с подключением автоматики предполагают работу по заданным алгоритмам с передачей сигналов на операторский пульт. Факельные системы размещаются с учетом розы ветров и технических возможностей установки трубопроводных линий с ограждениями и отводными каналами для горелок. Независимо от типа установки выдерживаются нормативные расстояния между факельными стволами, зданиями, инженерными сооружениями, складами и электрическими подстанциями.

3.12.1. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Выбросы в атмосферу

      Источниками эмиссий в атмосферный воздух являются неплотности запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений, сепаратор (неорганизованные источники, справочником по НДТ не рассматриваются), факельная установка. Выбросы маркерных загрязняющих веществ от факельных установок представлены в таблице 3.29.

      Таблица 3.29. Выбросы маркерных загрязняющих веществ от факельных установок (расчетные статистические данные Комплексного технологического аудита предприятий нефте-газодобычной отрасли Республики Казахстан)

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Мин. Концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/нм3)

Макс. Концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/нм3)

Медиан. концентрац. МЗВ по отрасли НГД, (мг/нм3)

1

2

3

4

5

 
1

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

CO

53,803

257319,996

887,6775

2

Азота оксиды

NOx

8,0525

14190,4

146,65

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

SO2

0,0815

82594,384

794,793

4

Метан

CH4

1,35

3960,76

22,245

5

Сажа

С

0,323

9460,27

152,093

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      Образование технологических отходов в режиме эксплуатации не предусматривается.

3.13. Энергетическая система

      Увеличение потребления топливно-энергетических ресурсов объясняется ростом глубин скважин, усложнением условий разработки нефтегазовых месторождений, а также тем, что закономерное для всех нефтяных районов повышение со временем обводненности откачиваемой из недр жидкости приводит к необходимости форсированных отборов и вызывает резкое возрастание удельных расходов электроэнергии на добычу нефти. Все это приводит к увеличению абсолютной величины энергетических затрат и их доли в себестоимости продукции. В таких условиях особо важное значение приобретает проблема совершенствования электро использования и сокращения потерь энергии в различных звеньях нефтепромыслового хозяйства, что может достигаться в результате улучшения параметров, характеристик, условий и режимов работы элементов системы электроснабжения, т.е. промысловых электроустановок и электросетей, а также за счет улучшения технологии основных производственных процессов или, короче, за счет как собственно электроэнергетических, так и технологических мероприятий. Мероприятия первой группы, в свою очередь, подразделяются на организационные и технические.

      Операции в нефтегазовой промышленности являются энергоемкими, требующими постоянных поставок электроэнергии и часто технологического тепла, пара или охлаждения. Пар также используется для повышения нефтеотдачи пластов. Нефтяное предприятие может владеть и эксплуатировать объекты по производству энергии для обеспечения этих операций электроэнергией и паром.

      Выбросы CO2 и, в меньшей степени, N2O и CH4 в результате сжигания топлива для работы турбин, котлов или компрессоров. Где для выработки энергии используется природный газ, выбросы CH4 могут быть результатом технологических вентиляционных отверстий и летучих источников, хотя эти выбросы, как правило, невелики по сравнению с источниками сгорания.

      В нефтяной промышленности N2O образуется при сгорании в результате сложной серии реакций. Его образование зависит от многих факторов, а выбросы N2O могут сильно варьироваться от установки к установке и даже варьироваться в пределах одной и той же установки для различных условий эксплуатации. Обычно условия, положительно влияющие на образование N2O, также влияют на выбросы CH4. Эти выбросы CH4 также варьируются в зависимости от типа топлива и конфигурации горения. В целом, выбросы CH4 и N2O из источников сгорания значительно меньше выбросов CO2 в пересчете на эквивалент CO2. Метан и выбросы N2O для стационарных источников сгорания рассчитываются отдельно с использованием коэффициентов выбросов.

      Поскольку выбросы от источников сжигания составляют такую значительную часть выбросов в атмосферу, важно понимать точность данных, используемых в расчетах. Например, данные измерения расхода топлива могут быть получены из расходомеров, на точность которых могут повлиять калибровки, проверки и техническое обслуживание. Состав топлива может меняться с течением времени, поэтому выбросы, рассчитанные с использованием содержания углерода, могут быть или не быть репрезентативными, в зависимости от частоты отбора проб и изменчивости состава топлива. Точность рассчитанных выбросов зависит от точности входных данных.

3.13.1. Парогенераторные станции

      Парогенераторная установка (ПУ) - оборудование для производства насыщенного пара, используемого в качестве рабочего тела в паровых машинах, теплоносителя в системах отопления и в технологических целях.

      Парогенератор - часть реакторной установки, теплообменный аппарат, который предназначен для производства пара, поступающего на турбогенератор для преобразования его тепловой энергии в электроэнергию.

      Например, некоторые парогенераторные установки (рисунок 3.70) предназначены для паротеплового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.

     


      Рисунок 3.70. Принципиальная схема парогенераторной установки:

      1 – дроссельное устройство; 2 – парогенератор; 3 – подогреватель топлива; 4 – дутьевой вентилятор; 5 – подогреватель воздуха; 6 – топливный насос; 7 – деаэратор; 8 – охладитель деаэрированной воды; 9 – электронасосный агрегат; 10 – сульфоугольный фильтр; 11 – насос химочищенной воды; 12 – бак химочищенной воды; 13 – насос исходной воды;

      14 ‑ подогреватель исходной воды; 15 – фильтр химводоочистки

      Парогенератор - часть реакторной установки, теплообменный аппарат, который предназначен для производства пара, поступающего на турбогенератор для преобразования его тепловой энергии в электроэнергию.

3.13.2. Газотурбинные установки

      Газотурбинная установка (ГТУ) - энергетическая установка (рисунок 3.71). Выходящие из турбины отработанные газы в зависимости от потребностей заказчика используются для производства горячей воды или пара. Силовая турбина и генератор размещаются в одном корпусе. Поток газа высокой температуры воздействует на лопатки силовой турбины (создает крутящий момент). Использование тепла посредством теплообменника или котла-утилизатора обеспечивает увеличение общего КПД установки.

      Электрическая мощность газотурбинных энергоустановок колеблется от десятков кВт до десятков МВт. Оптимальным режимом работы ГТУ является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии (когенерация).

      Наибольший КПД достигается при работе в режиме когенерации или тригенерации (одновременная выработка тепловой, электрической энергии и энергии холода). С учетом высокой температуры выхлопных газов в мощных ГТУ, комбинированное использование газовых и паровых турбин позволяет повысить эффективность использования топлива и увеличивает электрический КПД.

     


      Рисунок 3.71. Схема ГТУ простой схемы в условных обозначениях

      Газ (топливо) поступает в котел, где сгорает и передает тепло воде, которая выходит из котла в виде пара и крутит паровую турбину. Далее паровая турбина крутит генератор. Из генератора вырабатывается электроэнергия, а пар для промышленных нужд (отопление, подогрев) забирается из турбины при необходимости.

3.13.3. Теплоснабжение (котельная)

      Котельная предназначена для обеспечения паром или горячей водой объектов предприятия. В зависимости от назначения различают следующие котельные установки: отопительные - для обеспечения теплом систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, отопительно-производственные - для обеспечения теплом систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологического водоснабжения, производственные - для технологического водоснабжения.

      Водогрейный котел

      Физический принцип действия водогрейного котла на газе основан на сжигании топлива в топке котла и дальнейшая передача тепловой энергии сгоревшего топлива при помощи теплообменника теплоносителю. Газ сгорает в топочной части котла, окруженной водяной охлаждаемой рубашкой (рисунок 3.72).

     


      Рисунок 3.72. Технологическая схема Водогрейного котла

      1 - газомазутная горелка; 2 - взрывной клапан; 3 - топочная камера; 4 - промежуточный экран; 5- камера догорания; 6 - фестон; 7- установка дробеочистки; 8 - конвективная поверхность нагрева

      В камере расположены фронтальный, два боковых и промежуточный экраны, которые практически полностью покрывают стены и под топки (исключение составляет часть фронтальной стены, где установлены взрывной клапан и газомазутная горелка с ротационной форсункой). Экранные трубы приварены к коллекторам диаметром 219 х 10 мм. Промежуточный экран выполнен из труб, расположенных в два ряда, и образует за собой камеру догорания 5.

      Конвективная поверхность нагрева включает в себя два конвективных пучка и расположена в вертикальной шахте с полностью экранированными стенами. Конвективные пучки набраны из расположенных в шахматном порядке U-образных ширм, выполненных из труб диаметром 28 х 3 мм. Задняя и передняя стены шахты экранированы вертикальными трубами диаметром 60 х 3 мм, боковые стены - трубами диаметром 85 х 3 мм, которые служат стояками для ширм конвективных пакетов.

      Передняя стена шахты, являющаяся одновременно задней стеной топочной камеры, выполнена цельносварной. В нижней части стены трубы разведены в четырехрядный фестон Трубы, образующие переднюю, боковую и заднюю стены конвективной шахты, вварены в камеры диаметром 219 х 10 мм.

      Продукты горения топлива из топочной камеры попадают в камеру догорания а далее через фестон - в конвективную шахту, после которой ПГ через отверстие в верхней части шахты покидают котельный агрегат. Для устранения загрязнений конвективных поверхностей предусмотрена установка дробеочистки 7.

      Выбросы водогрейных котлов представлены в таблице 3.30.

