ИПС "Әділет"

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"

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 1.10.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

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
№ п/п компании	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

№ 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.

№ 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.

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

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

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.

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

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.

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

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.

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
	Удельное потребление тепловой энергии	Гкал/ч	0,011	0,19
3	Охлаждающая вода	м3/ч	40	145

3.4.4.1. Текущие уровни эмиссий

Выбросы в атмосферу

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

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.

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

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

№ 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

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.

№ 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

№ 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

№ 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	Компрессоры	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	Агрегаты сброса давления	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

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], [13], [14], [15]

5.1.1.5. Техники добычи, сбора и транспорта продукции нефтяных скважин с использованием подъема продукции нефтяных скважин за счет природной (естественное и фонтанирование, бескомпрессорный газлифт, плунжерный лифт) и подводимой извне энергии (механизированная эксплуатация скважин, включающая способы глубинно-насосной эксплуатации и компрессорного газлифта) и транспортирование продукции до объекта подготовки

Описание

Описание данной техники указано в разделе 3.1.1.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Реализация представленной техники, позволяет отбирать большие объемы жидкого сырья с большой глубины на любом этапе разработки месторождения с высокими технико-экономическими показателями.

Техника подходит для скважин, ствол которых имеет с большие искривления, а также эффективен при работе с высокотемпературными пластами и высоким газовым фактором без возникновения осложнений;

Данная техника позволяет осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных пластов и обеспечить надежный контроль за добывающим процессом;

Размер показателей фондо- и металлоемкости зависит от утвержденной схемы обустройства месторождения, и незначительно больше, чем аналогичные показатели насосной добычи.

Кросс-медиа эффекты

Имеется риск возникновения во время подъема нефти стойких эмульсий, а также низкий КПД таких систем

Эффект от внедрения

Применение он позволяет отбирать большие объемы жидкостей при любом диаметре эксплуатационной колонны, а также дает возможность форсировать отбор из скважин с высокой степенью обводненности.

Возможно эксплуатировать скважины с высоким показателем газового фактора (использование энергии пластовых газов, даже в скважинах, забойное давление которых меньше давления насыщения).

Актуально для скважин наклонного направления.

Пример завода(-ов)

Представленные в разделе техники имеют широкое применение на предприятиях нефтегазодобычи.

Справочная литература

[16]

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

5.1.2.1. Применение мультифазных насосов

Описание:

Описание данной техники указано в разделе 3.1.3.3.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эксплуатационные данные указаны в разделе 3.1.3.3.

Мультифазная насосная станция включает:

блок фильтров;

насосный блок;

узел учета жидкости с мультифазным расходомером.

Кросс-медиа эффекты

Единственный существенный недостаток МФНС заключается том, что, поскольку после мультифазных насосов повышается давление среды, при транспорте сероводородсодержащей продукции соответственно растет парциальное давление сероводорода, что приводит к увеличению скорости коррозии трубопровода.

В связи с чем при использовании МФНС в системах сбора и транспорта необходимо применять трубы с внутренним покрытием или предусмотреть подачу ингибитора коррозии.

Эффект от внедрения

Снизить затраты на реализацию традиционной схемы (рисунок 5.1) можно, если уменьшить число требуемых технологических сооружений при обустройстве месторождений. Эта задача решается с помощью мультифазныхнасосных станций (рисунок 5.2) с многофазным трубопроводом для сбора и транспортировки добываемых флюидов нефтяных скважин месторождений.

Внедрение данной техники позволяет сэкономить значительные материальные ресурсы:

уменьшилось количество необходимого эксплуатационного оборудования;

сократились объемы строительства, сроки обустройства и ввода в эксплуатацию месторождений;

снижение рабочего давления в системе сбора нефтегазовой смеси дало возможность оптимизировать рабочее давление на устьях добывающих скважин.

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

Пример завода(-ов)

Представленные в разделе техники имеют широкое применение на предприятиях нефтегазодобычи.

Справочная литература

[17], [18]

5.1.3. Транспорт нефти и газа по внутрипромысловым трубопроводам

5.1.3.1. Приводы на основе вентильных электродвигателей в составе УЭЦН при эксплуатации малодебитного фонда скважин

Описание:

Под вентильным электродвигателем понимают синхронный двигатель, содержащий многофазную обмотку статора, ротор с постоянными магнитами и встроенным датчиком положения. Коммутация такого двигателя осуществляется при помощи вентильного преобразователя.

Принцип работы вентильного двигателя заключается в четком позиционировании постоянных магнитов на роторе по отношению к формируемому пику электромагнитного импульса на фазных электрических обмотках.

При движении магнитов датчики воспринимают информацию об их положении в пространстве и меняют пропускную способность реактивных вентильных преобразователей, что позволяет валу вращаться дальше. Таким образом, управление вращением осуществляется без использования скользящего контакта, поэтому данная категория электрических машин относится к категории бесколлекторных электродвигателей.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

При сравнении с асинхронным двигателем можно отметить более высокие энергетические показатели, такие как КПД. Коэффициент полезного действия вентильного двигателя превышает 90%, а коэффициент нагрузки вентильного двигателя – более 0,95.

Высокое значение коэффициента нагрузки обеспечивается рациональной настройкой системы управления и датчиков положения ротора или применением системы управления с векторным законом управления инвертора.

Кросс-медиа эффекты

Не имеется.

Применимость

Вентильные электродвигатели могут применяться вместо обычных электродвигателей.

Эффект от внедрения

Вентильные электроприводы по сравнению с асинхронными обладают значительными преимуществами по таким эксплуатационным показателям, как энергоэффективность, надежность, габариты, что дает возможность эффективного решения таких задач, как нефтедобыча из боковых стволов, прерывистая эксплуатация малодебитных скважин, осложненных высоким газовым фактором, и др.

Основным недостатком вентильного электропривода по сравнению с асинхронным является его относительно высокая себестоимость, вызванная необходимостью применения дорогостоящих высококоэрцитивных постоянных магнитов и датчиков положения ротора.

Экономика

В зависимости от мощности двигателей, а также с учетом производителей вентильных двигателей ориентировочная стоимость составляет от 55 000 тенге (по ценам 2022г.)

Пример завода(-ов)

Описанная техника имеет широкое применение на предприятиях нефтегазодобычи.

Справочная литература

[19], [20]

5.2. Предварительная подготовка газа и жидких углеводородов

5.2.1. Сепарационные установки

5.2.1.1. Сепараторы для очистки гравитационным методом от жидкости и мехпримесей

Описание:

Гравитационная очистка основана на явлении осаждения твердых посторонних частиц в поле сил тяжести. Осаждение осуществляется в аппаратах периодического или непрерывного действия.

Описание представленной техники детально изложено в разделах 3.2.1.

Кросс-медиа эффекты

При абсолютной герметизации оборудования, отрицательных сторон внедрения данной техники не имеется.

Применимость

Общеприменимо.

Эффект от внедрения

Эффективность гравитационной очистки зависит от разности плотностей твердых частиц и жидкости, от размера частиц, от кинематической вязкости жидкости, от характера движения жидкости в отстойнике, а также от конструктивных особенностей сепараторов.

Эффективность сепараторов для очистки гравитационным методом достигает до 99 % с учетом вышеизложенных технических характеристик.

Пример завода(-ов)

Описанная техника имеет широкое применение на предприятиях нефтегазодобычи.

5.2.1.2. Инсинерация отработанного воздуха установок очистки легких фракций нефти (газолина)

Описание:

Инсинератором является печь, в которой сжигаются отходы, в частности и побочные виды продукции.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Отработанный воздух установок очистки легких фракций нефти (газолина), дожигается, посредством чего, осуществляется выжигание деактивация опасных веществ.

Кросс-медиа эффекты

В процессе сжигания образуется огромное количество углекислого газа (парниковый газ), который является основным фактором в глобальном потеплении.

Применимость

Применяется преимущественно на предприятиях нефтедобычи и нефтепереработки.

Пример завода(-ов)

Описанная техника имеет более двух примеров применения на предприятиях нефтегазодобычи и нефтепереработки.

Справочная литература

[21], [22]

5.2.1.3. Использование порционной подачи каустика и повторное использование каустика после очистки

Описание

Каустики используются для поглощения и удаления сероводорода, меркаптанов и фенольных загрязнений из потока нефти и газа. Отработанные едкие растворы из некоторых установок для подслащивания имеют неприятный запах и должны обрабатываться в закрытых системах и обрабатываться по мере необходимости перед выпуском с регулируемой скоростью в систему очистки сточных вод. Существует несколько методов максимального повторного использования каустиков на нефтегазодобывающем промысле. Они включают переработку, а также уничтожение в инсинераторах.

Методы, которые следует рассмотреть:

нейтрализация и зачистка.

сжигание, которое может быть подходящей альтернативой очистке сточных вод из-за очень высокой концентрации крезилов, нафтенов, меркаптанов и других органических соединений в отработанных щелочных растворах (Химическая потребность в кислороде>50 г/л).

обращение и утилизация сухого отработанного каустика таким образом, чтобы предотвратить образование пыли.

повторное использование отработанного каустика на промысле.

борьба с коррозией на установках для перегонки сырой нефти с использованием отработанного каустика, а не свежего каустика.

нестабильные хлоридные (магниевые) соли, которые не извлекаются из сырой нефти в опреснителе, будут разлагаться при нагревании в дистилляторе сырой нефти и вызывать хлоридную коррозию. Чтобы предотвратить коррозию открытого оборудования, в сырую нефть вводят небольшое количество едкого каустика (натрия), с помощью которого хлоридные компоненты нейтрализуются за счет образования стабильного хлорида натрия. Для нейтрализации продуктов хлоридного разложения часто можно использовать отработанный каустик, что также рекомендуется для минимизации образования отходов.

рециркуляция на выходе из опреснителя сырой нефти или очистителей кислой воды;

дополнение к установке биологической очистки для контроля рН;

переработка каустиков, содержащих фенолы, на месте путем снижения рН каустика до тех пор, пока фенолы не станут нерастворимыми, что позволяет осуществлять физическое разделение. Затем каустик может быть очищен в системе сточных вод нефтеперерабатывающего завода;

повторное использование отработанного каустика (обычно классифицируемого на: сульфидный, крезиловый и нафтеновый) за пределами нефтегазового промысла:

на бумажных фабриках (только сульфидный каустик);

в качестве сырья для Na2SO3 (может потребоваться разделение различных каустиков);

на предприятиях по переработке химических отходов, если концентрация фенола или сероводорода достаточно высока. Технологические изменения на нефтеперерабатывающем заводе могут потребоваться для повышения концентрации фенолов в каустике, чтобы сделать извлечение загрязняющих веществ экономичным.

регенерация или окисление отработанного каустика путем:

обработки перекисью водорода;

катализатор с фиксированным слоем;

сжатый воздух: 120 – 320°C; 1,4–20,4 МПа;

биологическая система.

Достигнутые экологические выгоды

Сокращение выбросов запаха и использования едких веществ.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Системы, работающие с отработанным каустиком, требуют особой осторожности в отношении соединений серы.

Кросс-медиа эффекты

Кросс-медийные эффекты, обнаруженные в различных методах, упомянутых выше, приведены ниже.

присутствие каустика в сырой установке может усилить образование кокса в последующих установках.

увеличение содержания фенолов и БТХ при очистке сточных вод. Как следствие, это может отрицательно сказаться на эффективности разложения в установке биологической очистки или может увеличиться выброс этих компонентов из установки по очистке сточных вод. Меркаптаны, крезилы, а нафтены могут оказывать неблагоприятное воздействие на систему биоочистки.

Эффект внеднения

Уменьшение использования каустика.

Пример завода(-ов)

Ряд нефтегазодобывающих предприятий и нефтеперерабатывающих заводов РФ и ЕС.

Справочная литература

[10], [23]

5.2.2. Стабилизация сырой нефти

5.2.2.1. Техники, включающие обезвоживание, обессоливание и стабилизацию нефти

Описание:

Описание представленной техники детально изложено в разделе 3.2.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Описание представленной техники детально изложено в разделе 3.2.

Кросс-медиа эффекты

Процессы обессоливания допускают использование пресной воды, вследствие чего, вода подвергается загрязнению.

Применение химических реагентов также отрицательно сказывается на качестве образуемых промышленных стоков.

Применимость

Общеприменимо.

Эффект от внедрения

Эффективность представленной техники снижает энергетические затраты на дальнейшую переработку углеводородной продукции. Также следует отметить, что на последующих этапах снижается уровень отложений селей на эксплуатируемом оборудовании.

Пример завода(-ов)

Описанная техника имеет широкое применение на предприятиях нефтегазодобычи.

5.2.3. Процессы обезвоживания и обессоливание сырой нефти

5.2.3.1. Оптимальные методы обессоливания

Описание

Описание процесса обессоливания представлено в разделе 3, пункт 3.2.3, которое включает в себя:

1) многоступенчатые обессоливатели, комбинированное использование полей переменного и постоянного тока обеспечивает высокую эффективность опреснения, а также экономию энергии;

2) рециркуляция в многоступенчатых обессоливателях части раствора сточной воды обессоливателя второй ступени на первую ступень, сводя к минимуму количество промывочной воды;

3) предотвращение турбулентности в сосудах обессоливателя за счет использования более низкого давления воды.

Достигнутые экологические выгоды

Повышенная эффективность обессоливателей может снизить потребление пресной промывочной воды. Еще одним экологическим преимуществом может быть экономия энергии за счет более эффективного электрического поля.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Двухступенчатые процессы достигают 95 % или более высокой эффективности (из сырой нефти удаляется более 95 % солей/взвешенных веществ). Высокая эффективность обеспечивает преимущества процесса, так как в установках, использующих меньше добавочной воды, меньше коррозии и меньше дезактивации катализатора, например, натрием.

Применимость

Двухступенчатое или трехступенчатое обессоливание используется либо в том случае, когда требования к содержанию солей для последующего процесса является очень строгой, либо для предотвращения технологических сбоев и обеспечения функциональности (например, когда тяжелые остатки обрабатываются далее в процессах каталитической конверсии).

Эффект от внедрения

Повышение эффективности процесса обессоливания.

Справочная литература

[24

5.2.3.2. Ступенчатая техника обессоливания нефти, при которой отсепарированная пластовая вода возвращается насосом обратно в сепаратор улучшая отделение воды от нефти и понижая содержание солей в нефти.

Описание:

Ступенчатая техника обессоливания нефти, при которой отсепарированная пластовая вода возвращается насосом обратно в сепаратор улучшая отделение воды от нефти и понижая содержание солей в нефти. Данный процесс подразумевает подачу свежей воды в обессоливатель, и перекачку отсепарированной воды выше по потоку.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Данная техника позволяет повторно применять смесь пластовой воды с пресными водами, позволяя экономить энергетические ресурсы.

Кросс-медиа эффекты

Не имеется

Применимость

Общеприменимо.

Эффект от внедрения

Эффективность представленной техники снижает энергетические затраты на дальнейшую переработку углеводородной продукции.

Пример завода(-ов)

Описанная техника имеет широкое применение на предприятиях нефтегазодобычи.

5.2.3.3. Повторное использование воды для обессоливателя

Описание

Вода, используемая в других процессах, может быть повторно использована в обессоливателе. Например, если очищенная кислая вода используется в качестве промывочной воды обессоливателей, содержащийся в ней аммиак, сульфиды и фенолы могут в некоторой степени реабсорбироваться сырой водой.

Следующие потоки технологической воды могут быть пригодны для использования в качестве промывочной воды для обессоливателя:

использование воды, полученной в результате конденсации в сепараторе установки перегонки сырой нефти. Как правило, количество такой воды составляет 1-2 % мас./мас. на сырье;

конденсаты пара после стрипингов керосина и дизельного топлива и конденсат пара вакуумной колонны (около 3,5 % мас./мас. на сырье);

очищенная кислая вода, а также другие потоки технологической воды, не содержащие взвешенных веществ. Вода для скруббера или охлаждающая вода загрязнена и требует разделения нефти и взвешенных частиц перед биообработкой и/или повторным использованием в качестве промывочной воды обессоливателя. Кислая вода направляется в устройство для очистки кислой воды до ее повторного использования и/или окончательной очистки в очистных сооружениях для сточных вод.

Достигнутые экологические выгоды

Используя воду такими способами, предприятие снижает гидравлическую нагрузку на установки очистки сточных вод и снижает потребление воды.

Кросс-медиа эффекты

Необходимо избегать рециркуляции потоков воды, которые могут образовывать эмульсии, поскольку это приводит к ухудшению разделения фазы нефть/вода в обессоливателе, что, в свою очередь, приводит к чрезмерному выносу нефти с водой. Потоки с высоким содержанием растворенных взвешенных веществ не следует использовать в качестве промывочной воды обессоливателя из-за снижения движущей силы для извлечения соли из сырой нефти в воду.

Применимость

Примерами сточных вод, которые могут образовывать эмульсии в обессоливателе, являются: установки окисления битума, гидрокрекинга, замедленного коксования (мелкие частицы могут стабилизировать эмульсии), другие установки глубокой конверсии (нерастворимые сульфиды металлов, которые могут стабилизировать эмульсии) и установки HF-алкилирования (коррозионные отложения фтора). Возможность повторного использования воды обессоливателя в качестве промывочной воды для обессоливателя полностью применима к новым нефтегазодобывающим предприятиям, но затруднено для применения на существующих.

Экономика

Необходимо учитывать затраты на сбор, обработку, перекачку и транспортировку этих вод по трубопроводам.

Эффект от внедрения

Нефтегазодобывающее предприятие снижает гидравлическую нагрузку на установки очистки сточных вод и снижает потребление воды.

Справочная литература

[24]

5.2.3.4. Удаление соляного раствора обессоливателя

Описание

Метод состоит из очистки воды обессоливателя от углеводородов, кислых компонентов и удаления аммиака перед тем, как направить на очистку сточных вод. Извлеченные углеводороды могут быть смешаны с несколькими потоками ступеней очистки сырой нефти. Дозировка кислоты для оптимизации рН также может быть использована для улучшения очистки воды от эмульгированной нефти.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение содержания углеводородов, серы или аммиака (в зависимости от диапазона рН) в сточных водах, образующихся в обессоливателе. Например, выбросы бензола могут быть сокращены на 95 %.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

На нефтедобывающем промысле мощностью 8,7 млн т/год образуется поток сточных вод в сырой установке объемом 1,3 м3 в минуту, содержащий 90 кг фенолов в сутки. Сброс воды из обессоливателей содержит максимум 20 ppm бензола, а количество промывочной воды обессоливателя эквивалентно 4-8 % об/об подачи нефти. Сброс из сепараторов с уровнем бензола в диапазоне 20 ppb затем направляется в систему очистки сточных вод. Перед колонной отпарки кислых стоков устанавливается емкость для улавливания углеводородов. На промысле с помощью описанного метода можно уменьшить содержание фенолов в воде до 90 %.

Кросс-медиа эффекты

Описанный метод требует потребление пара, введения кислоты и других химических веществ.

Применимость

Предварительная обработка раствора обессоливателя обычно применяется при обработке очень тяжелой сырой нефти.

Экономика

Нет полученной информации.

Эффект от внедрения

Описанный метод позволяет уменьшить количество бензола в сточных водах, тем самым снижая выбросы ЛОС бензола в водоотводящих сооружениях.

Справочная литература

[24]

5.2.4. Десульфуризация сырой нефти

5.2.4.1 Процессы десульфуризации

Описание

См.Раздел 3.2.4

Достигнутые экологические выгоды

Снижение содержания серы в различных фракциях. Современные методы позволяют снизить содержание серы в дистиллятах до менее чем 10 ppm. Например, применение одностадийного гидрирования с помощью катализатора Co/Mo (30-40 бар) к средним дистиллятам снижает содержание серы более чем на 90 % (до примерно 100 ppm), в зависимости от продукта, содержания серы в сырье и условий реакции. Если спрос на дизельное топливо увеличивается, при его производстве необходимо использовать дополнительные соединения. Однако это сырье содержит множество ароматических соединений, которые необходимо гидрировать в тяжелых условиях (высокая температура, высокое давление, высокоактивные катализаторы, двухступенчатые процессы).

Текущие технические условия нефти могут быть выполнены в обычных одноступенчатых установках гидроочистки путем снижения почасовой скорости жидкости с 3,7 в условных единицах до 0,8-1,1, путем последовательного внедрения реактора в существующие установки и применения последнего поколения катализаторов, доступных для установок гидроочистки. При переработке российской экспортной смеси с 1,3 % весового соотношения серы и промежуточным содержанием серы перед установкой окончательной десульфуризации 0,12 % серы, конечное содержание серы в рафинате может быть достигнуто при нормальной эксплуатации, равное 8 ppm серы.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Установки гидроочистки нуждаются в дополнительной установке для промывки амином под высоким давлением в потоке рециркуляции водорода для поддержания чистоты водорода в потоке рециркуляции с углеводородами из свежего сырья. Установка будет работать под давлением 45 бар, используя 40 Нм3 водорода на тонну сырья с расчетным сроком эксплуатации - 30 месяцев.

Кросс-медиа эффекты

Потребление энергии, образование отходов, сточные воды и атмосферные выбросы.

Применимость

Применимо к дистиллятам от нафты до тяжелых остатков.

Экономика

Предполагаемые затраты на установку процесса десульфуризации с пониженным содержанием сырой нефти (из расчета 132 м3/ч) составляют47 млн евро. В таблице 5.2 приведены инвестиционные затраты в установку гидроочистки системы десульфуризации остатков для подготовки сырья для флюид каталитического крекинга остатков.

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

№ п/п	Наименование энергетических ресурсов	Значение
1	2	3
1	Скорость подачи сырья, Мт/год	3,8
2	Срок эксплуатации, дни	335
3	Коэффициент эксплуатации	0,92
4	Инвестиции во внутренние объекты, млн евро	272
5	Общая стоимость внешних объектов (30 % от стоимости внутренних объектов), млн евро	82
6	Расходы катализатора на одну загрузку, млн евро	10
7	Примечание: Представлены данные по Побережью Мексиканского залива США за 2 квартал 1995 года.

Эффект от внедрения

По данным EC снижение содержания серы в исходном сырье составляет 10 мг/кг (10 ppm.).

Пример завода(-ов)

На промысле нефтегазодобычи существует множество процессов десульфуризации.

Справочная литература

[25]

5.2.5. Центробежная сепарация с использованием декантера (трикантера)

Описание

Декантерные центрифуги в основном используются для отделения большого количества твердых примесей относительно большого размера.

Смысл процесса заключается в ускорении разделения твердой и жидкой фазы за счет действия на них центробежных сил. При этом идет образование осадка, имеющего неравномерную структуру, за счет перераспределения частиц по массе, а также отделенной от него жидкости, так называемого фугата. В его состав может входить как коллоидная фаза, не отделяемая с помощью центрифугирования, так и жидкость, с плотностью меньшей, чем у воды.

Технологическая схема декантерной центрифуги представлена на рисунке 5.3.

Рисунок 5.3. Технологическая схема декантерной центрифуги

В декантерной центрифуге процесс сепарирования происходит под действием центробежных сил, которые могут составлять более 3000G.

Под действием этих сил более плотные твердые вещества прижимаются к стенке вращающегося барабана, в то время как менее плотная жидкая фаза образует концентрический внутренний слой. Глубину слоя жидкости (так называемого "пруда") при необходимости можно изменять с помощью комбинации внутренних направляющих перегородок.

Образуемый твердой фазой осадок непрерывно удаляется шнеком, который вращается со скоростью, отличной от скорости вращения барабана. В результате твердая фаза постоянно удаляется из "пруда" и перемещается вверх по конической "пляжной" части.

Центробежная сила уплотняет твердую фазу и вытесняет остатки жидкой фазы. Затем осушенный сухой остаток выгружается из барабана. Очищенная жидкая фаза (фазы) переливается через перегородки в противоположном конце барабана.

Направляющие перегородки внутри корпуса центрифуги направляют потоки разделенных жидких фаз в заданных направлениях и предотвращают опасность перемешивания потоков.

В двухфазной декантерной центрифуге уровень жидкости регулируется перегородками. При эксплуатации в трехфазном режиме каждая фаза переливается через набор перегородок в отдельный отсек с направляющими в корпусе установки. В определенных вариантах для откачивания жидкости из декантерной центрифуги применяется центростремительный насос, в котором используется гидростатический напор, развиваемый вращающейся жидкой фазой.

Достигнутые экологические выгоды:

очистка сточных вод;

высокая энергоэффективность и низкое потребление;

сниженное потребление химических реагентов.

Применимость

Декантеры позволяет перерабатывать нефть на различных стадиях нефтедобычи, подготавливать воду для очистки и закачки в пласт на месторождениях и т.д.

Декантерные центрифуги компании предназначены для обработки твердых частиц с диаметрами от нескольких микрон до нескольких миллиметров. Декантерные центрифуги могут также обрабатывать суспензии с весовым содержанием твердой фазы от 0,1 % до более чем 65 %. Могут работать при колебаниях подачи сырья более эффективно, чем центрифуги или сепарационное оборудование других типов.

Экономика

Декантеры (трикантеры) имеет низкоое отношение капитальных затрат к производительности и низким расходам на техническое обслуживание.

Средний срок окупаемости по реализованным проектам составляет 2–3 года.

Эффект от внедрения

Высокая устойчивость к изменению условий процесса.

Пример завода(-ов)

Очистное сооружение MARPOL, переработка некондиционной нефти. Таллин (Эстония).

Справочная литература

[100]

5.2.6. Центробежная сепарация с использованием тарельчатой центрифуги

Описание

Тарельчатые сепараторы предназначены для непрерывного разделения твердых веществ и жидкости или двух жидкостей под действием центробежной силы.

При этом легкая фаза образует ряд внутренних концентрических слоев (равномерно распределяется в межтарельчатом пространстве сепаратора), а твердые вещества собираются на периферии вращающегося барабана сепаратора.

Поверхность раздела между жидкой и твердой фазой называется границей раздела фаз. Для достижения оптимального результата разделения граница раздела фаз в сепараторе является регулируемым параметром.

Использование специального пакета тарелок сепаратора позволяет увеличить поверхность осаждения, что способствует резкому увеличению скорости протекания процесса. Особенности расчета, формы и конструкции тарелок позволяют использовать сепараторы в режиме непрерывного производства и для различных областей применения. Выгрузка тяжелой фазы осуществляется непрерывно, периодически или вручную и зависит от марки сепаратора и количества твердых веществ.

Осветленная жидкость поднимается в верхнюю часть сепаратора в зоне оси вращения и выводится через специальные камеры под действием силы тяжести или посредством использования специального откачивающего устройства – напорного диска. Камеры являются изолированными во избежание смешения фаз.

Технологическая схема тарельчатой центрифуги представлена на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4. Технологическая схема тарельчатой центрифуги

Применимость

Установки с тарельчатыми центрифугами позволяет перерабатывать нефть на различных стадиях нефтедобычи, подготавливать воду для очистки и закачки в пласт на месторождениях, решать сложнейшие технологические задачи по классификации и т.д.

Тарельчатые центрифуги помогают отсепарировать воду из скважинной продукции в диапазоне обводненности от 5 % до 90 % с одновременным обессоливанием нефти в непрерывном режиме.

Экономика

Внедрение данного решения сопряжено со значительными затратами на приобретение оборудования, однако полностью окупается за счет интенсификации процессов и лучшего качества получаемого на выходе сырья. Средний срок окупаемости по реализованным проектам составляет 2–3 года.

Пример завода(-ов)

установки на базе тарельчатых сепараторов для подготовки нефти УППН "Суханово" и ППСН "Ярега" (Республика Коми, РФ);

подготовка сырой нефти на плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти PengBo (HaiYangShi You 117, Bohai Bay) FPSO, Conoco Phillips и CNOOC.

Справочная литература

[100]

5.3. Подготовка воды

5.3.1. Предварительный сброс пластовой воды

5.3.1.1. Улучшение процесса разделения нефти и воды перед сбросом в сточные воды водоочистных сооружений

Описание

Методы, которые могут быть применены, заключаются в следующем:

1) передача сточных вод из установок обессоливания в отстойную емкость, где может быть достигнуто дальнейшее разделение нефти и воды. Нефть из воды может быть непосредственно извлечена в системе обработки нефтезагрязненных сточных вод;

2) выбор оптимальных регуляторов межфазового уровня. В зависимости от удельного веса и диапазона обрабатываемого сырья необходимо рассматривать наиболее точные датчики уровня среди вытеснителей, емкостных зондов или детекторов радиоволн. Точность регулировки межфазового уровня имеет основополагающее значение для корректной работы обессоливателя;

3) оптимальное улучшение разделения нефти и воды может быть достигнуто с помощью добавок "смачивающих" агентов, предназначением которых является удаление взвешенных загрязняющих веществ, которые ответственны за значительный унос нефти в воду;

4) использование нетоксичных, биоразлагаемых, негорючих специальных деэмульгирующих химических веществ, улучшающих процесс слияния капель воды.

Достигнутые экологические выгоды

Описанные выше методы улучшают разделение нефтепродуктов и воды, снижая уровень нефтепродуктов при очистке сточных вод и рециркуляцию их в технологический процесс, а также снижая образование нефтяного шлама. При применении первого метода, упомянутого выше, в сепараторы поступает на 10-20 % меньше нефти. Второй может отделить от водной фазы около 5-10 % нефти.

Кросс-медиа эффекты

Некоторые из предложенных методов требуют применения химических веществ.

Применимость

Полностью применим.

Эффект от внедрения

Увеличение степени разделения нефти и воды.

Справочная литература

[8], [26]

5.3.2. Подготовка пластовой воды

5.3.2.1. Максимальное использование оборотной системы водоснабжения для технологических нужд

Описание

Аналогично определению возможностей энергосбережения, могут быть проведены исследования экономии воды для определения вариантов интеграции технологической воды, а также возможностей сокращения и повторного использования воды. На большинстве нефтегазодобывающих предприятиях некоторые внутренние водные потоки обычно используются в качестве промывочной воды для опреснения, например, конденсатная вода и очищенная от пара кислая вода. Существуют возможности для увеличения сокращения и повторного использования воды на нефтеперерабатывающих заводах, что приведет к сокращению размеров и затрат как на подпитку воды, так и на очистные сооружения на конце трубы.

Достигнутые экологические выгоды

Интеграция водных потоков в основном направлена на сокращение потребления пресной воды. Экологические последствия концептуального подхода к схеме интеграции технологических вод являются благоприятными. Закрытые системы и замкнутые контуры водоснабжения ограничивают выбросы углеводородов в атмосферу и сбросы в поверхностные воды, а также приводят к уменьшению образования отходов в виде осадка. Количественная оценка сокращения потребляемой воды (и потерь продуктов) варьируется от места к месту, но может быть существенной (>50%).

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Целью оборота воды является сокращение объема технологической воды, производимой для окончательной очистки перед сбросом, с целью экономии эксплуатационных расходов. Это позволяет экономить высококачественную питьевую и деминерализованную воду, которая в некоторых местах может быть дорогостоящей. Это уменьшает размеры, инвестиции и эксплуатационные расходы на водоснабжение и очистку сточных вод. Кроме того, это уменьшает размер и воздействие сбросов сточных вод на окружающую среду.

Принцип заключается в использовании, когда это возможно, предотвращения, сокращения, рециркуляции и повторного использования технологической воды, дождевой воды, охлаждающей воды и иногда загрязненных подземных вод с целью уменьшения количества технологической воды для очистки. Данный способ необходимо проводить как часть генерального плана водоснабжения для нефтегазодобывающего предприятия. Этот план направлен на оптимизацию использования и повторного использования всех водных потоков на нефтегазодобывающем предприятии. Вода, используемая для процесса на нефтегазодобывающем предприятии, имеет величину от 0,1 до 0,6 м3 за тонну сырья. Некоторые методы, которые следует рассмотреть для сокращения потребления пресной воды, могут включать, но не ограничиваться ими, например повторное использование неочищенной / очищенной кислой воды в качестве промывочной воды.

Кросс-медиа эффекты

Уменьшение объема воды может привести к увеличению концентрации загрязняющих веществ, поступающих на очистные сооружения, но процесс, при правильном проектировании, в целом может решить эту проблему.

Применимость

Как правило, это применимо к существующим установкам, но при включении в первоначальный проект это может привести к еще более высокой эффективности.

Эффект внедрения

Сокращение потребления пресной воды является целью большинства нефтегазодобывающих предприятий по следующей причине. Пресная вода, особенно высококачественная, является ценным ресурсом, которого во многих частях Республики Казахстан становится все меньше. Там, где используется вода более низкого качества, очистка до приемлемых стандартов также требует использования энергии и химикатов.

Пример завода(-ов)

Благодаря такому подходу недавно построенный предприятие в нефтегазовой отрасли в Таиланде вырабатывает всего 40 т/ч технологической воды при производительности сырой нефти 8 млн тонн в год. Значения в 0,5м3 на тонну сырой нефти также были достигнуты в Европе.

Справочная литература

[24], [27]

5.3.2.2. Техники, включающие подготовку пластовой воды до требуемых параметров, с применением сепарационного (емкостного) оборудования

Описание

Методы предотвращения, которые могут быть применены для сокращения выбросов в воду, могут быть:

минимизировать и контролировать, по возможности, количество и уровень загрязнения сточных вод, подлежащих очистке на суше "у источника", т.е. сточных вод, поступающих в результате деятельности;

использование трехфазного сепаратора для жидкостей из улавливателя шлама для контроля и минимизации содержания углеводородов в водной фазе;

обработайте кислую воду в установке для удаления кислой воды;

технологические стоки установок регенерации гликоля или метанола и любые другие стоки с высоким содержанием биохимической потребности в кислороде/химическом потреблении кислорода следует отделять от других потоков, например, поверхностных вод, и обрабатывать перед сбросом в систему очистки сточных вод на объекте;

применяйте методы управления водными ресурсами.

Кросс-медиа эффекты

Инвестиционные затраты.

Применимость

Технология общеприменима.

Эффект от внедрения

Увеличение степени очистки нефти и воды от загрязняющих веществ.

Справочная литература

[28]

5.4. Подготовка и переработка газа

5.4.1. Осушка газа

См. раздел 3.4.1

5.4.1.1. Предварительная сепарация

Описание

Описание данной техники указано в разделе 3.2.2.

Достигнутые экологические выгоды

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эксплуатационные данные указаны в разделе 3.2.2.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

Отделении примесей от сырой нефти для последующей переработки.

5.4.1.2. Абсорбционная осушка газа

Описание

Абсорбцией называется процесс поглощения компонентов газа жидкими поглотителями-абсорбентами. Этот процесс основан на различии давлений насыщенных паров влаги в сырьевом газе и над раствором абсорбента, контактирующим с газом. При контактировании газа с осушителями абсорбция (извлечение) влаги протекает до тех пор, пока парциальное давление влаги в газе не достигнет величины ее же парциального давления над раствором осушителя (абсорбента). Описание данной техники указано в разделе 3.4.1.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эксплуатационные данные указаны в разделе 3.4.1.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

Отделении примесей от сырой нефти для последующей переработки.

Справочная литература

[29]

5.4.1.3. Адсорбционная осушка газа

Описание

Процесс адсорбционной осушки газа является более простым по сравнению с абсорбцией. На первом этапе газ проходит через сепаратор, где идет отделение механических примесей и капельной влаги. Затем газ поступает в аппарат с адсорбентом (в технологической схеме таких аппаратов должно быть минимум два), где адсорбент поглощает влагу из газа. Далее уже осушенный газ идет далее по технологической линии или в газопровод. Другой аппарат в это время находится в регенерации. Часть осушенного газа, предварительно нагретого в теплообменнике, поступает в низ аппарата для регенерации осушителя. После этого газ вновь проходит через теплообменник, где уже охлаждается, поступает в сепаратор, а затем поступает в поток влажного газа. Описание данной техники указано в разделе 3.4.1.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эксплуатационные данные указаны в разделе 3.4.1.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

Отделении примесей от сырой нефти для последующей переработки.

Справочная литература

[29]

5.4.1.4. Низкотемпературная сепарация

Описание

Низкотемпературной сепарацией (НТС) называется процесс однократной конденсации газа при температурах от -10 до -25 °С и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз. Одновременно присутствуют все компоненты сырьевого газа, но жидкая фаза состоит преимущественно из углеводородов С3+, а газовая - из метана и этана. Согласно схеме, сырой газ (I) поступает во входной сепаратор 1, где от газа отделяются пластовая вода с ингибитором гидратообразования (VI) и сконденсировавшийся газовый конденсат (VII). Далее частично отсепарированный газ (VIII) охлаждается в регенеративных теплообменниках 2 и 3 и направляется через дроссель 4 в низкотемпературный сепаратор 5. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками (2 и 3) и перед дросселем 4 подается гликоль (моноэтиленгликоль или ДЭГ) или метанол. Технологическая схема установки НТС представлена на рисунке 5.5.

Рисунок 5.5. Технологическая схема установки НТС

За счет перепада давлений в дросселе 4 понижается температура газа. Вместо дросселя 4 может использоваться детандер (машина, приводимая в действие за счет энергии газа, газ при этом снижает давление и температуру). В случае низкого исходного давления сырьевого газа охлажденный газ их теплообменников поступает в испаритель холодильной машины (где используется внешний хладагент, например, сжиженный пропан).

После охлаждения в устройстве 4 газ поступает в низкотемпературный сепаратор 5, где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Отсепарированный газ (II) из сепаратора 5 через теплообменник 2 подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза IV (нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора гидратообразования) из низкотемпературного сепаратора 5 через дроссель 6 поступает в сепаратор 7, где от нее отделяется образовавшийся при дросселировании газ выветривания (V), направляемый компрессором 8 (либо эжектором) в общий поток газа перед дросселем 4. Ингибитор гидратообразования (VI) поступает из сепаратора 7 на регенерацию, а сконденсировавшийся нестабильный газовый конденсат (VII) - на стабилизацию.

Эффективность работы установок НТС зависит от состава исходного газа, температуры и давления в низкотемпературном сепараторе.

Чем ниже температура процесса и чем больше содержание в исходном газе тяжелых углеводородов, тем больше степень извлечения последних. Для обеспечения высокой степени извлечения тяжелых углеводородов при более легком составе исходного газа требуется более низкая температура.

В ряде случаев при снижении начального давления газа перед входным сепаратором установки НТС помещают дожимной компрессор, повышающий давление газа (компрессионный метод отбензинивания), или же вместо дросселя на входе газа в низкотемпературный сепаратор помещают холодильную машину для снижения температуры газа.