      Таблица 3.30. Выбросы водогрейных котлов

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Мин. Концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/нм3)

Макс. Концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/нм3)

Медиан. концентрац. МЗВ по отрасли НГД, (мг/нм3)

1

2

3

4

5

1

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

CO

0,815

20938,375

263,666

2

Азота оксиды

NOx

1,25

4533,37

149,394

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

SO2

0,333

1216,196

26,608

      Печь подогрева

      Печь подогрева представляет собой комплекс оборудования, включающий в свой состав ряд крупногабаритных блоков, образующих теплотехническую часть печи со вспомогательным оборудованием и коммуникациями, а также систему автоматизациипечь подогрева состоит из трех основных блоков: теплообменной камеры, блока основания печи и блока вентиляторного агрегата, кроме того, в состав печи входят четыре блока взрывных клапанов, четыре дымовых трубы, сборочные единицы трубопроводов входа и выхода нефти, трубопроводы обвязки змеевиков нагрева газа, площадка обслуживания и стремянка.
Технологические блоки печи и система автоматизации печи подогрева на месте ее применения связываются между собой и с другими объектами установки подготовки нефти в единый комплекс трубными коммуникациями, кабельными силовыми проводками, а также проводками контроля и автоматизации. Система автоматизации выполнена по блочно-функциональному принципу и представляет собой комплекс устройств контроля, управления и сигнализации, размещаемых непосредственно на технологической части печи, а также в помещении аппаратурного блока.

      Технологическая схема представлена на рисунке 3.73.

     


      Рисунок 3.73. Технологическая схема печи подогрева

      Характерной особенностью данной печи является более благоприятный, в сравнении с печами других типов, тепловой режим поверхностей нагрева, обеспечивающий "мягкий" нагрев продукта в трубах змеевиков и тем самым предотвращающий коксообразование. Этот режим, при котором поверхности труб змеевиков получают равномерный нагрев, достигается путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания топлива. Применение для змеевиков оребренных труб, определенным образом расположенных в пространстве теплообменной камеры, обеспечивает высокую теплонапряженностъ поверхности нагрева.

      Интенсивная рециркуляция продуктов сгорания в печи достигается созданием высокой скорости движения продуктов сгорания во внутреннем объеме теплообменной камеры, получаемой в результате сжигания топлива в специальных камерах сгорания и установки дефлекторов у конфузоров камер сгорания.Применение принудительной подачи воздуха в камеры сгорания обеспечивает хорошее смещение топливного газа с воздухом, стехеометрическое сгорание топливной смеси и рецеркуляцию продуктов сгорания в объеме теплообменной камеры при небольшом избыточном давлении в ней.

3.13.4. Электростанции

3.13.4.1. Дизельные генераторы

      В составе классического генератора присутствуют: двигатель (работающий, как правило, на дизельном топливе), блок управления и контроля системой, генератор переменного тока, топливная емкость, система охлаждения, смазочное и выхлопное оборудование, аккумулятор с зарядным устройством, регулятор напряжения, а также корпус или рама конструкции, в рамках которой все узлы объединяются воедино.

      Стандартная дизельная электростанция имеет принцип работы, основывающийся на использовании дизельного двигателя. Именно эта деталь инициирует активацию системы и обеспечивает выполнение ее основных задач.

      Технологическая схема дизельного двигателя представлена на рисунке 3.74.

     


      Рисунок 3.74. Технологическая схема дизельного двигателя

      Принцип работы любого дизельного генератора заключается в сотрудничестве ДВС и генератора переменного тока. Однако, если двигатель будет пребывать не в лучшем состоянии, это негативным образом скажется на состоянии всей конструкции. Чтобы обеспечить мотору максимальную продуктивность и хорошую работоспособность, производители снабдили его рядом дополняющих структур:

      охлаждающей (складывается из помпы, бака, трубопроводов; может быть водяной или воздушной, основывающейся на использовании различных хладагентов);

      запускающей работу двигателя (стартер, пусковой клапан, аккумулятор с зарядкой, компрессор, трубки; комплекс этих элементов помогает без эксцессов активировать двигатель);

      смазочной (состоит из масляных емкостей, фильтров, радиаторов, маслопроводов и насосов; нейтрализует эффект чрезмерного трения ДВС с соседними элементами);

      топливной (выполнена с использованием топливников, трубопроводов, насосов; обеспечивает подачу дизеля к двигателю для его последующей переработки);

      подогревающей (поддерживает термические параметры двигателя на должном уровне, что особенно актуально для систем уличной эксплуатации; включает элементы как вентиляции, так и отопления: змеевики, подогреватели, лампы и т.д.).

      Выбросы маркерных загрязняющих веществ от дизельных двигателей представлена в таблице 3.31.

      Таблица 3.31. Выбросы маркерных загрязняющих веществ от дизельных двигателей (дизельные электростанции, дизельные приводы установок)

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Мин. Концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/Нм3)

Макс. Концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/Нм3)

Медиан. концентрац. МЗВ по отрасли НГД, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

1

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

CO

74,335

21152,705

897,357

2

Азота оксиды

NOx

85,0725

32430,69

858,1475

3.13.4.2. Газопоршневые генераторы

      Газопоршневый двигатель – это двигатель внутреннего сгорания с системой внешнего образования топливно-воздушной смеси и искровым зажиганием. В качестве топлива на промысле использует жидкое и газообразное топливо, что обеспечивает экономичность, высокий ресурс работы и минимальный уровень шума (рисунок 3.75).

     


      Рисунок 3.75. Принцип работы газопоршневого двигателя

      Горючий газ необходимых параметров поступает на газопоршневой двигатель. В процессе сжигания топлива образуется механическая энергия, которая передается через единый вал на генератор и преобразуется в электрическую энергию стандартных параметров качества. Вырабатываемая электроэнергия через кабельные линии передается на генераторное распределительное устройство необходимого уровня напряжения (генераторная ячейка) с последующим распределением до существующего распределительного устройства энергосистемы предприятия заказчика.

      Во время работы установки высвобождается большое количество тепла (рубашка охлаждения двигателя, отработавшие отходящие газы, нагретое масло), которое снимается с помощью теплообменников и котлов-утилизаторов (система утилизации попутного тепла). Вырабатываемая тепловая энергия подается в существующую тепловую сеть предприятия. При неиспользовании попутного тепла с электростанции тепловая энергия сбрасывается в атмосферу.

3.13.5. Печь дожига

      Данный процесс (рисунок 3.76) имеет много общего с процессом Клауса в химическом и технологическом плане и может быть технически и технологически объединен с ним. Многие установки по очистке природного газа от серы работают с применением Клаус-сульфрен-процесса, кроме того, многие заводы в нефтедобывающем комплексе комплектуются такими установками для очистки отходящих газов. Для сульфрен-процесса применяются две реакционные печи (реакторы), которые работают циклично. Технологический газ, прошедший катализ в установке Клауса, с соотношением H2S и SО2 примерно 2:1 и температурой (125÷135) °С поступает в один из сульфрен – реакторов, где продолжается реакция сероводорода с диоксидом серы. Поскольку температура там ниже, чем в реакторах Клауса, равновесие смещается в сторону образования элементарной серы. Катализатор – высокоактивный оксид алюминия является одновременно адсорбентом, который постепенно заполняется образующейся элементарной серой. По достижении определенной степени заполнения при температуре около 300 °С сера термически полностью десорбируется, и таким образом происходит регенерация катализатора. В это время технологический газ направляется во второй сульфрен-реактор. Эти периодически меняющиеся процессы адсорбции и десорбции требуют минимум два реактора, которые автоматически переключаются по заданной программе. Остаточный газ, покидающий сульфрен-реактор, направляется в камеру дожигания, в которой соединения серы переводятся в диоксид серы.

     


      Рисунок 3.76. Принципиальная схема Сульфрен-процесса применительно к установке Клауса: 1 – камера сгорания с утилизацией теплоты; 2 – Клаус-катализ; 3, 4 – реакторы;

      5 – камера дожигания; 6 – регенерационный теплообменник; 7 – серный конденсатор;

      8 – отделитель; 9 – регенерационная газодувка; 10 – паровой конденсатор; 11 – отходящий газ

      Десорбция осуществляется при температуре около 300 °С циркулирующим в системе газом. Десорбентом служит очищенный отходящий газ, перекачиваемый газодувкой регенерационного газа. В теплообменнике он нагревается теплом отходящих газов камеры дожигания и подается затем в реактор. Выходящий из сульфрен-реактора регенерационный газ охлаждается в конденсаторе серы и через отделитель серы поступает вновь в газодувку. Выделившаяся элементная сера через гидрозатвор стекает в серный приямок или сборную емкость установки Клауса. После десорбции сульфрен-реактор снова охлаждается очищенным отходящим газом до температуры 150 °С и таким образом подготавливается к переключению на режим адсорбции. Вследствие реакции соединений серы с еще оставшимся в технологическом газе кислородом или при повышенном содержании SO2 и нестабильном режиме снижается активность сульфрен-катализатора за счет образования сульфата алюминия.

3.13.6. Текущие уровни эмиссий и потребления

      Потребление

      В таблице 3.32 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, полученные по результатам опыта Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетирования нефтегазодобывающих предприятий Республики Казахстан.

      Таблица 3.32. Потребление энергетических ресурсов котельной

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы измерения энергетических ресурсов

Минимальный расход энергетических ресурсов в год

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Выработка тепла

Гкал

до 1509493

2

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

2,1

38,9

3

Удельное потребление топлива

кг/Гкал

69,7

69,7

      Выбросы в атмосферу

      Таблица 3.33. Выбросы газотурбинных установок, газоперекачивающих агрегатов, компрессоров, газопоршневых установок

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

Максимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

Медианная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

1

2

3

4

5

1

Оксид углерода (CO)

2,2

89160,347

1234,4

2

Оксиды азота (NO)х

5,47

137782,351

637,63

      Таблица 3.34. Выбросы котельных, огневых испарителей, парогенераторы

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

Максимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

Медианная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

1

2

3

4

5

1

Оксиды азота (NOx)

8,75

121403,1

44,84

2

Оксид углерода (CO)

0,815

306086

87,7

3

Серы диоксид (SO2)

0,33

1216,2

16,43

      Таблица 3.35. Выбросы маркерных загрязняющих веществ от технологических печей (печи подогрева, устьевые подогреватели)

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Мин. Концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/нм3)

Макс. Концентрац. МЗВ в выбросах, (мг/нм3)

Медиан. концентрац. МЗВ по отрасли НГД, (мг/нм3)

1

2

3

4

5

1

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

CO

19,76

1024,69

124,859

2

Азота оксиды

NOx

0,1825

5662,688

135,655

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

SO2

0,0004

962,708

26

4

Метан

CH4

0

1507,51

124,859

      Таблица 3.36. Выбросы печей дожига, котлов-утилизаторов, инсинераторов

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

Максимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

Медианная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

1

2

3

4

5

1

Оксиды азота (NO)х

4,875

446,25

110,03

2

Оксид углерода (CO)

14,832

4056,31

396,35

3

Метан (CH4)

109,48

270,56

146,36

4

Диоксид серы (SO2)

391,21

10814,0

6158,0

      Таблица 3.37. Выбросы дизельных генераторов на газообразном и дизельном топливе

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

Максимальная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

Медианная концентрация загрязняющего вещества, мг/нм3

1

2

3

4

5

1

Оксиды азота (NO)х

85,0

69915,6

858,1

2

Оксид углерода (CO)

74,3

45601,97

897,4

      Выбросы от установок и оборудования, не приведенные выше, для работы которых используется топливо, характеризуются выбросами близкими по принципу работы к вышеупомянутым.

      Сбросы сточных вод

      Образование сточных вод в режиме эксплуатации не предусматривается.

      Отходы технологического процесса

      К основным отходам относится шлам (продукты коррозии при чистке аппаратов, который может содержать сернистые соединения).

      В процессах, имеющие в технологической схеме печи дожига, образуются отходы абсорбирующих и субстратных материалов.

      Обслуживание и эксплуатация газотурбинных генераторов, компрессорных и производственных установок, трансформаторных:

Наименование отхода

Код отхода

Минимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

Максимальные удельные показатели образования отхода на единицу выпуска конечной продукции, т/ тонну нефтяного эквивалента (т н.э.)

1

2

3

4

Отработанные масла

13 02 08*

0,000000077

0,000040005

3.14. Морская добыча сырой нефти и газа

      В Республике Казахстан в северной части Каспийского моря осуществляются работы по освоению морских месторождений Кашаган, Кайран и Актоты.Весь комплекс работ включает в себя поисково-разведочные работы, эксплуатационное бурение, обустройство и эксплуатацией месторождения.

      Месторождениясеверной части Каспийского моря в настоящее время является наиболее сложным отраслевым проектом в мире с учетом сложностей в области производственной безопасности, проектирования, логистики в сочетании с суровыми экологическими условиями на море (которые характеризуются суровыми природными условиями, как в зимний период температура воздуха может падать ниже −30 °C (покрывается льдом примерно пять месяцев в году), так и в летний период с повышением температуры до +40 °C, запасы нефти под высоким давлением и с высоким содержанием H2S.

      В Республике Казахстан, в связи с мелководьем северной части Каспийского моря используются насыпные острова со стационарными сооружениями иподводные трубопроводы.

      Основная схема обустройства месторождений производственных операций и логистики, что требует применения инновационных технических решений.

      Комплекс операций по эксплуатации месторождений включает в себя: бурение, добычу углеводородного сырья, частичной подготовке и транспорт углеводородного сырья на сушу для дальнейшей подготовки. Также, морские объекты обеспечены автономностью их функционирования (энергоснабжение, запас продовольствия и пресной воды для персонала) имеры по защите гидросферы от загрязняющих веществ и истощениядля минимизации влияния производственныхпроцессов на окружающую среду (вывоз отходов производства и потребления иих последующая утилизация на суше).

      Учитывая, что обычно морские нефтегазопромысловые объекты удалены отрайонов с развитой инфраструктурой, особое значение имеют обеспечениедополнительных защитных барьеров при осуществлении производственнойдеятельности, детальное планирование ведения одновременных работ.

4. Общие наилучшие доступные техники для предотвращения и/или сокращения эмиссий и потребления ресурсов

      В настоящем разделе описываются общие методы, применяемые при осуществлении технологических процессов для снижения их негативного воздействия на окружающую среду и не требующие технического переоснащения, реконструкции объекта, оказывающего негативное воздействие на окружающую среду.

      Настоящий раздел охватывает системы управления охраны окружающей среды, интегрированные в технологические процессы производственного цикла. Рассматриваются вопросы предотвращения образования и утилизации отходов, а также техники, позволяющие сократить потребление сырья, воды и энергии за счет оптимизации и многократного использования. Описанные техники охватывают меры, используемые для предотвращения или ограничения экологических последствий.

      В разделе 2 установлен ряд критериев для отнесения техник к НДТ. Стандартная структура, приведенная в таблице 4.1, используется для изложения информации по каждой технике, чтобы можно было сравнить техники и дать оценку в соответствии с методологией отнесения к НДТ, установленной в разделе 2.

      Таблица 4.1. Информация по каждой технике, описанной в данном разделе

Заголовки в разделах

Описание

Техническое описание

Достигнутые экологические выгоды

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Кросс-медиа эффекты

Применимость

Экономика

Эффект от внедрения

Пример завода(-ов)

Справочная литература


      Раздел не охватывает исчерпывающий перечень техник. Могут использоваться другие техники при условии обеспечения уровня защиты окружающей среды.

      В таблице 4.2 приводится количество техник, рассматриваемых в разделе 4 и 5, для каждого описанного вида деятельности или процесса переработки. В таблице 4.2 представлен обзор количества техник, рассмотренных в разделах 4 и 5.

      Таблица 4.2. Количество техник рассмотренных в разделах 4 и 5

№ п/п

Раздел главы
(подпункт)

Деятельность/процесс

Количество техник для процессов:

1

2

3

4

1

4.1-4.7

Общие техники

7

2

5.1

Добыча сырой нефти, нефтяного (попутного), природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата)

3

3

5.2

Предварительная подготовка газа и жидких углеводородов

6

4

5.3

Подготовка воды

2

5

5.4

Подготовка и переработка газа

5

6

5.5

Реагентное хозяйство

4

7

5.6

Производство газовой технической серы

14

8

5.7

Низкотемпературная конденсация и газофракционирование

28

9

5.8

Учет и замер сырой / товарной нефти, газа и воды

2

10

5.9

Поддержание пластового давления

2

11

5.10

Резервуарный парк

2

12

5.11

Канализация и очистные сооружения (очистка сточных вод)

17

13

5.12

Факельные системы

5

14

5.13

Энергетическая система

31


ИТОГО:

128

4.1. Снижение воздействия на окружающую среду

      Описание

      К снижению нагрузки на окружающую среду приводят общие организационные мероприятия по совершенствованию подходов к управлению и организации производства, учет аспектов воздействия на окружающую среду объектов добычи углеводородного сырья на стадии разработки проектной документации, выбору материалов и реагентов с минимально возможным негативным воздействием на окружающую среду, мероприятия по переходу на малоотходные/безотходные технологии, логистика производства, контроль эффективности производственного процесса, внедрение автоматизированных систем управления производственными процессами, обеспечение безаварийной эксплуатации производства, подготовка и повышение квалификации персонала и др.

      Техническое описание

      При определении экологических приоритетов предприятия в основном необходимо учитывать снижение воздействия на окружающую среду. Основными путями снижения воздействия на окружающую среду являются:

      переход к безотходным и малоотходным технологиям и производствам;

      экологизация промышленного производства: совершенствование технологических процессов и разработка нового оборудования с меньшим уровнем выбросов примесей и отходов в окружающую среду, экологическая экспертиза всех видов производств и промышленной продукции, замена неутилизируемых отходов на утилизируемые, широкое применение дополнительных методов и средств защиты окружающей среды (аппаратов и систем для очистки газовых выбросов и сточных вод от примесей, глушителей шума, экранов для защиты от ЭМП и др.);

      рациональное управление природными ресурсами;

      рациональное использование минеральных ресурсов;

      сохранение природных сообществ;

      охранные зоны природных объектов.

      Достигнутые экологические выгоды

      Постепенное снижение негативного воздействия на окружающую среду в процессе нефтегазодобычи, сохранение природных сообществ.

      Применимость

      Применимо к существующим процессам нефтегазодобывающей отрасли.

      Эффект от внедрения

      Управление воздействием и снижение негативного воздействия на компоненты окружающей среды.