Достигнутые экологические выгоды

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.3

Таблица 5.3. Технологические показатели при извлечении углеводородов методом низкотемпературной сепарации

№ п/п	Загрязняющее вещество	Удельный выброс, кг/т продукции (год)
1	2	3
1	Оксиды азота (в пересчете на NO2)	≤0,1
2	Монооксид углерода (СО)	≤0,5
3	Метан (СН4)	≤0,1
4	Углеводороды предельные (С1 - С5) (исключая метан)	≤0,5
5	Диоксид серы (SO2)	≤0,2
6	Сероводород (H2S)	≤0,01

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

Отделении примесей от сырой нефти для последующей переработки.

5.4.1.5 Подача газа на ГПЗ для получения различных видов топлива и сырья для нефтехимии

Описание

Природный и попутный газ, поступающий для переработки на завод, должен отвечать требованиям, предъявляемым к товарной продукции УКПГ и регламентируются отраслевыми и государственными стандартами.

Для газа, подаваемого местным потребителям для использования в промышленности и коммунальном хозяйстве, нормируются теплота сгорания и число Воббе, а также интенсивность запаха.

При использовании газа в качестве газомоторного топлива для автомобильного транспорта главным показателем качества является расчетное октановое число. Для обеспечения сырьем заводов получения полиэтилена и полипропилена выделяют этан-этиленовую, пропан – пропиленовую фракции, соответствующие стандартам качества нормативных документов.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

Отделении примесей от сырой нефти для последующей переработки.

5.4.1.6. Подготовка и подача в единую систему газа

Описание

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) - комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата.

Товарная продукция УКПГ:

сухой газ месторождений;

сухой отбензиненный газ месторождений;

газовый конденсат.

Требования, предъявляемые к товарной продукции УКПГ, регламентируются отраслевыми (ОСТ) и государственными (ГОСТ) стандартами.
Для газа, подаваемого в магистральные газопроводы, главным показателем качества является точка росы (по влаге и углеводородам). Для холодной климатической зоны точка росы по влаге не должна превышать -20 °С, по углеводородам - не выше -10 °С. Помимо этого ОСТ регламентирует такие потребительские свойства газа, как теплота сгорания и допустимое содержание сернистых соединений.
Для газа, подаваемого местным потребителям для использования в промышленности и коммунальном хозяйстве, нормируются теплота сгорания и число Воббе, а также интенсивность запаха.
При использовании газа в качестве газомоторного топлива для автомобильного транспорта главным показателем качества является расчетное октановое число.
Газовый конденсат, производимый на УКПГ, делится на стабильный и нестабильный. Требования, предъявляемые к различным типам конденсата, варьируются.

Технологический процесс.

Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:

абсорбционная или адсорбционная сушка;

низкотемпературная сепарация или абсорбция;

масляная абсорбция.

На газовых месторождениях подготовка газа заключается в его осушке, поэтому там используются процессы абсорбции или адсорбции.
На газоконденсатных месторождениях осушка и выделение легкоконденсирующихся углеводородов осуществляются путем низкотемпературной сепарации, низкотемпературной абсорбции или низкотемпературной масляной абсорбции.

Состав УКПГ

В состав УКПГ входят:

блок предварительной очистки (сепарации);

Обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.

технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа;

дожимные компрессорные станции;

Обеспечивают рабочие параметры технологии промысловой обработки газа, поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения.

вспомогательные системы производственного назначения (операторная, площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения, резервуарный парк хранения диэтиленгликоля или триэтиленгликоля и т.д.).

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

5.4.2. Аминовая очистка

Описание

См. раздел 3.4.2

5.4.2.1. Удаление сероводорода амином из природного газа

Описание

Кислые газы, которые могут присутствовать в газах нефтепереработки, в основном представляют собой CO2, H2S и Меркаптаны (RSH). Обычно только CO2 и H2S содержатся в этих потоках в высоких концентрациях. С применением аминов можно удалять большее количество вышеупомянутых кислых газов из газов нефтепереработки. Эти газы фактически реагируют с амином с радикалами, который производится посредством ионизации амина в водном растворе, с образованием соответствующих солей, которые остаются абсорбированными в жидкой фазе.

Основной и наиболее полезной характеристикой этой реакции является то, что она является обратимой, обеспечивая возможность расщеплять химические соединения и регенерировать Аминовый раствор, перезапуская цикл сначала. Это производится посредством нагревания аминового раствора и увлечения отделяемых газов паром. Поток пара, генерируемый в регенераторе, должен быть достаточным для обеспечения такого соотношения пара и кислых газов в верхней части колонны, которое обеспечивает необходимый для достижения нужных спецификаций подлежащих очистке газов уровень регенерации аминового раствора. Описание данной техники указано в разделе 3.4.2.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эксплуатационные данные указаны в разделе 3.4.2.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов H2S в окружающую среду.

5.4.2.2. Техника аминовой очистки газа, содержащего сероводород, с блоком регенерации амина

Описание

Сырьем для проектируемой установки сероочистки являются высокосернистые и малосернистые природные газы месторождений УДП "Мубарекнефтегаз", которые подвергаются абсорбционной очистке.

Абсорбент представляет собой раствор амина, состоящий из 15 % ДЭА, 15 % МДЭА, 69,98 % воды и небольшого количества примесей 0,01 % H2S и 0,01 % CO2. В составе установки имеются три основных блока:

1. блок очистки газа;

2. блок регенерации раствора амина;

3. блок фильтрации раствора амина.

Описание данной техники указано в разделе 3.4.2.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эксплуатационные данные указаны в разделе 3.4.2.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов H2S в окружающую среду.

5.4.2.3. Каскадная очистка нефти и нефтепродуктов щелочными растворами

Описание

Общий расход едкого натра на установках снижается, если часть отработанного едкого натра из одной установки повторно используется на другой. Примером такой процедуры может являться вывод регенерированного едкого натра на стадии предварительной промывки и демеркаптанизации газоконденсатов и подачи его на установки демеркаптанизации нефти.

Достигнутые экологические выгоды

Сокращение использования едких растворов.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Необходимо соблюдать особую осторожность при работе с отработанным едким натром из-за наличия на установке соединений серы.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

5.4.2.4. Методы использования отработанного едкого натра

Описание

Едкий натр поглощает и извлекает сероводород, меркаптаны и фенольные загрязнения из нефтепродуктов на промежуточной и финальной стадии очистки. На некоторых установках демеркаптанизации отработанные растворы едкой щелочи имеют неприятный запах. Поэтому операции с ними проводятся в герметичных установках. До сброса в систему сточных вод их очищают, при этом скорость потока регулируется. Существует несколько эффективных методов повторного использования едкого натра на НДО - переработка на НДО или за его пределами, уничтожение в печах сжигания отходов.

Рассматриваемые методы:

нейтрализация и отпарка.

сжигание, как альтернатива очистки сточных вод, из-за очень высокой концентрации крезолов, нафтенов, меркаптанов и других органических соединений в отработанных едких растворах (ХПК>>50 г/л).

обработка и утилизация сухого отработанного едкого натра предотвращает образование пыли. Его захоронение запрещено.

повторное использование отработанного едкого натра.

борьба с коррозией на установках подготовки сырой нефти с использованием отработанного, а не свежего едкого натра. На электрообессоливающей установке нестабильные формы хлоридных (магниевых) солей не извлекаются из сырой нефти. При нагревании в дистилляторе сырой нефти они растворяются и образуют хлоридную коррозию. С целью предотвращения образования коррозии в установку с сырой нефтью вводят небольшое количество едкого натра (натрия). В результате образуется стабильная форма хлорида натрия, которая нейтрализует хлоридные компоненты. Для нейтрализации продуктов хлоридного разложения часто используется отработанный едкий натр. Он также уменьшает образование отходов.

повторное использование едкого натра на электрообессоливающей установке с сырой нефтью или установке отпарки кислых стоков.

использование едкого натра на установке биологической очистки в качестве дополнительного средства контроля рН сточных вод.

повторное использование едкого натра, содержащего фенолы - значение рН щелочи снижают до тех пор, пока фенолы перестанут растворяться. Таким образом, жидкости расслоятся. Затем щелочь обрабатывается в системе очистки сточных вод.

повторное использование отработанного едкого натра (обычно разделяемый на: сульфидный, крезоловый и нафтеновый) за пределами предприятия.

на бумажном комбинате (только сульфидно-щелочной раствор).

в качестве сырья для Na2SO3 (может потребоваться разделение видов щелочей).

регенерация или окисление отработанного едкого натра происходит в результате:

очистки перекисью водорода;

применения катализатора с неподвижным слоем;

продувки сжатым воздухом: 120-320 °C; 1,4 -20,4 МПа;

применения биологической системы очистки.

Достигнутые экологические выгоды

Сокращение выбросов пахучих веществ в атмосферу и использования едкого натра.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Кросс-медиа эффект

Отмечены следующие воздействия загрязнений одной среды на другую при различных методах очистки нефтепродуктов:

присутствие едкого натра на установке сырой нефти способствует образованию кокса на последующих установках по потоку нефти.

увеличение содержания фенолов, бензолов, толуолов и ксилолов на установке очистки сточных вод. Как следствие, такая концентрация вредных веществ снижает производительность установки очистки сточных вод либо увеличивается количество сбросов очистных сооружений. Меркаптаны, крезолы и нафтены негативно сказываются на производительности установок биоочистки.

Эффект от внедрения

Уменьшить применение едкого натра.

Применимость

Технология общеприменима.

Пример заводов по подготовке и переработке нефти

Ряд предприятий располагают функциональной возможностью регенерировать отработанный едкий натр. Однако другие вынуждены утилизировать его излишки после щелочной промывки нефтепродукта. В результате остается небольшое количество едких веществ и, как правило, их используют на установках очистки сточных вод. В противном случае их сдают на утилизацию на бумажный комбинат и целлюлозный завод, где они используется в качестве отбеливающего реагента. Некоторые предприятия отдают на реализацию отработанную концентрированную щелочь с фенолом. Ее применяют для извлечения крезоловых кислот из нефтяных продуктов. Некоторые предприятия самостоятельно перерабатывают такую концентрированную щелочь. Извлеченный дисульфид реализуют в качестве готового продукта или отдают на переработку в печь сжигания отходов.

5.4.3. Демеркаптанизация (Щелочная очистка)

5.4.3.1. Техника удаления меркаптанов из газолина процессом MEROX

Описание

"Мерокс", окисление меркаптанов – это процесс, проводимый для удаления меркаптанов из полуфабрикатов и конечных продуктов, таких как СУГ, газолин, бензин, керосин, авиатопливо и дуругих фракций нефти. Описание данной техники указано в разделе 3.4.3. Дополнительная информация по процессу представлена ниже:

Процесс "Мерокс" применяется преимущественно для демеркап- танизации сжиженных газов и бензинов. Процесс окислительной демеркаптанизации сырья осуществляется в следующие три стадии:

1) экстракция низкомолекулярных меркаптанов раствором щелочи:

RSH+NaOH = RSNa+H2O

2) превращение меркаптидов натрия в дисульфиды каталитическим окислением кислородом воздуха:

2RSNa+1/2O2+H2O=RSSR+2NaOH

3) перевод неэкстрагированных щелочью высокомолекулярных меркаптанов сырья в менее активные дисульфиды каталитическим окислением кислородом воздуха:

2RSH+1/2O2 = RSSR +H2O

Наиболее активными и распространенными катализаторами процесса "Мерокс" являются фталоцианины кобальта (металлоорганические внутрикомплексные соединения - хелаты) в растворе щелочи или нанесенные на твердые носители (активированные угли, пластмассы и др.).

Технологическая схема представлена на рисунке 5.6.

Рисунок 5.6. Принципиальная технологическая схема процесса каталитической окислительной демеркаптанизации углеводородного сырья "Мерокс": I – сырье; II – воздух; III – регенерированный раствор щелочи ("Мерокс"); IV – отработанный воздух;

V – дисульфиды; VI – циркулирующий раствор щелочи ("Мерокс"), свежая щелочь; VII – очищенный продукт.

Исходное меркаптансодержащее сырье предварительно очищается от сероводорода и органических кислот в колонне 1 промывкой раствором щелочи, затем поступает в экстрактор К-2, где из него раствором щелочи экстрагируются низкомолекулярные меркаптаны. Экстрактный раствор из К-2 поступает в реактор Р-1, где производится каталитическое окисление меркаптидов натрия в дисульфиды кислородом воздуха с одновременной регенерацией раствора щелочи (или раствора Мерокс) в случае применения растворимого катализатора). Реакционная смесь далее проходит сепараторы С-2 и С-3 для отделения отработанного воздуха и дисульфидов, после чего регенерированный раствор щелочи (или "Мерокса") возвращается в экстрактор К-2.

Очищенное от низкомолекулярных меркаптанов сырье (рафинатный раствор) поступает в сепаратор щелочи С-1, далее в реактор Р-2 для перевода высокомолекулярных меркаптанов, не подвергшихся экстракции в К-2, в дисульфиды каталитическим окислением кислородом воздуха. Реакционная смесь из Р-2 поступает в сепаратор С-4, где разделяется на отработавшийся воздух, циркулирующий раствор щелочи ("Мерокс") и очищенный продукт.

Для очистки низкомолекулярных фракций (например, сырья алкилирования), не содержащих высокомолекулярных меркаптанов, используется упрощенный (экстракционный) вариант процесса ‚ где стадия дополнительной окислительной демеркаптанизации в реакторе 2 исключена.

Ниже приведены данные по содержанию меркаптанов после окислительной демеркаптанизации различного сырья в процессе "Мерокс":

№ п/п	Сырье	Содержание меркаптанов, г/т
		В сырье	В очищенном продукте

1	2	3	4
1	Сжиженный газ	1500	5
2	Бензин термического крекинга	2000	5
3	Бензин каталитического крекинга	200	5
4	Керосин	100	Отрицательная проба

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эксплуатационные данные указаны в разделе 3.4.3.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов меркаптанов в окружающую среду.

5.4.4. Компримирование газа

Описание

См. раздел 3.4.4

5.4.4.1. Повышение степени сжатия ступеней компримирования путем замены сменной проточной части, и нагнетателей (уменьшение расхода топливного газа и снижение массы выбросов ЗВ)

Описание

Технология повышения степени сжатия ступеней компримирования путем замены сменной проточной части, и нагнетателей необходима для эффективной переработки сырья.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Уменьшение расхода топливного газа и снижение массы выбросов ЗВ.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов ЗВ в окружающую среду.

5.4.4.2. Применение ГПА на базе экономичных приводов

Описание

ДКС классифицируют по типу используемого привода, которые отличаются видом используемого топлива. Наиболее часто используются следующие виды приводов: – газомоторный; – газотурбинный; – электрический. Основу газомоторного привода составляет двигатель внутреннего сгорания, работающий на газообразном топливе - достаточно дешевом и доступном источнике энергии. Такие устройства надежны и неприхотливы в эксплуатации. Пуск привода осуществляется с помощью сжатого воздуха, а регулировка оборотов происходит за счет изменения подаваемого в цилиндры газа. В газотурбинном приводе механическая энергия вырабатывается с помощью турбины, в которой происходит расширение горячего газа, образующегося в камере сгорания, куда подаются топливо и атмосферный воздух. Воздух засасывается с помощью компрессора, поэтому для пуска газотурбинной установки требуется отдельный источник энергии (стартер). Компрессор, камера сгорания и турбина являются основными компонентами газотурбинного агрегата. Данный вид приводов получил широкое распространение, поскольку не привязан к поставкам топлива извне и работает на том же газе, который перекачивает ДКС, а излишки вырабатываемой энергии могут идти на отопление и электроснабжение самой станции и близлежащих объектов. ДКС с электрическим приводом, несмотря на необходимость в обязательном подведении электроэнергии, имеет ряд преимуществ перед газомоторными и газотурбинными установками. Во-первых, использование электричества экономит само перекачиваемое топливо, а также благоприятно сказывается на экологичности ДКС за счет снижения выбросов в атмосферу. Во-вторых, электродвигатель гораздо проще поддается регулировке и автоматизации, что значительно упрощает контроль работы всей станции и позволяет уменьшить необходимый рабочий персонал. И, в-третьих, значительно улучшаются условия труда на такой ДКС благодаря уменьшению шума установки, вибрации и запыленности воздуха

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Выбор типа привода компрессора на примере проекта "Строительство компрессорной станции "Караозек" для МГ Бейнеу-Бозой-Шымкент. Применение компрессоров центробежного типа с электроприводом, оснащенных соответствующей системой электроснабжения, распределения, снабжения энергией может вполне удовлетворить потребности работы с различными изменениями обстановки на трубопроводе. Обычно наличие нескольких источников дешевой электроэнергии в районе строительства КС может служить основанием для принятия решения о использовании электропривода. Однако, полный комплект системы электропривода состоит из одного отдельного трансформатора, одного частотного регулятора и одного асинхронного генератора переменного тока. В целях унификации и снижения затрат на сервисное обслуживание всех компрессорных станций на проекте строительства МГ "Бейней-Бозой-Шымкент" однотипного оборудования, применение электродвигателей в качестве приводов компрессоров на КС4 "Караозек" не целесообразно. Применение поршневого привода сложно в эксплуатации и не обеспечивает большую производительность и поэтому практически не используются в магистральных газопроводах. Паровые турбины значительно сложнее в эксплуатации и требуют наличия пресной воды, которая отсутствует в аридных зонах и по этим причинам паровые турбины также не могут быть использованы в нашем случае. В связи с вышеизложенным было принято решение, что на КС-4 "Караозек" следует применить газотурбинный привод, Оcновным преимуществом которого является то, что он работает на газе, транспортируемом по газопроводу, и является оптимальным приводом для центробежного компрессора.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Увеличение энергоэффективности.

5.4.4.3. Наладка ГПА на низкий уровень образования NOx (сухое подавление выбросов)

Описание

Использование горелок предварительного смешения с технологией сухого подавления NOх при производстве новых газовых турбин является НДТ. Большинство существующих газовых турбин может быть переведено на технологию сухого подавления NOX, но иногда использование впрыска воды и пара может стать более удачным техническими решением. Технические решения должны подбираться индивидуально для каждого отдельного случая.

Некоторые газовые турбины и газовые ДВС, эксплуатирующиеся в Европе, Японии и США, были изготовлены с использованием технологии селективного каталитического восстановления, направленной на уменьшение выбросов NOx. Помимо технологии сухого подавления NOx с помощью горелок предварительного смешения и впрыска воды и пара, система селективного каталитического восстановления может рассматриваться в качестве решения, разработанного на основании НДТ. Для газовых турбин нового поколения использование горелок для сухого подавления NOx является стандартом, поэтому, как правило, необходимости в установке дополнительной системы селективного каталитического восстановления нет. Система селективного каталитического восстановления может использоваться для дальнейшего уменьшения выбросов NOx, в тех регионах, где местные нормы качества воздуха касательно выбросов NOX строже, чем те уровни выбросов, которые обеспечивает технология сухого подавления (например, в случае эксплуатации оборудования в густонаселенном городском районе).

Для существующих газовых турбин впрыск воды и пара или переход на использование технологии сухого подавления NOX являются НДТ. Газовые турбины старого поколения с более высокими начальными температурами одновременно являются более эффективными и при этом выбрасывают больше NOx. При этом стоит заметить, что благодаря большей эффективности турбин, выбросы NOX, приходящиеся на каждый выработанный кВт/ч, меньше, чем у газовых турбин нового поколения. Модернизация турбин старого поколения с установкой системы селективного каталитического восстановления на действующих парогазовых установках не только технически осуществима, но и экономически обоснована в случае, если в проект изначально была заложена установка котла-утилизатора и, соответственно, для него была подготовлена площадка.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Для стационарных газовых двигателей НДТ является технология, основанная на использовании бедной смеси. Благодаря тому, что в оборудовании изначально используется бедная смесь, не требуется никаких дополнительных реагентов или утяжелителей для уменьшения выбросов NOX NOX. Так как газовые двигатели иногда по умолчанию оснащены системой селективного каталитического восстановления, эта технология может считаться частью НДТ. Использование катализатора окисления для уменьшения выбросов CO является НДТ. В случае сжигания других видов газообразного топлива таких как, например, биогаз или свалочный газ, выбросы CO могут быть выше.

Для котлов, работающих на газу, 3 % об.O2 принимается за контрольный уровень. Расчеты значений выбросов, которые происходят при применении НДТ, основываются на среднесуточной концентрации веществ, стандартных условиях и типичной нагрузке. Также должны приниматься во внимание более высокие концентрации веществ, возникающие в периоды предельной нагрузки и периоды работы в режиме остановки, пусковых периоды, а также периоды неисправностей в эксплуатации системы очистки, отходящих газов.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов NOx.

5.4.5. Производство сжиженного природного газа

5.4.5.1. Техника удаления меркаптанов из СУГ процессом MEROX

Описание

Описание данной техники указано в разделе 5.4.3.1.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эксплуатационные данные указаны в разделе 5.4.3.1.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов меркаптанов.

5.4.5.2. Техника получения сжиженных углеводородных газов (СУГ)

Описание

Получение сжиженных газов обычно производится по технологической схеме с использованием эффекта Джоуля - Томсона (рисунок 5.4).

Рисунок 5.7. Схема получения сжиженных газов с впрыском метанола

Для предотвращения образования гидратов в поток газа перед его охлаждением впрыскивается 80 %-ный метанол. Газ, пройдя входной сепаратор, поступает в рекуперативный теплообменник Т1, в котором охлаждается обратным потоком газа. Далее газ дросселируется до давления, необходимого для транспорта газа потребителю и, охладившись, поступает в трехфазный сепаратор Сн1 для отделения выпавшей жидкости. Газ из сепаратора, отдав свой холод в рекуперативном теплообменнике, поступает потребителю. Выпавший водно-метанольный раствор дросселируется и поступает в отпарную колонну Км1. Пары метанола из Км1 конденсируются и поступают в сборную емкость. Из емкости метанол подается насосом в систему распределения метанола по установке. Выпавшая в Сн1 углеводородная жидкость поступает на орошение деэтанизатора К1. В К1 происходит отделение фракции С3+ от метан-этановой фракции. Последняя смешивается с основным потоком газа из низкотемпературного сепаратора. Фракция С3+ поступает в среднюю часть колонны К2, в которой разделяется на пропан-бутановую фракцию и ШФЛУ (или стабильный конденсат).

Конденсацию паров, выходящих из К2, а также охлаждение полученного нижнего продукта, осуществляют отсепарированным газом.

По данной технологической схеме были построены установки производительностью 315 млн м3/год перерабатываемого газа. В данном случае имелся свободный перепад давлений между поступающим на переработку газом (3,5 МПа) и товарным газом, подаваемым на ТЭЦ и в город (1,2 МПа). На этом перепаде давлений и был реализован процесс. В результате после дросселирования была достигнута температура минус 63°С, при этом извлечение из газа фракции С3+ составляло около 40% (пропана - 25%).

Данная технология отличается простотой и практически не имеет затрат энергии. При увеличении перепада давлений между поступающим на установку газом и выходящим будет соответственно увеличиваться и коэффициент извлечения С3+.

Недостатками этой установки являются загрязнение продуктов метанолом и трудности с утилизацией метанольной воды.

Более глубокое извлечение фракции С3+ позволяет технологическая схема, представленная на рисунке 5.8.

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

В отличие от предыдущей схемы, здесь применена твердая осушка газа, что дает возможность получать осушенные продукты, не содержащие метанол. Использование детандер-компрессорного агрегата (ТДА) при прочих равных условиях (т.е. одинаковых входных и выходных параметрах газа) позволяет проводить процесс сепарации при более низких температурах и давлениях, что благоприятно сказывается на процессе разделения. ТДА также позволяет максимально сохранить входное давление газа. Использование холода отсепарированного газа в дефлегматоре деэтанизатора К1 позволяет уменьшить унос пропана. Сырьевой газ поступает в трехфазный сепаратор С1. Отсепарированный газ подается в блок осушки, где осушается до точки росы минус 70 °С. Сухой газ подается на охлаждение двумя потоками: в теплообменник Т1, Т2, Т3, и затем в сепаратор С2. Расширенный в детандере газ подается в сепаратор С3. Жидкость из сепаратора дросселируется, нагревается в теплообменнике Т3 и подается в качестве питания в среднюю часть деэтанизатора К1. Газ из сепаратора С3 поступает в качестве хладоагента в дефлегматор деэтанизатора и затем в теплообменник Т1. Кубовая жидкость из деэтанизатора дросселируется и подается в качестве питания в колонну К2. Углеводородная жидкость из трехфазного сепаратора С1 дросселируется и подается в разделитель Р1. Газ и углеводородная жидкость из разделителя подаются в деэтанизатор. Выходящий из деэтанизатора газ после рекуперации холода дожимается компрессором турбодетандерного агрегата, объединяется с основным потоком, выходящим из теплообменника Т1, и поступает потребителю.

Данная технологическая схема может работать в широком диапазоне давлений газа. Коэффициент извлечения пропана зависит от перепада давлений на детандере.

Схема была рассчитана на следующие параметры:

давление сырьевого газа, поступающего с промысла, было 10,8 МПа;

давление товарного газа - 4,2 МПа;

содержание пропана в газе было 1,67 % мольн., бутанов - 0,7 % мольн.

Параметры процесса были подобраны таким образом, чтобы исключить необходимость в дожатии выходящих с установки потоков газа. Газ расширялся в детандере с 10,5 МПа до 4,3 МПа. Газ, выходящий сверху деэтанизатора К1 при давлении 2,5 МПа, сжимался компрессором турбодетандерного агрегата до 4,2 МПа.

Коэффициент извлечения пропана при работе установки на данных параметрах составляет 83 %.

Для осушки газа использовались цеолиты NaA.

Коэффициент извлечения пропана 95 % и выше может быть получен при переработке газа по технологической схеме, представленной на рисунке 5.9.

Рисунок 5.9. Технологическая схема установки газоразделения без выделения этана

В установку поступает осушенный природный газ при давлении 5,6 МПа и температуре 30 °С. Газ разделяется на два потока: один охлаждается в теплообменнике Т5 газом, выходящим сверху колонны К2, другой - в теплообменнике Т1 метановой фракцией из колонны К1. Охлажденный в Т1 газ делится на два потока: один поступает в теплообменник Т3, другой - в Т2. Потоки охлажденного газа из теплообменников Т2, Т3 и Т5 объединяются в один, который поступает на охлаждение в теплообменник Т4. В сепаратор С1 поступает поток газа, охлажденный до температуры -45°С. Газ, выходящий из сепаратора С1, делится на два потока. Основная часть газа расширяется в турбодетандере до 2 МПа, объединяется с дросселированной жидкостью из С1, и общий поток подается в кубовую часть колонны К1. Другая часть газа охлаждается в теплообменнике Т6, дросселируется до 2 МПа и подается в колонну К1 в качестве орошения.

Колонна К1 рассчитана на 4 теоретические тарелки. Жидкость из куба К1 подается в качестве хладагента в дефлегматор Т7 и затем в теплообменник Т2, после чего подается в качестве питания под седьмую (теоретическую) тарелку колонны К2. Колонна К2 рассчитана на 18 теоретических тарелок. Из куба колонны К2 отводится фракция С3+, которая подается на фракционирование в колонны К3 и К5. Продуктом колонны К3 является пропан автомобильный. Из колонны К5 сверху выводится СПБТ, снизу - фракция С5.

В кипятильники Т8, Т12, Т15 подается углеводородный теплоноситель.

Выходящий из колонны К2 газ рекуперирует свой холод в теплообменнике Т5, подается в блок подготовки газа для регенерации и охлаждения адсорберов и затем направляется на ГРС или местные нужды.

Газ, отводимый сверху колонны К1, направляется на рекуперацию холода в теплообменники Т6, Т4, Т3, Т1, затем поступает на всас компрессора турбодетандерного агрегата и после охлаждения в аппаратах воздушного охлаждения поступает в компрессорный цех, где дожимается до давления магистрального газопровода. Часть этого газа после выхода из Т1 может добавляться к газу, поступающему в блок подготовки.

Высокое извлечение пропана достигается за счет промывки газа в колонне К1 сжиженным природным газом и организации орошения в колонне К2 с помощью встроенного дефлегматора Т7, хладагентом в котором является жидкость из куба колонны К1.

Коэффициент извлечения пропана составил 95 %.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Эффективное получение СУГ.

5.4.5.3. Использование изотермических резервуаров для первичного хранения СПГ с отводом и использованием испарений газа в качестве топлива

Описание

Под изотермическим способом хранения сжиженного природного газа (СПГ) следует понимать способ его хранения в резервуарах при постоянно поддерживаемом незначительном избыточном давлении, близким к атмосферному - 4,9×103 ¸ 6,8×103 Па (500, 700 мм вод. ст.), и соответствующей этому давлению температуре кипения.

Принципиальная схема хранения СПГ в изотермическом резервуаре приведена на рисунке 5.10.

Рисунок 5.10. Принципиальная схема хранения СПГ с изометрическим резервуаром

Количество резервируемого для хранения СПГ в резервуарах в каждом конкретном случае определяется проектом на стадии технико-экономического обоснования, в зависимости от функционального назначения комплекса СПГ, конкретной структуры и видов потребления СПГ в качестве моторного и резервного топлива, общей структуры топливо- и газопотребления промышленного района или региона в целом, инфраструктуры и других факторов, но рекомендуется не более, чем 30-суточный запас.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

При организации производства СПГ на 2х и более независимых технологических линиях число суток, резервируемых для хранения СПГ, может быть пропорционально снижено, соответственно, до 15 и менее суток.

По мере надобности СПГ переводят в газообразный вид - процедура превращения проводится в испарительной системе.

Объем резервуаров

За объем СПГ-резервуара принимается геометрический объем его внутренней емкости. Максимальный уровень заполнения резервуара продуктом должен быть не менее, чем на 1 м ниже узла сопряжения цилиндрической стенки с самонесущим купольным перекрытием или внутренней поверхности подвесного перекрытия.

Виды резервуаров

СПГ-хранилища могут быть укомплектованы резервуарами следующих основных типов:

двухстенными металлическими, с внутренней самонесущей емкостью из хладостойкой стали и внешней (герметизирующей) емкостью из углеродистой стали;

двухстенными комбинированного типа, с внутренней самонесущей емкостью из хладостойкой стали и внешней емкостью (цилиндрическим "стаканом") из железобетона;

одностенными комбинированного типа, с внутренней герметизирующей тонколистовой гофрированной оболочкой из хладостойкой стали и внешней, несущей гидростатическую нагрузку, емкостью (цилиндрическим "стаканом") из железобетона;

двухстенными, с внутренней емкостью (цилиндрическим "стаканом" из предварительно напряженного железобетона, с дополнительной ее облицовкой (при необходимости) тонколистовой хладостойкой или углеродистой сталью, и внешней емкостью (цилиндрическим "стаканом") из обычного или предварительно напряженного железобетона, с дополнительной ее облицовкой (при необходимости) тонколистовой углеродистой сталью.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Безопасное хранение СПГ.

5.4.5.4. Использование на заводе СПГ факельной установки, позволяющей исключить выбросы невоспламененного углеводородного газа в атмосферный воздух

Описание

Факельное хозяйство комплекса СПГ обеспечивает централизованный сбор и сжигание углеводородных газов и паров, сбрасываемых с технологических блоков и изотермических резервуаров СПГ при нарушении режима их работы через предохранительные клапаны, при продувках технологического оборудования и трубопроводов, а также в аварийных ситуациях.

Учитывая специфику технологии сжижения природного газа как криогенного процесса, в состав факельного хозяйства комплекса СПГ входят отдельные факельные системы для сбросов:

"теплых" газов и паров (с температурой от плюс 300 °С до минус 30 °С);

"холодных" паров и газов (с температурой от минус 30 °С до минус 165 °С).

На "теплый" факел идут сбросы с предохранительных клапанов, аварийные сбросы и продувки компрессорного цеха, блоков осушки и очистки газа, ректификации, предварительного охлаждения газа и т.д.

На "холодный" факел идут низкотемпературные сбросы с блока сжижения, насосных СПГ, регазификаторов и др., а также сбросы от регулируемых предохранительных клапанов изотермических резервуаров СПГ.

Системы "холодного" факела выполняются с учетом следующих требований:

сброс паров СПГ от предохранительных клапанов, установленных на резервуарах изотермического хранилища, должен направляться по отдельным трубопроводам от каждого резервуара в специальный факельный коллектор и на самостоятельную установку для сжигания паров;

сбросы предохранительных клапанов и других аварийных устройств технологических блоков (установок) должны направляться в самостоятельную систему, не связанную с системой сбросов от предохранительных клапанов изотермических резервуаров.

Специальный факельный коллектор сбора паров СПГ от предохранительных клапанов изотермических резервуаров рассчитывается на прохождение максимального количества паров, образующихся во всех резервуарах хранилища СПГ при всех возможных сочетаниях факторов, создающих избыточное давление , за исключением теплового воздействия при пожаре.

Потери давления в этой системе (от резервуара до верха факельного ствола при максимальном сбросе) должны быть не выше значения максимально допустимого превышения давления в резервуарах СПГ (заданного технологическим регламентом), при котором начинают срабатывать предохранительные клапаны прямого сброса в атмосферу.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Пропускной способности факельной системы от технологических блоков установки СПГ:

для трубопровода от отдельного технологического блока (установки) до общего факельного коллектора - по максимальному аварийному сбросу из одного аппарата данного блока (установки);

для факельного коллектора - по аварийному сбросу того технологического блока, установки, где этот сброс является максимальным по сравнению с остальными, с коэффициентом К = 1,2.

Потери давления в этой системе не должны превышать 0,1 МПа (до верха факельного ствола) при максимальном сбросе.

Для предотвращения уноса жидкой фазы на факельные установки "холодные" сбросы направляются в объемные сепараторы, оборудованные системой наружного обогрева (пар, вода) для испарения отсепарированной жидкой фазы.

Системы "холодного" факела комплекса СПГ имеют свои факельные установки для сжигания сбросных газов и паров, состоящие из: факельного ствола, оснащенного оголовком и лабиринтным уплотнением; системы зажигания; средств контроля и автоматики; обвязочных трубопроводов, в соответствии с требованиями действующих правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

Для воспламенения сбросных газов и паров и обеспечения стабильного горения, факельный ствол оснащается дистанционным электрозапальным устройством I категории надежности электроснабжения, подводящими трубопроводами топливного газа и дежурными горелками с запальниками.

Подача топливного газа к факельным стволам производиться от централизованной системы снабжения топливным газом комплекса СПГ. Сигнализация минимального давления или расхода топливного газа на дежурные горелки выведена на щит оператора (диспетчера) комплекса.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Исключение выбросов невоспламененного углеводородного газа в атмосферный воздух.

5.4.5.5. Техника очистки СУГ от карбаноилсульфида (COS) с помощью гидролиза

Описание

Технология применяется для доочистки сжиженного углеводородного газа (СУГ) от примеси карбонилсульфида (сульфидоксид углерода, сероксид углерода) до остаточного содержания 5,0 ppm.

Гидролиз карбонилсульфида и хемосорбция продуктов его гидролиза водным раствором диэтаноламина (ДЭА) с последующей термической регенерацией насыщенного раствора ДЭА. Концентрация карбонилсульфида в СУГ до очистки составляет максимально 0,05 % мас., остаточное содержание карбонилсульфида - не более 0,0005 % мас.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Комплексная регенеративная сероочистка СУГ, содержащих наряду с меркаптанами, сероводородом и углекислым газом, трудно извлекаемый карбонилсульфид (СOS). Отсутствие образования сульфидсодержащих токсичных стоков.

5.4.5.6. Адсорбционная осушка СУГ, компримирование СУГ

Описание

Процесс адсорбционной осушки проходит только пропан. Установка осушки пропана представляет собой разработанный поставщиком блок осушки, в котором используются молекулярные сита в качестве влагопоглотителя для поглощения воды из влажного пропана, и достижения содержания влаги в сухом пропане менее 1 млн-1 вес. Блок осушки состоит из двух реакторов. Единовременно 1 реактор находится в цикле адсорбции, в то время как другой находится в цикле регенирации или же ожидания. Регенерация реактора проивзодится путем направления потока нагретого пропана обратным потоком через верх адсорбера.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

5.4.5.7. Техника очистки СУГ (удаления меркаптанов, H2S и COS) процессом MERICHEM

Описание

Сернистые соединения в СУГ представлены сероводородом и меркаптанами. Если очистка СУГ от сероводорода осуществляется регенерируемыми водными растворами алканоламинов, то для очистки СУГ от меркаптанов используется метод их щелочной экстракции с окислительно-каталитической регенерацией насыщенного меркаптидами щелочного раствора по схеме, представленной на рисунке 5.11.

При взаимодействии СУГ с щелочным раствором в экстракторе происходит хемосорбция содержащихся в нем метил- и этилмеркаптанов с образованием нерастворимых в углеводородах меркаптидов натрия по реакции:

RSH + NaOH = RSNa + H2O (1)

Очищенный от меркаптанов СУГ с верха экстрактора T-101 выводится с установки, а насыщенный меркаптидами щелочной раствор с куба экстрактора поступает в регенератор R-101, где в присутствии катализатора идет окисление меркаптидов воздухом с образованием нерастворимых в щелочном растворе органических дисульфидов и выделением свободной щелочи:

2RSNa + 0,5 O2 + H2O → RSSR + 2NaOH

Смесь отработанного воздуха с регенерированным щелочным раствором и дисульфидами с верха регенератора поступает в дегазатор D-102, откуда воздух направляется в топку ближайшей печи на прокаливание,а регенерированный щелочной раствор с дисульфидами выводится с низа дегазатора D-102, смешивается с бензиновой фракцией и насосом Р-101 направляется через холодильник Е-102 в сепаратор дисульфидов D-103. Бензиновый экстракт дисульфидов с верха сепаратора отводится на гидроочистку или в сырье установки каткрекинга, а регенерированный раствор щелочи с низа сепаратора D-103 возвращается в экстрактор на очистку СУГ от меркаптанов.

При использовании гомогенных фталоцианиновых катализаторов для регенерации щелочи (по технологиям UOP, Merichem и ВНИИУС), процесс окисления меркаптидов продолжается и вне регенератора - в трубопроводах и в экстракторе - из-за присутствия растворенных катализатора и кислорода в циркулирующем щелочном растворе. Образующиеся при этом дисульфиды пере- ходят в экстракторе из щелочи в очищаемый продукт, приводя к увеличению содержания общей серы в СУГ до 20–50 ppm.

Рисунок 5.11. Технология очистки СУГ

На предприятии очистка СУГ от COS, а также от H2S происходит в блоке. Насыщенный H2S и COS поток СУГ направляется в реактор гидролиза последовательно в реакторы. В реакторах также закачивается небольшое количество деминерализованной воды, необходимой для реакции гидролиза. В реакторах, COS реагирует с водой производя H2S и CO2. Далее очищенный от COS поток СУГ направляется в аминовый контактор с нижней части. С верхней части контактора подается раствор диэтаноламина который извлекает из СУГ H2S и CO2.

Далее СУГ направляется на блок очистки от меркаптанов процессом MEROX. Меркаптаны извлекаются из СУГ методом непосредственного взаимодействия со щелочным раствором в экстракционной колонне СУГ. Раствор щелочи стекает сверху вниз в непрерывной фазе вдоль экстракционной колонны, тогда как поток СУГ рассеивается через щелочь в противоточном потоке.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Удаление меркаптанов, H2S и COS.

5.5. Реагентное хозяйство

5.5.1. Регенерация реагента

Описание

На установках подготовки газа и газового конденсата производится регенерация реагентов: метанола, гликолей, аминов. Описание установок представлены в разделе 3.5.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов в атмосферу и возврат реагентов в цикл очистки.

5.5.1.1. Очистка регенерационных отработанных газов

Описание

Регенерационный отработанный газ может содержать следы HCl, Cl2, CO, SO2, углеводородов, диоксинов и фуранов. Хранение и обращение с органическими хлоридами, используемыми во время регенерации, также может привести к выбросам в атмосферу. В некоторых конструкциях установок регенерационный вентиляционный газ может направляться через адсорбционный слой, через скруббер или в сочетании с основной системой промывки отходящих газов водой.

Достигнутые экологические выгоды

Адсорбционные слои, водяные скрубберы или скруберы, орошаемые водным раствором едкого натра и основные системы промывки воды приводят к сокращению выбросов микрокомпонентов в регенерационном вентиляционном газе и удалению большинства диоксинов и фуранов из выбросов в атмосферу. Однако из-за гидрофобных свойств диоксинов и фуранов часть может проскакивать через такие системы очистки.

Кросс-медиа эффекты

Когда конструкция включает скруббер, рециркулированные и отбираемые потоки из регенерационной промывки отработанных газов должны направляться на станцию (установку) очистки сточных вод. Из-за низкого рН данного потока сточных вод может потребоваться нейтрализация перед биологической очисткой. Использование скрубберов может привести к переходу некоторых диоксинов из воздуха в воду.

Применимость

Полностью применимо к новым блокам и с общими положениями о модернизации существующих блоков с учетом текущей конструкции (влияние на баланс давления и температуры, существующие конструкции, наличие площадей на участке и т.д.)

5.5.1.2. Применение реагентов в процессах добычи

Описание

Реагенты для нефтяной промышленности – специальные вещества (смеси веществ), которые используются для воздействия на те или иные свойства нефти/нефтепродуктов при их добыче, транспортировке и процессе переработки. В основном это индивидуальные водо- или маслорастворимые коллоидные поверхностно-активные вещества (ПАВ) разных классов, иногда с добавлением растворителей и электролитов.

Присадки. В отличие от реагентов, которые вводятся в достаточно большом количестве в сырую нефть, присадки вводятся в малых концентрациях (до 3 %) в уже готовый нефтепродукт. Кроме того, присадки влияют на эксплуатационные свойства, в то время как реагенты химически воздействуют на нефть на стадии добычи и транспортировки. Без них также не обходится ни одно добывающее предприятие. Что касается реагентов, то именно они используются для совершенствования процесса бурения нефтяных скважин, вскрытия продуктивных пластов, увеличения нефтеотдачи. Их применяют для борьбы с коррозией нефтепроводов, наземного и подземного оборудования, для очистки нефтеналивных судов и резервуаров. И данный перечень далеко не полный, ведь существует еще множество других областей применения реагентов на различных технологических этапах нефтяной промышленности.

Большинство месторождений Республики Казахстан находятся уже на поздней стадии разработки, поэтому количество воды, которая поступает вместе с нефтью, может доходить до 90 %. Такие две взаимно нерастворимые фазы образуют эмульсии гидрофобного типа. Самым распространенным, выгодным и простым способом разделения воды и нефти является добавление химического вещества – деэмульгатора. Принцип его действия заключается в проникновении в поверхностный слой частиц эмульсии и вытеснении присутствующих там естественных стабилизаторов, таких как альфатен и "поверхностно-активные вещества". За счет такого процесса происходит обезвоживание нефти.

Еще одна не менее важная задача – наличие большого количества смолисто-асфальтеновых соединений, высокоплавких парафинов и различных механических примесей в составе нефти, добываемой на территории РК. Если температура такой нефти снижается, то парафины кристаллизуются и откладываются на стенках трубопроводов. Наряду с остальными компонентами в составе эмульсионной нефти это становится главной причиной снижения дебита скважин. Естественно, дальнейшая транспортировка такого продукта становится существенно дороже, а оборудование портится значительно быстрее. Ингибиторы АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений) помогают решить данную трудность. Такие вещества образуют на металлической поверхности трубопровода гидрофильную пленку высокомолекулярным слоем, образование которого препятствует осаждению парафинов, тем самым, увеличивая общую пропускную способность нефтепромыслового оборудования.

Также особое внимание необходимо уделить коррозийной подверженности оборудования. Самым технологически простым способом защиты служит использование ингибитора. Ингибиторы коррозии – это химические вещества, которые, присутствуя в системе в достаточном количестве, создают стойкий защитный слой наВ поверхности стен трубопроводов и другого оборудования, замедляющий коррозийный процесс.

Ингибиторы коррозии обязательно должны обладать высоким уровнем растворимости и адсорбционной способностью, а также им необходима хорошая совместимость с другими реагентами, используемыми в процессе, например, такими как поглотители сероводорода и меркаптанов.

Максимальное количество сернистых соединений в продуктах нефтепереработки нормируется ГОСТ и не должно превышать 100 ppm. Их присутствие является дезактиватором (ядом для платиновых катализаторов) каталитических процессов переработки нефти (риформинга, изомеризации и крекинга), а также может привести к возникновениям коррозии на магистральных трубопроводах из-за образования сульфидов железа. Вследствие этого снижение уровня сероводорода и меркаптанов очень актуальная на сегодня задача.

Сейчас химический способ с использованием реагентов – поглотителей сероводорода – получил наибольшее распространение. Эти вещества обеспечивают эффективную и при этом экономичную нейтрализацию сероводорода.

Как следствие, от использования этих и других аналогичных реагентов в итоге зависит и качество топлива. Именно они позволяют свести практически к минимуму сложности, связанные как с добычей и переработкой нефти, так и с ее транспортировкой.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов в атмосферу и возврат реагентов в цикл.

5.5.2. Регенерация сорбента

5.5.2.1. Электрофильтр для очистки регенерационного отработанного газа

Описание

Регенерационные отработанные газы, содержащие HCl, H2S, небольшие количества мелких частиц катализаторной пыли и следы Cl2, SO2 и диоксинов, могут быть отправлены в электрофильтр перед выбросом в атмосферу. Выбросы, образующиеся в результате других видов деятельности, таких как вентиляция во время регенерации или замены катализатора и очистки установки, могут направляться в электрофильтр.

Электрофильтр - это устройство, в котором очистка газов от аэрозольных, твердых или жидких частиц происходит под действием электрических сил. В результате действия электрического поля заряженные частицы выводятся из очищаемого газового потока и осаждаются на электродах. Коронирующие электроды подключены к высоковольтному источнику питания выпрямленным током напряжением 50–60 кВ и выше. Электрофильтры, в которых улавливаемые твердые частицы удаляются с электродов встряхиванием, называются сухими, а те, в которых осаженные частицы смываются с электродов жидкостью или улавливаются жидкие частицы (туман, брызги), - мокрыми. Электрофильтры предназначены для высокоэффективной очистки газов от твердых и туманообразных примесей, выделяющихся при технологических процессах (сушка, обжиг, агломерация, сжигание топлива и т.д.). Электрофильтры очищают газы от пыли с частицами размером 0,01-100 мкм при tr<400-450 °С. Сопротивление их достигает 150 Па. Затраты электроэнергии составляют 0,1-0,15 кВт*ч на 1000 м3 газа. Эффективность работы электрофильтра зависит от свойств частиц и газа, скорости и равномерности распределения очищаемого потока в сечении фильтров и т.д. Чем выше напряженность поля и меньше скорость газа, тем лучше улавливаются частицы.

Преимуществами электрофильтров являются:

возможность очистки газов температурой до 450 °С;

высокая степень очистки газов - до 99,95 %;

низкое гидравлическое сопротивление;

возможность очистки газов с повышенной влажностью.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение содержания взвешенных частиц в отработанных газах, поступающих из регенератора.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Отсутствуют доступные данные. Общие сведения см. пункт

Применимость

Особого внимания требуют выбросы из секций непрерывной регенерации. Не было зарегистрировано ни одного примера электрофильтра, используемого для непрерывной регенерации катализатора.

Экономика

Эффект от внедрения

Снижение выбросов взвешенных частиц при регенерации катализатора.

5.5.2.2. Техники регенерации сорбента

Описание

Сорбция относится к обратимому процессу, при котором поглощенное сорбентом вещество может переходить обратно в раствор. Скорость протекания процесса сорбции и обратного процесса десорбции зависят от концентрации вещества в растворе и на поверхности сорбента.

На начальном этапе процесса концентрация вещества в растворе максимальна, поэтому скорость сорбции тоже максимальна.

По мере того, как растет концентрация вещества на поверхности сорбента, растет и количество молекул, переходящих обратно из сорбента в раствор.

Описание представлено в разделе 3.5.2.

Достигнутые экологические выгоды

Замкнутый цикл использования сорбента, без выброса в окружающую среду.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Отсутствуют доступные данные. Общие сведения см. пункт

Применимость

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

5.5.3. Ввод реагента в трубопроводы

5.5.3.1. Техники, направленные на интенсификацию притока углеводородного сырья, ввод в ствол скважины жидких и (или) твердых ПАВ (исключая варианты, когда ПАВ или их производные могут оказать негативное воздействие на последующие процессы переработки газа)

Описание

НДТ направлено на применение новых химических реагентов для повышения нефтеотдачи пласта.

ПАВ находят все большее распространение в нефтяной промышленности. В настоящее время научно-исследовательские институты, работающие в области нефтедобычи, проводят исследования с целью применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи коллекторов, вскрытия пластов, предотвращения обвалов при бурении скважин, улучшения условий освоения нефтяных и нагнетательных скважин, повышения их продуктивности и приемистости, предотвращения образования эмульсии в нефтяных скважинах, деэмульсации нефти, а также для совершенствования методов гидроразрыва нефтяных пластов, кислотной обработки призабойной зоны скважин, цементирования их, борьбы с отложением парафина, коррозией нефтепромыслового оборудования, геофизических измерений и т. д. Дальнейшее развитие работ по разработке новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов с использованием ПАВ должно происходить по пути поиска эффективных композиционных систем на основе ПАВ, обеспечивающих малую адсорбцию на породе, химическую, механическую и биологическую стойкость в условиях пластовой системы объекта применения. Новые композиционные системы на основе ПАВ перед проведением промысловых экспериментов должны тщательно исследоваться для определения значений адсорбции, степени химического, механического и биологического разрушения в пластовых условиях и на предмет оценки влияния ПАВ на реологические свойства нефтей.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект внедрения

Интенсификация притока углеводородного сырья.

5.5.4. Прием, смешение и подача реагента в скважины

5.5.4.1. Техники по смешению и подачи реагента в скважины

Описание

Описание представлено в разделе 3.5.4.

Достигнутые экологические выгоды

Блоки дозирования реагентов устроены эффективно в отношении герметичности устройства системы.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима для газовых турбин.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Безопасное 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

Описание

Метод проведения очистки выбирают, ориентируясь на требующийся результат.

Все существующие ныне способы подразделяются на две группы:

Описание представлено в разделе 3.4.2.

Достигнутые экологические выгоды

Уменьшение выбросов SOx.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Восстановление серы.

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

Описание

Общая реакция представляет собой изотермический осуществления модифицированной реакции Клауса. Химические добавки, необходимые для поддержания вышеуказанных реакций, - это щелочь для поддержания уровня рН, замена хелатного железа, потерянного в процессе удаления серы, и замена разрушившихся хелатных добавок.

Описание представлено в разделе 3.6.1.1.

Достигнутые экологические выгоды

Уменьшение выбросов серы.

Кросс-медиа эффект

Возможно увеличение образования тиосульфатов, при наличии кислорода в сернистом газе.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Капитальные затраты на установку LO-CAT будут примерно на 40 % ниже по сравнению с системой Клауса. Таким образом, при такой производительности применение технологии LO-CAT позволит сэкономить затраты и повысить технологическую гибкость.

Эффект от внедрения

Производство серы для дальнейшей передачи.

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

Описание

Описание представлено в разделе 3.6.

Достигнутые экологические выгоды

Уменьшение выбросов серы.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Производство серы для дальнейшей передачи.

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

Описание

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 предприятий 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.

Описание представлено в разделе 3.6.

Достигнутые экологические выгоды

Уменьшение выбросов SO2.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Производство серы для дальнейшей передачи.

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

Описание

Обессеривание отходящих газов (FGD) - это набор технологий, используемых для удаления диоксид серы из выхлопных газов электростанций, работающих на ископаемом топливе, а также от выбросов других процессов образования оксида серы, таких как отходы сжигание.

Основные принципы

Большинство систем FGD используют два этапа: один для удаления летучей золы, а другой для удаления SO2.

Были предприняты попытки удалить как летучую золу, так и SO2 в одной емкости для чистки. Однако эти системы испытывали серьезные проблемы с обслуживанием и низкую эффективность удаления. В системах мокрой очистки отходящий газ обычно сначала проходит через устройство для удаления летучей золы, либо электрофильтр, либо рукавный фильтр, а затем попадает в SO2-абсорбент. Однако при сухом впрыске или сушке распылением SO2 сначала реагирует с известью, а затем отходящий газ проходит через устройство контроля твердых частиц.

Еще одно важное соображение при проектировании, связанное с системами мокрой ДДГ, заключается в том, что отходящий газ, выходящий из абсорбера, насыщен водой и все еще содержит SO2. Эти газы вызывают сильную коррозию любого последующего оборудования, такого как вентиляторы, воздуховоды и трубы. Два метода, которые могут минимизировать коррозию: (1) повторный нагрев газов выше их точка росы или (2) использование материалов конструкции и конструкций, которые позволяют оборудованию выдерживать коррозионные условия. Обе альтернативы дороги. Инженеры определяют, какой метод использовать на каждом объекте.

Достигнутые экологические выгоды

Уменьшение выбросов SO2.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Сниженные выбросы в окружающую среду.

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

Описание

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.

Достигнутые экологические выгоды

Уменьшение общих выбросов.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Сниженные выбросы в окружающую среду.

Описание

Достигнутые экологические выгоды

Устранение вероятности выбросов SO2 в окружающую среду.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Сниженные выбросы в окружающую среду.

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

Описание

Одноступенчатая отпарка

Большинство установок отпарки кислой воды одноступенчатые, требующие одну отпарную колонну. На рисунке 5.12 показана упрощенная технологическая схема установки отпарки кислой воды. Потоки кислой воды собираются в резервуаре кислой воды. Он функционирует как отстойник, где происходит сепарация нефти. Из этого резервуара кислая вода перекачивается через теплообменник "сырье-стоки" на верх отпарной колонны. Кислая вода отпаривается паром противотоком, который подается или производится в ребойлере. В этой колонне поток рециркулирует обратно, чтобы уменьшить содержание воды в кислом газе. Рабочее давление в колонне варьируется от 0,5 до 1,2 бар (изб.) в зависимости от направления исходящих газов. При необходимости контролируется показатель рН, чтобы окончательно удалить сероводород H2S или аммиак NH3.

Кислые отходящие газы с установки отпарки кислой воды направляются на установку извлечения серы, в печь или на факел. Как только отходящие газы напрямую направлены в печь сжигания отходов или на факел, это серьезно влияет на общий выброс SO2 (до 40 %) и NOX. Сейчас предпочтительнее направлять газы на установку извлечения серы, кроме газов из верхней части колонны (по соображениям безопасности).

Двухступенчатая отпарка

Двухступенчатая установка очистки кислых стоков отличается от одноступенчатой тем, что первая колонна работает при низком pH (6). В такой колонне при высоком давлении (9 бар. изб.) сероводород H2S удаляется через верх, а аммиак NH3/вода - через низ колонны. На второй колонне - NH3/вода при более высоком pH (10) удаляется через верх, а поток отпаренной воды - через низ колонны. Правильно спроектированный барабан-сепаратор отделения нефтепродуктов и воды вместо резервуара также дает преимущество в сокращении поступления углеводородов в колонну очистки кислых стоков. Результаты:

дает низкие концентрации H2S и NH3 в отпаренной воде;

дает возможность направлять в установку извлечения серы только кислые отходящие газы, образованные на первой стадии отпарки. Они не содержат высокие концентрации аммиака NH3, что позволяет избежать нарушения протекания реакции Клауса из-за образования аммониевых отложений.

рассматриваемые методы:

резервные очистные сооружения или дополнительное хранилище кислых стоков. Возведение еще одной установки отпарки кислых стоков.

потоки сточных вод, богатых сульфидами, необходимо направить на установку отпарки перед сбросом на очистку. Чаще всего отпарные колонны имеют уравнительный резервуар для удаления захваченных углеводородов, которые становятся причиной поломки установки извлечения серы, расположенной ниже по потоку нефтепродукта.

Рисунок 5.12. Упрощенная технологическая схема установки отпарки кислых стоков

Достигнутые экологические выгоды

Очистка кислой воды от сероводорода.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Сниженные выбросы сероводорода.

5.6.8. Комбинированная Техника SNOX для снижения уровня загрязнителей воздуха

Описание

Установка SNOX предназначена для удаления SO2, NOX и взвешенных частиц из отходящих газов сгорания. Он основан на первом этапе удаления пыли (с помощью ЭСФ), за которым следуют каталитические процессы. Соединения серы извлекаются в виде концентрированной серной кислоты технического сорта, а NOX восстанавливается до N2.

Единственный необходимый дополнительный материал - это аммиак, используемый для удаления NO X. Кроме того, необходимы природный газ и вода, а также небольшое количество силиконового масла для блока управления кислотным туманом.

В результате получается серная кислота (H2SO4) чистотой 94–95 % для продажи. В системе используется каталитический нейтрализатор для окисления SO2 в SO3 при температуре 400–420 °C. Высокое удаление NOX при высоком проскоке NH3 возможно без риска осаждения сульфатов аммония, поскольку температуры в реакторе выше температуры разложения (350 °C), и любой проскок NH3 разрушается в окислителе SO2/SO3.

В процессе не образуются сточные воды или отходы, а также не используются какие-либо химические вещества, кроме аммиака для контроля NOX. При производстве H2SO4 требуется высокое удаление пыли. Для того, чтобы избежать частой очистки конвертера SO 2 /SO 3 и сохранить качество продукта, требуется обеспыливание с постоянным КПД 99,9 %.

1. Котел Downshot
2. Подогреватель воздуха
3. Пылеуловитель
4. Котел с флюоресцентным вентилятором
5. Новый пылеуловитель
6. Новый вентилятор отходящих газов

7. Газогазовый котел Oxchangor
8. Газовый обогреватель
9. Сетка впрыска NH3
10. СКВ реактор do-NOx
11. SO * → Реактор SО3
12. Конденсатор серной кислоты WSA

13. Воздушный вентилятор
14. Защита от капель
15. Труба
16. Система кислотного охлаждения
17. Воздухоохладитель /боллер
18. Избыточный воздух в трубе

Рисунок 5.13. Технологическая схема SNOX на заводе в Gela

Как показано на рисунке 5.13, тепло от кислотного конденсатора (работающего в диапазоне 240–100 °C, гидратирующего SO3 и конденсирующего полученный кислотный продукт) используется в качестве первой ступени предварительного нагрева воздуха для горения. Рекуперированное тепло, получаемое в процессе конверсии, является существенным и компенсирует потребность в электроэнергии, когда содержание серы в топливе (нефть или уголь) составляет 2-3 %. Области, связанные с твердыми продуктами горения, которые требуют внимания при эксплуатации, - это HTEP, преобразователь SO2/SO3 и конденсатор с падающей пленкой кислоты (изготовленный из трубок из боросиликатного стекла). Образование кислотного тумана (аэрозоля) в конденсаторе предотвращается запатентованным гетерогенным контролем зародышеобразования, который необходим для работы установок WSA и SNOX.

Достигнутые экологические выгоды

удаление 94-98 % SO2 и SO3, 90-96 % NOX и, по существу, всех взвешенных частиц;

процесс, способный обрабатывать отходящие газы с высокой концентрацией SO2;

высокое удаление SO2 вместе с удалением NOX и взвешенных частиц (см. таблицу 5.108);

низкое дополнительное воздействие на окружающую среду: не требуется сырье (только потребление аммиака для борьбы с NOX), нет сточных вод или отходов производства.;

отсутствие потребления охлаждающей воды;

производство в качестве побочного продукта процесса H2SO4 товарного сорта, пригодного для продажи;

высокая рекуперация тепла.

Сопутствующие эффекты

Потребление электроэнергии соответствует установленной мощности около 10 МВт для установки мощностью 1 млн Нм3/ч.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

В Gela установка SNOX предназначена для очистки отходящих газов от трех котлов на сжигании нефтяного кокса (производящих 3×380 т/ч пара высокого давления) и рассчитана на 1 миллион Нм3/ч, с концентрацией SO2 на входе в диапазоне от 6900 мг/ч. Нм3 до 13200 мг/Нм3 (при влажности 6,7 % об./об. и содержании О2 5 % ) из-за особого процесса очистки, основанного на сырой нефти с высоким содержанием серы. Скорость закачки аммиака, используемая для работы секции СКВ, составляет около 200 кг/ч.

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

№ п/п

Параметры

Единицы измерения

Полученные результаты

1	2	3	4
1	Расход отходящих газов (влажный)1)	Нм3/ч	971000
2	На входе NOX (как NO2 )	мг/Нм3	451
3	На выходе NOX (как NO2 )	мг/Нм3	42
4	Эффективность снижения NOX2)	%	90,5
5	На входе SO2	мг/Нм3	8243
6	На выходе SO2	мг Нм3	288
7	Эффективность снижения SO2	%	96,5
8	На входе SO33)	промилле	3
9	На выходе NH3	промилле	Нет данных
10	Концентрация H2SO4	% по массе	95
11	Потребление электроэнергии (воздуходувки,ЭСФ, насосы)	МВт·ч	132377
12	Расход аммиака	кг/ч	238
13	Расход метана	Нм3/ч	456

Примечание: нет данных: недоступно

1) Максимальное количество отходящих газов, выделяемых котлами во время пробного запуска.

2) После регулировки распределения сетки NH3 эффективность возросла до 93 – 95 %.

3) Более точное измерение показывает 2 ppm.

Источник: [30 , TWG IT 2012]

В таблице 5.4 представлены результаты 72-часового пробного запуска, который был проведен для проверки максимальной эффективности после полного обновления слоев катализатора. Дополнительная информация, основанная на мониторинге участка Gela при средних рабочих условиях с 2003 года, показывает следующую эффективность борьбы с выбросами в таблице 5.5.

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

№ п/п

Параметры

Единицы измерения

Полученные результаты

1	2	3	4
1	Расход отходящих газов до SNOx	Нм3/ч	1000000
2	Общая эффективность снижения выбросов SO2	%	94
3	Концентрация SO2 в отходящих газах по SNOX1)	мг/Нм3	9994
4	Концентрация SO2 в отходящих газах в дымовой трубе1)	мг/Нм3	600
5	Концентрация SO2 в отходящих газах в дымовой трубе, сухой и при 5,4 % O2	мг/Нм3	627
6	Общая эффективность снижения выбросов NOX	%	90
7	Концентрация NO X в отходящих газах согласно SNOX1),2)	мг/Нм3	636
8	Концентрация NO X в отходящих газах в дымовой трубе1), 2)	мг/Нм3	64
9	NO X в отходящих газах в дымоход. сухой и при 5,4% O22)	мг/Нм3	68

1) Эти значения относятся к влажности 6,7 % об./об. и содержанию кислорода 5 %.

2) NOX выражается как NO2 .

Источник: [30 , TWG IT 2012]

В Швехате, установка SNOX обрабатывает дымовые газы центральной ТЭЦ, работающие на тяжелых остатках из установки термического крекинга, вместе с отходящими газами, полученными от УПС (таблица 5.6).

Таблица 5.6. Характеристики SNOX (OMV Швехат)

№ п/п	Параметры	Единицы измерения	Полученные результаты
1	2	3	4
1	Расход отходящих газов (влажный)	Нм3/ч	820 000
2	На входе NOX (как NO2 )	мг/Нм3	Максимум 700
3	На выходе NOX (как NO2 )	мг/Нм3	<200
4	Эффективность снижения NOX	%	> 87 %
5	На входе SO2	мг/Нм3	Максимум 8000
6	Расчетный показатель SO2 на выходе	мг/Нм3	<200
7	Эффективность снижения SO2	%	> 96,6 %
8	На выходе SO3	промилле	Нет данных
9	На выходе NH3	промилле	<1
10	Концентрация H2SO4	% по массе	Нет данных
11	Потребление электроэнергии (воздуходувки, УЭЦН, насосы)	МВт установлены	Нет данных
12	Расход аммиака	кг/ч	Нет данных
13	Расход метана	Нм3/ч	Нет данных

Примечание: нет данных: не допустимо

Источник: [30 , TWG IT 2012]

Применимость

В мае 2008 года было сообщено, что завод Gelarefinery SNOX работает в среднем на 96 % (включая ежегодные плановые остановки) и не имеет снижения производительности с момента его запуска в сентябре 1999 года (согласно измеренным коэффициентам конверсии и перепадам давления). После 72500-часовой работы завод был впервые полностью остановлен (1056 часов) для технического обслуживания в июне 2006 года. Только 50 % (12 слоев из 24) катализатора десульфуризации были заменены. Катализатор СКВ остается таким же, как и в начале ввода установки в эксплуатацию.

Завод Schwechatrefinery SNO X начал свою работу в октябре 2007 года и рассчитан на срок оборота не менее шести лет.

Справочная информация

[30]

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

Описание

Тип и концентрация водного раствора амина – критически важные параметры для определения всего процесса очистки. Ниже приведены типичные массовые концентрации растворов аминов.

Моноэтаноламин (МЭА): 20% для удаления CO2 и H2S, 32 % для удаления преимущественно СО2.

Диэтаноламин (ДЭА): 20...25 % для удаления H2S и CO2.

Метилдиэтаноламин (МДЭА): 30...55 % для селективного удаления H2S в присутствии CO2, удаления H2S и CO2 при использовании активатора (пиперазин).

Дигликольамин (ДГА): 50 % для удаления H2S, CO2 и до 70 % "легких" меркаптанов.

Принципиальная схема установки аминовой очистки представлена на рисунке 5.14.

Рисунок 5.14. Принципиальная схема установки аминовой очистки

Газ подается в нижнюю часть колонны-абсорбера (1). Поднимаясь по колонне, газ контактирует с раствором амина. В качестве контактных устройств применяются либо клапанные тарелки, либо неструктурированная насадка. Выбор типа контактного устройства определяется для каждого конкретного случая в отдельности. Количество теоретических ступеней контакта для типичного абсорбера – 7. Пройдя контактную часть абсорбера, газ поступает в секцию каплеуловителя. Назначение данной секции – максимально возможное снижение величины уноса раствора амина с потоком очищенного сырья. Далее, очищенный газ отводится за пределы установки. Колонна-абсорбер стандартно оборудована датчиками температуры для отслеживания изменения температуры по высоте аппарата.

Раствор амина по сигналу автоматического контроллера уровня отводится из нижней части колонны посредством автоматического клапана. При снижении давления из раствора амина выделяются фракции легкокипящих углеводородов. Разделение образовавшейся смеси происходит в сепараторе (2). Выделившийся в процессе сепарации газ отводится из верхней части аппарата в факельную систему сжигания "кислых" газов или в блок термической деструкции.

После сепарации раствор амина проходит механическую очистку в последовательно расположенных мешотчатом (3) и угольном (4) фильтрах.

Далее, очищенный от механических примесей раствор насыщенного амина поступает в теплообменник (5), где происходит нагрев за счет теплообмена с потоком регенерированного амина из ребойлера (7).

Из теплообменника (5) раствор амина подается в колонну-десорбер (6). Подвод тепла, необходимого для процесса регенерации, происходит в ребойлере(7). Источником тепла может быть как прямой подогреватель (газовая горелка, термоэлектрический нагреватель), так и косвенный (пар или горячее масло). АВО рефлюкса (8) обеспечивает частичную конденсацию паров из колонны-десорбера, формируя тем самым поток рефлюкса.

Регенерированный амин отводится из переливной секции ребойлера (7) и подается в теплообменник (5) для нагрева потока насыщенного амина, после чего подпорным насосом подается в секцию АВО амина (12).

Охлажденный регенерированный амин подается в колонну-абсорбер нагнетательным насосом (13).

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение кислых компонентов в углеводородных газах.

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

Описание

Процесс гидрогенизации позволяет удалить все классы сернистых соединений, а в процессах очистки нефтяных фракций 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

Процесс проводят при температуре 310 – 370 °С, давлении 2,7–4,7 МПа, режимные показатели подбирают в зависимости от используемого катализатора и очищаемого продукта.

Достигнутые экологические выгоды

Очистка хвостового газа

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима для газовых турбин.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

5.6.11. Дегазация несвязанного сероводорода из жидкой серы

Описание

В процессе дегазации серы из жидкой серы удаляются сероводород и полисульфиды. Дегазация выполняется в вертикальном аппарате, в котором недегазированная сера вступает в контакт со сжатым технологическим воздухом в слое насадки.

Процесс дегазации проходит в две стадии:

газообразный сероводород высвобождается из жидкой серы;

часть выделившегося сероводорода и полисульфидов (H2SХ), содержащихся в жидкой сере, взаимодействуя с кислородом воздуха, восстанавливаются до элементарной серы. Оптимальная температура процесса 135 С.

Отходящие из колонны пары подаются на печь сжигания Клауса, чтобы не сбрасывать в атмосферу серосодержащие газы из блока дегазации серы. В случае останова установки получения серы пары из контактора могут быть направлены в печь дожига хвостового газа. В контакторе необходимо поддерживать давление, при котором скорость реакции обеспечивает полную дегазацию серы.

Достигнутые экологические выгоды

Дегазация серводорода.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима для газовых турбин.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

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

Описание

Описание техники представлено в разделе 3.6.

Достигнутые экологические выгоды

Дожиг остаточных соединений серы.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима большинства предприятий Республики Казахстан.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

Описание

Описание техники представлено в разделе 3.6.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима большинства предприятий Республики Казахстан.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Превращение соединений серы в элементарную серу.

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

Описание

По прогнозу Международного энергетического агентства (IEA), через восемь с небольшим лет в мире будет улавливаться 800 млн тонн CO2 в год - в 20 раз больше, чем сегодня.

Согласно прогнозам IEA, в ближайшие годы улавливать CO2 начнут повсеместно - это позволит миру сократить не менее 15 % всех парниковых выбросов, от которых необходимо избавиться, чтобы сдержать глобальное потепление в пределах 2 °C.

Улавливать углекислый газ можно на любом промышленном объекте - для этого существует десяток различных технологий, которые применяются в зависимости от ситуации. Пойманный CO2 сжижается под давлением и по трубопроводу или в цистернах транспортируется к месту использования или захоронения.

Под захоронением углекислого газа подразумевается его закачивание под землю - на глубину от 800 м. За надежность такого хранения отвечают геологические свойства подземных резервуаров. Среди наиболее подходящих - пористые породы истощенных газовых или нефтяных месторождений, которые миллионы лет удерживали в себе ископаемое топливо.

Еще один вариант захоронения - закачивание в действующие нефтяные месторождения. Такой подход позволяет повысить добычу, причем использование уловленного диоксида углерода значительно эффективнее традиционного вытеснения нефти водой. Именно с этого началось развитие CCUS - первые такие проекты появились в 1970-х годах на нефтяных месторождениях в Техасе (США).

Техника улавливания CO2

Эти методы используются на крупных предприятиях по всему миру. Их можно разделить на три основные категории:

дожигание;

предварительное сжигание;

кислородно-топливная.

Достигнутые экологические выгоды

Существует значительный технический потенциал для хранения CO2 в геологических формациях по всему миру. Кандидатами на такое хранение являются добывающие месторождения нефти и газа, заброшенные месторождения нефти и газа и другие образования. Хранение в резервуарах, которые больше не используются, - хорошее решение с точки зрения геологии; потому что эти структуры, вероятно, станут непроницаемыми после того, как они удерживали нефть и газ в течение миллионов лет. Другие пласты также считаются безопасными альтернативами хранения CO2.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

CO2 должен транспортироваться от источника CO2 к геологической структуре, где CO2 будет храниться. Эта транспортировка может осуществляться по трубопроводу или по морю. Транспорт - наименее сложный элемент в цепочке выбросов CO2, как с точки зрения технологии, так и с точки зрения возможности оценки реальных затрат. Как бы то ни было, транспортировка CO2 требует значительных ресурсов с точки зрения энергии и затрат. Поскольку CO2 ведет себя по-разному при различных давлениях и температурах, транспортировка должна происходить под контролем, чтобы избежать твердого состояния и последующего засорения труб или оборудования. Выбор транспортного средства будет зависеть от конкретных требований, включая количество источников выбросов, объем выбросов от каждого источника, расстояние от источника до места хранения и объем транспортируемого CO2. При существующей технологии трубопроводный транспорт считается самой простой и наиболее рентабельной альтернативой.

Применимость

Кроме нефтедобычи, использовать пойманный диоксид углерода можно во множестве технологических процессов. Сегодня в мире ежегодно потребляется 230 млн тонн CO2. Большая часть идет на выпуск удобрений (130 млн тонн) и повышение нефтеотдачи пластов (70–80 млн тонн). Среди остальных направлений - производство продуктов питания и напитков, очистка воды, применение в теплицах, использование для охлаждения и замораживания.

Сегодня в мире насчитывается лишь 28 крупных промышленных объектов в 10 странах, где улавливается, захоранивается и используется углекислый газ. Они суммарно утилизируют 40 млн тонн CO2 в год. Больше половины этого объема (28,5 млн т в год) приходится на предприятия по переработке природного газа. Остальное - на предприятия по производству водорода, синтетического топлива, электроэнергии, удобрений, биотоплива, а также железа и стали.

Производство электроэнергии и другие виды использования ископаемой энергии являются крупнейшим источником выбросов парниковых газов. На протяжении многих лет наблюдается значительный международный интерес к разработке технологий улавливания и хранения CO2.

Электростанции, оснащенной системой CCS, потребуется примерно на 10–40 % больше энергии, чем электростанции с эквивалентной мощностью без CCS, большая часть которой предназначена для улавливания и сжатия.

Экономика

Экономические показатели зависят от затрат на исследование и необходимое технологическое оборудование.

Эффект внеднения

Снижение и улавливание CO2.

Пример завода(-ов)

Хранилище CO2 Snøhvit (Норвегия)

Хранилища CO2 Snøhvit - Баренцевое море на шельфе Норвегии. Природный газ, содержащий 5–6 % CO2, подается по трубопроводу на берег от подводных производственных объектов к газоперерабатывающему предприятию Melkoya, где CO2 отделяется с помощью улавливания амина. CO2 возвращается по трубопроводу на месторождение Snohvit, где он закачивается со скоростью 0,7 млн тонн в год в специальный солевой водоносный пласт Sto на глубине 2,4 км.

Хранилище СО2 Sleipner (Норвегия)

Проект Sleipner CCS - на шельфе Норвегии. Природный газ, добываемый на месторождении Sleipner West, содержит до 9 % CO2, который отделяется на море с помощью аминовых скрубберов и закачивается в солевой пласт Утсира на 800 м ниже морского дна.

Great Plains Synfuels (Вейберн/ Мидейл) (США)

Завод Great PlainsSynfuels (Северная Дакота, США), принадлежащий DakotaGasification Company, был модернизирован для улавливания до 3 млн тонн CO2 в год с помощью метода предварительного сжигания в рамках процесса газификации угля. Уловленный CO2 затем направляется по трубопроводу длиной 328 км через границу США и Канады на месторождение Weyburn и месторождение Midale (оба в Канаде), где он закачивается для повышения нефтеотдачи пластов.

Описание

Сущность метода двойного контактирования состоит в том, что после частичного окисления сернистого ангидрида в серный, технологический газ выводят из контактного аппарата с целью дальнейшего его окисления.

Техническое описание

В рамках этого процесса содержащийся в газе диоксид серы преобразуется в триокись серы при прохождении через слой катализатора – пятиокиси ванадия. Иногда в катализатор добавляется оксид цезия, который повышает эксплуатационные характеристики, особенно при низкой концентрации SO2 или при низкой температуре. Используются установки с одинарным и двойным контактированием/двойной абсорбцией; последние применяются чаще.

Двухконтактная/двухабсорбционная сернокислотная установка включает газоочистную и промывочную секции и четырехслойную контактную установку. В ней используется современный катализатор с добавлением оксида цезия.

Общими преимуществами систем двойного контактирования с двойной абсорбцией являются:

общая эффективность и изученность технологических решений;

отсутствие жидких сточных вод и соответственно дополнительных расходов по их очистке и нейтрализации;

высокие фонды рабочего времени технологических систем и отдельного оборудования;

относительно низкие рабочие температуры рабочих сред;

легко осуществимые пуск и остановка.

Достигнутые экологические выгоды

Сокращение выбросов SO2.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Применение метода двойного контактирования позволяет значительно уменьшить содержание SO2 в хвостовых газах, кроме того, уменьшается объем газа в контактном и абсорбционном отделениях. Степень контактирования варьирует в пределах 99,-99,7 %, при концентрации диоксида серы в отходящих газах не выше 0,03 %.

Кросс-медиа эффекты

Производство твердых отходов и слабых кислот, которые требуют обработки и/или удаления.