4.2. Система экологического менеджмента

      Описание

      Система экологического менеджмента (СЭМ) – это часть системы менеджмента, используемая для управления экологическими аспектами, выполнения принятых обязательств и учитывающая риски и возможности.

      Техническое описание

      СЭМ - это техника, позволяющая операторам производственного процесса систематически и наглядно решать экологические проблемы. СЭМ наиболее действенна и эффективна там, где она является неотъемлемой частью общего управления и эксплуатации производственного процесса.

      СЭМ фокусирует внимание оператора на экологических характеристиках производственного процесса путем применения четких рабочих процедур как для нормальных, так и для других, отличных от нормальных условий эксплуатации, а также путем определения соответствующих сфер ответственности.

      Все эффективные СЭМ включают концепцию непрерывного совершенствования процесса управления окружающей средой. Существуют различные модели управления, но большинство СЭМ основаны на цикле Деминга (PDCA): "планирование-исполнение-проверка-совершенствование (корректировка)", который широко используется в других контекстах управления компанией. Цикл Деминга представляет собой итеративную динамическую модель, в которой завершение одного цикла перетекает в начало следующего (рисунок 4.1).

     


      Рисунок 4.1. Системное совершенствование модели СЭМ

      СЭМ может содержать следующие компоненты:

      1) лидерство и приверженность руководства, включая высшее руководство;

      2) определение и понимание среды обитания (контекста) предприятия и факторов, влияющих на все аспекты его деятельности;

      3) определение области применения СЭМ и экологических аспектов, которыми может предприятие управлять;

      4) определение экологической политики, которая включает в себя постоянное совершенствование производственного процесса руководством;

      5) определение рисков и возможностей, относящихся к:

      экологическим аспектам;

      принятым обязательствам;

      другим факторам и требованиям, определенными в соответствии со средой обитания (контекстом) предприятия и потребностями и ожиданиями заинтересованных сторон;

      6) планирование и установление необходимых процедур, целей и задач в сочетании с финансовым планированием и инвестициями, а также с учетом воздействия на окружающую среду в результате возможного вывода установки из эксплуатации на этапе проектирования новой установки и в течение всего срока ее эксплуатации;

      7) осуществление процедур, уделяющих особое внимание:

      структуре и ответственности;

      обучению, осведомленности и компетентности;

      связи;

      вовлечению сотрудников;

      документации;

      эффективному управлению технологическим процессом;

      программам технического обслуживания;

      готовности к чрезвычайным ситуациям и реагированию на них;

      обеспечению соблюдения экологического законодательства;

      8) проверка производительности и принятие корректирующих мер с особым вниманием:

      мониторингу и измерению;

      корректирующим и предупреждающим действиям;

      ведению записей;

      проведению независимого (где практически осуществимо) внутреннему и внешнему аудиту с целью определения соответствия СЭМ запланированным мероприятиям и была ли она должным образом внедрена и поддерживается ли;

      9) анализу СЭМ и ее постоянной пригодности, соответствия и эффективности высшим руководством;

      10) подготовке регулярной экологической декларации;

      11) валидации органом по сертификации или внешним верификатором СЭМ;

      12) применению отраслевого бенчмаркинга на регулярной основе.

      Анализ достигнутых результатов на основе производственного экологического контроля, внутреннего и (или) независимого внешнего аудита и проведение корректирующих мероприятий с ведением соответствующего учета повлечет улучшение структуры СЭМ предприятия.

      Достигнутые экологические выгоды

      СЭМ способствует управлению экологическими аспектами и поддерживает постоянное улучшение экологических показателей производственного процесса.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Данное НДТ не имеет экологических и эксплуатационных показателей.

      Кросс-медиа эффекты

      Отсутствуют

      Применимость

      Компоненты, входящие в систему экологического управления, описанные выше, могут применяться ко всем видам технологических процессов в рамках настоящего справочника по НДТ. Объем (например, уровень детализации) и характер СЭМ (например, стандартный или нестандартный) будут связаны с характером, масштабом и сложностью технологического процесса, а также с уровнем экологических воздействий, которые он может оказать.

      Экономика

      Определение затрат и экономических выгод от внедрения и поддержания результативной СЭМ оценить затруднительно. Существующие экономические выгоды, являющиеся результатом использования СЭМ, широко варьируют от процесса к процессу. Экономические выгоды формируются от сокращения потребления природных ресурсов, снижения платы за пользование природной средой, оптимизации процессов и др.

      Эффект от внедрения

      Достигаемые эффекты при внедрении СЭМ:

      улучшение экологических показателей;

      улучшение понимания экологических аспектов компании, которые могут быть использованы для выполнения экологических требований клиентов, регулирующих органов, банков, страховых компаний или других заинтересованных сторон (например, людей, живущих или работающих в непосредственной близости от объекта);

      усовершенствованная основа для принятия решений;

      повышение мотивации персонала (например, менеджеры могут быть уверены в том, что воздействие на окружающую среду контролируется, а сотрудники, что работают в экологически ответственной компании);

      дополнительные возможности для снижения эксплуатационных затрат и повышения качества продукции;

      улучшение имиджа компании;

      постоянное улучшение экологической результативности и вопросы воздействия на различные компоненты окружающей среды;

      снижение технологических потерь.

      Пример завода(-ов)

      СЭМ внедрена во всех крупных нефтегазодобывающих компаниях в Республике Казахстан.

4.3. Управление водными ресурсами

      Описание

      Данная техника представляет собой стратегию выявления и сокращения сбросов в воду веществ, классифицированных как "маркерные вещества".

      Соответствующая стратегия может быть реализована и включать следующие шаги:

      1) Установление перечня веществ, которые могут сбрасываться на объектах нефтегазодобычи и выделение из них "маркерных веществ", которые характеризуют отдельный технологический процесс или совокупность технологических процессов.

      2) Включение в программу мониторинга, которая разрабатывается на предприятии, методы, периодичность, представление результатов и ответственность за использование результатов мониторинга для управления процессом очистки сточных вод.

      3) Формирование графика отбора проб в рамках выполнения программы мониторинга при нормальных условиях эксплуатации (периодического или постоянного графика).

      4) Определение наиболее подходящего периода для периодического графика обора проб в рамках выполнения программы мониторинга, например, шестимесячного или ежегодного, если значения контролируемых показателей очень низкие.

      5) Анализ результатов и разработка конкретного плана действий по сокращению сбросов соответствующих "маркерных веществ", которые будут включены в СЭМ, например включение в перечень контролируемых веществ в график постоянного мониторинга. В случае превышения нормативных значений концентраций контролируемых веществ или значений валового сброса следует проводить анализ причин превышения, по результатам анализа разрабатывать мероприятия по снижению сбросов контролируемых веществ или включать соответствующие технические изменения в программу модернизации производства.

      Дополнительным методом управления водными ресурсами является контроль за размещением попутных вод и вод, использованных для собственных производственных и технологических нужд путем закачки в поглощающие скважины.

      Техническое описание

      Описание данного НДТ не устанавливает конкретные шаги и представляет возможность действий владельцу предприятия для улучшения показателей сброса в окружающую среду "маркерных веществ".

      Достигнутые экологические выгоды

      Постепенное сокращение сбросов загрязняющих веществ нефтегазодобычи. Для загрязняющих опасных веществ - прекращение или поэтапное прекращение сбросов.

      Применимость

      Применимо к существующим процессам и установкам нефтегазодобывающей отрасли.

      Экономика

      Затраты варьируют в зависимости от общего количества контролируемых веществ и продолжительности программы периодического мониторинга, которая имеет специфику для конкретного объекта.

4.4. Управление выбросами в атмосферу

      Описание

      Для предотвращения и ограничения выбросов в атмосферу могут применяться одна или несколько методик, в зависимости от: требований нормативно-правовых актов, значительности источника, расположения объекта с источником выбросов относительно других источников; местонахождение восприимчивых реципиентов, качества окружающего воздуха на текущий момент и возможности ухудшения состояния воздушного бассейна в результате деятельности предприятия, технической осуществимости и экономической эффективности возможных способов предотвращения, ограничения и осуществления выбросов.

      Техническое описание

      Программы мониторинга выбросов и качества воздуха обеспечивают информацию, которая может быть использована для оценки эффективности стратегий управления выбросами. Рекомендуется вести систематическое планирование, чтобы обеспечить соответствие собираемых данных их целевому назначению (и избежать сбора ненужных данных). Этот процесс иногда называется определением целей в области качества данных: при этом определяются цель сбора данных, характер решений, которые предстоит принять на основе этих данных, последствия принятия неверного решения, временные и географические рамки, а также качество данных, необходимых для принятия верного решения. При разработке программы мониторинга качества воздуха учитываются следующие элементы: параметры, исходные уровни, вид и частота мониторинга, место проведения мониторинга.

      Наиболее широко распространены источники неорганизованных выбросов ЛОС, связанные с производственными процессами изготовления, хранения и применения содержащих ЛОС жидкостей или газов, в которых материалы находятся под давлением, подвергаются воздействию пониженного давления паров или выводятся из замкнутого пространства. К типичным источникам таких выбросов относятся утечки в оборудовании, открытые резервуары и смесительные емкости, резервуары для хранения, элементы систем очистки сточных вод и случайные утечки. К деталям оборудования, подверженным утечкам под давлением, относятся клапаны, патрубки и прочие соединительные элементы. Для профилактики и устранения выбросов ЛОС, связанных с утечками в оборудовании, рекомендуется, в частности: проводить модернизацию оборудования, внедрять программы обнаружения и устранения утечек, позволяющие бороться с неорганизованными выбросами путем регулярного мониторинга с целью выявления утечек и своевременного проведения ремонтных работ, оснащать резервуары плавающими крышками в целях снижения возможности образования летучих фракций за счет устранения свободного пространства, образующегося над продуктом в резервуарах обычного типа.