Экономика

В каждом отдельном случае стоимость техники индивидуальна.

Движущая сила внедрения

Снижение выбросов в атмосферный воздух.

Требования экологического законодательства.

Экономические выгоды.

5.7. Низкотемпературная конденсация и газофракционирование

5.7.1. Низкотемпературная абсорбция

Описание

Низкотемпературная абсорбция (НТА) основана на различии в растворимости компонентов газа в жидкой фазе при низких температурах и последующем выделении извлеченных компонентов в десорберах, работающих по полной схеме ректификации. Преимущество НТА перед НТР состоит в том, что разделение углеводородных газов можно осуществлять при умеренных температурах, используя в качестве источника холода, например, пропановые испарители, применение которых в НТР оказывается недостаточным, но четкость разделения компонентов газа в этом процессе ниже, чем в НТР.

Если парциальное давление компонента в газовой фазе выше, чем в жидкой, то происходит процесс абсорбции (поглощение газа жидкостью), и наоборот, если парциальное давление извлекаемого компонента в газовой фазе ниже, чем в жидкой, то протекает процесс десорбции (выделение газа из жидкости) (рисунок 5.15).

Рисунок 5.15. Схема материальных потоков в абсорбере: I - сырой газ; II - насыщенный абсорбент; III - сухой газ; IV - тощий абсорбент

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

5.7.2. Выбор катализатора

Описание

Использование более качественного катализатора (рисунок 5.16). Эффективность технологического процесса и допустимые отклонения при выборе металлов (в частности, ванадий и никеля) увеличивается, в то время как объем и частота замены отработанных катализаторов сокращается.

Использование стойкого к истиранию катализатора для того, чтобы сократить его ежедневное использование и сократить выбросы взвешенных частиц из регенератора. Сокращение выбросов происходит как за счет снижения концентрации мелких частиц свежего катализатора, так и за счет того, что используется стойкий к истиранию катализатор. Как правило, используются катализаторы на основе оксида алюминия (например, технология Al-solbinder). В результате такие частицы катализатора намного тверже, чем те, что производятся на основе кремния.

Рисунок 5.16. Стандартная структура катализатора, стойкого к истиранию.

Достигнутые экологические выгоды

Правильный выбор катализатора, может:

увеличить производительность установки до 20 %, уменьшить производство кокса и снизить расход отработанных катализаторов;

увеличить многократное использование катализатора;

уменьшить концентрацию микрочастиц в отходящих газах перед очисткой до 300 мг/Нм3.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Основываясь на данных, полученных в ходе 100-дневного испытания [18], замена основы катализатора с кремния на алюминий сокращает выбросы взвешенных частиц (при постоянном процентном отношении кислорода (O2) до 50 % после переходного периода за 50-100 дней (рисунок 5.17).

Кросс-медиа эффекты

Не выявлено.

Применимость

Рекомендуется заменить катализатор при необходимости. Однако в исключительных случаях такая замена отрицательно сказывается на работе установки.

Экономика

Инвестиционные расходы: отсутствуют. Эксплуатационные расходы: незначительные.

Эффект от внедрения

Технологические требования и сокращение выбросов мельчайших взвешенных частиц.

Пример завода(-ов)

Большинство установок в РФ используют наилучшие катализаторы.

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

Описание

Сухое подавление является перспективным методом нейтрализации NOx, но его применение не всегда экономически обосновано: затраты на реконструкцию действующей газовой турбины сопоставимы с половиной стоимости новой турбины. Таким образом, СКВ является более универсальным способом снижения выбросов ГПА. Восстановитель впрыскивается в поток отходящих газов на входе в катализатор. Преобразование NOx происходит на поверхности катализатора путем одной из следующих основных реакций:

1) с аммиаком в качестве восстановителя:

4NO + 4NH3 + O2 ↔ 4N2 + 6H2O,

6NO2 + 8NH3 ↔ 7N2 + 12H2O;

2) с мочевиной в качестве восстановителя:

4NO + 2(NH2)2CO + 2H2O + O2 ↔4N2 + 6H2O + 2CO2,

6NO2 + 4(NH2)2CO + 4H2O ↔ 7N2 + 12H2O + 4CO2

Скорость подачи и расход восстановительного реагента определяются концентрацией NOх на входе и выходе системы очистки. В качестве катализаторов для СКВ-установок применяются катализаторы в формесотовых керамических блоков и пластинчатых элементов. Наибольшее распространение получили сотовые керамические катализаторы. В основном эти катализаторы производятся экструзией однородной катализаторной массы, каналы имеют квадратное сечение различных размеров]. Благодаря использованию катализаторов в процессе очистки уменьшается расход реагента, значительно снижается температура нейтрализации оксидов азота, и при этом эффективность очистки превышает 90 %. При установке СКВ после ГПА важно не только правильно подобрать реагент и катализатор, но и соблюсти следующие технические условия:

определить экономическую целесообразность;

снизить температуру выхлопных газов разбавлением воздухом или использовать катализатор для высоких температур;

обеспечить равномерное распределение температуры, концентрации паров реагента и NOx в момент попадания газового потока на каталитические блоки;

обеспечить минимальное противодавление в системе.

Только в случае одновременного выполнения трех вышеуказанных условий система СКВ будет эффективным решением для нейтрализации оксидов азота.

Достигнутые экологические выгоды

В зависимости от значения концентрации оксида азота (NOX) на входе, на выходе его концентрация снижается до 20–250 мг/Нм3 (при содержании кислорода (O2) 3 %). При этом выбросы сокращаются до 80–90 %. Например, при таком подходе установка мощностью 1,65 млн т/год сокращает выбросы примерно на 300 тонн оксида азота (NOX) в год (расчет основан на среднем значении при входе 450 мг/Нм3 и выходе 50 мг/Нм3 при расходе отходящих газов 0,7х109 Нм3/год).

Большинство систем СКВ работают в секторе добычи углеводородов с применением катализатора для окисления угарного газа (CO), который распределяется по всей установке и обеспечивает переработку 95 % CO в CO2. В системах СКВ, не оснащенных катализатором окисления CO, диоксид углерода CO2 образуется в меньшем количестве, только если оксид углерода (СО) вступает в реакцию с оксидом азота (NO) с образованием молекулярного азота.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Метод СКВ, применяемый при низких расчетных нагрузках, а также тщательное предварительное обеспыливание поступающего газа помогают продлить срок службы катализатора. Необходимо проанализировать распределение частиц по размерам и состав поступающих отходящих газов в реактор СКВ, чтобы предугадать возможность загрязнения высоким содержанием частиц и/или загрязнения мелкими частицами, происходящих под воздействием термофоретических сил. При необходимости может потребоваться установка оборудования для предотвращения образования взвешенных частиц, такого как воздуходувки.

Применимость

Реактор СКВ чаще всего требует наличие новых котлов-утилизаторов (с полным сжиганием) и котлов дожига угарного газа (CO) (с неполным сжиганием). Предпочтительно, чтобы установка сокращения концентрации NOX была встроена в котел-утилизатор. Реактор СКВ использует окисляющие реагенты, поэтому не рекомендуется им пользоваться перед эксплуатацией котла дожига угарного газа (CO) (с неполным сжиганием).

Поскольку катализатор в реакторе СКВ потенциально загрязнен частицами потока отходящих газов, требуется предварительная фильтрация.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов NOX.

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

Описание

Некаталитический процесс удаления оксидов азота из отходящих газов с помощью газофазной реакции аммиака или мочевины при высоких температурах (обычно от 850 °C до 1100 °C). Этот метод, также называемый термическим DeNOX, восстанавливает NOX до азота и воды. Для достижения хорошего перемешивания небольшое количество реагента вводят вместе с газом-носителем, обычно воздухом или паром.

Достигнутые экологические выгоды

На установках этот метод обеспечил сокращение концентрации оксида азота NOX с 30 % до 50 % и доказал возможное дальнейшее снижение до 70 % (ежедневно). Концентрации на выходе составляет <100-200 мг/Нм3 при 3 % содержании O2 в зависимости от содержания азота в сырье.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

В таблице 5.7 приведены результаты по некоторых установкам, оснащенных системой СНКВ.

Таблица 5.7. Показатели системы СНКВ по трем установкам.

№ п/п	Набор данных	Тип	Значение на входе	Значение на выходе	Достигнутое снижение выбросов NOX, %	Проскок аммиака	Комментарии
1	2	3	4	5	6	7	8
1	CONCAWE 4	Режим полного сжигания установкой дополнительного топливного котла	123-410	Нет данных	23	<15	-
2	CONCAWE 5	Режим полного сжиганияустановкой дополнительного топливного котла	90-530	50-180	50	8	сокращение концентрации перхлорэтилена с массовой долей основного вещества не менее 95 % 81 % (каждый час)
3	CONCAWE 6	Неполное сжигание с котлом дожига угарного газа (CO).	318	99	67	10	сокращение концентрации перхлорэтилена с массовой долей основного вещества не менее 95 % 78 % (каждый час)

Примечание: Среднесуточные выбросы в мг/Нм3 при 3 % содержании O2 (сухой газ). Данные, основанные на системе непрерывного мониторинга выбросов.

Имеется информация, что процент сокращения выбросов NOX зависит от его концентрации на входе

На предприятии Германии приводятся следующие данные по системе СНКВ на установках, полученные по итогам длительного мониторинга (рисунок 5.18):

концентрация NOX на выходе: <100 мг/Нм3 (онлайн-измерения);

концентрация CO на выходе: <90 мг/Нм3;

Установка, оснащенная котлом дожига угарного газа (CO) при неполном сжигании:

общее содержание азота в сырье установки около 1200 ppm (определяется периодическим анализом сырья);

расход аммиака: 300 л/ч (концентрация 8–10 %).

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

Кросс-медиа эффекты

Неотъемлемым ограничением метода СНКВ является выброс небольшого количества непрореагировавшего NH3 (проскок аммиака) в поток отходящих газов. Проскок аммиака обычно находится в диапазоне 5–20 ppm (3– 4 мг/Нм3), причем более высокие значения связаны с более высоким восстановлением NOX.

Применимость

Метод СНКВ применяется в режиме неполного сжигания на установках, оснащенных котлом дожига угарного газа (CO) и в режиме полного сжигания на установках, оснащенных дополнительными котлами-утилизаторами с авторазогревом, в зависимости от времени пребывания газа в котле при заданном температурном интервале. На время останова котла установки с системой СНКВ не функционируют должным образом.

Система СНКВ также применяется на установках с полным сжиганием без дополнительных котлов, используя форсунки подачи присадки водорода в воздуховод регенератора. В этом случае применение такой системы должно учитывать специфику установки, включая условия запуска технологического процесса.

Одной из проблем, которая повлекла за собой необходимость применения системы СНКВ на установках, стало потенциальное увеличение выбросов угарного газа (СО). В нижней части диапазона рабочих температур в системе СНКВ аммиак препятствует окислению угарного газа (CO) и увеличивает его выбросы из низкотемпературных котлов дожига угарного газа (CO).

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов NOX и требованиями по небольшой площадке для установки.

Пример завода(-ов)

Несколько заводов в Японии.

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

Описание

Метод заключается в использовании специальных каталитических присадок для дальнейшего сокращения концентрации оксида азота путем окисления CO. Этот метод дополняет или замещает существующий метод использования неплатинового промотора для сокращения концентрации NOX. Присадки функционируют, используя внутренний перепад концентраций газов, содержащихся в регенераторе, и катализируют те химические реакции, которые относятся к третьей группе химических реакций. Они доказали свою эффективность только в режиме полного сжигания. Присадки могут использоваться как отдельно, так и в сочетании с обычными платиновыми промоторами или вместе с промоторами окисления CO, в зависимости от условий эксплуатации установки.

Достигнутые экологические выгоды

Результаты различаются и зависят от оснащения конструкции установки (регенератора), качества сырья (изменения режима эксплуатации), выбора катализатора и достигаемого количества избыточного кислорода.

Сообщается о сокращении выбросов NOX до 80 % при использовании промоторов в благоприятных условиях эксплуатации, как отдельно, так и в сочетании с обычным платиновым промотором окисления CO. Однако такие высокие уровни сокращения концентрации наблюдаются редко, чаще всего они наблюдаются в диапазоне от около 40 % до >60 %.

На рисунке 5.19, представленном примерно в 30 приложениях (данные поставщика присадок DeNOX), показан типичный диапазон достигнутого снижения с использованием присадок.

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

В таблице 5.8 показано, что сокращение выбросов также зависит от начальной концентрации NOX на регенераторе установки.

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

№ п/п	Тип присадки1)	NG-A	NG-A	NG-B	NG-B	NG-B	NG-B	NG-B
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Конструкция установки	модель IV	прямоточный	UOP труба	UOP труба	крекинг тяжелой нефти	модель III	UOP HE
2	Температура кипящего слоя регенератора, °C	710	706	721	718	721	740	740
3	Начальная концентрация оксидов азота NOX,ppm3)	125	160	65	69	67	137	90
4	Итоговая концентрация оксидов азота NOX,ppm3)	30	63	47	45	44	57	45
5	Сокращение концентрации NOX, %	76	61	28	35	34	58	50
6	Концентрация присадки2), %	5	5	1	1	1	0,5	1

1) Эти типы соответствуют двум различным методам, в основе которых различные химические воздействия, направленные на сокращение концентрации NOX. Присадки разработал один и тот же поставщик и их можно протестировать в режиме реального времени в течение, как минимум, 8 дней.

2) Выражается в % от общего количества введенного катализатора.

3) Примечание: 20 ppm по объему при 0 % содержании O2 оксидов азота NOX составляет около 32 мг/Нм3 при 3 % содержании O2.

На рисунке 5.20 представлены более подробные данные о сокращении концентрации выбросов NOX, полученные на установке полного сжигания с высокой мощностью (110000 баррелей в день – 6 т/год), работающей в США. Присадка, снижающая концентрацию NOX, вводилась с периодичностю в течение двух лет испытаний в концентрациях, не превышающих 1 % от количества катализатора.

В этом конкретном случае было замечено, что при использовании такой присадки в сочетании с обычным платиновым промотором окисления CO показатели концентрации NOX снизились намного больше, чем при использовании только одной присадки.

Когда присадка используется в сочетании с промотором окисления СО, как показано на рисунке 5.15, уровень остаточного NOX снижается до 40 % в зависимости от скорости действия присадок, выбранных для каждой установки. Однако необходимо подбирать, оценивать, проверять сочетание присадок для определенной установки и в каждом конкретном случае.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

На рисунке 5.21 представлены результаты по большой установке мощностью 4,5 млн т/год, работающей в режиме полного сжигания, после предварительной очистки неплатиновым промотором в реакции окисления СО . Как показано, присадка, снижающая концентрации NOX, вводится как 1 раз в месяц, так и с возрастающей частотой в поток с обновленными катализаторами. После трехмесячного испытания выбросы NOX, как правило, стабилизируются и сокращаются примерно на 40 % от первоначального среднего значения.

В начале 2010 года на Португалии был проведен эксперимент с использованием неплатинового промотора окисления CO. В результате эксперимента получены данные о том, что замена платинового катализатора горения привела к сокращению концентрации оксидов азота NOX в дымовых газах на 80 % до 80 ppm (около 130 мг/Нм3) концентрации NOX. Дополнительно получена информация о том, что выбросы находились на постоянном уровне и концентрация NOX более не зависела от концентрации азота в сырье установки [32].

Кросс-медиа эффекты

Присадки на основе меди, снижающие концентрации NOX способствуют производству водорода и создают трудности на установках, работающих на пределе мощности сжатия газа.

Применимость

Доказано, что данный метод эффективен только на установках, работающих в режиме полного сжигания.

С точки зрения реагента, характеристики таких присадок, чувствительны к имеющимся концентрациям СО. Таким образом, низкое содержание избыточного кислорода повышают эффективность этого метода.

Рекомендуется сначала максимально снизить образование NOX в первоисточнике, используя промоторы окисления CO, а затем дополнительно использовать присадки.

В 2008 году на промышленном рынке имелись четыре типа присадок для снижения концентрации NOX, три из которых содержали медь в составе.

Медь в составе ограничивает применимость таких присадок на установках компримирования газа, так как она увеличивает образование водорода. Применяя этот метод, необходимо учитывать множество параметров. Поэтому переоснащение установок требует проведения предварительных испытаний, определяющих количество утилизированного NOX.

Экономика

Использование таких присадок в сочетании с неплатиновыми промоторами является экономически обоснованным решением, по сравнению с использованием только одних присадок, поскольку присадки для сокращения концентрации NOX вводят в количестве от 0,5 до 2 % от количества обновляемого катализатора, в то время как промоторы окисления СО добавляются в гораздо меньших дозах от 5 до 10 кг/сут.

Эффект от внедрения

Добиться дальнейшего сокращения концентрации NOX с минимальными или без дополнительных капитальных расходов.

Пример завода(-ов)

По данным поставщиков оборудования, в настоящее время этот метод используется примерно на 20 предприятий США. В Европе этот метод также используется, например, на одном предприятии в Португалии.

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

Описание

В данной технике используются два способа по борьбе с загрязнением оксидами азота: процесс SNERT/метод LoTOX.

Достигнутые экологические выгоды

Выбросы оксида азота NOX из установки сократились на 85–95 %. На выходе концентрация NOX снизилась до 10 (ppm) (14 мг/Нм3 при заданных условиях ЕС (0 °C, 3% O2): 95% NO - 5 % NO2).

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эффективность снижения концентрации NOX напрямую связана с количеством подаваемого озона и его регулированием в режиме реального времени в зависимости от целевой концентрации NOX на выходе. На выходе концентрации NOX регулируются посредством изменения заданного значения на системном контроллере. На рисунке 5.22 указаны заданные значения соответственно уловиям, предусмотренным в разрешении на эмиссии в размере 20 ppm (27 мг/Нм3 оксида азота NOX).

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

Кросс-медиа эффекты

Методы SNERT/LoTOX оптимально применяются при температуре выше 150 °C и не требует подвода тепла для поддержания эффективности работы, обеспечивая максимальную регенерацию тепла из отходящих газов.

Технологии SNERT/LoTOX применяются на новой или действующей скрубберной установке, которая генерирует сточные воды, подлежащие тщательной очистке. Возможно, придется рассмотреть решение вопроса увеличения объема нитратов на действующих очистных сооружениях, а также связанные с этим затраты на регулирование содержания нитратов.

Образуется азотная кислота, которая нейтрализуется щелочью из секции со скрубберами. Для того, чтобы окислить оксид азота NOХ до оксида с высшими степенями окисления требуется впрыскивание озона, вырабатываемого на объекте с использованием генератора озоны, потребляющего кислород и электроэнергию.

Применимость

Первые демонстрационные испытания на установке были проведены в 2002 году. В период с 2007 по 2009 год агрегаты низкотемпературного окисления были внедрены на семи установках, шесть из которых эксплуатируются в США и одна в Бразилии. Четыре такие установки были переоснащены на действующих скрубберах, один из них установили неофициальным поставщиком патентованного оборудования LoTOX. В случае переоснащения, возможно, потребуется возвести отдельную колонну, чтобы обеспечить дополнительный впрыск озона и создать условия для ступени реакции. Применение этой технологии требует наличия дымовой трубы для установки получения озона. Необходимо учитывать наличие соответствующих конструкций для проведения дополнительных процессов, связанных с образованием озона и принять меры для безопасности персонала.

Применимость такого метода влечет за собой дополнительную необходимость очистки сточных вод. Следует также принять во внимание, что для производства озона необходимо располагать соответствующим запасом жидкого кислорода. Применимость метода также требует наличие большой площадки для установок.

Экономика

В 2005 году потенциальные инвестиции и эксплуатационные затраты на внедрение этой технологии на двух установках на предприятии в штате Колорадо (США) оценивались примерно ежегодно в 1900-2100 долл.США за тонну утилизированного NOX, при условии соответствующего снижения концентрации NOX на 85-90 %. Возможно, также потребуется рассмотреть дополнительные затраты, связанные с регулированием содержания нитратов в сточных водах.

Эффект от внедрения

Основными преимуществами процесса LoTOX заключаются в следующем: селективность оксида азота (NOX); возможность корректировать показатели производительности в отношении утилизации NOX; отсутствие внесения изменений в химический процесс (а также оставлять без изменения концентрацию кислорода (O2) в дымовом газе) и в рабочие параметры установки; совместимость с процессом утилизация отходящих газов; способность справляться со сбоями в работе установки без последствий на его общую бесперебойность и эксплуатационную готовность.

Пример завода(-ов)

Предприятия США: BP (г. Техас), FlintHills (г. Корпус-Кристи), LionOil (г. Эльдорадо), Marathon (г. Техас), Valero (г. Хьюстон и Техас), WesternGaint (г. Гэллап).

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

Описание

Сепаратор третьей ступени - это устройство или система очистки циклонного типа, устанавливаемое после циклонов двух ступеней на установке. Наиболее распространенная конфигурация сепараторов третьей ступени состоит из одного сепаратора с мультициклонами. Однако существуют вихревые сепараторы нового поколения в виде циклона-конфузора как сепаратора третьей ступени, зачастую выбирают в качестве устройства для отделения взвешенных частиц от газов или применяют как дополнительное решение для эффективного энергопотребления. Первые попытки рекуперации энергии из отходящих газов регенератора устройства не увенчались успехом, поскольку срок службы лопастей детандера ограничивался несколькими неделями. Оказалось, что частицы размером 10 мкм и больше препятствуют работе лопастей детандера. TSS используются для защиты турбодетандеров рекуперации энергии от повреждения частицами. Как показано на рисунке 5.23 последние достижения в этой технологии, позволяют, в частности, использовать большое количество вихревых труб с осевым потоком относительно небольшого диаметра для обеспечения быстрого вращательного движения и переработки большого объема отходящих газов в более компактных сепараторах. Устройства обладают высокими скоростями циркуляции и поэтому восстановленный катализатор возвращается в пылеуловитель. В некоторых случаях используется новая ступень фильтрации, которая именуется четвертой ступенью.

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

Достигнутые экологические выгоды

Усредненное значение концентрации частиц на выходе сепаратора третьей ступени последнего поколения составляет <50-100 мг/Нм3, в зависимости от объема частиц на входе и распределение их по размерам. Низкое значение концентрации получить сложно, так как внутренние скорости прохождения газа приводят к дополнительному трению. Вследствие этого образуется мелкодисперсная фракция, которая проходит через циклон.

В зависимости от вышеперечисленных факторов и типа используемой технологии циклоны работают эффективнее, когда размеры частиц более10–40мкм. Циклоны с вихревыми трубами позволяют обеспечить 50 %-ный предельный размер улавливаемых частиц в 2,5 мкм. Эффективность улавливания варьирует от 30 % до >90 %. Если концентрация частиц на входе ниже 400 мг/Нм3 эффективность улавливания превышает 75 % только по распределенным по размерам частицам со средним размером (по массе) >5 мкм.

За счет снижения содержания взвешенных частиц в воздухе также сокращаются выбросы частиц металлов.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Утилизация катализаторной пыли обычно составляет 300–400 тонн в год на установку. Сепараторы третьей ступени создают перепад давления в дымовом газе. На многих установках сепараторы зарекомендовали себя с лучшей стороны. В разделе 3.9 приведены данные о выбросах, включая пыль на выборочных установках РФ (по результатам непрерывного мониторинга). Установки, оснащенные только сепараторами третьей ступени (без дополнительного устройства), имеют выбросы пыли около 80–150 мг/Нм3 в среднем за месяц.

Кросс-медиа эффекты

Извлеченная катализаторная пыль, содержащая некоторые опасные металлы, классифицируется как опасный промышленный отход. Необходимо должным образом утилизировать ее, чтобы не загрязнить воду и почву.

Применимость

Сепараторы третьей ступени применимы к любой установке, но их производительность значительно варьирует, главным образом из-за объема частиц и распределения по размерам мелких частиц катализатора после прохождения внутренних циклонов регенератора. Такие устройства сокращения выбросов очень часто используются в сочетании, например, с электростатическими фильтрами (ЭСФ).

Экономика

В таблице 5.9 приведены экономические аспекты по циклонам третьей ступени, применяемых на установках.

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

№ п/п	Мощность установки, млн т/год	Эффективность, %	Концентрация взвешенных частиц на выходе потока, мг/Нм3	Инвестиции, млн евро	Эксплуатационные расходы, млн евро/год
1	2	3	4	5	6
1	1,5	30-40	40-250	1-2,5	0,7
2	1,5	30-90	60-150*	0,5-1,5	0,1
3	1,2	75	50-100**	1,5-2,5

* Начальная концентрация: 450 мг/Нм3 (диапазон 300-600 мг/Нм3).

** Начальная концентрация: 200-1000 мг/Нм3.

Примечание: Эксплуатационные затраты включают только прямые денежные эксплуатационные затраты, т.е. без расходов на амортизацию инвестиции или финансовые расходы. Инвестиционные затраты относятся к возведение нового завода. Экономические аспекты не включает затраты на утилизацию образующихся отходов.

Стоимость утилизации тонкодисперсного катализатора составляет около 120–300 евро за тонну, включая транспортировку.

Эффект от внедрения

Сепараторы третьей ступени регулируют сокращение выбросов взвешенных частиц и защищают оборудование от преждевременного износа ниже по потоку нефтепродукта - установки рекуперации тепла или энергии (например, лопасти детандера).

Пример завода(-ов)

Многие установки работают с такими системами.

5.7.8. Меры борьбы отделения частиц от газов. Электростатические фильтры

Описание

Удельное сопротивление частиц является ключевым фактором эффективности ЭСФ. Следующие параметры снижают удельное сопротивление частиц и повышают эффективность их улавливания. Применяется на установках отходящих газов:

более высокая температура на входе;

более высокое содержание металлов, редкоземельных элементов или углерода в катализаторе;

содержание влаги;

подача аммиака через форсунки.

Достигаемые экологические преимущества

По результатам непрерывного мониторинга выявлено, что типовые концентрации, достигаемые с помощью ЭСФ, обычно составляют <20-50 мг/Нм3 в среднем за день при нормальных условиях эксплуатации (за исключением продувки сажи в конце цикла работы котлов CO или вспомогательных котлов).

Для коротких периодов усредненные значения общего содержания взвешенных частиц в дымовых газах регенератора установки составляют <50 мг/Нм3. Такие значения регистрируются в разрешении на эмиссии в окружающую среду (например, в Германии, см. раздел "Эксплуатационные данные"). В результате сокращения объема взвешенных частиц выбросы металлов (никель, сурьма, ванадий и их компоненты) сокращаются до 1 мг/Нм3 и ниже (в зависимости от их общего количества).

Объем никеля и его компонентов снижается до 0,3 мг/Нм3 и ниже. Все концентрации выражаются в виде среднечасовых значений, получаемых при непрерывной работе и при продувке сажи в котле CO.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Эффективность борьбы с выбросами взвешенных частиц с помощью ЭСФ на установке обычно намного превышает 90 %. Фактический диапазон концентраций на выходе ЭСФ, зависит от времени пребывания газа в нем (т. е. от размера ЭСФ), свойств взвешенных частиц (т.е. катализаторов), режима работы установки, температуры отходящих газов и наличия другие аппаратов утилизации взвешенных частиц, задействованных до ЭСФ. В обычных условиях для достижения очень низких концентраций выбросов (<10 мг/Нм3) необходимо время пребывания газа в ЭСФ должно составлять более 30 секунд. Размер частиц также влияет на эффективность работы ЭСФ, поскольку очень мелкие частицы (<2 мкм) легче улавливаются во время цикла очистки (постукиванием) электродами ЭСФ.

Из-за эксплуатации ЭСФ возникает небольшой перепад давления в системе; более частые перепады давления возникают в результате прохождения частиц через впускной и выпускной воздуховоды в ЭСФ. В некоторых случаях подключают вентилятор принудительной тяги. При этом потребление электроэнергии невелико, кроме случаев, когда время пребывания газа в ЭСФ намерено увеличено. ЭСФ также требуют регулярного технического обслуживания для обеспечения высокой эффективности улавливания частиц. Некоторые предприятия сообщают, что применение глубокого обессеривания сырья оказывает большое влияние на производительность ЭСФ. Содержание серы и металлов в газе меньше, эффективность улавливания частиц снижается. В таких случаях выбросы взвешенных частиц составляют 30–35 мг/Нм3.

На рисунке 5.24 и 5.25 показан график за год среднесуточной концентрации, полученной после очистки двумя ЭСФ на установках в Германии.

Результаты по первой установке (рисунок 5.24) получены при нормальных условиях эксплуатации установки, оснащенной устройством фильтрации. Конструкция состоит из типовых циклонов, дополнительного циклона, установленного снаружи и ЭСФ с четырьмя электрополями. Среднегодовая концентрация составляет 10,94 мг/Нм3 со стандартным отклонением в 9,62, а максимальное зарегистрированное среднесуточное значение составляет почти 37 мг/Нм3. Стандартная среднесуточная концентрация взвешенных частиц варьирует в диапазоне от 5 до 25 мг/Нм3.

Для сравнения вторая установка (рисунок 5.25) имеет более простую конструкцию, только внутренние циклоны и ЭСФ с 2 электрополями. Кроме того, годичный период включает в себя этап остановки/запуска устройства (обозначенный на графике), в течение которого значения выбросов были значительно выше, чем в стандартных условиях. Среднегодовое значение составляет 10,16 мг/Нм3 (рассчитано по суточным значениям, отличным от нуля) со стандартным отклонением в 5,2. Несмотря на то, что максимальное зарегистрированное среднесуточное значение концентрации в 38 мг/Нм3 аналогично значениям первого ЭСФ (рисунок 5.25), обычная среднесуточная концентрация в устойчивом режиме работы остается в одном диапазоне от 5 до 15 мг/Нм3.

Выбросы взвешенных частиц увеличатся после проведения планово-предупредительного ремонта (операции выгрузки-загрузки катализатора) на установке из-за большой нагрузки по взвешенным частицам в ЭСФ. Это объясняется сильным истиранием загруженного катализатора, на который пришлась большая нагрузка после проведения планово-предупредительного ремонта.

Приведены следующие данные по установке в США после применения ЭСФ (без циклона) на отходящих газах котла дожига угарного газа (стандартная эксплуатация):

предельные значения выбросов в разрешительном документе:

общее количество взвешенных частиц, среднесуточное значение: 30 мг/м3;

среднее значение за 30 минут: 60 мг/м3;

данные мониторинга: общий объем взвешенных частиц: 13–23 мг/м3 (30 минут, O2=3,1%, 100 % -ная мощность, 80% мазута, 20 % тяжелых парафиновых дистиллятов).

На аналогичной установке с циклоном и ЭСФ содержание взвешенных частиц достигает 9–21 мг/м3 (100 % мощность, где сырье - 50% вакуумного газойля, 40 % мазута, 10 % другие продукты).

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

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

На рисунке 5.26 показано распределение суточных значений пылевых выбросов (2011 год) от установки, перерабатывающей обессеренное дизельное топливо. Установка также оснащена, установленном в 2007 году в дополнение к действующему циклону с тремя ступенями очистки.

Сведения о выбросах в результате непрерывного мониторинга, включая пыль, выборки европейских установок приведена в разделе 3. Установки, оснащенные ЭСФ, имеют пылевые выбросы в диапазоне от 10 до 50 мг/Нм3 в среднем за месяц. Среди них, те установки, которые оснащены циклоном третьей ступени и ЭСФ с четырьмя электрополями, показывают лучшие результаты, в диапазоне 10-25 мг/Нм3.

Кросс-медиа эффекты

Предприятию потребуется дополнительное оборудование для утилизации уловленных мелкодисперсных частиц (катализаторов). Высокое напряжение в ЭСФ создает угрозу безопасности на предприятии и приводит к увеличению эксплуатационных затрат на электроэнергию и техническое обслуживание. На некоторых установках для улучшения производительности ЭСФ вводится аммиак (в качестве реагента снижения удельного сопротивления). Из-за проскока аммиака в ЭСФ, выбросы аммиака поступают в атмосферу. Выражаются опасения по поводу безопасности применения ЭСФ во время запуска установки. Необходимо соблюдать особую осторожность, чтобы не допустить попадания несгоревших углеводородов в сам ЭСФ, так как искрящаяся среда приведет к взрыву.

Применимость

Необходимо наличие большой площадки, особенно когда ЭСФ рассчитаны на утилизацию очень большого количества выбросов взвешенных частиц. Требуются наличие большой площадки для размещения установок, поскольку они с трубопроводами вывода газовых потоков на установке как правило, занимают большое пространство (1,5 млн т/год генерирует 2,8 млн Нм3/день отходящих газов). Для газового потока с низкой скоростью циркуляции необходима установка ЭСФ очень большого поперечного сечения, чтобы соответствовать заданным значениям производительности ЭСФ. Если электрическое сопротивлением частиц высокое, скорость газового потока высокая, это негативно скажется на производительности ЭСФ. Кроме того, тщательная гидроочистка сырья на установке сократит содержание металла в катализаторе, уменьшит содержание облагораживающего реагента (SO3) в дымовых газах и, следовательно, снизит эффективность улавливания частиц. Производительность ЭСФ, вероятно, ухудшится с начала и до конца запуска установки. Причинами могут служить проблемы технического обслуживания, когда требуется остановить установку, и/или быстрое истирание катализатора в конце работы. Кроме того, для ЭСФ не предусматривают периоды запуска и останова, поэтому должны электрически изолироваться из-за уже описанных соображений безопасности.

Экономика

Данные предоставлены в таблице 5.10.

Таблица 5.10. Экономические данные по ЭСФ, применяемые на установке

№ п/п	Мощность установки, млнт/год)	Эффективность, %	Концентрация взвешенных частиц ниже по потоку, мг/Нм3	Инвестиции (млн евро)	Эксплуатационные расходы (млн евро/год)
1	2	3	4	5	6
1	2,4	>50*	<50*	15-30	0,15**
2	1,5	-	<30	2,05***	-

* Неизменная концентрация >100 мг/Нм3 –> Целевой показатель снижения концентрации <50 мг/Нм3.

** 2009: соответственно 20–40 млн долл. США (фактические капитальные расходы) и 0,2 млн долл. США [34].

*** 2008: 1,3 млрд форинтов на весь проект установки ЭСФ.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов взвешенных частиц.

Пример завода(-ов)

Из 61 объектов из выборки технической рабочей группы европейского Бюро НДТ 17 из 22 предприятий в нефтегазовой отрасли Европы используют ЭСФ на своих установках. Они также используются на многих предприятиях США.

5.7.9. Методы очистки газов от взвешенных веществ. Другие фильтры

Описание

Одним из вариантов очистки выхлопных газов регенератора являются рукавные или тканевые фильтры, а также фильтры из керамики или нержавеющей стали.

В керамических или металлокерамических фильтрах обратной продувки взвешенные вещества после улавливания осаждаются на наружной поверхности фильтрующих элементов, которые затем удаляются методом обратной импульсной продувки. Затем они удаляются из фильтровальной установки на утилизацию.

Достигнутые экологические выгоды

Применение обратной продувки и тканевых фильтров демонстрирует более высокие показатели производительности (1–10 мг/Нм3), чем циклоны и электрофильтры. Кроме того, использование керамических фильтров особенно эффективно для улавливания мельчайших частиц, не снижают производительности во время запуска и сбоев.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Использование рукавных или тканевых фильтров ограничено температурным режимом (<200-240 °C). Необходимо учитывать, что их применение влечет за собой перепад давления в фильтре.

С другой стороны, керамические фильтры обратной продувки являются высокотехнологическими системами, которые доказали свою эффективность в работе. Один из таких фильтров, установленный с середины 2004 года в качестве полнофункционального трехступенчатого фильтра на установке каталитического крекинга остаточного сырья мощностью 2100 т/сут, работал без инцидентов с момента запуска. Обратная импульсная продувка задействуется по мере постепенного увеличения перепада давления, создаваемого фильтром. Это является важным параметром мониторинга работы системы.

Система фильтров достигает устойчивого состояния перепада давления после примерно 100 циклов продувки (т. е. практически один месяц). Благодаря фильтру рабочее давление падает до достаточно низких значений, чтобы избежать неблагоприятных воздействий на работу установки остаточного сырья. Такая система фильтрации оказывает меньший вред окружающей среде, в сравнении с другими процессами фильтрации, применяемыми на установках остаточного сырья. Как показано на рисунке 5.27, концентрация взвешенных частиц, измеренная с помощью анализа мутности, всегда ниже 5 мг/Нм3 с момента ввода фильтра в эксплуатацию, а стандартная производительность фильтра составляет 1–2 мг/Нм3.

Наряду с перепадом давления в фильтре, для обеспечения стабильного функционирования фильтра необходимо контролировать и другие параметры, такие как время эксплуатации и закрытия клапана, температура отходящих газов, значение сжатого давления при продувке и температура продувочного газа.

Последние данные по трехступенчатому фильтру обратной продувки (изготовленного из нержавеющей стали), работающего на установке (мощностью 1,1 млн т/год) на предприятии в г. Хайфа (Израиль), показывают, что выбросы взвешенных частиц соответствуют стандарту на эмиссии 20 мг/Нм3. Значения концентрации выбросов значительно ниже 15 мг/Нм3.

Кросс-медиа эффекты

Не было выявлено ни одного негативного воздействия, за исключением необходимости удаления или утилизации собранной пыли, что характерно для всех фильтров с сухой фильтрующей средой.

Применимость

Рукавные или тканевые фильтры переоборудоваются для подвода к циклонам третьей ступени. Однако они не подходят для использования на установке из-за перепада давления, "забивание" пылью фильтрующего элемента, их неспособность работать во внештатном режиме и необходимости в достаточном пространстве.

Керамические фильтры третьей ступени доказывают свою эффективность в очистке отходящих газов каталитического крекинга с 2004 года. Они успешно функционируют и при наличии сбоев на установке. До сих пор в литературе сообщалось о двух конкретных случаях. В первом случае сообщалось об очистке газов по направлению потока, концентрацией до 20000 мг/Нм3 с изношенными катализаторами, работающими уже две недели, с увеличенной массовой концентрации с 250 кг/сут. до 1000–2000 кг/сут. Это позволило установке остаточного сырья продолжать придерживаться стандартам по выбросам и работать непрерывно без необходимости останова агрегата. Во втором случае речь шла о безопасной эксплуатации такого фильтра при использовании горелочных устройств для поддержания температуры в регенераторе в случае простоя и срочного ремонта. В сравнении с ЭСФ керамические фильтры функционирует значительно лучше во время запуска и выключения. Необходимо продемонстрировать максимальные затраты на оснащение регенераторов выбранных установок Европы керамическими фильтрами.

Экономика

Удельные инвестиционные затраты на керамические фильтры с обратной продувкой будут зависеть от температуры и пропускной способности потока. Стоимость фильтра третьей ступени (полного потока), работающих при температурах ниже 450 °C оценивается в 80 долл.США/м3/ч. Высокотемпературные фильтры, работающие до 750 °C оцениваются в 210 долл. США/м3/ч. Стоимость высокотемпературных фильтров четвертой ступени составляет около 260 долл.США/м3/ч (данные для 2009 года и согласно фактическим объемам отходящих газов) капитальные расходы на установки, мощностью 2,4 млн т/год в 2009 году оценивались в 15-20 млн евро (22-30 млн долларов США).

Эффект от внедрения

Современные керамические фильтры обратной продувки представляют наибольший интерес для применения на установке, так как образующийся объем выбросов взвешенных частиц, а также их гранулометрический состав и химические свойства, негативно отражаются на здоровье человека и окружающей среде. Этот метод позволяет проводить высокоэффективную фильтрацию выбросов взвешенных частиц катализатора, включая мелкодисперсные частицы и тяжелые металлы. Запуски и сбои фильтра не влияют на его производительность, предотвращает неблагоприятные последствия запыленности воздуха, размера частиц или скорости потока. Он хорошо переоснащается из-за своего относительно небольшого размера.

Пример завода(-ов)

Керамические фильтры третьей ступени фильтрации полного потока рабочей жидкости или фильтры из нержавеющей стали эксплуатируются на трех предприятиях по миру. Около 15 керамических сепараторов частичного потока (четвертой ступени) и бункерные фильтры также эксплуатируются в Западной Европе, Северной Америке и на Ближнем Востоке.

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

Описание

Содержание диоксида серы в отходящем газе регенератора установки снижается введением катализатора на основе оксида металла (например, алюминий/магний, церий). Он переносит значительную часть сернистого кокса на отработанном катализаторе обратно в реактор, где выделяется в виде сероводорода. В результате крекинга реактор перенаправляет циркулируемый продукт в виде пара на систему аминовой очистки газа предприятия, следовательно, перерабатывая серу на установке производства серы.

Сокращение SOX - это трехэтапный процесс:

каталитическое окисление SO2 до SO3 в регенераторе;

адсорбция присадки SO3 проводимой в регенераторе с выделением сульфата, который возвращается в реактор;

возвращение к оксиду и выделение сероводорода в газовой поток продукта для извлечения.

Разработанные в конце 1970-х годов SOX-снижающие катализаторы первоначально были разработаны на основе оксида алюминия, поэтому у них был очень короткий срок службы. Постепенно потенциал улавливания частиц SO3 в регенераторе существенно увеличился за счет замены чистого оксида алюминия в основе связующего вещества на алюминат магния (1980-е годы: 1 моль алюминия на 2 моль магния), а затем на гидроталькит (1990-е годы: 1 моль алюминия на 3–4 моль магния). Современные катализаторы, разработанные с 2000 года, демонстрируют улучшение характеристик на35–80 % в сравнении с первыми реагентами на гидротальките. Значение коэффициента поглощения (PUF – кг утилизированного SO2 на кг введенной присадки) теоретически достигает до 20.

Достигнутые экологические выгоды

Количество утилизируемого SOX сильно зависит от концентрации в сырье, выделяемого в регенераторе SOX, объема используемой присадки, а также от типа и качества самой присадки. Некоторые имеющиеся данные испытаний показывают, что эффективность утилизации сильно зависит от текущей концентрации кислорода и собственной стойкости присадки к истиранию в условиях эксплуатации, преобладающих на конкретной установке.

В режиме полного сжигания эффективность утилизации, достигаемой с помощью современных присадок, как правило, составляет >60 %, в промышленном производстве скорость утилизации выбросов доходит до 95–99 %. Продуктивность систем утилизации выбросов напрямую зависит от хороших условий эксплуатации установок, в частности, серосодержащего сырья в регенераторе, улучшение параметров работы регенератора и других технологических параметров.

В режиме неполного сжигания стандартные показатели сокращения выбросов ниже, чем в режиме полного сжигания, и зачастую необходимо вводить большее количество присадки. В настоящее время разработаны специальные присадки для работы в режиме неполного сжигания, эффективность которых в два раза выше по сравнению с ранее используемыми присадками. В настоящее время эффективность современных присадок, снижающих концентрацию SOX, как правило, составляет >50 %, в промышленном производстве скорость очистки газовых потоков доходит до 95–99 %. Эффективность сокращения выбросов также напрямую зависит от условий эксплуатации установок. В частности, от концентрации серы в сырье регенератора, изначального содержания COS, H2S в регенераторе до попадания в котел дожига CO и временем пребывания в регенераторе (рисунок 5.22). Тем не менее, на некоторых установках, где условия эксплуатации установок далеки от идеальных, максимально достигнутые показатели снижения концентрации SOX в газовых потоках составляют 30–35 %.

Отмечено, чем выше скорость утилизации, тем ниже коэффициент поглощения частиц.

В одном из примеров [45] сообщается о случае, когда концентрация оксида серы SOX снизилась на 85 %. Там коэффициент поглощения равнялся 18 кг утилизированного оксида серы (SOX) на кг присадки. Выбросы по остаточным продуктам составили 50 ppm по объему (0 % от O2). Дальнейшее сокращение выбросов до уровня ниже 25 ppm по объему (0 % от O2) снизили коэффициент поглощения до 14 кг утилизированного SOX, на кг присадки. Выбросы, концентрация которых снизилась до 25 (ppm) по объему, составили около 5 % мас./мас. от общего объема запасов катализаторов. Относительное уменьшение количества SOX с 50 до 25 (ppm) составило 31 %.

Второй случай подробно описан в серии непродолжительных испытаний №1, проведенных на установке "глубокого" неполного сжигания на установке с 7–8 моль% CO в регенераторе. Полученные результаты снижения SOX до 30–35 % при PUF>10 являются достаточно приемлемыми. Такой пример показывает, что с технической и экономической точки зрения попытка получить 50 % утилизацию SOX при ненадлежащих условиях эксплуатации установок практически невозможно. В этом случае удельные затраты достигли 10 тыс. евро/т утилизируемого SO2 и больше, так коэффициент поглощения PUF упал до пяти, потребление электроэнергии, увеличилось, а показатели потребления пара возросли более чем на 8 %.

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

Экологические показатели и эксплуатационные данные

На установке, применяющего эту технологию, концентрация SO2 в выходящем потоке составляет 1000–3000 мг/Нм3 при 3 % O2 (в зависимости от расхода присадки и режима сжигания). На входе потока концентрация SO2 была 4000–4500 мг/Нм3 (что соответствует содержанию серы в сырье около 2–2,5 %).

Эксплуатация установки проходит в довольно неблагоприятных условиях из-за очень редкого замещения остатков катализатора (ежедневно вводят только 0,5 % от запасов на установке), с повышением температуры в установке в среднем до 508 °C и температурой в регенераторе равной 673 °C. Два приведенных набора данных демонстрируют результаты, когда в одном случае содержания серы высокое (1,6 %) и низкое (0,5 %) (где качество выходного потока выше).

Графики на рисунках 5.29 и 5.30 показывают эффективность применения присадок с течением времени (выраженную в днях по оси X) для двух различных типов сырья (с высоким и низким содержанием серы).

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

Результаты, показанные на рисунках 5.29 и 5.30 согласуются с данными, представленными европейским объектом, как показано на рисунке 5.31, где с 2009 года было достигнуто 50 %–ное сокращение концентрации (средняя концентрация от 980 до 450 мг/Нм3 при 3% O2) на 1,5 млн т/год с серой в составе 0,32-0,45 %.

Если количество присадки составляет всего 3 % от объема катализаторов, выбросы SO2 сокращаются на 25 % и при стандартном содержании серы в 0,6-1,8 %. Способность присадок последнего поколения к утилизации SOX определяется его количеством в остатке катализатора, а не частотой введения, что свидетельствует о повышенной стабильности.


		Январь 2008 (без присадок, снижающих концентрацию SOX
		Июль 2008 года (после введения присадок, снижающих концентрацию SOX

Концентрация SO2 (среднее значение по часам) при 3% O2
		% серы в сырье

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

Кросс-медиа эффекты

Концентрация SOX в газовом потоке на выходе, полученная в результате использования этого метода, сильно зависит от концентрации SOX на входе, количества присадки и режима эксплуатации установки.

Применяя этот метод необходимо учитывать множество параметров установки, особенно регенератора. Метод эффективно работает в условиях полного сжигания, когда практически вся сера в дымовых газах утилизируется, а агрегаты переоснащаются в наиболее благоприятных условиях эксплуатации.

Однако это повлияет на производительность установки, а частота замены катализатора переноса увеличится. В случае подачи большого количества присадок требуется тонкая перенастройка каталитической системы.

Благодаря своей практичности этот метод показывает хорошие результаты в сочетании с другими мерами борьбы с выбросами технологических процессов.

В сочетании с мокрой очисткой газов, где присадки помогли снизить потребление энергии (например, использование насосов) и расход химических веществ (например, едкого натра). Другим примером служит предприятия на Ближнем Востоке, который перерабатывает 30000 баррелей 100 % мазута с высоким содержанием серы (2,7 %) в день (около 2 млн т/год), работающий в режиме полного сжигания, где было решено использовать такую присадку к нефтепродуктам для решения проблем с коррозией из-за высокой концентрации оксида серы SOX на входе в действующую установку очистки газов. На этом предприятии наблюдалось снижение эксплуатационных затрат на скруббер на 15 %. Это увеличило затраты на SOX-снижающую присадку, которые в будущем оправдали их.

В сочетании с высокоэффективными фильтрами эти два метода демонстрирует отличные с экономической точки зрения результаты.

Для того, чтобы располагать вариантами при выборе сырья (например, качество внешних потоков на установку), или для снижения интенсивности гидроочистки сырья в начале потоке.

С другой стороны, этот применение этого метода менее эффективно на установке, работающей в режиме глубокого неполного сжигания, где температура регенератора высокая, замена катализатора нечастая или на установке, требующей очень низкие концентрации SOX в потоке на выходе. В Северной Америке катализаторы SOX-снижающую присадку предпочтительно используются в скрубберах на предприятии мощностью менее 150000 баррелей в день (8 млн т/год).

Применимость

Недостатки применения этого метода, следующие:

SOX-снижающие присадки на самом деле не являются универсальной технологией, реализуемой на всех установках, поскольку, несмотря на достигнутый в последнее время прогресс, применение их эффективно и экономически выгодно в режиме полного сжигания;

при очень высоких скоростях подачи присадок (>10-15 % от подачи свежего катализатора) снижается эксплуатационная гибкость установки, повышается риск получения некачественных нефтепродуктов на выходе;

SOX-снижающая присадка отрицательно влияет на образование NOX, СО, на взвешенные частицы, увеличивая потери катализатора из-за истирания. При ее использовании в режиме неполного сжигания это приведет к значительному увеличению расхода топлива в котле дожига угарного газа (CO) при эквивалентном значении производства пара.

Кроме того, это приведет к дополнительным выбросам и возникновению проблемных зон на установках аминовой очистки H2S.

Экономика

Не требуется больших инвестиционных затрат: требуются лишь незначительные капитальные затраты на оборудование подачи присадки в каталитическую систему. Имеются данные, что стоимость европейского объекта, составляет 300000 евро, включая закладку фундамента, возведение, монтаж трубопроводов, повышение пропускной способности ниже по потоку нефтепродукта и получение разрешения на эмиссии в окружающую среду.

Эксплуатационные расходы зависят от установки, содержания выбросов SO2 в начале и итоговых показателей SO2. Стоимость европейского объекта при объеме подачи присадки в 264 кг/сут. и с функцией дополнительной утилизации отработанного катализатора в 94 т/год составляет 1,3 млн евро в год.

Потенциальные инвестиции и эксплуатационные затраты на внедрение этой технологии на двух установках на предприятии Колорадо (США) были оценены в 2005 году. Данные по 2007 год сообщают об экономии в 500 долларов США за тонну SO2 в год, предполагая, что в результате концентрация выбросов SO2 снизится всего на 35-50 % [22]. Эти данные подтверждаются затратами, о которых недавно сообщили другие источники из США. За 2007 год затраты на получение 25 ppm по объему при 0 % O2 (среднегодовое значение) и 50 ppm по объему при 0 % O2 (усредненное значение за неделю) составили 500-880 долл.США за тонну утилизированного оксида серы (SO2).

Другая оценка затрат приведена на рисунке 5.32, основанная на опыте крупного производителя катализаторов на предприятии США. График представлен для n-ной установки мощностью в 50000 баррелей в день (около 3 млн т/год) с запасом катализатора в 150 т. Диапазон затрат отражает широкий спектр конфигураций установок с различными уровнями SOX в неочищенных отходящих газах, типами подачи присадка и условиями эксплуатации регенератора (включая полное и неполное сжигание).

На рисунке 5.33 представлен анализ по аналогичному методу из опыта европейских специалистов по продаже катализаторов, который предлагает оценку затрат для установок, работающих в режиме полного и неполного сжигания.

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

В таблице 5.11 представлены результаты специальных испытаний по удельным затратам с целью получения сверхнизких показателей SO2 [34].

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

№ п/п		Предприятие А	Предприятие B
1	2	3	4
1	Скорость подачи нового сырья, т/сут.	2 876	6 847
2	Новое сырье (API)	24,9	28,5
3	нерегулируемое содержание SO2, ppm по объему	178	326
4	регулируемое содержание SO2, ppm по объему	10	7
5	Сокращение концентрации SO2, %	95	98
6	Затраты на утилизацию1), евро/т SO2	780	940

1) Соответственно 0,51 и 0,61 долл.США за фунт SO2 (данные 2009 года).

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов оксида серы.

Пример завода(-ов)

Более 60 предприятий в нефтегазовой отрасли по всему миру применяют присадки снижения концентрации SOX в катализаторе, в том числе несколько установок неполного сжигания в Германии, Японии и Южной Африке. Этот метод хорошо зарекомендовал себя в коммерческих целях.

Описание

Существует несколько способов мокрой очистки газов:

деструктивная мокрая очистки газов, с адсорбентом на основе натрия или магния; насадочные, тарельчатые, форсуночные скрубберы или скруббер Вентури;

технологии, сочетающие деструктивные и регенеративные методы очистки с использованием запатентованного раствора, содержащего соду и фосфорную кислоту, или процесс CANSOLV с аминовым раствором.

Две системы Вентури были разработаны специально для применения на установках переработки нефти:

Эжекторные скрубберы Вентури (ЭСВ) очищают низконапорный поток газа, где орошаемая жидкость распыляется в поток газовой среды на входе в трубу скруббера Вентури над "сужающейся горловиной". Затем газ и жидкость проходят через горловину в условиях высокой турбулентности.

Высокоэнергетический скруббер Вентури (ВЭСВ) очищает высоконапорный поток газа, который использует кинетическую энергию дымового газа для распыления абсорбционной жидкости на капли. Этот метод требует большего перепада в давлении газа, но у него эффективность улавливания мелких взвешенных частиц выше по сравнению с эжекторными скрубберами Вентури, в частности, частиц размером 10 мкм, 2,5 мкм и 2 мкм.

Электродинамическая трубка Вентури, которая сочетает в себе методы, используемые в скрубберах Вентури, с электростатической сепарацией пыли. В системе находится распылительная колонная, а также модули фильтрации принудительной конденсации, распыления воды и сепараторы капель. Система интегрируется с регенеративным методом LABSORBTM, а также с методом LoTOXTMdeNOXSNERT впрыска озона.

Достигнутые экологические выгоды

В случае если утилизация SO2 является первостепенной целью, тщательно спроектированный процесс мокрой очистки газов обычно обеспечивает очень высокую эффективность утилизации как SO2, так и взвешенных частиц, принимая во внимание, что сокращение концентрации SO3, как правило, не так высоко, как SO2. NOX эффективно утилизируется дополнительной очистной колонной с окислением NO до NO2. В таблице 5.12 показаны ожидаемые уровни выбросов после применения скруббера мокрой очистки.

№ п/п	Параметр	Эффективность, %1)	Концентрация на входе при 3 % O2, мг/Нм3	Концентрация на выходе при 3 % O2, мг/Нм3
1	2	3	4	5
1	SO2	95-99,9	600-10 000	<60-1602)
2	Взвешенные частицы	85 – 95	350 – 800	<30-602)
3	NOX	До 70	600	180

Примечание: Улавливание взвешенных частиц напрямую связано с конфигурацией конструкции, а перепад давления в системе сильно варьируется. Скрубберы менее эффективны при улавливании субмикронных частиц.

В случае регенеративной очистки основное дополнительное преимущество, заключается в возможность восстановления реагента, поглощающего SOX и извлечения концентрированного потока SO2. Полученный продукт с оксидом серы перегоняется и реализуется/перерабатывается в виде жидкого SO2, серной кислоты или элементарной серы. В связи с этим необходимо извлекать и удалять гораздо меньшее количество твердого остатка. Имеется информация, что в сравнении с нерегенеративным процессом потребление энергии ниже (см. параграфы "Эксплуатационные данные и экономические аспекты").

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Нерегенеративная очистка

В таблице 5.13 приведены данные по семи установкам США. Все они оборудованы скруберрами Вентури.

Таблица 5.13. Производительность скрубберов Вентури мокрой очистки газов.

№ п/п

Тип

Взвешенные частицы на выходе

Усредненное кол-во взвешенных частиц на выходе

Содержание взвешенных частиц в %

Концентрация SO2 на входе

Концентрация SO2 на выходе

Содержа-ние SO2 в %

1	2	3	4	5	6	7	8
1	Режим неполного сжигания с котлом дожига угарного газа*	35-60	47	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных
2	Режим неполного сжигания с котлом дожига угарного газа*	39-50	46	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных
3	Установка полного сжигания*	48-109	74	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных
4	Установка полного сжигания*	Нет данных	56	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных
5	Режим неполного сжигания с котлом дожига угарного газа*	43-61	56	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных
6	Режим неполного сжигания с котлом дожига угарного газа**	Нет данных	Нет данных	Нет данных	425	61	90
7	Режим неполного сжигания с котлом дожига угарного газа**	Нет данных	Нет данных	93	>1800	125–160***	93

* Среднее значение в мг/Нм3 при 3 % O2 (сухой газ), основанное на точечных измерениях.

** Среднесуточное значение в мг/Нм3 при 3% O2 (сухой газ), основанное на системе непрерывного мониторинга выбросов эжекторного скруббера Вентури (ЭСВ).

*** Среднесуточное значение, рассчитанное из диапазона 95-го процентиля полного набора данных.

Регенеративная система очистки газов

Система регенеративной очистки LABSORBTM работает с 2004 года на предприятии в Саннаццаро (Павия, Италия). Эта система очищает весь дымовой газ (0,18 млн Нм3/ч при 300 °C), выделяемый из установки мощностью 5500 т/сут. при концентрации SO2 на входе >1700 мг/Нм3 (3 % O2). Отходящий газ (с расходом 208000 Нм3/ч при температуре 67 °C) с концентрацией SO2 от 50 до 250 мг/Нм3 (3 % O2) очищается от SO2 с эффективностью более 85 % в среднем за сутки. Дополнительный поток концентрированного оксида серы (SO2) со скоростью 250 кг/ч направляется в установку извлечения серы. Производство жидких отходов составляет 1 т/ч, а твердых отходов - 19 кг/ч (по сравнению с 9 т/ч и 1000 кг/ч в случае обычного поглощения NaOH при одной и той же мощности).

Еще одна система регенеративной очистки работает с 2006 года на предприятии в Делавэр-Сити (шт. Делавэр, США). Он включает в себя скруббер предварительной очистки, регенеративный насадочный абсорбер аминовой очистки и фильтра тонкой очистки едкого натра. Он предназначен для очистки потока со скоростью 0,75 млн Нм3/ч на входе со скоростью утилизации SO2>97 %. С момента его установки значения постоянно составляли 1-2ppm по объему SO2 при 0 % O2 (т.е. 3-6 мг/Нм3 при 3 % O2).

В таблице 5.14 приведены стандартные значения производительности, достигнутые с помощью регенеративной системы очистки скруббером Wellman-Lord.

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

Метод	Эффективность сокращения выбросов SO2, %	Концентрация SO2 на входе в мг/Нм3 при 3 % содержании O2 при температуре 160-180 ºC	Концентрация SO2 на выходе в мг/Нм3 при 3 % содержании O2 при температуре 120ºC
1	2	3	4
Wellman-Lord	98	2000-7000	100-700

Кросс-медиа эффекты

Нерегенеративные системы мокрой очистки газов создают вторичные проблемы необходимости утилизации водного шлама и увеличивают потребление энергии на предприятии. Очищенные сточные воды содержат сульфаты (например, Na2SO4). Другим недостатком является потребление большого количества дорогостоящего сырья (например, каустической соды), которое примерно пропорционально содержанию серы на входе потока. Дымовые газы повторно нагреваются для предотвращения образования дымового тумана.

Обычные последствия применения регенеративных систем заключаются в необходимости усовершенствовать установки, работающие с сероводородом (H2S) (например, установка производства серы, установка аминоочистки) и производить побочные продукты, т.к. есть необходимость в поставке и обработке сырья.

Применимость

Скруббер мокрой очистки газов адаптируется под любые производственные нужды и признается надежным в эксплуатации. Ежедневные изменения в работе установок не влияют на производительность скруббера. Они создают низкий перепад давления и работают при низких температурах. На их производительность влияет процесс образования осадков после пяти лет цикла нормальной эксплуатации. Количество осадков зависит от катализатора, подаваемого на входе, содержания SO2 в скруббере, качества подпиточной воды, рабочего значения рН в скруббере и степени промывки, применяемой к очищаемой суспензии. Отложения формируются из-за каталитической пыли, которая оседает в низких точках оборудования, а также из-за каплеуловителя и твердых отложений (например, солей кальция), которые осаждаются при повышении рабочего значения рН, необходимого для достижения высокой эффективности утилизации SO2. Некоторое количество CO2 утилизируется скрубберами мокрой очистки газов, однако в этом случае такой метод снижает способность среды растворять SO2. Такие системы очистки, в частности, скрубберы Вентури, довольно компактны: необходимые площади на объекте варьируют от 93 м2 до 465 м2 для установки мощностью от 1,5 до 7,5 млн т/год.

Эта технология не применяется на установках, расположенных в районах с дефицитом воды, а также если отсутствует возможность повторной переработки побочных нефтепродуктов или их надлежащей утилизации. Требуются наличие большой площадки для реализации этой технологии.

Экономика

В таблице 5.15 приведен примерный порядок затрат на переоснащение скрубберов мокрой очистки газов.

Таблица 5.15. Затраты на переоснащение скрубберов мокрой очистки газов

Цель процесса	Мощность установки, млн т/год	Инвестиционные расходы, млн евро	Эксплуатационные расходы,млн евро/год
1	2	3	4
Сокращение концентрации SO2 и взвешенных частиц	2,4	17-40*	3,5-4,2*

*Соответственно, 25-60 млн долл.США и 5-6 млн долл.США в 2009 году. капитальные расходы на каждую из установок различаются и зависят от типа скрубберов и необходимости переоснащения производственно-технической базы и установок УПС, аминоочистки.

Нерегенеративные скрубберы

Сметные затраты 2003 года на установку нерегенеративных скрубберов мокрой очистки газов на шести различных предприятиях указаны в отчетах о перспективном развитии за 2009 год Окружного органа контроля за качеством воздуха Южного побережья (шт. Калифорния, США). Инвестиционные затраты покрывают все производственные и монтажные затраты в аккумуляторной зоне скруббера. Затраты не включают закладку фундамента, монтаж внешних подводов в скруббер, внешних трубопроводов и оборудования электроснабжения, которые прибавят 30–50 % к вышеуказанным затратам. Результаты оценочной стоимости приведены в таблице 5.16.

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

№ п/п	Номер предприятия	Расход отходящего газа, млн Нм3/ч)	Капитальные вложения* (млн долл. США)	Эксплуатационные расходы (млн евро/г)
1	2	3	4	5
1	№ 1	0,04-0,16	10	0,37
2	№ 2	0,34-0,36	13,8	0,56
3	№ 3	0,16	10	0,36
4	№ 4	0,37 – 0,47	15	0,57
5	№ 5	0,20-0,23	12,23	0,39
6	№ 6	0,15	9,5	0,32

* Инвестиционные затраты покрывают затраты на проектирование, изготовление, поставку, установку всей системы, включая новую вытяжную трубу, соответствующей установки для продувки газов, а также внутренние трубопроводы и электроснабжающее оборудование для аккумуляторной зоны скруббера. Все затраты на 2003 год.

Принимая во внимание 25-летний срок службы скруббера с ежегодным приростом затрат на 4 %, этот отчет приводит данные по общей средней экономической эффективности на шести установках, утилизирующих оксиды серы SO2, стоимостью 24600 долл.США/т. Его концентрация на выходе равна не менее 5 (ppm) по объему, а выбросы снижены до 90 %.

Регенеративные скрубберы мокрой очистки газов

Регенеративные скрубберы мокрой очистки газов обычно обходятся дороже, чем нерегенеративные установки из-за дополнительной сложности ее эксплуатации. Один поставщик оборудования ссылается на ориентировочный коэффициент 2,4. Ежегодные эксплуатационные затраты на эксплуатацию регенеративной системы значительно ниже, т.к щелочные абсорбирующие реагенты расходуются экономнее, и затраты окупают себя за счет реализации побочных продуктов (например, элементарной серы). Ежегодные затраты ниже на 35 % от эксплуатационных затрат нерегенеративной системы. Более подробное сравнение приведено в Таблице 5.17.

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

№ п/п	Разбивка затрат на мокрую очистку газов	Стоимость применения регенеративной системы в сравнении с нерегенеративной (%)
1	2	3
1	Капитальные расходы	240
2	Эксплуатационные затраты: Электрическая мощность Пар Едкий натр Фосфорная кислота Подпиточная вода Охлаждающая вода Сброс и очистка воды Утилизация твердых бытовых отходов Персонал по эксплуатации и техническому обслуживанию	35 10 18 5 <5 <35 <5 <5 <5 20

Более благоприятные затраты были отмечены в случае установки ENI Sannazzaro LABSORB, с 40 %-ной экономией общих эксплуатационных затрат по сравнению с обычной технологией мокрой очистки газов каустической содой. Они включает в себя 95 %-ную экономию подпиточной воды, поглощающей раствор и 25 %-ую экономию энергопотребления.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов оксидов серы и взвешенных частиц из отходящих газов.

Пример завода(-ов)

Этот метод широко используется в США. Система Wellman-Lord успешно применяется на электростанциях.

5.7.12. Скрубберы сухой и полусухой очистки

Описание

"Полусухой" метод сероочистки

Технология полусухого метода сероочистки с эффективностью до 95 % основана на подаче сорбента во взвешенном состоянии в специальные реакторы, устанавливаемые перед рукавными или электрофильтрами (рисунок 5.34).

Рисунок 5.34. Принципиальная схема технологии полусухой сероочистки

Пройдя первую ступень газоочистки в циклоне (рукавном фильтре, электрофильтре) поток газов направляется в реактор (1). При этом в газовый поток из силоса (2) вводится гашеная известь Са(ОН)2 в виде порошка или суспензии, в зависимости от температуры газового потока. Параллельно в реактор (1) из смесителя (3) вводится увлажненная смесь, состоящая из воды и золы, отбираемой из бункера рукавного фильтра (4). В реакторе параллельно протекают такие процессы как: кондиционирование, при котором распыленная и испаренная вода снижает температуру уходящих газов и повышает их влажность, сероочистка свежим сорбентом и сероочистка циркулирующим сорбентом. Продукты реакции в виде сухого порошка попадают в рукавный фильтр (4), где продолжается процесс десульфуризации за счет площади фильтрующего материала с осевшим на нем не прореагировавшим сорбентом. Уловленный продукт системой транспортировки частично отправляется в рецикл, а частично – в силос (5) для дальнейшей реализации. Степень рециркуляции уловленного продукта составляет 10–30 раз, что обеспечивает эффективную утилизацию извести.

Конечный продукт представляет собой летучую пыль, которая затвердевает при добавлении воды и образует смесь пыли и кальциевых соединений, которые химически связывают хлорные соединения и тяжелые металлы. Свойства конечного сухого продукта позволяют использовать его для отсыпки грунта, а также для следующих типов применения:

засыпка шахт

щелочное удобрение

изолирующий материал

полотно для строительства дорог

строительные материалы

В состав данного технологического оборудования также входят: система пневмотранспорта, системы транспортировки уловленного продукта, накопительный бак продукта сероочистки, накопительный бак технической воды, системы автоматизации процессов, системы измерения и мониторинга.

Химические реакции характерные для полусухого метода сероочистки:

Ca(OH)2 + SO2 → CaSO3 • H2O + H2O

Ca(OH)2 + SO2 + H2O + O2 → CaSO4 • 2H2O

Ca(OH)2 + SO3 + H2O → CaSO4 • 2H2O

Достигнутые экологические выгоды

Снижение содержания SO2 в дымовых газах. Эффективность утилизации серы методом полусухой очистки составляет 95 % и сухой очистки – 50 %. Эффективность метода полусухой очистки достигается с помощью применения извести при относительно высоких температурах (около 400 °C), когда Ca/S=1, или при температуре 130-140 °C, когда Ca/S=2. Большое влияние оказывает соотношение Ca/S. С таким реагентом, как гидрокарбонат натрия (NaHCO3), скорость сокращения выбросов была бы намного выше. С известью также можно проводить обработку при температуре 900 °C в реакторе. Он должен быть достаточно большим, чтобы обеспечить соответствующее время пребывания в нем. Снижение выбросов в этом случае составляет 80 % при Ca/S=2,1 и 90 % при Ca/S=3.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Применяя этот метод, необходимо учитывать наличие других загрязнителей, таких как взвешенные частицы, соли, триоксид серы (сернистый ангидрид) и т.д.

Кросс-медиа эффекты

Осаждение твердых отходов приводит к тому, что продукты реакции не соответствуют заданным характеристикам, необходимым для реализации потребителям.

Другие недостатки:

высокие перепады давления на рукавных фильтрах при использовании;

повышенная содержание пыли в газовом потоке; необходимость улавливания частиц пыли;

эксплуатационные трудности в распределения водно-теплового баланса (только распылительные сушилки);

возможно значительное падение давления на установках для улавливания пыли рукавными фильтрами

образование твердых отходов: получение одной тонны сокращения SO2 влечет за собой образование около 2,5 тонн твердых отходов;

с помощью скрубберов сухой и полусухой очистки получают смесь CaSO3, CaSO4, летучей золы и извести.

Применимость

Работает при низкой температуре. Образующиеся отходы сложно использовать повторно (нет рынка сбыта гипса) и нет возможности для захоронения на полигоне.

Экономика

Метод сухой очистки является относительно недорогим решением. Стоимость сырья для этих процессов невысокая. Капитальные и эксплуатационные затраты, как правило, ниже, чем при мокрой очистке газов. Инвестиционные затраты составляют около 15–20 млн евро, а эксплуатационные затраты – около 2–3 млн евро в год (стоимость окиси кальция + утилизация полигонных отходов).

5.7.13. Сокращение летучих выбросов

Описание

Установки улавливания паров (VRU) - это установки, предназначенные для снижения выбросов летучих органических соединений (ЛОС) во время погрузочно-разгрузочных операций. Улавливание паров также может использоваться для снижения выбросов из резервуаров со стационарной крышей, в которых хранятся летучие продукты, которые не имеют внутренних плавающих крыш. Поскольку сокращение выбросов ЛОС с помощью VRU является лишь одним аспектом общего контроля. В дополнение к VRU требуется система сбора пара, а также другое оборудование: паропроводы, устройства защиты от детонации, контрольно-измерительные приборы и, возможно, дожимные нагнетатели, а также резервуары для удерживания пара.

Достигнутые экологические выгоды

Выбросы от различных систем напрямую связаны с эффективностью борьбы с загрязнением и могут составлять всего 10 мг/Нм3 (без метана). При эффективности борьбы с выбросами 99,9 % для автомобильного бензина могут быть достигнуты концентрации 150 мг/Нм3 (без метана), как показано в таблице 5.96.

Достижимое сокращение выбросов будет зависеть от используемых методов, а также от состава и концентрации ЛОС в подавляемом потоке пара. Например, поток паров бензина может иметь концентрацию неметановых летучих органических соединений (НМЛОС) 1500 г/Нм3. Для достижения концентрации в вентиляционном канале 150 мг/Нм3 требуется эффективность снижения выбросов 99,99 %.

Кросс-медиа эффекты

Эффекты связаны с потреблением энергии, особенно для двухступенчатых агрегатов (для охлаждения, откачки, нагрева, вакуума); образованием отходов (замена адсорбента / мембраны); и образованием сточных вод (т.е. конденсаты от паровой регенерации адсорбента, оттаявшая вода от конденсационных установок). Там, где могут образоваться взрывоопасные смеси, важно принять меры предосторожности, чтобы ограничить риск воспламенения и распространения воспламенения таблица 5.18.

Таблица 5.18. Сопутствующие эффекты, связанные с методами VRU

№ п/п	Техника VRU	Сопутствующие эффекты
1	2	3
1	Адсорбция	Адсорбент требует замены - срок службы угля обычно превышает 10 лет.
2	Абсорбция	Сточные воды могут образовываться и требуют соответствующей очистки. Регенерация абсорбента более чем вдвое увеличивает инвестиционные затраты и затраты на электроэнергию. Единственные отходы - это отработанная жидкость, которую необходимо заменять один раз в много лет.
3	Мембранная сепарация	Требуется двойной комплект паровоздушного оборудования - компрессор и вакуумный насос. Возможность более высокого потребления энергии, чем для адсорбции.
4	Конденсация	Создает поток загрязненной воды от размораживания. Системы охлаждения могут привести к потерям хладагента и высокому потреблению энергии. Для криогенных установок производство жидкого азота энергоемко.
5	Гибридные (двухступенчатые) системы	Крупные потребители энергии

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов ЛОС.

Описание

НДТ является техника извлечения углеводородов С3+ низкотемпературной конденсацией (НТК) углеводородного сырья (сырьевого природного газа) при температурах до -120°С (температура на выходе из турбодетандера) и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз.

Продукцией являются: газ горючий природный, газы углеводородные сжиженные (пропан, бутан).

Использование внешних холодильных циклов позволило достичь степени извлечения этана до 87%, пропана - до 99%, бутана и высших - до 100%.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

5.7.15. Техники сорбционного отбензинивания газов

Описание

НДТ являются технологии сорбционного отбензинивания газов с возможностью применения: установки низкотемпературной абсорбции тяжелых углеводородных компонентов; установки деэтанизации; криогенной установки глубокой переработки сухого отбензиненного газа.

Абсорбционное отбензинивание газов, является технологией отбензинивания углеводородных компонентов на основе низкотемпературной сепарации, которая осуществляется при температуре в абсорбере на уровне от минус 20 °С до минус 60 °С (минимально до минус 100 °С).

Адсорбционное отбензинивание газов. Существует необходимость отбензинивания больших потоков газа с малым содержанием извлекаемых углеводородов (1 - 20 г/м3). Для отбензинивания таких газов применяется адсорбционный процесс, к настоящему времени модифицированный в короткоцикловую адсорбцию (КЦА), при осуществлении которой одновременно с углеводородами извлекается и вода.

Достигаемые экологические преимущества

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух при сорбционном отбензинивании газов на установках низкотемпературной абсорбции, короткоцикловой адсорбции, установках деэтанизации, криогенной установке глубокой переработки сухого отбензиненного газа (таблица 5.19).

Таблица 5.19. Технологические показатели при сорбционном отбензинивании газов

Загрязняющее вещество	Удельный выброс, кг/т продукции в год
1	2
Оксиды азота (в пересчете на NO2)	≤0,1
Монооксид углерода (СО)	≤0,2
Метан (СН4)	≤1,4
Углеводороды предельные (С1 - С5) (исключая метан)	≤0,02

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

5.7.16. Техники сорбционного отбензинивания газов

Техническое описание

НДТ является технология переработки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и очистки ШФЛУ от сернистых соединений.

Концентрация сернистых соединений (сероводорода, меркаптанов, сероуглерода и др.) ШФЛУ, получаемых при отбензинивании сернистых газов и стабилизации сернистых газовых конденсатов, как правило, выше допустимого уровня, устанавливаемого нормативными требованиями.

Очистка от сероводорода и меркаптанов (тиолов) раствором NaOH протекает по следующим реакциям:

H2S+2NaOH→Na2S+2H2O;

H2S+Na2S→2NaHS;

RSH+NaOH→RSNa+H2O.

При этом происходит также извлечение из газа диоксида углерода за счет реакций:

CO2+NaOH→NaHCO3+H2O;

NaHCO3+NaOH→Na2CO3+H2O.

Для практически полного удаления из СУГ и ШФЛУ меркаптанов используют демеркаптанизацию на катализаторах, содержащих хелатные соединения металлов VI группы в растворе гидроксида натрия (процесс "Мерокс"). Меркаптаны переводят в дисульфиды путем каталитического окисления в щелочной среде на основе реакций:

RSH+NaOH→RSNa+H2O;

2RSNa+0,5O2+H2O→RSSR+2NaOH

Процесс гидроочистки 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

Процесс проводят при температуре 310 – 370 °С, давлении 2,7–4,7 МПа, режимные показатели подбирают в зависимости от используемого катализатора и сырья.

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.

Fe2O3+3H2S↔Fe2S3+3H2O

Fe3O4+3H2S+H2↔3FeS+4H2O

Регенерация сорбента проводится воздухом по реакциям:

2Fe2S3+3O2↔2Fe2O3+6S

4FeS+3O2↔2Fe2O3+4S

H2S+ZnO↔ZnS+H2O

CS2+2ZnO↔2ZnS+CO2

COS+ZnO↔ZnS+CO2

RSH+ZnO↔ZnS+ROH

H2S+Na2CO3→NaHS+NaHCO3

3NaHS+2Fe(OH)3→Fe2S3+3NaOH+3H2O

NaHS+2Fe(OH)3→2FeS+S+3NaOH+3H2O

Достигаемые экологические преимущества

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в атмосферный воздух при переработке ШФЛУ и очистки ШФЛУ от сернистых соединений, приведенных в таблице 5.20.