      Выбросы летучих органических соединений (ЛОС) в процессе эксплуатации терминалов по перевалке сырой нефти и нефтепродуктов могут быть весьма существенными как с экологической, так и с экономической точки зрения. Выбросы ЛОС могут быть результатом потерь от испарения во время хранения (обычно именуемых "потерями при дыхании, хранении и мгновенном испарении"2), при проведении таких работ, как заполнение и опорожнение резервуаров, добавление присадок, загрузка и разгрузка транспортных средств (называемых "производственными потерями"), а также вследствие утечек через уплотнения, фланцы и иные соединительные элементы оборудования (известными как "случайные потери"). В целях предотвращения и ограничения неорганизованных выбросов ЛОС вследствие потерь при хранении и производственных потерь следует, в частности, выполнять нижеперечисленные рекомендации, которые относятся к большинству резервуаров для хранения топлива наливом, а также к наземным насосным системам и трубопроводному хозяйству.

      Поддерживать стабильное давление и паровоздушное пространство в резервуарах за счет: координации графика заполнения и откачки, а также уравновешивания давления в резервуарах (процесс, при котором пары, вытесняемые при заполнении резервуара, перепускаются в паровоздушное пространство опорожняемого резервуара, или в иную емкость в порядке подготовки к сбору паров). В случае, если выбросы паров способствуют или приводят к ухудшению качества атмосферного воздуха по сравнению с нормативами, разработанными исходя из принципов охраны здоровья, следует оборудовать объект вторичными средствами ограничения выбросов, такими, как установки конденсации и рекуперации паров, каталитические окислительные установки, установки сжигания паров или средства адсорбции газа. Пределы применения рекомендаций могут определяться видом хранимого продукта, системой хранения и значимостью возможного воздействия на качество атмосферного воздуха. Использовать при погрузке-разгрузке транспортных средств системы подачи и отвода бензина, шланги сбора резервуарных паров и паронепроницаемые автомобильные, железнодорожные цистерны и танкерные резервуары. Использовать системы налива автомобильных / железнодорожных цистерн с наливом снизу. Внедрить порядок периодического контроля неорганизованных выбросов из труб, клапанов, уплотнений, резервуаров и других узлов инфраструктуры с помощью устройств детектирования паров, с последующим техническим обслуживанием или заменой узлов по мере необходимости. Этим порядком должны быть предусмотрены периодичность и места проведения контроля, а также минимальные уровни выбросов, требующие проведения ремонта.

      Оптимизация режима работы горелочных устройств на устьевых подогревателях эксплуатационных скважин и иных технических устройств, осуществляющих сжигание топлива также внесет значительное влияние на сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу№

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В результате выбросов концентрация загрязняющих веществ не должна превышать соответствующие уровни установленных экологических нормативов качества, достижение и поддержание которых являются необходимым для обеспечения благоприятной окружающей среды.

      Применимость

      Применимо к существующим процессам и установкам нефтегазодобывающей отрасли.

      Эффект от внедрения

      Примеры методов нейтрализации выбросов ЛОС приведены в таблице 4.3 ("Руководство по охране окружающей среды, здоровья и труда. Общее руководство по ОСЗТ: Охрана окружающей среды Выбросы в атмосферу и качество окружающего воздуха")

      Таблица 4.3. Примеры методов нейтрализации выбросов ЛОС

№ п/п

Тип оборудования

Модификации

Примерная эффективность (%)


1

2

3

4

1

Насосы

Бессальниковая конструкция

100*

2

Система закрытой продувки

90**

3

Двойное механическое уплотнение с поддержанием затворной жидкости при более высоком давлении по сравнению с перекачиваемой жидкостью

100

4

Компрессоры

Система закрытой продувки

90

5

Двойное механическое уплотнение с поддержанием затворной жидкости при более высоком давлении по сравнению с компримируемым газом

100

6

Агрегаты сброса давления

Система закрытой продувки

Колеблется***

7

Предохранительная диафрагма

100

8

Клапаны

Бессальниковая конструкции

100

9

Соединительные вставки

Сварка

100

10

Разомкнутые линии

Заглушка, пробка, заслонка или второй клапан

100

11

Пробозаборники

Замкнутая схема пробоотбора

100

      Примечание:

      *в случае отказа бессальникового оборудования оно может стать источником значительных выбросов;

      **фактическая эффективность агрегата с закрытой продувкой зависит от доли собранных паров и эффективности нейтрализатора, в который отводятся эти пары;

      ***эффективность нейтрализации выбросов в случае снабжения системы закрытой продувки агрегата сброса давления может оказаться ниже, чем в иных случаях применения систем закрытой продувки

4.5. Управление производством

      Описание

      Управление производством представляет собой целый комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможных выгод производства продукции, экологической безопасности. Основная задача системы управления производством - сформировать рабочие производственные процессы, где сведены к минимуму потери сырья и идеально налажены взаимодействия между технологическими процессами (структурными подразделениями), а также выпускаемая продукция отвечает необходимым требованиям и обладает установленными качествами, что напрямую влияет на финансовые показатели производственной компании.

      Для обеспечения полного использования ключевых техник снижения выбросов (обеспечение их наличия, а также производительности) могут быть определены некоторые процедуры для конкретных условий, при которых эксплуатационные параметры отходящих газов или системы очистки отходящих газов могут оказывать значительное влияние на общую достигнутую эффективность очистки (например, количество щелочного реагента, рабочая температура, расход отходящего газа, операции байпаса).

      Особые процедуры могут быть определены для конкретных условий эксплуатации, в частности:

      применение более эффектных химических реагентов;

      автоматизация производства;

      наладка технологического процесса с минимальными энергетическими потерями и максимальной эффективности;

      повышение эффективности цифровой инфраструктуры.

      недостаточный расход или температура отходящих газов, препятствующие использованию системы на полную мощность.

      Дополнительными методами управления производством являются:

      1. Разработка планов действий на основе ответственности и компетентности персонала, системности действий; обучения, информированности и участия персонала в реализации мероприятий, связанных с внедрением принципов экологического менеджмента;

      2. Использование интегрированных автоматизированных систем управления технологическими процессами на газовых промыслах (включая скважины, газосборные сети, УКПГ (УППГ), ДКС) с комплексным регулированием технологических режимов объектов добычи и промысловой подготовки газа;

      3. Установление договорных отношений между двумя или более юридическими и (или) физическими лицами, эксплуатирующими отдельные производственные объекты, находящиеся на территории одной технологической (промышленной) площадки, с целью развития сотрудничества по вопросам охраны окружающей среды и безопасности, организации труда и здоровья персонала;

      4. Внедрение в практику современных методов и средств измерений, направленное на повышение уровня эффективности производства, технического уровня и качества продукции;

      5. Обеспечение единства и требуемой точности измерений, повышение эффективности метрологического обеспечения производства.

      Техническое описание

      Описание данной техники не устанавливает конкретные шаги и представляет возможность действий владельцу предприятия для сокращения показателей эмиссий "маркерных веществ" в окружающую среду, повышения энергоэффективности технологических процессов, и сокращения потребления сырьевых ресурсов с увеличением производства продукции соответствующего качества.

      Основные принципы управления производством:

      организация бизнес-процессов от момента закупки сырья до сдачи готовой продукции заказчику;

      организация планирования производственных процессов, посредством формирования производственных программ, графиков и т.д.;

      контроль за соблюдением производственных планов и графиков;

      своевременная модернизация производства (обновление оборудования, замена устаревшего оборудования, автоматизация и механизация производственных участков, обучение и повышение квалификации работников);

      улучшение контроля качества выпускаемой продукциии иное

      Достигнутые экологические выгоды

      Постепенное сокращение выбросов / сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду от процессов нефтегазодобычи. Для загрязняющих опасных веществ - прекращение или поэтапное снижение сбросов. Повышение уровня ресурсосбережения.

      Применимость

      Общеприменимо к существующим процессам и установкам нефтегазодобывающей отрасли и иных отраслей промышленности.

      Экономика

      Затраты варьируют в зависимости от общего количества контролируемых процессов, количества маркерных загрязняющих веществ, количества технологического оборудования и технического оснащения, а также потребляемого сырья и видов энергозатрат применительно к специфике конкретного объекта.

4.6. Повышение энергоэффективности

      Техническое описание

      Энергетический менеджмент может быть включен в систему надлежащего управления объектом. Энергоаудит, энергетическое обследование – комплекс мероприятий, направленный на выявление нерационального использования энергетических ресурсов и выработки мер по повышению энергетической эффективности. Основной задачей энергоаудита предприятия является разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих сокращение расходов на энергоресурсы, а также повышение эффективности и надежности работы оборудования. Ежегодный инвестиционный план по сокращению потребления энергии необходимо включить в качестве метода, который следует учитывать при определении НДТ.

      Для оценки энергоэффективности существует несколько методологий, удельное потребление энергии и (менее точный и более простой) индекс, связывающий потребление энергии с количеством добываемого / перерабатываемого сырья.