Таблица 5.20. Технологические показатели очистки ШФЛУ от сернистых соединений

№ п/п	Загрязняющее вещество	Удельный выброс, кг/т продукции в год
1	2	3
1	Метан (СН4)	≤0,1
2	Углеводороды предельные (С1-С5) (исключая метан)	≤0,2

5.7.19. Технология выделения гелия из природного газа

Несмотря на то, что известно несколько способов получения гелия из природного газа (абсорбцией фторсодержащими соединениями; гидратообразованием; криогенными методами; мембранной технологией), промышленное распространение получили только криогенные методы.

Криогенные способы получения гелия основаны на последовательной конденсации компонентов природного газа при понижении температуры. На криогенных установках получают гелий-сырец или гелиевый концентрат с содержанием гелия не менее 80 % об., который для получения высокочистого гелия (до 99,995 % об.) подвергают дополнительной очистке.

Существует два варианта технологических схем криогенных установок.

По варианту I (рисунок 5.35) природный газ под давлением 2,0 МПа охлаждается в рекуперативных теплообменниках до -28 °С и аммиаком (при давлении ниже атмосферного) до -45 °С, затем дросселируется до 1,2 МПа и поступает в колонну. В ней от газа отделяется в основном метан с примесью азота V, а сверху уходит газ с содержанием гелия около 3 % об. Этот газ еще раз конденсируется (кипящим при 0,4 МПа азотом) во второй колонне, с верха которой уходит гелиевый концентрат III, содержащий до 80–90 % гелия. Верх первой колонны охлаждается ее же кубовой жидкостью, дросселированной до давления 0,15 МПа.

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

По варианту II (рисунок 5.36) очищенный и осушенный газ I под давлением 3,2 МПа охлаждается вначале пропаном, затем в двух рекуперативных теплообменниках (с промежуточной сепарацией) - до -104 °С и после дросселирования с температурой -153 °С подается в колонну. С низа этой колонны отводится в основном метан. Верх колонны охлаждается за счет рекуперации холода, отчего в ней поддерживается температура -191 °С, при которой сверху отводится смесь гелия и азота. Эта смесь затем доохлаждается в двух рекуперативных теплообменниках 4 и в двух сепараторах 1 разделяется на концентрат гелия (85 %) и концентрат азота (99,5 %). Последний, расширяясь в турбодетандере 5, охлаждает верх колонны и отводится как продукт. По такому варианту извлекается около 85–96 % гелия от его исходного содержания в газе (по варианту I степень извлечения ниже - не превышает 85 %). Охлаждение смеси гелия и азота в теплообменниках 4 обеспечивается холодильным циклом, включающим компрессор 6 и холодильник 3.

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

Принципиальная технологическая схема процесса одновременного извлечения гелия, этана и широкой фракции углеводородов из бедного гелиеносного газа приведена на рисунке 5.31.

В установку низкотемпературного газоразделения поступает природный газ, очищенный от H2S, СО2 и осушенный под давлением 5 МПа. Схема включает две ступени прямоточной конденсации с отпаркой растворенного гелия в отпарных колоннах, заполненных насадкой из колец Палля и двух ступеней противоточной конденсации. Этан и широкая фракция углеводородов извлекаются из обратного потока газа после извлечения из него гелия. Установка может работать как в режиме получения только гелия, так и в режиме одновременного получения гелия, этана и ШФЛУ.

Основное количество холода, обеспечивающее извлечение гелия, получают при дросселировании большей части обратного потока газа до 3,8 - 3,6 МПа, 20% - до 1,8 - 1,6 МПа, 1,5% обратного потока дросселируется до давления 0,3 МПа.

При одновременном извлечении гелия, этана и ШФЛУ дополнительный холод получают детандированием обратного потока газа с 3,8 - 3,6 МПа до 1,8 - 1,6 МПа. В этом случае весь обратный поток выходит с установки под давлением 1,5 МПа, дожимается в компрессорах до исходного давления и поступает в газопровод для транспортирования.

Технологическая схема включает пропановые холодильные установки. Пропаном, кипящим при изотерме -36 °С, производят предварительное охлаждение газа. Пропаном, кипящим при -5 °С, конденсируют флегму в дефлегматоре деэтанизатора.

Азотный холодильный цикл обеспечивает холодом вторую ступень противоточной конденсации, а также установку очистки гелиевого концентрата от примесей.

В витых многопоточных теплообменниках Т1 и Т2 природный газ при давлении 4,5 МПа охлаждается, конденсируется и переохлаждается. После дросселирования до 4 МПа при температуре минус 93 °С в состоянии насыщенной жидкости поток подается на верх отпарной колонны К1. В куб колонны К1 подводится теплота для отпарки растворенного гелия. В качестве теплоносителя используется поток охлаждаемого природного газа. Количество газа, отпаренного в колонне К1, составляет 10 % от поступающего потока. Содержание гелия в жидкости, выходящей из куба колонны, составляет <0,001%. Температура верха и низа колонны -93 °С и -91 °С соответственно. В колонне К1 происходит десятикратное обогащение гелием выходящего сверху колонны газа.

Основное количество этана, содержащегося в газе, концентрируется в кубовой жидкости колонны К1, которая поступает на разделение в узел деэтанизации. Часть кубовой жидкости дросселируется до 3,8 МПа, проходит теплообменник Т2 и поступает в сепаратор С1. Конденсат, выделенный в сепараторе С1, подогревается в теплообменнике Т1 и подается в деметанизатор К3 при температуре минус 40 °С в качестве питания. Другая часть кубовой жидкости колонны К1 дросселируется до 3,8 МПа и подается в деметанизатор КЗ в качестве орошения при температуре -93 °С.

Пар из колонны К1 охлаждается и конденсируется в прямоточном теплообменнике Т3, а затем подается при давлении 3,9 МПа и температуре -108°С в отпарную колонну К2. В качестве теплоносителя в кубе колонны К2 используется природный газ. Отпарка в колонне К2 составляет около 10 % от поступающего потока. Содержание гелия в кубовой жидкости колонны К2 составляет <0,001 %. Концентрация гелия, выходящего из верхней части колонны К2, в 100 раз выше его концентрации в исходном газе. Температура верха колонны К2 -107 °С; температура куба -103 °С. Кубовая жидкость колонны К2, содержащая около 15 % азота, 85 % метана и незначительное количество более тяжелых углеводородов, дросселируется до 18 МПа и поступает в качестве хладагента в прямоточный конденсатор ТЗ. Пар, выходящий из колонны К2 и содержащий 5,5 % гелия, дросселируется до давления 1,8 МПа и поступает для дальнейшего обогащения в колонну К3. Колонна К3 состоит из противоточного конденсатора, насадочной и кубовой части. Противоточный конденсатор имеет две ступени. В первой ступени хладагентом является кубовая жидкость колонны К3, содержащая около 30 % азота и 70 % метана, сдросселированная до 0,3 МПа. Во второй ступени противоточного конденсатора хладагентом является жидкий азот, кипящий при температуре -194 °С. Из верхней части колонны К3 выходит гелиевый концентрат, содержащий 85 – 90 % гелия, который направляется затем на очистку от примесей.

В колонну К4 на деметанизацию поступает поток, составляющий около 30 % от исходного количества газа. Давление в колонне - 3,6 МПа. Соотношение потоков, подаваемых в качестве орошения и питания - 1:1. Извлечение этана с нижним продуктом составляет около 85 %. Теплоносителями в кипятильнике колонны К4 являются водяной пар и широкая фракция углеводородов, отводимая из куба деэтанизатора К5.

Метановая фракция, выходящая из верхней части деметанизатора К4, объединяется с паром, выходящим из сепаратора С1, и поступает в детандер Д, где расширяется до 1,8 МПа. С температурой -103 °С поток поступает в качестве хладагента в конденсатор Т2, а затем в теплообменник Т1.

Деметанизированная в колонне К4 смесь углеводородов поступает затем в деэтанизатор К5, работающий при давлении 3 МПа. Деэтанизатор оснащен дефлегматором и кипятильником. Теплоноситель в кипятильнике - водяной пар. Сверху колонны отбирается этановая фракция с содержанием 95 % этана, а снизу - широкая фракция углеводородов, содержащая около 60 % пропана.

На рисунке 5.38 представлена технологическая схема извлечения из природного газа гелия с одновременным выделением фракции С2+ и азота.

Предварительно очищенный природный газ сжимается в компрессоре 1 с приводом от турбодетандера до 5 МПа и охлаждается до 230 К обратными потоками газа и пропаном. Конденсирующиеся углеводороды отделяются в сепараторе 3, подогреваются и подаются в метановую колонну 2, работающую под давлением 0,9 МПа. Газ, уходящий из сепаратора 3, после охлаждения и конденсации подается в колонну обогащения азота 5, работающую под давлением 3,1 МПа. Жидкий продукт с низа этой колонны подается насосом под давлением 4 МПа в теплообменник, где частично испаряется и поступает в сепаратор 6, установленный на всасывающей линии турбодетандера. Жидкие продукты из сепаратора 6 после подогрева поступают в метановую колонну для выделения из них фракции С2+. Пары из сепаратора расширяются в турбодетандере и поступают в метановую колонну. При этом образующаяся при расширении газа жидкость служит орошением колонны. Продукт с низа метановой колонны (фракция С2+) уходит с установки при давлении 0,9 МПа. Продукт с верха метановой колонны нагревается и отводится с установки при давлении 0,8 МПа, как товарный газ.

Газ из колонны обогащения азота 5 охлаждают и подают в колонну высокого давления 9 (2,7 МПа). С верха этой колонны уходит газ, обогащенный гелием, и жидкий азот с растворенным в нем гелием, которые поступают в гелиевую колонну 7 (2,7 МПа).

Продукт с низа колонны высокого давления поступает в колонну низкого давления 8 (0,2 МПа). В этой колонне выделяется чистый газообразный азот и жидкая смесь азота и метана. Продукт с низа колонны сжимается до 0,9 МПа и после испарения выводится с установки в качестве топливного газа. Для орошения колонны обогащения азота используется система открытой циркуляции товарного газа 4.

Полученный на криогенных установках гелиевый концентрат подвергают глубокой очистке с использованием еще более глубокого охлаждения. Очистка направлена на удаление из концентрата примесей водорода, азота, метана и др., обычно состоит из четырех стадий:

1) очистка концентрата от примесей водорода его окислением с помощью активного оксида меди (70 % оксида меди, 1 % оксида железа и 20 % каолина) на палладиевом или платиновом катализаторе;

2) глубокая осушка от влаги, образовавшейся при окислении водорода, адсорбцией на молекулярных ситах-цеолитах или оксиде алюминия;

3) сжатие концентрата до 15–20 МПа и охлаждение до -207 °С с последующим его дросселированием и сепарацией в одну или две ступени для удаления остатков азота. Концентрат после этой стадии содержит гелий в количестве 99,5 % об.;

4) адсорбционная доочистка концентрата на активированных углях, охлаждаемых жидким азотом. После этой стадии получают товарный гелий концентрацией 99,98% об.

Товарный гелий хранят в сжатом или сжиженном виде. Сжатый гелий находится в газовых баллонах под давлением до 15 МПа.

Для перевода товарного гелия в жидкое состояние его сначала охлаждают жидким азотом, затем направляют последовательно в турбодетандер и парожидкостной турбодетандер (или дросселируют). В результате этих процессов гелий частично переходит в жидкую фазу, и его доочищают в адсорберах, размещенных в агрегатах охлаждения, от примесей воздуха и неона.

Полученный жидкий гелий заливают в сосуды Дьюара различной вместимости, а большие количества - в криогенные хранилища.

Достигаемые экологические преимущества

Применяя технологию производства гелия из природного газа, можно достичь показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.20.

Таблица 5.21. Технологические показатели при выделении гелия из природного газа

№ п/п	Загрязняющее вещество	Удельный выброс, кг/т продукции в год
1	2	3
1	Оксиды азота (в пересчете на NO2)	≤0,005
2	Монооксид углерода (СО)	≤0,004
3	Метан (СН4)	≤0,04

5.7.17. Техника выделения гелия из природного газа

Описание

Получение гелиевого концентрата возможно четырьмя способами - криогенным, абсорбционным, путем гидратообразования и диффузией через пористые мембраны. Из этих способов в России только первый получил промышленное применение, а остальные по ряду причин не вышли за рамки опытно-промышленных или исследовательских работ.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Описание

Для разделения газовых смесей на индивидуальные компоненты или углеводородные фракции используется метод ректификации. Ректификация - это процесс разделения бинарных или многокомпонентных смесей за счет противоточного массо- и теплообмена между паром и жидкостью. Процесс осуществляется путем противоточного многоступенчатого (колонны тарельчатого типа) или непрерывного (насадочные колонны) контактирования восходящих по колонне паров и нисходящей жидкости.

Аппаратурно-технологическое оформление ГФУ определяется характеристиками поступающего сырья (состав и давление), ассортиментом и качеством получаемой продукции.

Основными факторами, влияющими на эффективность процесса ректификации газовых смесей, являются давление, температура, количество тарелок в колонне и их КПД, скорость паров и флегмовое число.

С увеличением КПД тарелок, их количества и флегмового числа четкость ректификации газовых смесей возрастает, при этом для минимизации эксплуатационных затрат для получения одной и той же четкости ректификации целесообразно увеличивать число тарелок, уменьшая флегмовое число. Флегмовые числа в колоннах для разделения газовых смесей колеблются от 0,5 до 20 - 25, а число реальных тарелок - от 60 до 180 штук. Число тарелок и флегмовое число в колонне тем больше, чем более близкокипящие компоненты в ней разделяют; КПД тарелок изменяется в широких пределах в зависимости от типа тарелки и режима работы колонны.

Достигаемые экологические преимущества

При ректификационном разделении ШФЛУ на ГФУ с использованием пара в качестве обогревающего агента можно достичь показателей потребления энергетических ресурсов, показателей норм расхода материально-технических ресурсов и выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.22.

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)

№ п/п	Показатель	Единицы измерения	ГФУ	АОП
1	2	3	4	5
1	Электроэнергия, не более	кВтч/1000 м3	10	2,3
2	Тепловая энергия, не более	Гкал/1000 м3	0,50	0,70
3	Расход сырья на вырабатываемую продукцию, не более	Кг/тонну	1100	1003
	Удельные показатели выбросов ЗВ, не более:
4	Метан	г/т сырья	18	0
5	Углеводороды предельные С2 - С5	г/т сырья	160	20
6	Спирт метиловый	г/т сырья	0	0,08

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

5.7.19. Методы снижения выбросов CO

Описание

НДТ для минимизации выбросов CO – это использование технологии полного сжигания, для которого нужна удачная конструкция печи, использование эффективного мониторинга и технологий управления процессами, а также профилактическое обслуживание системы сжигания топлива. Не только создание и поддержание условий сжигания, но и хорошо оптимизированная система снижения выбросов NOx, позволит поддерживать уровень выбросов CO ниже 100 мг/нм3 . Кроме этого, использование катализатора окисления для снижения выбросов CO может считаться применением НДТ в случае, если источник выброса находится в густонаселенном городском районе. Отходящие газы газовых турбин и двигателей, работающих на газовом топливе, как правило, содержат порядка 11 – 16 % об. O2, поэтому для расчета уровней выбросов от турбин и двигателей на фоне применения НДТ за основу был принят уровень содержания O2 15% об. и стандартные условия.

Использование котлов дожига оксида углерода (котлы СО) и катализаторы восстановления CO (и NOX).

Первичные меры по снижению выбросов CO:

соответствующий оперативный контроль;

постоянная подача жидкого топлива в печи ;

соответствующее перемешивание отходящих газов;

каталитический дожиг;

окисляющие катализаторы.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение выбросов CO. Выбросы на выходе из котла CO: <100 мг/Нм3. В случае обычного сжигания концентрация CO ниже 50 мг/Нм3 достижима при температурах выше 800 °C, при достаточной подаче воздуха и достаточном времени удерживания.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

5.7.20. Варианты контроля выбросов CO2

Описание

В отличие от обработки отходящих газов SO2, NOX или взвешенными частицами, подходящая технология снижения выбросов CO2 недоступна. Доступны методы отделения CO2, но проблема заключается в:

эффективное управление энергопотреблением, включая:

улучшение теплообмена между потоками установок;

интеграция процессов во избежание промежуточного охлаждения компонентов;

улавливание отходящих газов и их использование в качестве топлива (например, улавливание факельного газа);

использование теплоты отходящих газов;

использование топлива с высоким содержанием;

эффективные методы производства энергии; это означает максимально возможную рекуперацию энергии от сгорания топлива;

улавливание, транспортировка и хранение (CCS - улавливание и хранение углерода) выбросов CO2.

Поскольку вариант CCS еще не доступен, выбор методов борьбы с выбросами следует применять с учетом возможности дальнейшего использования CO2.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение выбросов CO2.

Экологические показатели и эксплуатационные данные Рациональное использование энергии требует хорошей работы для максимальной рекуперации тепла и управления технологическим процессом (например, избыток O2, тепловые балансы между рефлюксом, температура продукта при хранении, осмотр и очистка оборудования).

Кросс-медиа эффекты

Использование топлива с высоким содержанием водорода снижает выбросы CO2 на нефтеперерабатывающих заводах, но в целом не приведет к сокращению выбросов CO2, поскольку эти виды топлива не будут доступны для других целей на заводе.

5.7.21 Методы снижения выбросов NOX. Низкотемпературное окисление NOX

Описание

В процессе низкотемпературного окисления NOX озон вводится в поток отходящих газов при оптимальных температурах ниже 150 ºC для окисления нерастворимых NO и NO2 в хорошо растворимый в воде N2O5. N2O5 удаляется в мокром скруббере с образованием разбавленных сточных вод азотной кислоты, которые можно использовать в производственных процессах или нейтрализовать для выпуска в окружающую среду.

Достигнутые экологические выгоды

Низкотемпературное окисление NOX может обеспечить удаление NOX от 90 до 95 % при постоянном уровне NOX до 5 ppm. Дополнительные преимущества - это возможность рекуперации тепла из топливного газа. Весь процесс контролируется, чтобы не производить вторичных газообразных выбросов. Поскольку озон используется в качестве окислителя, выбросы CO, ЛОС и аммиака также снижаются.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Использование озона и низкие оптимальные температуры процесса обеспечивают стабильные условия обработки. Энергозатраты на производство озона колеблются от 7 до 10 МДж / кг (2–2,8 кВт·ч/кг) производимого озона с концентрацией 1–3 % по весу с подачей сухого кислорода. Температура должна быть ниже 150 ºC, чтобы свести к минимуму разложение озона. Для топлива с тяжелыми взвешенными частицами может потребоваться дополнительное оборудование.

Кросс-медиа эффекты

Озон должен производиться на месте по необходимости из хранимого O2. Существует опасность утечек токсичного озона.

Низкотемпературное окисление (LoTOX) обязательно должно быть связано с новой или существующей очистной установкой и приводит к образованию сточных вод, подлежащих надлежащей очистке. Возможно, придется рассмотреть вопрос об увеличении нитратной нагрузки на существующие очистные сооружения вместе с соответствующими затратами на контроль нитратов. При этом образуется азотная кислота, которую необходимо нейтрализовать с помощью щелочи, используемой в секции очистки.

Применимость

Этот процесс был разработан и известен как технология снижения выбросов NOX с использованием скруберов. Эффективность удаления NOX напрямую связана со скоростью закачки озона и ее регулированием в реальном времени по отношению к целевой концентрации NOX на выходе. Выход NOX можно регулировать, изменяя заданное значение на системном контроллере.

Этот процесс может использоваться в качестве автономной системы обработки или может следовать за другими модификациями сжигания и системами дожигания, такими как горелки с низким уровнем выбросов NOX, СКВ или удаление SOX, в качестве заключительного этапа полировки, включая устранение проскоков аммиака. Его можно легко модернизировать на существующем заводе.

Экономика

Этот метод требует минимальных затрат на обслуживание и минимального интерфейса оператора. Относительные капитальные затраты и эксплуатационные расходы, указанные поставщиками технологий, утверждают, что они равны или меньше систем типа СКВ (Селективное каталитическое восстановление).

Перспективное исследование потенциального контроля над существующими основными промышленными источниками SO2 и NOX в Колорадо (США) предоставляет данные о совокупном капитале и годовых эксплуатационных затратах, выраженные на тонну сокращенных выбросов NOx для некоторых промышленных секторов. На нефтеперерабатывающих заводах указанная заявка (с использованием обновленных экономических данных Агентства по охране окружающей среды США за 2005 г.) касается установок FCC (жидкий каталитический крекинг) с затратами в диапазоне от 1391 до 1595 евро за тонну (1884 - 2161 долларов США за тонну, исходя из обменного курса 0,73822 01.07.2007). Для сравнения доступны другие диапазоны затрат для мокрых обжиговых печей 2303 - 2454 евро за тонну (3102 - 3324 долл.США за тонну) и сухих печей 1717 - 1963 евро за тонну (2327 - 2659 долл.США за тонну) в цементной промышленности.

Пример завода(-ов)

Этот процесс используется на коммерческих установках США в таких секторах, как травление кислотой, плавка свинца, паровые котлы и котлы, работающие на угле. Кроме того, ряд устройств были модернизированы такой технологией в США.

5.7.22. Когенерационные установки (КГУ)

Описание

Директива Европейского Сообщества 2004/8/EC о развитии когенерации определяет когенерацию как "одновременное производство в рамках одного процесса тепловой энергии и электрической и/или механической энергии". Когенерация известна также под названием "комбиниованного производства тепловой и электрической энергии". Существует значительный интерес к когенерации, поддержанный на уровне Европейского Сообщества посредством принятия Директивы 2003/96/EC о налогообложении энергии, создающей благоприятные условия для развития когенерации. Подготовленный Европейской Комиссией "Зеленый" доклад об энергоэффективности (the Green Paper onenergyefficiency) отмечает масштабы потерь при производстве и передаче электроэнергии и указывает на утилизацию тепла и развитие когенерации на местном уровне как на возможные способы сокращения этих потерь.

В настоящее время доступны решения и методы, делающие возможным экономически эффективное использование когенерации в малой энергетике.

Различные методы когенерации

Когенерационные электростанции обеспечивают одновременное производство тепловой и электрической энергии. В табл. Представлены различные методы когенерации и характерное для них соотношение производимой электрической и тепловой энергии.

№ п/п

Технология когенерации

Характерное соотношение электрической и тепловой энергии

1	2	3
1	Парогазовые установки (газовые турбины в сочетании с утилизацией отходящего тепла и паровой турбиной одного изтипов, перечисленных ниже)	0,95
2	Конденсационные турбины с отбором пара (с противодавлением, регулируемым или нерегулируемым отбором пара)	0,45
3	Газовые турбины с утилизацией отходящего тепла	0,55
4	Двигатели внутреннего сгорания (поршневые двигатели Отто или дизельные двигатели с утилизацией тепла)	0,75
5	Микротурбины
6	Двигатели Стирлинга
7	Топливные элементы (с утилизацией тепла) Паровые двигатели
8	Органический цикл Ренкина
9	Другие типы

Достигнутые экологические выгоды

При комбинации заводов/других источников энергии (электрогенераторов) потребление энергии и выбросы CO2 будут сокращены за счет применения концепции когенерации. На других источниках энергии (электрогенераторах) потребление топлива и все связанные с этим выбросы будут снижены, но на объектах когенерации выбросы могут увеличиться. НДО которые производят свой собственный пар и электроэнергию (без импорта из других источников энергии), могут извлечь выгоду из (улучшенной) когенерации. В этих случаях экологические выгоды включают сокращение потребления топлива и связанных с ним выбросов.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Кросс-медиа эффекты

Воздействия на различные компоненты окружающей среды не были обнаружены.

Применимость

В целом применимо. Принципы когенерации пара и электроэнергии также может быть применена к котлам, работающим, например, на жидком нефтеперерабатывающем топливе. Они могут быть предназначены для генерирования паров высокого давления и понизить давление над экспандером/турбогенератором. Экономайзеры и оптимизация регулирования соотношения воздуха и топлива также являются методами, применимыми на когенерационных установках.

Эффект от внедрения

Для производства пара и энергии, которые будут использоваться внутри или за пределами нефтеперерабатывающего завода.

Пример завода(-ов)

Ряд нефтеперерабатывающих заводов имеют или в настоящее время устанавливают парогазовую турбину (ГТЗЦ) или комбинированную теплоэнергетическую установку (ТЭУ), предназначенную для производства пара и электроэнергии для нефтеперерабатывающего завода. Обычно это делается для полной или частичной замены старой котельной, работающей на мазуте, для снижения эксплуатационных расходов и уменьшения зависимости от других генераторов электроэнергии.

5.7.23. Котел с псевдоожиженным слоем

Описание

Альтернативным методом использования тяжелых нефтяных остатков или нефтяного кокса является сжигание в котле с псевдоожиженным слоем для улавливания серы.

Достигнутые экологические выгоды

Около 90 % содержания серы в топливе улавливается, и около 50 % кальция в известняке используется для поглощения серы.

Кросс-медиа эффекты

Полученный сульфат кальция и непереработанный оксид кальция вместе с никелем и ванадием в топливе выгружаются из котла в виде твердого остатка, который может быть использован в качестве дорожного заполнителя или утилизирован на свалку.

Такие схемы имеют более низкие показатели улавливания серы, чем газификация, и они не обеспечивают возможности получения водорода. Кроме того, могут возникнуть экологические ограничения против добычи и транспортировки известняка и удаления остатков. По этим причинам газификация в целом может быть более привлекательной в долгосрочной перспективе.

Применимость

Комбинация котлов с псевдоожиженным слоем с деасфальтированием растворителя или замедленным коксованием может быть экономически эффективным решением для нефтеперерабатывающих заводов с существующей мощностью установки и дефицитом пара/мощности.

Экономика

Как правило, дешевле, чем газификация.

Эффект от внедрения

Сокращение образования твердых отходов.

5.7.24. Рециркуляция отходящих газов

Описание

Существуют различные методы снижения выбросов оксидов азота, и одним из эффективных методов является рециркуляция отходящих газов в топочных процессах энергетических котлов. Метод рециркуляции отходящих газов заключается в удалении части дымового газа из газохода и его разбавлении воздухом для горения, чтобы в дальнейшем снизить концентрацию кислорода и увеличить концентрацию инертных газов (N2 и CO2), которые, в свою очередь, поглощать часть энергии, при процессе горении топлива, что снижает температуру пламени. Расчет с рециркуляцией отходящих газов приводит к небольшому снижению КПД, при этом рециркуляция отходящих газов снижает выбросы оксидов азота на 44,5 %.

Достигнутые экологические выгоды

Использование рециркулированного дымового газа в составе воздуха для горения может больше снизить образование NOX.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Этот процесс трудно контролировать, особенно во время неполной загрузки.

Применимость

Применяется для котлов и огневых обогревателей. При модернизации (в частности, котлов и печей в режиме принудительной тяги) РДГ увеличивает гидравлические нагрузки и смещает тепловую нагрузку в сторону конвективной секции(секций) и может быть непрактичным.

Экономика

Более высокая стоимость, по сравнению с другими первичными мерами.

Эффект от внедрения

Для снижения выбросов NOX из котлов и нагревателей.

5.7.25. Стадия сжигания топлива (дожигание)

Описание

Стадия сжигания топлива, также называемая дожиганием, основана на создании различных зон в печи путем ступенчатого впрыска топлива и воздуха. Цель состоит в том, чтобы сократить выбросы NOX, которые уже образовались, обратно в азот. Этот метод добавляет к охлаждению пламени реакцию, с помощью которой органические радикалы способствуют расщеплению NOX. Более подробная информация доступна в справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках с целью получения энергии".

Достигнутые экологические выгоды

Достижимые уровни составляют <200 мг/Нм3 эквивалента NO2, особенно для сжигания газа, для которого более легко достижимы самые низкие уровни.

Кросс-медиа эффекты

Дополнительное потребление энергии (по оценкам, около 15 %, без какой-либо дополнительной рекуперации энергии).

Применимость

Этот метод применяется на уровне печи или котла, но он тесно связан с конструкцией горелки. Он широко используется для сжигания газа. Для сжигания комбинированного и жидкого топлива требуется специальная конструкция горелки.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов NOX.

5.7.26. Переход на малозольные виды топлива

Описание

Альтернативой сокращению выбросов SO2, NOX, CO2 и металлов с ГПЗ НДО может быть замена или сокращение использования жидкого технологического топлива сжиженным, топливным газом или природным газом. Это увеличение использования газа, как правило, сопровождается балансом и контролем системы топливного газа между подходящими пределами давления, чтобы обеспечить вариативность системы, при этом подпитка топливного газа ГПЗ осуществляется из чистых видов топлива, таких как сжиженный газ или природный газ. В этих случаях необходимы современные средства управления, которые оптимизируют производительность топливного газа ГПЗ НДО.

Достигнутые экологические выгоды

Котлы и печи сжигания вырабатывают значительные выбросы CO2, SO2, NOX и взвешенных частиц, особенно при использовании тяжелого дизельного топлива. Газовые котлы практически не выделяют сажи и не выделяют SO2 при очистке топливного газа в аминных скрубберах. Выбросы NOX также значительно ниже, чем у котлов, работающих на мазуте.

Из-за низких концентраций SO2 в дымовых газах газовых котлов температура выбросов в дымовой трубе может быть снижена до 150 °C (коррозия точки росы меньше или больше не является ограничением). Более низкая температура отходящих газов представляет собой разницу в энергоэффективности и снижении выбросов CO2.

Полный перевод на 100 % газовое топливо НДО значительно сократит выбросы SO2, CO2 и NOX. Выбросы тяжелых металлов также будут сокращены. Кроме того, при использовании газа образуется очень мало сажи и очень низкие выбросы SO2, так как часть газов очищается в аминных скрубберах.

Газообразное топливо обычно выделяет меньше NOX на единицу энергии по сравнению с жидким топливом. Для газообразного топлива обычно имеет значение только термический NOX; однако выбросы NOX будут зависеть от состава газообразного топлива. Сжигание нефти обычно приводит к более высоким уровням выбросов NOX по нескольким причинам, особенно в связи с топливным NOX, обусловленным содержанием азота, необходимости сбалансировать выбросы NOX и взвешенных частиц, и частых требований к конструкции для сжигания в сочетании с газом.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Выбросы SO2 из энергетической системы будут резко сокращены. При использовании природного газа выбросы будут практически нулевыми.

Выбросы взвешенных частиц, включая тяжелые металлы, будут сокращены.

Уровни NOX, обычно достигаемые при сжигании газа, будут снижены до уровней, обычно достигаемых при сжигании газа для технологий производства энергии, и, следовательно, другие источники станут преобладающими источниками выбросов на НДО.

Сокращение выбросов CO2 достигается главным образом за счет более низкого содержания углерода в газе, более высокой теплотворной способности и, кроме того, за счет более высокой достижимой эффективности (дымовые газы могут быть дополнительно охлаждены).

5.7.27. Процессы десульфуризацииотходящих газов

Описание

К методам десульфурации отходящих газов, которые могут быть рассмотрены на предмет их применения, относятся, например, мокрый известняковый скруббер, процесс Вальтера, процесс Уэллмана-Лорда, процесс SD, процесс AI, процесс SNOX.

Методы десульфуризации "мокрый" и "полусухой" с использованием, в качестве сорбента, извести (СаО, Са(ОН)2) или известняка (СаСO3).

"Мокрая" система сероочистки

Технология мокрого метода сероочистки с эффективностью до 99 % основана на интенсивной промывке отходящих газов суспензиями или растворами в специальных абсорберах, установленных после эффективных золоуловителей. В качестве эффективных золоуловителей используются электрофильтры.

Принципиальная схема технологии мокрой сероочистки представлена на рисунке 5.39.

Рисунок 5.39. Принципиальная схема технологии мокрой сероочистки

Используемый в качестве сорбента известняк поступает из силоса хранения известняка (2), после предварительного дробления в мельнице (3), в бак приготовления известняковой суспензии (4), откуда суспензия по линиям (а) подается в скруббер (1) и накапливается в его нижней части. Дымовые газы, предварительно очищенные в электрофильтре от пыли до нормируемого значения, также подаются в скруббер (1). т.к. наиболее эффективным способом десульфуризации является противоточное движение газов и суспензии, то из нижней части скруббера суспензия подается в среднюю часть скруббера и распыляется форсунками в виде мелкокапельного раствора. Количество форсунок определяется на этапе проектирования. Очищенные дымовые газы, пройдя через систему промывных каплеуловителей, выбрасываются в атмосферу через, так называемую, "мокрую трубу" (8). Использование "мокрой трубы" исключает необходимость подогрева очищенного газа. Субпродукты реакции десульфуризации со сточной водой выводятся из скруббера и направляются в систему обезвоживания субпродукта (5) и очистки воды (6) с получением, в качестве конечного продукта, гипса. Очищенная вода возвращается в систему сероочистки. В скруббер (1) постоянно поступает свежая суспензия и часть рециркулируемого субпродукта, т.к. в субпродукте содержится некоторое количество непрореагировавшего сорбента. Для предотвращения появления отложений на стенках скруббера предусмотрена система перемешивания суспензии в нижней части скруббера. Для окисления сульфита кальция в сульфат кальция в нижнюю часть скруббера подается кислород.

В состав данного технологического оборудования также входят: система пневмотранспорта, накопительный бак резервной суспензии из субпродукта (7), приямок сбора и временного хранения воды (отходов) (9), накопительные баки технической воды (10), системы автоматизации процессов, системы измерения и мониторинга.

Уловленный при десульфуризации продукт используется для производства строительных материалов.

"Полусухой" метод сероочистки

Принципиальная схема технологии полусухой сероочистки представлена на рисунке 5.40.

Рисунок 5.40. Принципиальная схема технологии полусухой сероочистки

засыпка шахт

щелочное удобрение

изолирующий материал

полотно для строительства дорог

строительные материалы

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Описание

Осушка молекулярным ситом выполняется по технологии TSA. Осушка основана на принципе поглощения молекул газа поверхностью молекулярного сита, а вследствие различной поглощательной способности воды и остальных компонентов газа, вода поглощаются при низкой температуре, а не поглощенные компоненты проходят сквозь адсорбер. Вода затем десорбируются при более высокой температуре и том же давлении для выполнения следующего цикла адсорбции. Непрерывность процесса достигается применением 3 попеременно работающих адсорберов. Принципиальная схема представлена на рисунке 5.41.

Рисунок 5.41. Принципиальная схема осушки молекулярным ситом

Природный газ (сырьевой газ) пропускается через осушитель, находящийся на стадии адсорбции, в котором содержащаяся в газе вода поглощается адсорбентом, и на выходе получается осушенный газ. Два других адсорбера находятся в различных стадиях регенерации.

Регенерация осушителя включает в себя две стадии: собственно регенерацию нагревом и продувку холодным газом. В процессе регенерации нагревом, сухой газ (после фильтра) после продувки предыдущего осушителя (подогретого) направляется в нагреватель. После подогрева до 200…260°C он поступает в осушитель для регенерации нагревом адсорбента, чтобы удалить из адсорбера поглощенную воду. После этого газ регенерации охлаждается в аппарате воздушного охлаждения и после отделения воды в сепараторе направляется в топливную систему.

В процессе продувки холодным газом газ регенерации направляется напрямую в осушитель, подвергаемый холодной продувке для его охлаждения до нормальной температуры. После этого газ регенерации направляется в нагреватель и затем в другой адсорбер для его регенерации нагревом.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология общеприменима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов.

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

5.8.1. Учет потребления энергоресурсов и усовершенствованные системы учета

Описание

Для учета и замера нефти и газа следует применять приборы, принцип действия которых основан на измерении перепада давления, создаваемого при прохождении сырья через сужающее устройство:

расходомеры (измерители докритического течения);

ДИКТ (диафрагменные измерители критического течения). Тип замерного устройства выбирается в зависимости от конкретных условий исследуемой скважины: дебита скважины, максимального рабочего давления, наличия мех. примесей, влаги, температуры, плотности и т.д.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология полностью применима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

5.8.2. Измерение потока с пониженной потерей давления в трубопроводе

Описание

Техника измерения потока с пониженной потерей давления используется для соблюдения стабильной работы системы передачи нефти по трубопроводу.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология полностью применима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Стабильная передача сырья по трубопроводу.

5.9. Поддержание пластового давления

5.9.1. Закачка воды в пласт

5.9.1.1. Установка закачки вод в пласт, что позволяет эффективно поддерживать уровень пластового давления и соответственно уровень добычи нефти на месторождении

Описание

Установка закачки вод в пласт, что позволяет эффективно поддерживать уровень пластового давления и соответственно уровень добычи нефти на месторождении. Для закачки вод в пласт применяются насосные агрегаты системы поддержания пластового давления (ППД). Они являются наиболее энергозатратным оборудованием. Энергетические затраты на систему ППД составляют от 10 % до 40 % от энергетических затрат на добычу, промысловый транспорт и подготовку нефти.

В связи с этим технологические решения, направленные на повышение энергоэффективности насосного оборудования, применяемого на предприятиях добычи нефти (например, за счет изменения напора насоса за счет применения частотных регуляторов), относятся к НДТ.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение потребления энергетических ресурсов.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Каких-либо ограничений в отношении применения не установлено.

Экономика

Техника не требует больших капитальных затрат.

Эффект внеднения

Увеличение энергоэффективности предприятия.

Пример завода(-ов)

Ряд предприятий по нефтегазодобыче РФ и КЗ.

Справочная литература

[24], [27]

5.9.2. Закачка газа в пласт

5.9.2.1. Закачка подготовленного ПНГ в нефтеносный пласт, что позволяет эффективно поддерживать уровень пластового давления и соответственно уровень добычи нефти на месторождении

Описание

Метод разработки нефтегазовых месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого подготовленного попутного нефтяного газа и пластовых вод в пласт.

Применяются также часто различные комбинации этого метода:

полный сайклинг;

неполный сайклинг;

канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени и отбирается зимой в периоды наибольшего спроса газа.

В насыщенных залежах при падении давления сразу начинает выделяться в пласте конденсат. В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давления насыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсата не происходит. Таким образом, как частично ненасыщенные залежи, так и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки не требуют поддержания пластового давления, а могут разрабатываться на истощение.

Достигнутые экологические выгоды

Отсутствует.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Отсутствует.

Кросс-медиа эффект

Недостатки:

понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции.

Применимость

Процесс широко применяется на месторождениях с содержанием конденсата более 100 см3/м3 и при запасах газа от 10 млрд м3 и более при близости начального пластового давления и давления начала конденсации.

Экономика

Необходимость в капитальных вложениях и необходимость создания специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями;

Необходимость в эксплуатационных затратах.

Эффект от внедрения

Эффективность поддержания уровня пластового давления.

Пример завода(-ов)

Данных не предоставлено.

Справочная информация

[31]

5.9.2.2. Системы сухого подавления выбросов NOx.Техника применима для газовых турбин

Описание

Наиболее распространенным направлением в разработке низкоэмиссионных камер сгорания ГТУ является технология сухого подавления эмиссии NOх, которая получила название DLN-технологии (от DryLowNOх). Она предполагает организацию горения во фронтовом устройстве камер сгорания предварительно подготовленной бедной топливно-воздушной смеси. Применение повышенных избытков воздуха на фронтовых устройствах газотурбинных камер сгорания является существенным фактором снижения эмиссии NOх.

Достигнутые экологические выгоды

При использовании технологии сухого подавления NOx в газовых турбинах, работающих на газе, возможно снизить уровень выбросов диоксидов азота до 90 %.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Существует возможность изменения рабочих характеристик камеры сухого подавления выбросов по мере роста нагрузки.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима для газовых турбин.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов NOx.

Справочная информация

[32]

5.10. Резервуарный парк

5.10.1. Хранение и транспортировка продукции

5.10.1.1. Резервуары с понтоном

Описание

Резервуар с понтоном имеет как постоянную станционарную крышу, так и плавающую крышу (понтон), устанавливаемый внутри резервуара. Понтон поднимается и опускается вместе с уровнем жидкости. Он либо плавает непосредственно на поверхности жидкости (полноконтактный понтон), либо опирается на стойки в нескольких сантиметрах над поверхностью жидкости (понтон неконтактного типа). Типы полноконтактного понтона:

алюминиевые - сэндвич-панели с алюминиевым сотовым заполнителем, скрепленные вместе;

стальные плавающие крыши в виде поддона с или без поплавков;

покрытые эпоксидной смолой; полиэстер, армированный стекловолокном (FRP), плавучие панели.

Большинство полноконтактных понтонов, находящихся в эксплуатации в настоящее время, представляют собой алюминиевые сэндвич-панели или стальные плавающие крыши в виде поддона.

Замена первичных/вторичных уплотнений на герметичные уплотнения, снижающие выбросы ЛОС, также применяются в конструкциях понтонов.

Достигнутые экологические выгоды

Сокращение выбросов ЛОС. Оснащение резервуаров со стационарной крышей понтоном и уплотнением сокращает потери хранящегося продукта. Эффективность регулирования этого метода колеблется от 60 % до 99 %, в зависимости от типа плавающей крыши, установленных уплотнений и истинного давления паров хранимой жидкости. Согласно Reference Document on Best AvailableTechniquesonEmissionsfrom Storage, ожидаемое сокращение выбросов после установки понтонов с первичным уплотнением составляет от 62,9 % до 97,4 % (по методу EPAAP-42).

Кросс-медиа эффекты

Полезный объем резервуара со стационарной крышей уменьшается примерно на 10 %. При проектировании необходимо учитывать возможность контактов с воспламеняющейся атмосферой.

Применимость

Понтоны широко используются в нефтяной промышленности, однако они предназначены только для вертикальных резервуаров со стационарной крышей. Применение понтонов в резервуарах меньшего диаметра не является эффективным решением из-за плохой герметичности уплотняющего затвора на небольших резервуарах. Необходимо учитывать совместимость материала конструкции понтонов с хранящимися веществами. Например, алюминиевые листы/поплавки и прокладочные/уплотнительные материалы. Если очистка едким натром применяется на последующих стадиях обработки нефтепродукта, образующаяся коррозия послужит причиной отказа от использования понтона. Всасывающие трубопроводы, режимы высокой скорости заполнения, смесительные аппараты и другие выступающие части в действующих резервуарах создают трудности для его переоборудования.

Экономика

Затраты на переоснащение приведены в таблице 5.23. Сумма зависит от диаметра резервуара.

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

№ п/п	Источник выбросов	Хранилище нефти и нефтепродуктов
1	2	3
1	Технология управления	Понтоны в резервуарах со стационарной крышей	Вторичные/двойные уплотняющие затворы на резервуарах с плавающей крышей	Другие методы регулирования выбросов от фитинговых соединений крыши (опорные стойки, успокоительные колодцы) и параметры (окраска резервуара)
2	Эффективность	90-95 %	95 %	Более 95 %, если вместе с вторичными уплотнениями
3	Инвестиционные затраты (млн евро)	0,20 –>0,40 за резервуары диаметром в 20-60 м1)	0,05-0,10 за резервуары диаметром в 20-50 м2)	0,006 за резервуары диаметром в 50 м1)
4	Эксплуатационные расходы	Незначительные	Замена каждые 10 лет	Незначительные
5	Другие последствия/примечания	Необходимо вывести резервуар из эксплуатации; уменьшает полезный объем резервуара на 5 -10 %	Уменьшает максимальную емкость резервуара	Не подходит для хранения сырой нефти с высоким содержанием серы из-за возможности образования самовоспламеняющихся твердых отложений.

Эффект от внедрения

Европейская директива 94/63/EC (Этап 1) предписывает, что резервуары хранения со стационарной крышей должны: 1) либо оснащаться понтонами (с первичным уплотнением на действующих резервуарах и с вторичным уплотнением на новых резервуарах) 2) либо присоединяться к установке улавливания паров. Как вариант применятся метод утилизации паров, когда процесс улавливания паров осуществляется в небезопасных условиях либо это технически неосуществимо из-за объемов возвращаемого пара.

Справочная литература

[32], [33], [34], [24]

5.10.1.2. Резервуары с плавающей крышей

Описание

Резервуары с плавающей крышей применяются для хранения сырой нефти, светлых нефтепродуктов и промежуточных продуктов с давлением пара от 14 кПа до 86 кПа при нормальной температуре хранения.

В резервуарах с плавающей крышей потери на заполнение и испарение значительно уменьшаются по сравнению с резервуарами со стационарной крышей. Однако потери пара, присущие этому типу резервуаров, необходимо свести к минимуму.

В результате повышения давления паров сырья объем вредных веществ, выпущенный через уплотняющий затвор и соединительные фитинги меняется из-за повышения/понижения температуры и давления. Однако наибольшее воздействие на объем выбросов оказывает действие ветра, так же, как и отверстия в крыше. Количество выбросов из резервуаров с плавающей крышей, как правило, больше, чем выделяемых выбросов при опорожнении резервуара.

Потери на смачивание во время испарения жидкости со стенок резервуара, когда уровень жидкости понижается при его опорожнении.

Пары, выделяемые при опорожнении резервуара.

Во многих случаях выбросы через фитинги резервуара с плавающей крышей превышают потери через уплотняющий затвор, особенно на резервуарах с вторичными уплотнениями. Основным источником выбросов через соединительный фитинг является небольшое отверстие успокоительного колодца (колодец для отбора проб или колодец для погружения щупа).

Некоторые из методов сокращения выбросов из резервуаров с плавающей крышей (рисунок 5.36):

установить усовершенствованные первичные уплотнения на плавающей крыше. Например, вмонтированный уплотняющий затвор от выпуска паров и жидкости;

установить муфты вокруг трубы, а также вокруг очищающего устройства успокоительного колодца;

установить поплавки со очистителем внутри перфорированной трубы;

выгружать резервуары с плавающей крышей как можно реже, чтобы избежать излишние выбросы паров;

уплотнить всех отверстия плавающей крыши (например, измерительные уровномеры, опорные стойки) предохраняющей обмоткой изоляции, муфтами или компенсаторами волновых колебаний;

установить вторичные или третичные уплотнения между стенками резервуара и крышей.

спроектировать дренажи на резервуарах с плавающей крышей, что позволит предохранить дождевую воду от загрязнения углеводородами.

Достигнутые экологические выгоды

При хранении одного и того же вещества, например бензина, в резервуаре предпочтительно использовать плавающую крышу, чем стационарную, т. к. в этом случае объем выбросов (ЛОС) в атмосферу меньше. Резервуары с плавающей крышей сокращают выбросы в атмосферу на 95 %, в сравнении со стационарной крышей. Сохранение нефтепродукта в полном объеме приводит к эксплуатационным выгодам. Пример резервуара с плавающей крышей представлена на рисунке 5.42.

1 Прибор для измерения уровня
2 Ручной калибровочный порт
3 Прибор для измерения температуры
4 Платформа
5 Люк доступа на палубе
6 Люк для доступа к понтону
7 Гибкое ободное уплотнение
8 Опора плавучей крыши
9 Вентиляционный клапан (автоматический)
10 Bзмерительный порт
11 Подключение периферийных измерительных устройств

12 Система направляющих шлангов
13 Трап на крыше
14 Калибровочный поплавок
15 Слив из бака
16 Наклон
17 Форсунка для наполнения и опорожнения
18 Поворотная трубка (плавающая система отвода пара)
19 Нижний слив
20 Слив остатков
21 Направляющий столб
22 Двойное дно бака

Рисунок 5.42. Пример резервуара с плавающей крышей

Кросс-медиа эффекты

Применение плавающих крыш теоретически приводит к большему загрязнению водного пространства, чем стационарные крыши резервуара, поскольку дождевая вода просачивается в резервуар через уплотняющие затворы. Перед отправкой нефтепродукта на реализацию необходимо слить любые посторонние жидкости, т. к. они ухудшают качество этого продукта (таблицы 5.24 и 5.25).

Таблица 5.24. Проектные данные сооружения резервуаров

№ п/п	Продукт	Диаметр, м	Высота, м	Рассчитанные выбросы в год, кг/год*
1	2	3	4	5
1	Прямогонный бензин (нафта), тяжелая	23	14,5	3 942
2	Прямогонный бензин (нафта), легкая	30	17	2 492
3	Сырая нефть	57	16,5	5 519

* В зависимости от площади уплотнительной поверхности, погружных/успокоительных колодцев, отверстий в фитингах крыши без учета потерь на смачивание.

Таблица 5.25. Выбор уплотнений и прогнозируемая эффективность

№ п/п	Сценарий	Конструкция уплотнений	Эффективность, %
			Нафта тяжелая	Нафта легкая	Сырая нефть

1	2	3	4	5	6
1	Сценарий 1	Двойной уплотняющий затвор (установлены вторичные уплотнения) погружные/успокоительные колодцы не герметизированы места соединений опорных стоек с крышей не герметизированы	51,8	50	95,7
2	Сценарий 2	Двойной уплотняющий затвор (установлены вторичные уплотнения) погружные/успокоительные колодцы герметизированы места соединений опорных стоек с крышей герметизированы	92,5	92	98,3
3	Сценарий 3	Двойной уплотняющий затвор (установлены вторичные уплотнения) погружные/успокоительные колодцы герметизированы , включая направляющие опорных стоек	93,3	93	98,8
4	Сценарий 4	Двойной уплотняющий затвор (с доступом к поплавку) погружные/успокоительные колодцы герметизированы ножки крыши герметичные	95,6	96,1	98,9
5	Сценарий 5	Третичный уплотняющий затвор погружные/успокоительные колодцы герметизированы опорные стойки герметизированы	97,1	97,5	99,1
6	Сценарий 6	Третичный уплотняющий затвор погружные/успокоительные колодцы герметизированы + направляющие опорных стоек герметизированы	97,9	98,1	99,6

Применимость

В случае модернизации, если требуется продлить срок службы резервуара, приемлемой альтернативой плавающей крыши послужит оснащение резервуара со стационарной крышей понтоном.

Экономика

Инвестиционные затраты на переоборудование стационарной крыши резервуара на плавающую составляют 0,26 млн евро за резервуар диаметром 20 м. Необходим оператор, чтобы опорожнить резервуар. Это приводит к некоторым эксплуатационным расходам.

Эффект от внедрения

По директиве 94/63/EC (Приложение 1) резервуары с плавающей крышей определены как резервуары, которые предотвращают выпуск ЛОС на 95 % эффективнее, чем резервуары со стационарной крышей без регулирующих устройств выпуска паров. То есть резервуар со стационарной крышей оснащен только предохранительным клапаном.

Справочная литература

[24], [32], [34], [35], [36], [38]

5.10.1.3. Система уплотнений на плавающей крыше

Техническое описание

Два или три слоя уплотнения на затворе плавающей крыши обеспечивают многократную защиту от выпуска ЛОС из резервуаров хранения нефтепродуктов. Установка вторичных и третичных уплотняющих затворов крыши является эффективным методом сокращения выбросов. В резервуарах, хранящих нефтепродукты без парафина в составе, второй или третий слой уплотнения на затворе плавающей крыши оснащается дренажным элементом на внутренней стенке резервуара (дополнительное уплотнение, предохраняющее от атмосферных осадков). Предпочтение отдается уплотнениям, установленным на затворе (в отличие от уплотнений, установленных на металлическом башмаке). Поскольку обеспечивают контроль выбросов в случае протечки первичного уплотнения (рисунок 5.43).

Достигнутые экологические выгоды

Выбросы ЛОС значительно снижаются после установки вторичных и третичных уплотнений на резервуарах для хранения. Совместное исследование Amoco/EPA США показало, что потери ЛОС из резервуаров для хранения сокращаются на 75–95 % по сравнению с выбросами, выпускаемыми резервуаром со стационарной крышей той же емкости без плавающей внутренней крыши. Третичные уплотнения обеспечивают сокращение выбросов до 99 %. Вместе с вторичными уплотнениями третий слой уплотнений также снижает вероятность попадания дождевой воды в резервуар. Использование вторичных уплотнений на резервуарах хранения бензина снижают выбросы ЛОС до 95 %.

Кросс-медиа эффекты

Оснащение уплотнительными затворами обычно приводит к потере полезного объема резервуаров примерно на 5 %.

Применимость

Несколько уплотняющих затворов легко устанавливаются на новых установках (именуемые двойными или третичными уплотнениями). Кроме того, уплотнения модернизируются (вторичные уплотнения). Сообщается, что возникают сложности с модернизацией третичных уплотнений.

Экономика

Оснащение резервуара среднего размера системой вторичного уплотнения оценивалось примерно в 20000 долл. США (1991 год). Инвестиционные затраты: 0,05–0,10 млн евро за резервуары диаметром 20–50 м. Эксплуатационные расходы: замена, вероятно, каждые 10 лет.

Эффект от внедрения

На резервуарных паках Европейская директива 94/63/EC (Этап 1) предписывает устанавливать вторичные уплотнения на резервуары с плавающей крышей и на новые резервуары хранения.

Пример завода(-ов)

Вторичные уплотнения повсеместно используются во всем мире. В Швеции многие резервуары хранения светлых нефтепродуктов (с давлением паров по Рейду выше 27 кПа) оснащены крышами с двойным уплотнением.

Справочная литература

[39], [40], [41], [42], [24]

5.10.1.4 Система организации хранения

Описание

Зачастую вопрос с потребностью в определенных резервуарах устраняется за счет улучшения производственного планирования и бесперебойной эксплуатации установок.

Достигнутые экологические выгоды

Поскольку резервуары для хранения являются одним из крупнейших источников выбросов ЛОС, сокращение количества используемых резервуаров способствует сокращению выбросов ЛОС. Вследствие этого сокращается количество осевших на дно резервуара взвешенных частиц и объем отстоянных сточных вод.

Применимость

Сокращение количества резервуаров, как правило, требует полного изменения в системе переработки готовых и промежуточных продуктов. Поэтому этот метод легче применять на новых установках.

Эффект от внедрения

Сокращение количества эксплуатируемых резервуаров для хранения позволяет оптимально использовать пространство на объекте для других целей.

Справочная литература

[30]

5.10.1.5. Предотвращение утечки через днища резервуаров

Основными причинами появления течей в днище резервуара являются мелкие проржавления (свищи) и трещины в сварных швах. Большинство резервуаров изготавливается из малоуглеродистых сталей с низкой коррозийной стойкостью.

Предписания этого раздела вытекают из методов, которые следует учитывать при определении НДТ, направленных на предотвращение утечки через днища резервуаров. Эта тема хорошо раскрыта в публикации EEMUA 183 "Руководство по предотвращению утечек через днища вертикальных, цилиндрических, стальных резервуаров для хранения".

5.10.1.6. Резервуар с двойным днищем

Описание

Двойное днище может либо устанавливаться на действующих резервуарах, либо изначально присутствовать в конструкции новых резервуаров. После переоснащения днище действующего резервуара обычно используется в качестве второго днища, а песок, гравий или бетон засыпается между новым основным и вторым днищами. В этом случае обычно пространство между днищами сводят к минимуму. Поэтому основное днище конструируют так, чтобы оно повторяло геометрию конструкции второго днища. Уклоны к основанию резервуаров могут быть либо прямыми, конусообразными (наклонными от центра вниз к периметру резервуара), либо конусообразными (наклонными вниз от периметра резервуара). Практически все днища резервуаров изготовлены из углеродистой стали. При установке двойного днища (либо на действующих резервуарах, либо на новых), выбирается материал для нового днища. В качестве материала используется углеродистую сталь или выбирается более устойчивую к коррозии нержавеющую сталь. Либо поверх стальной поверхности наносят эпоксидную смолу, армированную стекловолокном.

Использование резервуаров с двойным днищем позволяет установить вакуумную установку. В этом случае сохраняется воздушное пространство между нижним и верхним днищами, которые разделяются стальными распорками. Такие распорки обычно изготавливают из стальной арматурной сетки. В более поздних системах поддерживают постоянное наблюдение за состоянием вакуумного пространства. Любая утечка в основном или втором днище изменит давление вакуума, что приведет в действие сигнал тревоги. Последующий анализ отработанного воздуха покажет неисправность верхнего днища, если произошла утечка нефтепродукта или паров. Если следов нефтепродуктов и паров нет, то значит неисправно нижнее днище (кроме случаев, когда загрязнения под днищем остались после предыдущей аварии).

Достигнутые экологические выгоды

Второе непроницаемое днище в резервуаре предотвращает некатастрофические выбросы вредных веществ вследствие коррозии, поврежденных сварных соединений, трещин в материале днища или деталях конструкции. Помимо защитной функции конструкция второго днища оснащена системой обнаружения утечки, которую невооруженным глазом определить невозможно.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

В результате оснащения резервуаров двойным днищем сокращается время осмотра внутреннего состояния и частота ежегодной очистки резервуара.

Кросс-медиа эффекты

В случае установки двойного днища время простоя резервуаров увеличивается. Двойное днище уменьшает полезный объем резервуара.

Применимость

Применим как к модернизированным, так и к недавно сооруженным резервуарам.

Экономика

Типовые затраты на переоснащение резервуаров двойными днищами указаны заводами-поставщиками из Германии и Швейцарии. Затраты включают в себя установку вакуумной системы течеискателя:

углеродистая сталь: 110 евро/м2,

нержавеющая сталь: 190 евро/м2,

эпоксидная смола, армированная стекловолокном: 175 евро/м2.

Предприятие Великобритании сообщает, что фактическая стоимость установки резервуара с двойным днищем объемом 10340 м3 составила 600000 евро.

Эффект от внедрения

Предотвращение утечек из резервуаров для хранения.

Справочная литература

[43], [44]

5.10.1.7. Непроницаемые геомембраны

Описание

Непроницаемый геосинтетический материал представляет собой однородный изолирующий полимерный лист под всей поверхностью днища резервуаров. Он служит альтернативой двойному днищу или выступает в качестве дополнительной защиты от протекания резервуара. Как и двойное днище резервуара, геомембрана первую очередь предназначена для предотвращения небольших, но постоянных утечек, а не для устранения катастрофического разрушения всего резервуара. Причина эффективности геомембраны заключается в том, что швы материала плотно прилегают либо к стальному корпусу резервуара, либо к бетонной стене, которая поддерживает и окружает резервуар. Минимальная толщина гибкой мембраны составляет 1 мм, хотя обычно используются листы толщиной 1,5- 2 мм. Мембрана не должна быть чувствительна к воздействию химических соединений, хранимых в резервуаре.

Достигнутые экологические выгоды

Предотвращение утечек из резервуаров для хранения.

Кросс-медиа эффекты

Длительный простой резервуара, если требуется укладка его днища листами геомембраны.

Применимость

Непроницаемая геопленка укладывается как на новых резервуарах, так во время модернизации действующих. Укладка происходит во время капитального ремонта и, как правило, они оборудованы системой обнаружения утечек.

Экономика

Данные о затратах (2011 год) от предприятия Великобритании (источник: UKPIA) приведены в таблице 5.26.

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

№ п/п

Небольшие резервуары

Средние резервуары

Большой резервуар

1	2		3		4
1	3 небольших резервуара диаметром 22 м, высотой 20 м с общим обвалованием		3 средних резервуара диаметром 48,5 м, высотой 20 м с общим обвалованием		1 большой резервуар диаметром 81 м, высотой 20 м с отдельным обвалованием
2	Объем резервуара, м3 (один резервуар)	7603	Объем резервуара м3(один резервуар)	36949	Объем резервуара м3	103060
3	Габариты резервуара м2 (один резервуар)	380	Габариты резервуара м2 (один резервуар)	1847	Габариты резервуара м2	5153
4	Требуемая протяженность обвалования (все резервуары, высота ограждений 2 м)*	4942	Требуемая протяженность обвалования (все резервуары, высота ограж-дений 2м)*	24017	Требуемая протяженность обвалования (высота ограж-дений 2 м)*	56683
5	Стоимость укладки геомембраны под днищем резервуара
6		Евро*		Евро*		Евро*
7	Покрытие основания обвалования	317755	Покрытие основания обвалования	1672754	Покрытие основания обвалования	4787890
8	Покрытие стен обвалования	282575	Покрытие стен обвалования	621892	Покрытие стен обвалования	1038379
9	Укладка геопленки под резервуары	110079	Укладка геопленки под резервуары	535644	Укладка геопленки под резервуары	498195
10	Применение домкрата	680904	Применение домкрата	1021356	Демонтаж и замена днища резервуара	907872

11	Итого на обвалование	1391314	Общая стоимость за обвалование типового возведения	3851647	Итого на обвалование	7232335

12	Итого на резервуар	464150	Общая стоимость одного резервуара типового возведения	1284639	Общая стоимость одного резервуара типового возведения	7232335
13	Стоимость замены днища резервуара, установки нового фундамента под резервуар
14	Покрытие основания обвалования	317755	Покрытие основания обвалования	1672754	Покрытие основания обвалования	4787890
15	Покрытие стен обвалования	282575	Покрытие стен обвалования	621892	Покрытие стен обвалования	1038379
16	Возведение нового фундамента и замена днища резервуара	1429898	Возведение нового основания и замена днища резервуара	2859797	Возведение нового основания и замена днища резервуара	1815744
17	Итого на обвалование	2030229	Общая стоимость за обвалование типового возведения	5154443	Итого на обвалование	7642013
18	Общая стоимость одного резервуара типового возведения
19	Небольшой резервуар	676743	Средний резервуар	1718148	Большой резервуар	7642013

* Расходы в евро берутся в пересчете из фунта стерлингов в размере 1,13484 по состоянию на 25.07.2011.

Примечание:

Требуемая протяженность бунда берется из расчета 110 % номинального объема резервуара от объема наибольшего резервуара в группе обвалования.

Расходы, связанные с организацией работ, проектированием, опорожнением и очисткой резервуара, не учитываются. В теории составят 10-15 % от общей стоимости одного резервуара.

Домкрат для больших резервуаров диаметром более 48,5 м не используется. Поэтому оцениваются расходы только по демонтажу и замене днища резервуара.

Также исключаются расходы, связанные с необходимостью аренды места под резервуар во время его длительного простоя до завершения работ (предположительно 9 месяцев на один резервуар).

Покрытие стен обвалования включает в себя установку волноотражающего козырька в верхней части стены ограждения и ее крепление к существующему основанию обвалования (при необходимости).

После демонтажа днища резервуара установка нового днища считается эффективным решением в случаях, когда грунт слишком пористый, или когда есть опасения, что геопленка повредится в результате монтажных работ.

После оснащения резервуаров усовершенствованными вторичными и третичными уплотнениями увеличение темпов роста налогой нагрузки не было взято в расчет.

Протяженность обвалования, вероятно, увеличится из-за его конфигурации. Кроме того, высота ограждений в 2 м не учитывает наклон ограждений обвалования, что приведет к увеличению его площади.

Источник: CONCAWE/UKPIA 2011

Эффект от внедрения

Предотвратить загрязнение почвы.

Пример завода(-ов)

В ряде неевропейских стран непроницаемая геомембрана используется вместо сооружения двойного днища.

Справочная литература

[45]

5.10.1.8. Обнаружение утечек

Описание

Как и в случае со сточными водами, одним из способов предотвращения загрязнения почвы и грунтовых вод является преждевременное обнаружение утечек. Утечки через днища резервуара выявляются системой обнаружения утечек. Такой метод предусматривает наличие смотрового люка, наблюдательных скважин и системы управления производственными ресурсами. Более продвинутые системы имеют зонды электронных датчиков или кабели проведения импульсов к датчику. Во время утечки кабель датчика вступает в контакт с продуктом, в результате меняется значения сопротивления и срабатывает сигнал тревоги. Кроме того, регулярно осматривают резервуары и проверяют их целостность. Рассматриваемые методы:

оснащение резервуаров для хранения сигнализации о переливе и, при необходимости, устройством автоматического отключения насоса;

установка двойного днища со встроенной системой обнаружения утечек на резервуарах, где это практически реализуемо.

Необходим систематический анализ рисков на основе произошедших аварий, чтобы разработать рекомендации по предотвращению переполнения резервуаров.

Предохранительные клапаны на резервуарах хранения под давлением необходимо периодически проверять на наличие внутренних утечек. Проверка утечки выполняется портативными звукопоглощающими экранами или, если есть доступ к предполагаемой утечке, применяется анализатор общего содержания углеводородов в рамках программы LDAR.

Достигнутые экологические выгоды

Предотвратить загрязнение почвы и подземных вод.

Применимость

Зонды и кабели подключения датчиков погружает достаточно глубоко, если площадь предполагаемого разлива утечки небольшая. Следовательно, в некоторых случаях освидетельствование резервуаров дает более достоверные результаты, чем применение зонда.

Экономика

Один из предприятий нефтегазовой отрасли сообщает, что стоимость установки системы обнаружения утечек в группе из четырех резервуаров диаметром 12 м обошлась в общей сложности в 55000 евро при эксплуатационных расходах в 4000 евро в год. Плановая проверка резервуаров на другом предприятии оценивалась в 2000 евро в год за один резервуар.

Эффект от внедрения

Предотвратить загрязнение почвы и грунтовых вод.

Справочная литература

[46]

5.10.1.9. Катодная защита

Описание

Электрохимическая защита предотвращает образование коррозии на внешней стороне днища резервуара.

Достигнутые экологические выгоды

Уменьшается загрязнение почвы и подземных вод, а также сокращаются выбросы в атмосферу за счет принятия мер борьбы с коррозией резервуара.

Кросс-медиа эффекты

Катодная защита наложенным током применяется при наличии источника постоянного тока.

Эффект от внедрения

Предотвратить образование коррозии на резервуарах и трубах, а также снизить затраты на техническое обслуживание.

Справочная литература

[30]

5.10.1.10. Сокращение донных остатков в резервуаре

Описание

Количество донных остатков в резервуаре сокращают путем тщательного разделения нефти и воды, оставшихся на днище резервуара. Фильтры и центрифуги также используются для извлечения и отправки нефти на переработку. Другие применяемые методы - это установка на резервуарах трубопровода с боковым ответвлением, струйных смесителей или использование химических веществ. Далее основной осадок и вода передаются на приемочную систему.

Достигнутые экологические выгоды

Донные остатки в резервуарах сырой нефти содержат большой процент твердых отходов на НПЗ и нефтегазодобывающем промысле, которые сложно поддаются утилизации из-за присутствия в них тяжелых металлов. Они состоят из тяжелых углеводородов, взвешенных частиц, воды, продуктов коррозии и отложений.

Кросс-медиа эффекты

Переход отложений и воды из резервуаров с сырой нефтью на промысле означает, что они, скорее всего, выявятся в установке обессоливания.

Справочная литература

[4]

5.10.1.11. Операции по очистке резервуара

Описание

Для проведения регулярных внутренних проверок и ремонта в резервуарах хранения сырой нефти и других нефтепродуктов необходимо опорожнить, очистить и стравить газы. Очистка резервуара от донных остатков предполагает растворение большей части содержимого (>90 %) при температуре около 50 °C. В результате растворяется большая часть донных остатков. Далее после фильтрации они отправляется в резервуар с сырой нефтью. Обычно очистка резервуара хранения нефти выполняется рабочими. Они спускаются в резервуар и счищают осадок механически. Как следствие, они подвергаются воздействию потенциально взрывоопасной и токсичной атмосферы. Существуют также и полностью автоматизированные методы очистки резервуаров. Она выполняется следующим образом:

устанавливается технологическое оборудование: сопла низкого/высокого давления устанавливаются либо на крыше резервуара, либо через встроенные в стенку резервуара люки и собирают загрязнения с поверхности жидкости.

создают слой инертного газа в резервуаре: впрыскивается инертный газ, поддерживается уровень кислорода до 8 %, не допуская условий самовоспламенения.

удаляют шлам и очищают резервуар: шлам выкачивается и рециркулируется через очистительные форсунки, используя нефть в резервуаре в качестве чистящего средства. При необходимости добавляют сырую нефть и/или нагревают рециркулируемую среду для снижения вязкости.

разделяют и извлекают нефть: часть шлама механически отделяется (декантируется) без добавления химических реагентов.

промывают водой: производится окончательная промывка горячей водой и, наконец, стравливается инертный газ.

Достигнутые экологические выгоды

Выбросы после очистки резервуаров возникают при естественной или механической вентиляции. Благодаря специальным мерам, например, мобильным факельным установкам, ожидается дальнейшее сокращение выбросов ЛОС до 90 %. В настоящее время такие установки проектируются с целью очистки резервуаров хранения сырой нефтью и нефтепродуктов. Автоматизированные методы очистки резервуаров, работающие в системах с замкнутым контуром, уменьшают выброс ЛОС в окружающий воздух. В таких системах атмосфера из резервуара с нефтью дегазируется.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Выбросы, возникающие во время очистки резервуара с сырой нефтью, и их сокращение детально описаны в [47]. Использование горячего дизельного топлива для очистки донных осадков требует нагрева. Соответствующий расход сильно зависит от типа и размера резервуара, а также типа обрабатываемых остатков. Согласно информации от завода-поставщика автоматизированной очистки резервуаров [48], в таблице 5.27 приводятся типовые данные по очистке резервуаров сырой нефти.

Таблица 5.27. Типовые данные по очистке резервуаров сырой нефти

№ п/п	Данные	Автоматическая очистка	Механизированная очистка
1	2	3	4
1	Выбросы углеводородов	1–2 т	30–50 т
2	Расход топлива	30000–70000 л в зависимости от потребности в нагреве	20000–25000 л
3	Отходы на сжигание	20–50 м3	2000–5000 м3 в зависимости от объема, предназначенного для очистки
4	Сточные воды	20–50 м3	около 500 м3

Примечание: Резервуар сырой нефти: диаметр 50-80 м - плавающая крыша - 2000 м3 нефтешлам.

Кросс-медиа эффекты

Во время очистки резервуара выбросы ЛОС значительно увеличиваются, если использовать естественную или принудительную вентиляции. При нормальной эксплуатации резервуара концентрация ЛОС остается без изменений. Благодаря рециркуляции воды в системе автоматизированной очистки обеспечивается экономия пресной воды, а нефть повторно используется в качестве чистящего средства. Потребление электроэнергии в автоматизированной очистки и создания слоя инертного газа выше, чем при механизированной очистке. Твердые и жидкие отходы уменьшаются в результате автоматической очистки. Система замкнутого контура в инертных условиях проходит в более безопасных условиях, так как снижается риск взрыва и воздействие опасных веществ на человека.

Если на нефтегазодобывающем промысле работает собственная установка по сжиганию шлама, отложения после очистки поставляются на нее.

Применимость

Операции по очистке резервуара широко применяются. Тем не менее, применимость такого метода ограничена типом и размером резервуаров, и типом обработки остатков.

Экономика

Эксплуатационные расходы, приведенные в таблице 5.28, характерны для очистки резервуаров сырой нефтью [4].

Таблица 5.28. Типовые сметные затраты на очистку резервуаров сырой нефти

№ п/п	Данные	Автоматическая очистка	Механизированная очистка
1	2	3	4
1	Переменные затраты на очистку	300000	200000
2	Транспортировка отходов	5000	100000
3	Утилизация или переработка отходов	10000	200000
4	Общие расходы (евро)	315000	500000

Примечание: Резервуар сырой нефти: диаметр 50-80 м - плавающая крыша - 2000 м3 нефтешлам.

Эффект от внедрения

Снизить выбросы ЛОС и уменьшить содержание донных остатков в резервуаре.

Пример завода(-ов)

Такой метод широко применяется на многих нефтебазах ЕС.

Справочная литература

[4], [47], [48]

5.10.1.12. Цвет резервуаров

Описание

Рекомендуется окрашивать резервуары, содержащие летучие материалы, в светлый цвет для того, чтобы:

предотвратить излишнее испарение вследствие повышения температуры продукта;

предотвратить увеличения частоты испарения хранимой жидкости из резервуаров со стационарной крышей. Рекомендуется, чтобы общий коэффициент отражения тепла составлял не менее 70 %. Такой коэффициент достигается при использовании теплоотражающего покрытия, например, белого (1,0) или алюминия серебристого цвета (1,1). И наоборот, любой другой обычно используемый цвет, включая светло-серый, показывает более высокие значения (>1,3), что не позволяет достичь вышеупомянутого коэффициента отражения тепла.

Достигнутые экологические выгоды

Сокращение выбросов ЛОС.

Кросс-медиа эффекты

В зависимости от особенностей природного ландшафта окрашивание в светлые цвета делает резервуары более "заметными". Возможно, это придаст резервуарам отрицательный визуальный эффект. Во время покраски выбросы вредных веществ попадают в атмосферу.

Применимость

Покраска крыши и верхней части корпуса резервуара, расположенного в центре резервуарного парка, имеет тот же теплоотражающий эффект, как и покраска всего резервуара.

Эффект от внедрения

Применение этого метода также является требованием Директивы 94/63/EC к резервуарам хранения. За исключением визуально чувствительных областей резервуара, где требования ЕС частично ослабляются.

Справочная литература

[4], [49]

5.10.1.13. Другие эффективные методы хранения

Описание

Надлежащее обращение и хранение материалов сводят к минимуму возможность разливов, утечек и других потерь, которые приводят к образованию отходов, выбросам в атмосферу и в водное пространство. Некоторые эффективные методы хранения перечислены ниже:

использование больших контейнеры вместо металлических емкостей. Использование больших контейнеров повторно, если они оснащены патрубками приемо-раздаточных трубопроводов в верхней и нижней части. Металлические же емкости необходимо переработать или утилизировать как отходы. Хранение в бункерах сводят к минимуму вероятность утечек и разливов по сравнению с металлическими емкостями. С точки зрения применимости безопасная утилизация одноразовых больших контейнеров создает ряд сложностей;

сокращение количества пустых металлических бочек для хранения нефти. Оптовая закупка (через автоцистерны) часто используемой нефти и заполнение контейнеров для перевозки в качестве промежуточного хранилища. После персонал переливает нефть из контейнеров в многоразовые металлические емкости, поддоны или другие контейнеры. Это позволяет сократить количество пустых металлических емкостей и связанные с ними расходы на обработку;

хранение емкостей над поверхностью земли предотвращают образование коррозии в результате разливов или "потения" бетона;

хранение контейнеров закрытыми, за исключением случаев опорожнения контейнера;

регулярный осмотр, применение профилактических мер, устранение коррозии трубопроводов, проложенных под землей, днищах резервуаров (см. НДТ 89);

хранимая в резервуарах балластная вода является причиной большого количества выбросов ЛОС. Поэтому они оснащают плавающей крышей. Такие резервуары также применяются в качестве уравнительных резервуаров в системе очистки сточных вод;

проведение вентиляционных отверстий из резервуаров хранения серы в устройства с кислым газом или другие установки улавливания газов.

вытяжная вентиляция из резервуарных парков к центральным системам борьбы с выбросами;

установка самоуплотняющихся соединительный муфт для подсоединения шланга или слив нефтепродуктов через трубопровод;

укладка изолирующих материалов и/или установка блокировочных устройств, предотвращающих повреждение оборудования в результате случайного перемещения или сдвига транспортных средств (автомобильных или вагон- цистерн) во время погрузочных работ;

обеспечение условий, при которых наливной рукав не приводится в действие до его полного размещения над контейнером. Это предотвратит разбрызгивание в случае, если используется рукав с верхней загрузкой;

применение устройств или процедур, предотвращающих переполнение резервуаров;

сигнализация аварийного уровня работает автономно от типовой системы учета резервуарных запасов.

Достигнутые экологические выгоды

Информация по достигаемым экологическим показателям представлены в Таблице 5.29.

Таблица 5.29. Достигнутые экологические выгоды и экологические показатели

№ п/п	Методы	Коэффициент выбросов неметановых ЛОС (пропускная способность г/т)	Эффективность борьбы с выбросами, %	Размер (диаметр в м)	Стоимость, евро
1	2	3	4	5	6
1	Резервуар хранения со стационарной крышей (РСК)	7-80
2	Резервуар с плавающей крышей (РПК)	7-80
3	Резервуар с понтоном (РП)	2-90
4	Внешняя отделка краской более светлого оттенка		1-3 РСК	12	39001
5	Внешняя отделка краской более светлого оттенка			40	25400
6	Установка понтона в действующий резервуар со стационарной крышей		97–99 РСК	12	32500
7				40	195000
8	Замена первичного уплотнения, устанавливаемого над паровым пространством, на уплотнение плавающей крыши, устанавливаемое на поверхность жидкости. первичное уплотнение		30–70 РПК 43–45 РП	12	4600
9				40	15100
10	Оснащение действующих резервуаров вторичными уплотнениями		90–94 РПК 38–41 РП	12	3400
11	Оснащение действующих резервуаров вторичными уплотнениями			40	113001
12	Усовершенствование первичного уплотнения, установка вторичного уплотнения и регулирование установки крыши (понтона и двойного днища)		98 РПК 48–51 РП	12	200
13				40	200
14	Установка стационарной крыши на действующий резервуар с понтоном		96 РПК	12	18000
				40	200000

Примечание: Колонки в таблице по эффективности, размеру и стоимости процедуры борьбы с выбросами относятся к методам. Расходы - это усредненные затраты по резервуарам диаметром в два метра. Значения эффективности методов борьбы с выбросами применяются к различным типам резервуаров.