      Согласованные методы, основанные на комплексном подходе к сокращению энергопотребления, улучшению операционной деятельности, поддержанию рациональной организации производства, а также управлению и выборочным инвестициям. Ниже в таблице 4.4 приводится список основных техник, которые рассматриваются для определения НДТ в нефтегазодобывающем секторе.

      Таблица 4.4. Техники энергосбережения

№ п/п

Описание техники

Производительность и замечания

1

2

3

1

Сосредоточить внимание руководства на потреблении энергии

Для обеспечения принятия решений на основе интеграции процессов

2

Ускорение развития системы контроля и отчетности о потреблении энергии

Для измерения прогресса и обеспечения достижения целевых показателей

3

Инициировать систему стимулирования энергосбережения

Содействовать выявлению областей, требующих улучшения

4

Регулярно проводить энергоаудиты

Для обеспечения соответствия деятельности установленным требованиям (внешним и внутренним)

5

Планирование снижения энергопотребления

Установить цели и стратегии для улучшения

6

Проводить кампании по оптимизации процессов горения

Определить области улучшения (например, соотношение воздух/ топливо, температура выхлопной трубы, конфигурация горелки, конструкция печи)

7

Участие в мероприятиях по ранжированию/бенчмаркингу в потреблении энергии

Проверка независимым органом

8

Интеграция между установками, внутри них и системами

Тепловая интеграция между установками.
Исследования на энергоемкость

      При повышении энергоэффективности дополнительными методами является:

      1. Системный подход к менеджменту энергоэффективности;

      2. Энергоэффективное проектирование (ЭЭП);

      3. Выбор энергоэффективной Техники для производственного процесса;

      4. Повышение степени интеграции процессов;

      5. Энтальпийный и эксергетический анализ;

      6. Энергетические модели;

      7. Техническое обслуживание (ТО) и ремонт всех систем и оборудования (вибромониторинг, по текущему состоянию, планово-предупредительный ремонт);

      8. Сравнительный анализ (Потери энергии при сжигании топлива, Выбор технических методов, используемых при сжигании топлива, Предварительный подогрев топливного газа за счет отходящего тепла, Сушка топлива, Использование турбодетандеров для утилизации энергии сжатого газа, Низкие избытки воздуха горения, Снижение температуры отходящих газов, Предварительный подогрев воздуха горения за счет отходящего тепла, Автоматизированное управление горелками, Выбор топлива, Снижение потерь при помощи теплоизоляции, Общая энергоэффективность (КПД) топливосжигающей установки);

      9. Информационный обмен;

      10. Энергетические модели, базы данных и балансы;

      11. Реализация IT-проектов, информационно-аналитических систем по направлению энергоменеджмента;

      12. Разработка, утверждение и актуализация нормативно-методологической документации в части энергоменеджмента;

      13. Обеспечение дальнейшего развития инициатив в области энергоэффективности и поддержание мотивации;

      14. Термоэкономика.

      Достигнутые экологические выгоды

      Все меры по снижению потребления энергии приводят к экономии ресурсов и сокращению выбросов, включая CO2. Любое действие по энергосбережению оказывает влияние на загрязнение окружающей среды через уровень расхода топлива.

      Эффект от внедрения

      Снижение объемов потребления энергетических ресурсов обеспечивает не только сокращение операционных издержек заводов, но и влечет за собой повышение надежности их работы. Согласованные и хорошо управляемые меры, основанные на комплексном подходе к сокращению потребления энергии.

      Кросс-медиа эффекты

      Трудности при сборе данных об энергоемкости технологических процессов и технологического оборудования, связанные с конфиденциальностью данных для участия в сравнительном анализе (бенчмарк) между предприятиями.

      Также имеются трудности в оптимизации одних процессов с последующим влиянием на другие процессы, в связи с чем, необходимо проведение комплексного усовершенствования программ энергоэффективности.

      Экономика

      Потребление энергии может составлять до 50 % от общих эксплуатационных затрат. Как следствие, снижение энергопотребления или повышение эффективности завода снижает общие эксплуатационные расходы.

      Применимость

      Общеприменимо

      Справочная литература

      [1]

4.7 Организация работ по переработке и утилизации отходов

      Данный раздел дополняет предыдущие, относящиеся к отдельным технологическим процессам или установкам. В настоящем разделе содержится узконаправленная информация о ключевых методах управления, сокращения и мер борьбы с отходами, образующимися в результате переработки нефти и газа. С целью минимизации воздействия отходов на окружающую среду разрабатывается Программа управления отходами. Процесс управления отходами включает в себя:

      предупреждение и минимизацию образования отходов;

      учет и контроль накопления отходов;

      сбор;

      переработку;

      обезвреживание;

      удаление отходов.

      другие виды восстановления свойств, например, утилизацию отходов в качестве топлива.

      Представленная информация дополняет другие разделы по следующим аспектам: экологические преимущества, воздействие на различные компоненты окружающей среды, технико-эксплуатационные данные и вопросы применимости, которые не будут повторяться в других разделах.

      При организации работ по переработке и утилизации отходов необходимо учитывать:

      1. раздельное накопление отходов при проведении буровых работ по их видам и временное хранение на буровой в специальных контейнерах с последующим вывозом для удаления в специализированные организации и установки по переработки отходов, а также другие меры;

      2. накопление отходов при проведении ремонтных работ в специальные емкости с последующим вывозом для утилизации, обезвреживания, удаления в специализированных организациях и установки по переработке отходов;

      3. вывоз отходов с территории рабочей площадки специально оборудованным транспортом;

      4. переработка бурового шлама на нефтяной основе с разделением на фазы;

      5. использование буровых шламов, осадка БСВ и отходов буровых растворов (в качестве строительного материала, плодородного субстрата, закрепления подвижных песков, получения глинопорошка и др.);

      6. отверждение (консолидацию) БШ, осадка БСВ и отходов буровых растворов;

      7. ликвидация и рекультивация накопителя.

      Описание

      Предотвращение образования отходов посредством выбора оптимальных вариантов материально-технического снабжения, рациональная закупка материалов (покупка только того, что действительно необходимо), рационального использования сырья и материалов, используемых в производстве (использование материала до конца и т.д.), рационального закупа материалов в таких количествах, которые реально используются на протяжении определенного промежутка времени, в течение которого они не будут переведены в разряд отходов (использование правила "первым пришло-первым уйдет" для сведения к минимуму порчи материальных запасов), закупа материалов, используемых в производстве, в бестарном виде или в контейнерах многоразового использования для снижения отходов в виде упаковочного материала или пустых контейнеров, совершенствования производственных процессов, повторного использования материалов или изделий, которые являются продуктами многократного использования в их первоначальной форме либо их передачи физическим и юридическим лицам, заинтересованным их использовании, применения мер предосторожности и проведение ежедневных профилактических работ для исключения утечек и проливов, жидкого сырья и топлива, постоянного повышение профессионального уровня персонала.

      Подготовка отходов к повторному использованию посредством раздельного сбора и сортировки отходов с учетом его происхождения и пригодности к переработке или вторичному использованию, раздельного сбора и предотвращения смешивания различных видов отходов, уменьшения содержания вредных веществ в материалах или продукции.

      Достигнутые экологические выгоды

      Программа управления отходами нацелена на предотвращение образования и сокращения отходов и их окончательной утилизации.

4.7.1. Биологическое разложение отходов

      Описание

      Этот раздел рассматривает методы биологического разложения отходов нефтегазодобывающих предприятий, используемых непосредственно на самих нефтегазодобывающих предприятий. Информация по методам рекультивации загрязненной почвы в этом разделе не рассматривается.

      Многие опасные химические вещества, содержащиеся в отходах нефтегазодобывающих предприятий, преобразуются микробиологическими методами в неопасные соединения, такие как вода и углекислый газ. В целом загрязняющие вещества разлагаются в почве очень медленно, так как для этого процесса требуются оптимальные условия, например использование биореакторов. Необходимо выполнить ряд условий, чтобы биоразложение происходило быстрее.

      Современные методы биоразложения направлены на улучшение необходимых условий. Нужные микроорганизмы для биоразложения либо уже присутствуют в отходах, либо следует добавить их (если разложение предполагает их наличие). Такие микроорганизмы специально отбирают и подготавливают для переработки.

      Другие методы биоразложения описаны в справочнике по обработке отходов [1].

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Наиболее важные факторы биоразложения заключаются в необходимости контроля температуры, достаточного количества кислорода, питательных веществ и соответствующих микроорганизмов. Также важно учесть уровень концентрации загрязняющих веществ и динамику ее изменения. Присутствие токсичных соединений нарушает процесс биоразложения. Иногда присутствие природных органических соединений оказывает положительное влияние на процесс.

      Таким образом, для увеличения скорости разложения отходов нефтедобычи необходимо следующее [2].:

      достаточное количество микроорганизмов нужных штаммов;

      нетоксичные концентрации загрязняющих веществ или других соединений;

      расчет точного количества воды;

      нужный объем питательных веществ (в основном фосфора и азота в соотношении 1:10);

      необходимое количество кислорода для аэробных процессов и полное отсутствие кислорода для анаэробных процессов;

      оптимальная температура (20–30 °C);

      pH 6–8;

      регулировка температуры;

      необходимо принять меры для предотвращения выбросов в атмосферу летучих загрязняющих веществ или продуктов разложения. Для предотвращения выбросов в воду и почву применяются плотные настилы на территории объекта, отработанный воздух очищается, а лишняя вода используется повторно;

      наличие загрязняющих веществ (предпочтительно без высоких пиковых концентраций) для разложения, а именно хорошее смешение питательных веществ, отходов, инертных (например, почвы) и загрязняющих веществ.

      Справочная литература

      [2], [3]

4.7.2. Использование нефтесодержащих шламов и/или отходов в качестве коксового сырья

      писание

      На нефтедобывающих предприятиях с коксом нефтяные шламы, шламы от очистки сточных вод и отходы могут быть уничтожены на установке коксования (замедленном, жидкофазном или флексикокере). В случае производства кокса качество получаемого кокса должно оставаться приемлемым (в отношении дальнейшего использования в качестве топлива внутри/за пределами завода или в качестве материала для других целей). Многие нефтяные шламы могут быть отправлены на коксохимическую установку, где они становятся частью продуктов переработки.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение количества шлама и/или отходов, образующихся на месторождениях нефти и газа. Промысел с установками коксования способен значительно сократить образование нефтешлама. Тем не менее, требования к высококачественному коксу могут ограничить его применение.

      Кросс-медиа эффекты

      Как правило, происходит снижение качества производимого кокса.

      Если шламы от очистки сточных вод включаются в качестве сырья для установки коксования, часть воды необходимо удалить (например, путем вакуумного испарения или отдувкой), чтобы максимально увеличить количество углеводородов.

      Применимость

      Необходимо обеспечить баланс между количеством отходов шлама, отправляемых на установку коксования и спецификациями качества кокса. Однако процессы коксования могут быть модернизированы, чтобы увеличить количество шлама, с которым они могут работать.

      Количество вводимого шлама зависит от содержания взвешенных веществ в суспензии, обычно составляющего 2–10 %. Типичными считаются скорости загрузки, превышающие 40 кг безнефтяных сухих веществ на тонну кокса.

      Как правило, установки коксования являются привлекательным технологически интегрированным выходом для переработки нефтесодержащих шламов при условии, что соотношение шлама к подаче поддерживается ниже 1–2 %, в зависимости от требуемого качества кокса и работоспособности.

      Эффект от внедрения

      Сокращение образования отходов на нефтеперерабатывающем заводе.

      Справочная литература

      [4]

4.7.3. Химический метод переработки бурового шлама

      Описание

      Метод основан на использовании растворителей. Для диспергирования нефтешламов применяют низкокипящие парафиновые углеводороды, например н-гексан, широкую фракцию легких углеводородов, газовый конденсат и некоторые другие. Смысл переработки заключается в растворении нефтесодержащих отходов в растворителях и последующее отделение их от камней, гравия, песка и других твердых частиц, а также воды.

      Достигнутые экологические выгоды

      Продукты нефтепереработки, попавшие в отходы, могут использоваться повторно.

      Кросс-медиа эффекты

      Применение специального технологического оборудования;

      Высокий расход дефицитных и дорогостоящих органических растворителей.

      Применимость

      Общеприменим.

      Эффект от внедрения

      Сокращение образования отходов.

4.7.4. Физико-химический метод переработки бурового шлама

      Описание

      Метод заключается в расслоении нефтешламов с помощью специально подобранных ПАВ, а также дополнительных реагентов, влияющих на размер частиц. При переработке нефтешлам предварительно разогревают, разрушают водонефтяную эмульсию и утилизируют каждый полученный компонент. Для повышения эффективности разделения на углеводородную и водную фазы нефтяной шлам обрабатывают специально подобранным деэмульгатором.

      Под воздействием температуры, деэмульгатора и акустических вибраций происходит разделение эмульсий, а при вводе флокулянта – процесс коагуляции механических частиц. Обработанный нефтешлам поступает затем на двухфазную центрифугу, в которой под влиянием центробежных сил дополнительно очищается от взвеси механических частиц. Очищенный фугат из центрифуги в напорном режиме пропускается через самоочищающийся фильтр, оборудованный акустической системой, и поступает в трехфазный саморазгружающийся центробежный сепаратор с выделением нефти и воды.

      Кросс-медиа эффекты

      Высокая стоимость используемых реагентов;

      Неприменимость для трудно- расслаиваемых высоковязких нефтешламов с повышенным содержанием парафинов и асфальтенов.

      Применимость

      Данный метод отличается высокой эффективностью при использовании сравнительно небольшого количества реагентов, сочетается с химическим и биологическим методами переработки.

      Эффект от внедрения

      Сокращение образования отходов.

4.7.5. Термический метод переработки бурового шлама

      Описание

      Метод предусматривает сжигание отходов в печах, сушку, пиролиз и термическую десорбцию. Более всего используется сжигание в барботажных, камерных, шахтных, вращающихся печах и в кипящем слое. Цель любой технологии термодесорбции состоит в том, чтобы получить твердые частицы, свободные от углеводородов, для утилизации путем отгонки углеводородов из бурового шлама и извлечения углеводородов для повторного использования в буровом растворе.

      Достигнутые экологические выгоды

      Уменьшение объема отходов;

      Эффективность обезвреживания.

      Кросс-медиа эффекты

      В случае инсинерации – необходимость сложной и дорогостоящей системы очистки отходящих газов, транспортировка к месту инсинерации.

      Применимость

      Общеприменим.

      Эффект от внедрения

      Экономическая рентабельность;

      Объем золы в 10 раз меньше исходного продукта

5. Техники, которые расматриваются при выборе наилучших доступных техник

      Общий обзор

      В данном разделе справочника по НДТ приводится описание существующих техник для конкретной области применения, которые предлагаются для рассмотрения в целях определения НДТ.

      При описании техник учитывается оценка преимуществ внедрения НДТ для окружающей среды, приводятся данные об ограничениях в применении НДТ, экономические показатели, характеризующие НДТ, а также иные сведения, имеющие значение для практического применения НДТ.

      Настоящий раздел может не содержать исчерпывающий перечень техник, которые могут быть применены в данной отрасли. Могут использоваться другие техники при условии обеспечения уровня защиты окружающей среды, не превышающего установленных технологических показателей.

      В разделе рассматриваются методы/технологии производства, предотвращения, контроля, минимизации и рециркуляции. Данные технологии/методы могут быть реализованы многими способами, такими как использование производственных технологий, которые загрязняют меньше, чем другие, изменение условий эксплуатации, сокращение материальных затрат, реинжиниринг процессов для повторного использования отходов производства, улучшение методов управления или замены токсичных химических веществ. В настоящем разделе представлена информация о некоторых общих и конкретных достижениях в области предотвращения загрязнения и борьбы с ним, которые были реализованы в промышленности в целом и в нефтеперерабатывающей промышленности в частности.

      Каждый пункт настоящего раздела посвящен процессам осуществляемых на месторождениях нефти и газа и содержит процесс и технику по борьбе с выбросами, которые следует учитывать при определении НДТ. Если для одного процесса/деятельности применимы различные техники, они обсуждаются в соответствующем разделе о действии процесса. Каждый из этих разделов содержит, основные техники предотвращения загрязнения, применимые в упомянутом разделе процесса/деятельности, и, техники очистки в конце производственного цикла (ПЦ), которые могут быть применимы для сокращения выбросов для процесса/деятельности. Техники ПЦ сгруппированы по категориям среды/загрязнителей, чтобы уточнить последовательность применяемых техник.

      Настоящий раздел включает три раздела, содержащие техники ПЦ, применяемые к отходящим газам, сточным водам и организации работ по переработке и утилизации отходов. А также разделы, содержащие описания техник ПЦ, которые могут быть применимы к нескольким процессам/деятельности нефтегазодобывающим предприятиям, а также к некоторым другим процессам ПЦ.

5.1. Добыча сырой нефти, нефтяного (попутного), природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата)

5.1.1. Добыча сырой нефти

5.1.1.1 Использование вакуумных насосов и поверхностных конденсаторов

      Описание

      Данная техника заключается в использовании вакуумных жидкостно-кольцевых компрессоров вместо паровых эжекторов.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Вакуумные насосы и поверхностные конденсаторы в значительной степени заменили барометрические конденсаторы на многих предприятиях, чтобы удалить данный поток нефтесодержащих сточных вод. Замена паровых эжекторов вакуумными насосами позволит снизить расход кислой воды с 10 м3/ч до 2 м3/ч. Вакуум может создаваться комбинацией вакуумных насосов и эжекторов для оптимизации энергоэффективности.

      Кросс-медиа эффекты

      Замена паровых эжекторов вакуумными насосами увеличит потребление электроэнергии для создания вакуума, но снизит потребление тепла, потребление охлаждающей воды, потребление электроэнергии для охлаждающих насосов и потребление агентов, используемых для кондиционирования охлаждающей воды. На промысле существует множество процессов, в которых избыточный пар может быть извлечен и использован для производства вакуума. Однако анализ управления энергопотреблением поможет решить, является ли использование избыточного пара для выброса пара вместо применения вакуумных насосов более эффективным, чем использование избыточного пара для других целей. Также следует учитывать надежность обеих систем, так как обычно паровые эжекторы более надежны, чем вакуумные насосы.

      Применимость

      Может не применяться в случаях модернизации. Для новых установок необходимы вакуумные насосы либо в сочетании с паровыми эжекторами, либо без них для достижения высокого вакуума (10 мм рт.ст.), а также запасные части на случай отказа вакуумного насоса.

      Эффект от внедрения

      Сокращение образования кислых сточных вод.

      Пример завода(-ов)

      В настоящее время вакуумные насосы используются чаще, чем эжекторные установки.

      Справочная литература

      [5], [6]

5.1.1.2. Очистка неконденсирующихся веществ вакуумным эжектором из конденсатора

      Описание

      Данные техники контроля выбросов из вакуумных установок включают такие процессы, как очистка амина, систем топливного газа и сжигание в технологических печах других установок или оба процесса вместе. Газы из некоторых установок могут содержать значительное количество воздуха, и такой газ, как правило, лучше всего сжигать на месте. Возможно, потребуется тщательно применять технологии очистки аминов, поскольку загрязнение углеводородами может вызвать проблемы с пенообразованием в установках регенерации аминов.

      Неконденсируемые вещества из воздушных конденсаторов могут передаваться в системы очистки или рекуперации легких паров или системы топливных газов; кислые неконденсируемые газы, выпускаемые из герметичных барометрических насосов установок вакуумной перегонки, должны извлекаться и обрабатываться способом, соответствующим свойствам кислого газа.

      Данная техника контроля, применимая к неконденсируемым выбросам, выбрасываемым из вакуумных эжекторов или насосов, состоящая из сброса в системы продувки или системы топливного газа и сжигания в печах или котлах-утилизаторах.

      Достигаемые экологические преимущества

      Конденсаторы колонны вакуумной перегонки могут выделять 0,14 кг/м3 подачи под вакуумом и могут быть уменьшены до незначительного уровня, если они сбрасываются в нагреватель или печь дожига. Снижение загрязнения достигается, если вакуумные газовые потоки (отходящий газ) направляются в соответствующую установку очистки аминов, а не сжигаются непосредственно в промышленном нагревателе. Направление вакуумного отходящего газа на очистку требует значительных инвестиций из-за затрат на компрессор.

      Эффективность технологий контроля загрязнения для сжигания, как правило, превышает 99 % в отношении выбросов неметановых ЛОС.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Неконденсируемые потоки вакуумной дистилляции, которые в настоящее время направляются в печь, обычно включают небольшой расход с высокой концентрацией H2S. По оценкам, это составляет около 15 % от общего объема выбросов серы на нефтегазовом промысле. В настоящее время осуществляется проект по очистке этих потоков с помощью аминной установки, чтобы таким образом сократить эти выбросы.

      Кросс-медиа эффекты

      В технологии сжигания необходимо учитывать продукты сгорания.

      Повторное использование сточных вод, образующихся в верхней емкости для флегмы, может повлиять на рН опреснителя и выход некоторых компонентов при обессоливании.

      Применимость

      Полностью применим.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов загрязняющих веществ.

      Пример завода(-ов)

      Применяется на некоторых европейских нефтеперерабатывающих заводах и у нефтегазодобывающих предприятий.

      Справочная литература

      [7], [8], [9]

5.1.1.3. Техники, направленные на интенсификацию притока углеводородного сырья использование в эксплуатационных скважинах плунжерных и концентрических лифтов, замена насосно-компрессорных труб лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра для удаления воды

      Описание:

      1) Интенсификации притока углеводородного сырья

      Для того чтобы дебит скважины стал больше, необходимо воздействовать на призабойную зону скважин. В приоритете должны стоять задачи по сохранению и повышению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти для того, чтобы гарантировать высокий уровень добычи нефти и газа.

      В зависимости от данных условий все виды воздействий на призабойную зону пласта разделяют на несколько видов: химические, тепловые, механические, физические и комплексные представленные таблице 5.1.

      Таблица 5.1. Распределение методов интенсификации притока нефти. Методы интенсификации вызова притока углеводородного сырья

№ п/п

Химические

Механические

Тепловые методы

Физические

Комплексные

1

2

3

4

5

6

1

Соляно – кислотные обработки

Кумулятивные перфорации

Электро – тепловая обработка

Виброволновоевоздействие

Виброволновоевоздействие с освоением

2

Пенокислотные обработки

Гидравлический разрыв пласта

Термоакустическое воздействие

Акустическое воздействие

Водоизоляция и виброволновое воздействие

3

Глинокислотные обработки

Сверлящие перфорации

Прогрев ПЗП паром

Ультразвуковое воздействие

Ультразвуковое воздействие с освоением

4

Обработки с растворителями и кислотами

Имплозионный метод очистки забоя и пласта

Термокислотные обработки

Электроразрядное воздействие

Термогазо-химическое воздействие

      Допускается последовательное применение методов интенсификации притока нефти.

      Использование в эксплуатационных скважинах плунжерных и концентрических лифтов

      Описание представлено в Разделе 3.1.1.

      Замена насосно-компрессорных труб лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра для удаления воды

      При замене лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра создаются условия для выноса жидкости с забоя скважины за счет увеличения скорости подъема газа. При этом скважины сразу после проведения данных геолого– технических мероприятий работают в стабильном режиме, жидкость в стволе не скапливается, однако уже через 8–15 месяцев эксплуатации условия для выноса воды снова ухудшатся до первоначальных в результате снижения пластового давления и, соответственно, рабочего дебита.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Необходимо соблюдать особую осторожность при работе с интенсификацией притока углеводородного сырья, а также с проводимыми работами по заменен оборудования и поддержания пластового давления.

      Кросс-медиа эффекты

      Отмечены следующие воздействия загрязнений:

      происходят реакции ионного обмена, взаимного растворения и другие. За счет выщелачивания горных пород вода насыщается сульфатами, карбонатами, кремнием. В результате этого впоследствии происходит отложение солей в скважинном и нефтепромысловом оборудовании;

      горные породы адсорбируют ПАВ. ПАВ могут попадать в воды подземных горизонтов при разгерметизации затрубного пространства нагнетательных скважин, в почву, грунтовые и поверхностные воды;

      неионогенные ПАВ имеют высокую пенообразующую способность. Интенсивное пенообразование отрицательно воздействует на окружающую среду; 

      оседание поверхности в результате химического разрушения пород;

      и иные воздействия.

      Эффект от внедрения

      Сохранение и повышение нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти для того, чтобы гарантировать высокий уровень добычи нефти и газа.

      Пример завода(-ов)

      Представленные в разделе техники имеют широкое применение на предприятиях нефтегазодобычи.

      Справочная литература

      [10].

5.1.1.4. Техники, направленные на интенсификацию притока углеводородного сырья применение средств телеметрии и телемеханики (при наличии в системе обвязки скважин телеметрии или телемеханики или при экономической целесообразности проведения реконструкции обвязки) для оперативного контроля и управления режимами работы (включая измерение дебита газа, выноса жидкости) скважин (кустов скважин)

      Описание

      Выработанные месторождения по технологиям добычи следует относить к трудноизвлекаемым, а эффективная разработка истощенных газовых месторождений на поздней стадии может быть обеспечена только за счет непрерывного контроля за режимом работы скважин, газосборного коллектора и использования автоматизированных процессов управления режимами эксплуатации, своевременного предупреждения образования и удаления скоплений жидкости и песка, организации упреждающих режимов эксплуатации на основании предиктивного анализа.

      Автоматизация месторождений / кусты скважин должна включать следующие измеряемые и контролируемые параметры

      устьевое давление,

      температура и расхода газа,

      расхода жидкости,

      обнаружения в составе сырья механических примесей и глинопесчаной смеси.

      И иное, если это необходимо для производственной деятельности.

      Предлагаемая техника не оказывает существенного влияния на традиционные технологии добычи в направлении интеллектуальных месторождений, предусматривающих непрерывную оптимизацию интегральной модели месторождения и модели управления добычей в реальном масштабе времени.

      Основой оптимизации процессов добычи нефти и газа при применении цифровых технологий является повышение качества управления на базе реальных параметров и геолого-геофизической информации по всей технологической цепочке добычи от цифровых скважин до подготовки продукта к транспорту; непрерывного анализа эффективности управляющих воздействий и моделирования технологических особенностей месторождения в реальном времени.

      Комплексное применение цифровых технологий и алгоритмов эффективного управления, как основы оптимизации затрат при эксплуатации, обеспечивает возможность удаленного управления объектами добычи, продление сроков рентабельной эксплуатации месторождений на стадии падающей и усложненных условиях добычи.

      Использование в эксплуатационных скважинах плунжерных и концентрических лифтов

      Описание представлено в Разделе 3.1.1.

      Замена насосно-компрессорных труб лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра для удаления воды

      При замене лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра создаются условия для выноса жидкости с забоя скважины за счет увеличения скорости подъема газа. При этом скважины сразу после проведения данных геолого– технических мероприятий работают в стабильном режиме, жидкость в стволе не скапливается, однако уже через 8–15 месяцев эксплуатации условия для выноса воды снова ухудшатся до первоначальных в результате снижения пластового давления и, соответственно, рабочего дебита.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Реализация цифровых технологий предполагает наличие научной базы, интеграции технологий, процессов и персонала на основе развития интегрированной информационной системы, что требует кардинального пересмотра существующих практик.

      Кросс-медиа эффекты

      Требуется модернизация устьевого оборудования, которое может повлиять на экономическую составляющую мероприятия

      Эффект от внедрения

      Сохранение и повышение нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти для того, чтобы гарантировать качественно высокий уровень добычи нефти и газа.

      Применение данных техник обеспечивает возможность организации ситуационного управления фондом скважин в сжатые сроки

      Пример завода(-ов)

      Представленные в разделе техники имеют широкое применение на предприятиях нефтегазодобычи.

      Справочная литература

      [11], [12], [1