Справочная литература

[40] [32]

5.10.1.14. Стабилизация давления пара в процессе налива нефтепродуктов

Описание

Существует несколько вариантов предотвращения выбросов в атмосферу во время работ слива/налива. Там, где, налив происходит из резервуаров со стационарной крышей, используется уравнительный трубопровод. Вытесненная смесь затем возвращается в расходный резервуар и, таким образом, заменяет откачанный объем жидкости. Пары, испаряемые во время наливных операций, возвращаются в загрузочный резервуар. Если резервуар со стационарной крышей, там они хранятся до улавливания или утилизации паров. Эта система также используется на суднах и баржах.

Достигнутые экологические выгоды

Стабилизация давления пара значительно уменьшает объемы паров, выбрасываемых в атмосферу. Выбросы ЛОС снижаются до 80 %.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Следует применять меры предосторожности при работе со взрывоопасными смесями, т.е предотвратить риск воспламенения и его распространение. Для предотвращения выбросов резервуары необходимо держать закрытыми, эксплуатироваться при низком давлении, а улавливание и отбор проб проводить закрытым способом. Гасители детонации рекомендуется регулярно очищать, т. к. пары содержат взвешенные частицы (например, сажу из плохо работающих систем создания инертной среды в грузовых резервуарах).

Кросс-медиа эффекты

Во время транспортировки жидкость в приемном сосуде испаряется (выделение пара путем разбрызгивания). Как правило, образуется избыточный объем паров в сравнении с объемом вытесненной жидкости. Балансировочный трубопровод передачи наиболее летучих жидкостей не считается эффективным средством борьбы с ЛОС.

Применимость

Не все пары улавливаются. Влияет на скорость залива в резервуар и гибкость технологических процессов. Резервуары, содержащие несовместимые пары, нельзя размещать вместе. Может использоваться только в том случае, если продукт откачивается из резервуара со стационарной крышей, оснащенного клапанами сброса давления/вакуумного предохранительного клапана.

Экономика

Необходимые инвестиции составляют 0,08 млн евро за резервуар, эксплуатационные расходы небольшие.

Эффект от внедрения

Сократить выбросы ЛОС.

Пример завода(-ов)

Загрузка сжиженного газа. Последующий налив в транспортные контейнеры осуществляется системой с замкнутым контуром или выпуском в систему подготовки топливного газа на промысле.

Справочная литература

[32], [50]

5.10.1.15. Нижний налив нефтепродуктов

Описание

Фланцевый трубопровод слива-налива соединен с соплом, расположенным в самой нижней точке резервуара. Вентиляционная труба на резервуаре подключается к трубопроводу стабилизации давления газа, установке улавливания газов или к вентиляционному отверстию. В последнем случае ЛОС выбрасывается в атмосферу. Фланцевое соединение на трубопроводе налива имеет специальную конструкцию ("блокировочное соединение"), которая позволяет отсоединять трубопровод с минимальными утечками/выбросами.

Достигнутые экологические выгоды

Сокращение выбросов ЛОС.

Эффект от внедрения

Директива 94/63/EC о регулировании выбросов ЛОС.

Справочная литература

[51]

5.10.1.16. Герметичный настил на нефтеперерабатывающем объекте

Описание

Обращение с материалами, используемыми на промысле, зачастую приводит к случайным разливам, которые загрязняют почву, поверхностные или подземные воды. Мощение и бордюрное покрытие участка, где обрабатываются нефтепродукты необходимы для устранения возможного разлива материала.

Достигнутые экологические выгоды

Предотвращение загрязнения почвы и направление любого разлива продукта в место скопления некондиционной нефти. Такой подход сводит к минимуму объем образующихся отходов и позволяет собирать и утилизировать материал.

Эффект от внедрения

Предотвратить загрязнение почвы и дождевой воды.

Пример завода(-ов)

Многие предприятия Европы применяют такой подход.

Справочная литература

[32]

5.10.1.17. Стальной горизонтальный цилиндрический резервуар

Описание

Одним из основных источников выбросов легких углеводородов в атмосферу на предприятиях добычи нефти являются технологические, товарные и буферные резервуары на товарных парках установки подготовки нефти и газа. Одним из решений может являться установка стального горизонтального и вертикального цилиндрического резервуара.

Стальной горизонтальный цилиндрический резервуар: Металлический сосуд в форме цилиндра, горизонтально установленного, со сферическими, плоскими, коническими, усеченно-коническими или торосферическими днищами, применяемый для хранения и измерения объема жидкости.

Резервуар вертикальный цилиндрический стальной: Наземное строительное сооружение, предназначенное для приема, хранения, измерения объема и выдачи жидкости.

Достигнутые экологические выгоды

Технологическое решение позволяет уменьшить выбросы легких углеводородов из-за более технологических показателей конструкции.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Внедрение технологий может повлечь дополнительные затраты на установку дополнительного оборудования.

Кросс-медиа эффекты

Требуется установка дополнительного оборудования или реконструкция существующего.

Применимость

Каких-либо ограничений в отношении применения не установлено.

Экономика

Решение о применении конкретного технологического решения рассматривается индивидуально в каждом конкретном случае на основании выполненных технико-экономических расчетов. Капитальные затраты определяются проектом для каждого конкретного объекта строительства.

Пример завода (-ов)

Технологии применяются на нефтедобывающих предприятиях нефтяных компаний РФ и стран ЕС.

Справочная литература

[37]

5.10.1.18. Использование азота вместо топливного газа как подушка для резервуаров со стационарной крышей либо использование термоокислителя для паров нефти/топливного газа

Описание

Использование азота вместо топливного газа как подушка для резервуаров со стационарной крышей либо использование термоокислителя для паров нефти/топливного газа необходимо для снижения выбросов в атмосферу углеводородов и используется во многих нефтегазодобывающих предприятиях. Сырье должно храниться в резервуарах под "подушкой" инертного газа или непосредственно "с ходу" подаваться на установку.

Загрузка и разгрузка резервуара обычно производится следующим образом: если резервуар заполнен, то азот не поступает в резервуар, и давление снижается, позволяя части газа испариться; если резервуар разгружается с низкой скоростью, то небольшое количество азота поступает в резервуар; если скорость разгрузки выше, то необходимо использовать большее количество азота.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение выбросов в атмосферу углеводородов.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Общеприменимо для процессов производства, хранения, транспортировки сырья.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Справочная информация

[41]

5.10.1.19. Методы борьбы с выбросами ЛОС. Установки улавливания паров (VRU)

Описание

Установки улавливания паров (VRU) - это установки, предназначенные для снижения выбросов летучих органических соединений (ЛОС) во время погрузочно-разгрузочных операций. Для нефтегазодобывающего предприятия это актуально для бензина и других летучих продуктов, таких как нафта, и более легких продуктов. Улавливание паров также может использоваться для снижения выбросов из резервуаров со стационарной крышей, в которых хранятся летучие продукты, которые не имеют внутренних плавающих крыш. Поскольку сокращение выбросов ЛОС с помощью VRU является лишь одним аспектом общего контроля ЛОС на нефтегазодобывающем предприятим, этот раздел следует рассматривать в сочетании с хранением, обработкой и интегрированным управлением нефтегазодобывающим предприятием. В дополнение к VRU требуется система сбора пара, а также другое оборудование: паропроводы, устройства защиты от детонации, контрольно-измерительные приборы и, возможно, дожимные нагнетатели, а также резервуары для удерживания пара (рисунки 5.44–5.46).

Системы улавливания паров включают два процесса:

сепарация углеводородов от воздуха;

сжижение выделенных паров углеводородов.

Для отделения паров углеводородов от воздуха можно использовать следующие процессы разделения:

адсорбция при переменном давлении на активированном угле;

абсорбция при стирке в абсорбирующей жидкости с низкой летучестью;

селективное мембранное разделение;

конденсация путем охлаждения или сжатия (разделение и ожижение совмещены в одном процессе).

Для разделенных паров углеводородов применимы следующие процессы сжижения:

поглощение, как правило, собственным продуктом;

конденсация;

сжатие.

Для нефтепродуктов используются следующие системы VRU:

абсорбция в потоке холодной регенерированной нефти;

адсорбция в двухслойном режиме с переменным давлением;

косвенная конденсация жидкости в теплообменнике хладагента;

мембранное разделение при прохождении через поверхность отбора углеводородов;

абсорбция: молекулы пара растворяются в подходящем абсорбенте с низкой летучестью ("бедном") (гликоли или фракции нефти, такие как керосин или продукт риформинга). Может потребоваться охлаждение абсорбента для снижения его летучести (обычно при температуре от минус 25 °C до минус 30 °C для керосина или продукта риформинга). Затем необходимо отделить пар от абсорбента путем нагревания смеси абсорбент / регенерированный продукт в теплообменнике и затем реабсорбции паров обогащенного продукта в соответствующем потоке, например, продукта, восстанавливаемого или проходящего в конденсатор, установку дальнейшей обработки или установку для сжигания отходов. Абсорбция обычно не используется для улавливания паров бензина в ЕС, поскольку этот метод считается менее эффективным, чем, например, адсорбция;

адсорбция: молекулы пара удерживаются активированными центрами на поверхности твердых материалов адсорбента, таких как активированный уголь (AC) или цеолит. Адсорбент требует периодической регенерации. Непрерывные процессы имеют две адсорбционные колонны, содержащие активированный уголь, которые обычно циклически меняют каждые 15 минут режима адсорбции и регенерации. Эта регенерация активности углеродного адсорбента может быть осуществлена с использованием пара или, чаще, вакуумных насосов. Полученный десорбат затем абсорбируется (например, в циркулирующем потоке компонентов бензина) в промывной колонне, расположенной ниже по потоку (стадия промывки). Остаточный газ из промывной колонны (или сепаратора) направляется на вход установки для повторной адсорбции. Этот метод наиболее часто используется для бензиновых VRU.

Рисунок 5.44. Процесс адсорбции активированным углем VRU

Мембранное разделение газов: молекулы пара обрабатываются через селективные мембраны для разделения смеси пар / воздух на обогащенную углеводородами фазу (пермеат), которая впоследствии конденсируется или абсорбируется, и фазу, обедненную углеводородами (ретентат). Эффективность процесса разделения зависит от перепада давления на мембране. Для дальнейшей очистки мембранный процесс можно комбинировать с другими процессами.

Рисунок 5.45 – Процесс мембранного разделения VRU

Охлаждение / конденсация: при охлаждении парогазовой смеси молекулы пара конденсируются на поверхности холодного теплообменника и разделяются в виде жидкости. Вторая ступень (например, криогенный конденсатор, использующий жидкий азот) может потребоваться для соблюдения предела выбросов. Поскольку влажность приводит к обледенению теплообменника, требуется двухступенчатый процесс конденсации, обеспечивающий альтернативную работу. Этот метод может достичь низких концентраций на выходе, если применяемая температура охлаждения достаточно низкая. Пары утилизируются в виде чистых жидкостей (без отходов), которые могут быть возвращены непосредственно в резервуар для хранения.

Рисунок 5.46. Упрощенная технологическая схема установки улавливания паров

Гибридные системы: коммерчески доступны комбинации методов для VRU, отвечающие очень низким стандартам выбросов. Примером может служить двухступенчатая установка с мембранным разделением с последующей адсорбцией.

Достигнутые экологические выгоды

Система улавливания паров для загрузки резервуаров с сырой нефтью может собирать около 85 % всех ЛОС, которые конденсируются и повторно вводятся в сырье.

В таблице 5.30 приведены некоторые данные об эффективности и экологических характеристиках установок для улавливания паров. Измерения НМЛОС и бензола можно проводить с помощью FID или GC.

Таблица 5.30. Значения выбросов для установок улавливания паров

№ п/п	Тип завода	Уровень извлечения1), %	Средние значения, достижимые при непрерывной эксплуатации 2),3)
№ п/п	Тип завода	Уровень извлечения1), %	НМЛОС4), г/Нм3	Бензол, мг/Нм3
1	2	3	4	5
1	Одноступенчатая конденсационная установка	80-95	50	1
2	Одноступенчатая абсорбционная установка	90-97	35	50
3	Одноступенчатые адсорбционные и мембранные сепарационные установки	90-99,5	<10 (5)	1
4	Одноступенчатые адсорбционные установки с дополнительным нагнетателем	99,98	0,15	1
5	Сжатие, абсорбция и мембранное разделение (6)	90-95	Нет данных	Нет данных
6	Двухступенчатые установки	99,98	0,15	1

1) Как показатель уровня производительности.

2) Выражается как среднее часовое значение при непрерывной работе для соответствия 94/63 / EC (Приложение II).

3) Эти значения приведены для концентрации углеводородов в неочищенном газе прибл. 1000 г/Нм3.

4) НМЛОС: неметановые летучие органические соединения. Содержание метана в парах загружаемых веществ может значительно варьироваться. Процессы абсорбции и адсорбции не могут существенно снизить выбросы метана.

5) Если одноступенчатые установки используются в качестве предварительной ступени для газовых двигателей, концентрация прибл. для работы газового двигателя необходимо 60 г/м3.

6) Компрессия, за которой следует двухступенчатая секция извлечения: реабсорбция ЛОС во фракцию загружаемого конденсата с последующей стадией мембранного разделения.

Кросс-медиа эффекты

Таблица 5.31. Сопутствующие эффекты, связанные с методами VRU

№ п/п

Техника VRU

Сопутствующие эффекты

1	2	3
1	Адсорбция	Адсорбент требует замены - срок службы угля обычно превышает 10 лет.
2	Абсорбция	Сточные воды могут образовываться и требуют соответствующей очистки. Регенерация абсорбента более чем вдвое увеличивает инвестиционные затраты и затраты на электроэнергию. Единственные отходы - это отработанная жидкость, которую необходимо заменять один раз в много лет.
3	Мембранная сепарация	Требуется двойной комплект паровоздушного оборудования - компрессор и вакуумный насос. Возможность более высокого потребления энергии, чем для адсорбции.
4	Конденсация	Создает поток загрязненной воды от размораживания. Системы охлаждения могут привести к потерям хладагента и высокому потреблению энергии. Для криогенных установок производство жидкого азота энергоемко.
5	Гибридные (двухступенчатые) системы	Крупные потребители энергии

Экологические показатели и эксплуатационные данные

В гавани Гетеборга для очистки воды установлены три VRU адсорбционного типа (производительностью 1500 м3/ч, 2000 м3/ч и 2400 м3/ч соответственно), обслуживающих четыре причала, используются для очистки паров, образующихся при загрузке около 1,4 миллиона тонн бензина в год. Расчетные выбросы были сокращены с 300 до 25 т/год, а концентрация общих ЛОС на выходе в выпущенном потоке ниже 10 г/Нм3. Стоимость инвестиций в 2001 году составила около 6,4 млн евро (65 млн шведских крон).

Один из крупнейших VRU в мире (36 000 Нм3 / ч) находится в эксплуатации с 2008 года на нефтеперерабатывающем заводе Mongstad для очистки паров, образующихся при разгрузке судов с сырой нефтью (два причала). Установленная мощность достигает 5,7 МВт, а эффективность рекуперации фильтрующей системы с активированным углем оценивается примерно в 85 % от общего количества ЛОС. Стоимость инвестиций в 2008 году составила около 60 млн евро (630 млн шведских крон).

Сообщается, что в Германии степень извлечения позволяет сократить выбросы ЛОС минимум на 99 %.

Во Франции с конца 1990 г. компаниям предоставлялись субсидии для поддержки инвестиций (15 примеров) для достижения более амбициозных целей, чем нормативная база для улавливания паров на погрузочных сооружениях. В одном процессе используется адсорбция на активированном угле с вакуумной десорбцией. Этот процесс позволяет снизить уровень выбросов ЛОС до 2 г/Нм3, что ниже нормативного целевого показателя35 г/Нм3.

На рисунке 5.47 показан пример изменчивости выбросов ЛОС за исключением метана, в атмосферу от VRU (одноступенчатая установка адсорбции углерода) во время загрузки баржи. Измерения представляют собой средние получасовые значения при непрерывном мониторинге во время загрузки (каждая операция выполняется в разные дни). Среднее значение за весь период составляет 4,4 г/Нм3. Среднее значение для каждой операции загрузки составляет менее 10 г/Нм3. В 2 % случаев наблюдаются пики более 10 г/Нм3.

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

Некоторые из этих пиков могут быть связаны с запуском VRU, как, по-видимому, имеет место для двух наборов данных: номер 8 (среднее значение за семичасовой период: 0,2 г/Нм3) и номер 9 (среднее значение: 6 г/Нм3), где дневные изменения концентраций на входе и выходе при непрерывном мониторинге показаны на рисунке 5.48. Самые высокие почасовые значения появляются во время запуска операции загрузки.

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

Кросс-медиа эффекты

Улавливание паров может применяться к загрузке сырой нефти (за исключением адсорбции, если не использовалась предварительная обработка, такая как отпарная колонна серы, из-за загрязнения адсорбентом), на станциях отправки продукта и на станциях загрузки судов. Однако для загрузки сырой нефти она менее эффективна, чем системы для загрузки продукта, поскольку более высокие уровни метана и этана в парах сырой нефти извлекаются с низкой эффективностью.

Эти системы не применимы к процессам разгрузки, когда приемный резервуар оборудован внешней плавающей крышей. Установки улавливания паров обычно не считаются применимыми, если количество рекуперированного продукта невелико, например, для продуктов с низкой летучестью.

VRU занимают ограниченное пространство. Обычно их предварительно собирают и поставляют на салазках. Промышленные мощности VRU варьируются от 500 до 2000 Нм3/ч. Адсорбционные системы широко используются из-за простоты, хорошей работоспособности и высокой производительности.

Основные технические ограничения, включая соображения безопасности, описаны в таблице 5.32. Кроме того, следует отметить, что одним из основных ограничений для VRU является потенциальная несовместимость системы с парами, существующими на судне из-за предыдущего груза, когда очистка не была проведена должным образом.

Таблица 5.32. Обзор применимости некоторых методов VRU

№ п/п

Техника ВРУ

Ограничение применимости методики

1	2	3
1	Адсорбция	Обработка несовместимыми соединениями, присутствующими в потоке пара, может отравить или разрушить активированный уголь, например, H2S в сырой нефти. Из-за высокой температуры адсорбции и использования дополнительных нагнетателей требуются системы безопасности для предотвращения самовоспламенения. Также необходим соответствующий мониторинг для предотвращения этого.
2	Мембранная сепарация	Хорошо подходит для систем с большим объемом пара (компрессор на входе в мембранный блок). Для очень малых или переменных объемов пара, например при загрузке автоцистерн обычной практикой является установка паросодержащего резервуара переменного объема на впускном паропроводе к VRU.
3	Конденсация	Может потребоваться установка двойного теплообменника для размораживания агрегата во время непрерывной работы. Легкие углеводороды образуют твердые гидраты при низких температурах, которые могут вызвать засорение. Чтобы обеспечить эффективную конденсацию, необходимо избегать изменения расхода. Оборудование, работающее при очень низких температурах, требует общих мер безопасности.
4	Гибридные системы	Из-за сложности эксплуатации сложно поддерживать высокий уровень производительности.

Экономика

Основываясь на отчете AEAT [110] о сокращении выбросов при погрузке судов, в таблице 5.35 показаны капитальные затраты на установку VRU для различных технологий в диапазоне потоков пара до 2 000 м3/ч. Эти затраты не включают гражданское строительство, обеспечение инженерной инфраструктуры и систем сбора пара. Сообщается, что соответствующие дополнительные затраты могут меняться в зависимости от расстояния от VRU до погрузочного сооружения (до пятикратной стоимости VRU). Эксплуатационные расходы на технологии состоят из компонента, не зависящего от производительности, который находится в диапазоне от 5000 до 40000 евро в год, плюс переменный компонент, который приблизительно равен 0,05 евро за тонну загруженной продукции.

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

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

В одном отчете о выполнении Директивы 94/63/EC [111] приводятся примерные данные о стоимости гипотетической одноступенчатой установки адсорбционного типа, работающей с коэффициентом извлечения 99,7 % и концентрацией на входе 1160 г/Нм3, следовательно, при концентрации на выходе 3,5 г/Нм3. (таблица 5.33).

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

№ п/п	Показатели	VRU №1	VRU №2
1	2	3	4
1	Максимальная скорость загрузки (м3/ч)	273	1090
2	Капитальные затраты без учета установки (млн евро)	0,345	0,690
3	Стоимость годового потребления электроэнергии (евро)	20000	82000

Во Франции данные по инвестиционным затратам (полученные из программы субсидирования), приведенные в таблице 5.34, доступны для процесса, работающего при 2 г/Нм3.

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

№ п/п	Грузоподъемность, т/год)	Мгновенный поток очистки, м3/ч	Год	Инвестиционная стоимость, млн евро	т ЛОС/год
1	2	3	4	5	6
1	1 200 000	3000	2005	0.580	100
2	192 500	800	1999	0.200	106
3	1000 000	Нет данных	1998	0.980	130

Установки VRU производительностью 1000 Нм3/ч могут потребовать капитальных затрат в размере 2 млн евро с коэффициентом установки от 1,5 до 5, при этом морские погрузочные приложения находятся в верхней части диапазона.

Общие капитальные вложения сильно зависят от конкретных факторов площадки, таких как количество погрузочных судов, подключенных к системе, расстояние между причалом и установкой по контролю выбросов (стоимость трубопроводов), потребность в воздуходувках и системах безопасности (взрыв и пламегасители). Капитальные затраты могут варьироваться от 4 до 20 миллионов евро для VRU производительностью 2000 Нм3/ч. Инвестиционные затраты могут варьироваться от 2 до 25 млн евро при КПД 99,2 %, что подразумевает эксплуатационные расходы в размере 0,02–1 млн евро, затраченные на погрузочные операции (автомобильные, железнодорожные и внутренние перевозки).

Инвестиционные затраты на нефтеперерабатывающие заводы в Гетеборге и Mongstad были следующими:

в Гетеборге три установки адсорбционного типа (производительностью 1500 м3/ч, 2000 м3/ч и 2400 м3/ч соответственно), обслуживающие четыре причала, обошлись в 2001 году примерно в 6,4 млн евро (65 млн шведских крон);

в Монгстаде стоимость VRU сырой нефти 36 000 Нм3/ч в 2008 году составила около 60 млн евро (630 млн шведских крон).

По данным CONCAWE (2012), расценки и характеристики мощности для судовых VRU, загружающих бензин, использующих различные технологии VRU, следующие (таблица 5.35).

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

№ п/п	Техника	Производительность, м3/ч	Предел выбросов, г/Нм3	Расходы, млн евро	Характеристики мощности (установленная мощность), кВт
1	2	3	4	5	6
1	Одноступенчатая адсорбция VRU/углем	2500	10	1,05	425
2	Одноступенчатый VRU / мембранное разделение	2500	10	1,37	655
3	Одноступенчатое мембранное азделение	3500	10	2,7	785
4	Двухступенчатая мембрана плюс адсорбция углем	3500	0.15	3,5	980
5	Одноступенчатая адсорбция углем	5000	10	Стоимость единицы 3,5 Общая стоимость системы 23	Нет данных

Применимость

Директива 94/63/EC по контролю выбросов ЛОС в результате хранения бензина и его распределения предписывает установку линий уравновешивания паров и блоков улавливания паров (VRU) или систем улавливания паров (VRS) во время загрузки /разгрузка бензина авто- и железнодорожных танкеров и барж на нефтеперерабатывающих заводах и терминалах для достижения предельного уровня выбросов 35 г/Нм3.

Гетеборгский протокол устанавливает предел выбросов в 10 г/Нм3 для общего количества ЛОС (за 24-часовой период) для бензиновых VRU, за исключением загрузки морских судов. Это требует применения улавливания паров только для загрузки автомобильного бензина в автоцистерны, железнодорожные цистерны и баржи и при пропускной способности более 5000 м3/год.

Пример завода(-ов)

Многие VRU на установках (разгрузке) бензина для снижения выбросов ЛОС были построены в Европе в соответствии с законодательством стадия 1 или для разгрузки сырой нефти, например, в порту Гетеборга, Mongstad, в Германии и Франции (см. предыдущие параграфы по экологическим характеристикам и эксплуатационным данным).

Справочная литература

[41], [34], [53], [54]

5.10.1.20. Методы борьбы с выбросами ЛОС. Деструкция паром (VD)

Описание

Помимо традиционных методов сбора и уничтожения ЛОС путем подачи в факельную систему, в этом отношении важны две специфические системы.

1) Окисление: молекулы пара превращаются в CO2 и H2O либо путем термического окисления при высоких температурах, либо путем каталитического окисления при более низких температурах.

1) Термическое окисление происходит обычно в однокамерных, футерованных окислителях, оборудованных газовой горелкой и стек. Если присутствует бензин, эффективность теплообменника ограничивается, а температура предварительного нагрева поддерживается ниже 180 °C для снижения риска воспламенения. Диапазон рабочих температур составляет от 760 °C до 870 °C, а время пребывания обычно составляет одну секунду или меньше.

2) Для каталитического окисления требуется катализатор для ускорения окисления за счет адсорбции кислорода и ЛОС на поверхности. Катализатор позволяет реакции окисления протекать при более низких температурах, чем требуется для термического окисления: обычно в диапазоне от 320 °С до 540 °C. Первая стадия предварительного нагрева (электрическая или газовая) имеет место для достижения температуры, необходимой для начала каталитического окисления ЛОС. Стадия окисления происходит, когда воздух пропускается через слой твердых катализаторов.

Директива 94/63 / EC (стадия 1) допускает окисление только в особых ситуациях, например, когда улавливание паров небезопасно или технически невозможно из-за большого объема возвращаемого пара.

2) Биофильтрация: разложение до CO2 и H2O достигается при температурах немного выше температуры окружающей среды микроорганизмами, находящимися в твердой увлажненной поддерживающей среде.

Достигнутые экологические выгоды

Соответствующие коэффициенты удаления ЛОС, достижимые с помощью таких методов, следующие: термическое окисление: 99–99,9 %, каталитическое окисление: 95–99 % и биофильтры: 95–99 %. Однако эффективность биофильтров спорна: поскольку высокая эффективность удаления достигается только при высоких нагрузках на входе, концентрации выбросов значительно ниже 50 мг/Нм3 НМЛОС достигаются редко.

Установки биологической очистки требуют минимального обслуживания и не производят шума. Никакого топлива или химикатов не требуется. Биофильтры удаляют или уничтожают алифатические и ароматические углеводороды, другие ЛОС, H2S и запахи в отходящих газах технологических потоков, вентиляционных отверстий резервуаров, предохранительных клапанов, экстракции паров почвы и очистки сточных вод и т. д.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Средний срок эксплуатации превышает два года. Для биофильтров температура входящего воздуха должна составлять 5–55 ºC при соответствующем уровне влажности.

Кросс-медиа эффекты

Термическое окисление может привести к появлению нежелательных продуктов сгорания, таких как NOX, что требует дополнительной обработки. Каталитическое окисление требует меньше энергии для достижения температур сгорания и может конкурировать с термическим окислением при низких концентрациях на входе. Термическое окисление требует хороших первичных и / или вторичных мер безопасности для предотвращения взрывов, в то время как эффективность каталитического окисления может быть снижена из-за отравления катализатора и старения. При сжигании ЛОС также образуется CO2. Дополнительное топливо расходуется на сжигание потоков с низкой концентрацией и на предварительный нагрев катализаторов.

Отходы образуются только тогда, когда биофильтры исчерпаны. Не образуются вторичные загрязнители или отходы.

Применимость

В литературе встречаются установки для очистки потоков от 17 м3/ч до 135000 м3/ч.

Для биологического окисления этот метод хорошо подходит для обработки непрерывных воздушных потоков постоянного состава с низкими концентрациями органических загрязнителей. Этот метод не подходит для прямой обработки паровоздушных смесей, часто встречающихся при перегрузках, поскольку такие смеси имеют в основном более высокие концентрации паров (> 1% об./об.) и появляются как внезапные пиковые потоки во время довольно нечастых операций по разгрузке. Установки биологической очистки, безусловно, чувствительны к отравлению неожиданными соединениями во входящем потоке пара. Следовательно, большинство этих систем нуждаются в постоянном мониторинге, чтобы предотвратить попадание нежелательных соединений.

Биофильтрация подходит только для непрерывных потоков пара с постоянным составом и низкой концентрацией.

Экономика

Экономичность системы термического окисления с рекуперацией тепла будет зависеть от многих факторов, включая теплотворную способность потока отходов. В 1998 году уже ожидалась значительная окупаемость за счет рекуперации тепла из термического окислителя, снабженного газо-газовым теплообменником с КПД 60% и расходом газа 4 720 л/с. Если предположить, что в качестве дополнительного топлива использовался природный газ, затраты составили около 20 долларов США на миллион ккал и 0,08 доллара США на киловатт-час электроэнергии. Для системы, работающей 24 часа в сутки, 350 дней в год, срок окупаемости дополнительных капиталовложений в размере 0,2 млн долл. США для теплообменника заводского типа составит менее пяти месяцев.

Затраты на биофильтрацию значительно ниже, чем на другие методы борьбы с загрязнением воздуха. Капитальные затраты зависят от скорости потока и эффективности разрушения/удаления. Капитальные затраты начинаются примерно с 15 долл. США/м3/ч. Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание чрезвычайно низки, поскольку не требуется топлива или химикатов (таблица 5.36).

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

№ п/п	Источник выбросов	Технологические установки и оборудование (установленные и дооснащенные)
1	2	3
1	Технология управления	Общее количество атмосферных летучих органических соединений и предохранительные клапаны в систему сжигания / факельного сжигания
2	Эффективность	Эффективность уничтожения до 99,5 % при сжигании
3	Инвестиционные затраты	1,3 млн евро за предприятием мощностью 5 млн т/год
4	Операционные затраты	3,0 млн евро
5	Прочие воздействия	Увеличение выбросов CO2 из-за горения

Пример завода(-ов)

Термическое окисление: во всем мире работает более 107 установок.

Справочная литература

[27], [52]

5.10.2. Система слива / налива

5.10.2.1. Системы управления и контроля за эксплуатацией резервуаров, обнаружения утечек и переливов

Описание

Правильная обработка и хранение материалов сводят к минимуму возможность разливов, утечек и других потерь, которые приводят к образованию отходов, выбросам в атмосферу и попаданию в воду. Ниже перечислены некоторые эффективные методы хранения:

используйте большие контейнеры вместо бочек. Большие контейнеры можно использовать повторно, если они оборудованы для выгрузки сверху и снизу, в то время как бочки должны быть переработаны или утилизированы как отходы. Хранение навалом позволяет свести к минимуму вероятность протечек и разливов по сравнению с хранением в бочках. С точки зрения применимости: безопасная утилизация больших контейнеров многоразового использования может быть проблемой;

сокращение образования пустых масляных бочек. Массовая закупка (с помощью автоцистерн) часто используемых масел и заполнение бункеров в качестве промежуточного хранилища;

храните бочки не на полу, чтобы предотвратить коррозию из-за разливов;

держите контейнеры закрытыми, за исключением случаев извлечения продукции;

практикуйте мониторинг, предотвращение и контроль коррозии в подземных трубопроводах и днищах резервуаров;

резервуары для хранения балластной воды могут привести к большим выбросам ЛОС. Поэтому они могут быть оборудованы плавающей крышей. Эти резервуары также подходят в качестве уравнительных резервуаров для системы очистки сточных вод;

пропускание вентиляционных отверстий из резервуаров для хранения серы в кислый газ или другие системы улавливания;

сбор и отвод вентиляционных отверстий от резервуарных парков к центральным системам борьбы с загрязнением;

установка самоуплотняющихся шланговых соединений или выполнение процедур осушения трубопровода;

установка барьеров и/или систем блокировки для предотвращения повреждения оборудования в результате случайного перемещения или съезда транспортных средств (автомобильных или железнодорожных цистерн) во время погрузочных операций;

применяемые приборы или процедуры для предотвращения переполнения резервуаров;

сигнализация уровня установки не зависит от обычной системы измерения уровня в резервуаре.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима нефтегазодобывающей отрасли.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение влияния на окружающую среду.

Пример завода(-ов)

Ряд предприятий нефтегазодобывающей отрасли РФ и РК.

Справочная информация

[2]

5.10.2.2. Автоматизированная установка тактового налива

Описание

Автоматизированная установка тактового налива (АУТН) предназначена для прямого взвешивания и налива различных типов нефтепродуктов в цистерны через наливные телескопические трубы, а также для удаления и рекуперации паров из зоны загрузки. Эстакада точечного налива нефтепродуктов отвечает современным требованиям, особенно с точки зрения: техники безопасности и взрыво- пожаробезопасности производства; охраны окружающей воздушной среды; автоматизации режима налива и точности регистрации количества, окружаемых нефтепродуктов; предотвращения смешивания продуктов при наливе и смене продуктов: автоматизации изготовления транспортных документов; зашиты от переполнения: высокой степени надежности работы наливного оборудования; степени механизации маневровых работ и точности установки цистерн на позиции налива.

Достигнутые экологические выгоды

Высокий уровень автоматизации процесса, наличие блокировок и специальных систем противоаварийной защиты обеспечивает его безопасность, точный учет отгружаемой продукции. Установка обеспечивает полностью герметичный налив и оснащена современной системой фильтров, которая улавливает пары углеводородов и возвращает их обратно в систему. Это позволяет практически полностью исключать попадание в атмосферу вредных выбросов во время налива нефтепродуктов.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

На резервуарных парках и сливно-наливных для снижения выбросов в атмосферу углеводородов резервуары на нефтегазодобывающем промысле оборудованы понтонами и азотными подушками, а сырьевого парка – плавающей крышей. Все резервуары возможно оборудовать отражательными дисками. Эффективность улавливания выбросов углеводородов составляет от 95 до 99 %.

Кросс-медиа эффекты

Эстакада тактового налива светлых нефтепродуктов требует специальной площадки и оборудования.

Применимость

Незначительная потребность в обслуживающем персонале; наличии блокировок, исключающих аварийные ситуации или ошибочные действия персонала; способность приема всех типов и моделей отечественных цистерн, курсирующих по железнодорожным путям, включая перспективные модели.

Экономика

Эстакада тактового налива светлых нефтепродуктов требует специальной площадки и оборудования.

Эффект от внедрения

Исключение перегруза или перелива, сокращение потерь нефтепродуктов при отгрузке.

Экологический фактор

Пример завода(-ов)

Используется на нескольких нефтегазодобывающих промыслах РФ.

5.11. Канализация и очистные сооружения (очистка сточных вод)

5.11.1. Очистка сточных вод

Описание

Сокращение сбросов, подразумевают использование интегрированной стратегии управления сточными водами и их очистки, включающей надлежащую комбинацию технических решений в порядке приоритетности, как представлено ниже.

Улавливание загрязнителей у источника	Технологии улавливания загрязнителей до их сброса в системы сбора сточных вод
Предварительная очистка сточных вод	Технология снижения уровня загрязнения до конечной очистки сточных вод. Предварительная очистка может производиться у источника или в объединенных потоках.
Окончательная очистка сточных вод	Окончательная очистка сточных вод путем, например, подготовительной и первичной очистки, биологической очистки и технические решения по окончательному удалению твердых веществ перед сбросом

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима в Республике Казахстан.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Сокращение ЗВ в сточные воды.

5.11.2. Установка отпарки кислых стоков

Описание

Описание технологии предоставляется в разделе 5.6.7.

Кросс-медиа эффекты

Направление отходящих газов из отпарной колонны в установку извлечения серы, особенно при одноступенчатой отпарке, негативно влияет на эффективность и условия работы установки извлечения серы (из-за содержания нитрата аммония (NH3) в газе. В случае двухступенчатой отпарке расход пара значительно увеличивается с увеличением мощности и давления отпарки.

Применимость

Двухступенчатая отпарка: в случае, когда кубовый остаток отпарной колонны не используются повторно, а направляются на биоочистку, он все равно содержит слишком много азота аммонийного NH4+. Для того, чтобы решить эту проблему в отпарной колонне, ее оснащают большим количеством секций, либо устанавливают двухступенчатую установку. В случае модернизации в пользу двухступенчатой установки, имеющиеся секции преобразуется в концентраторы для уменьшения размера установки. Более или менее чистый поток аммония из верхней части второго установки отпарной колонны направляется в горячий дымовой газ печи или в котел дожига угарного газа установки для снижения содержания оксидов азота NOX.

Экономика

Экономические показатели зависят от комплектации установки отпарки кислых стоков.

Капитальные расходы в среднем от 2,7 до 10,9 млн евро (по данным 1996 года).

Эффект от внедрения

Почти все процессы нефтепереработки сопровождаются вводом пара для усиления процессов перегонки или сепарации. Это ведет к образованию кислой воды (содержащей аммиак и сероводород) и/или парового конденсата, который загрязняется углеводородами. Необходимо провести отпаркукислой воды перед ее очисткой или повторным использованием в качестве промывочной воды. Типовой состав кислой воды - 900 мг/л сероводорода, 2000 мг/л аммония, 200 мг/л фенолов и 15 мг/л цианистого водорода.

Справочная литература

[55], [10], [56]

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

Описание

Сточные воды с бензолом, фенолом и углеводородами легко и эффективно очищаются в месте их образования, а не на станции очистки сточных вод после их смешивания со стоками из других установок. Следовательно, поиск источников образования углеводородов является первой мерой, которую следует предпринять.

Извлечение бензола из сточных вод азотом или сжатым воздухом. Продувка азотом применяется для извлечения бензола и других низкоароматических соединений из сточных вод. Выделяемая смесь обрабатывается слоями активированного угля, которые улавливают органические вещества, позволяя очищенному азоту повторно использоваться на установке очистки сточных вод. Периодически слой углерода регенерируется на месте горячим паром: выделенные органические испарения переносятся паром в конденсатор и затем декантируются в органические и водные слои. Органические вещества возвращаются в систему обращения углеводородов.

Жидкостная экстракция фенола из сточных вод с использованием противоточной экстракционной колонны. После перегонки растворитель (например, бутилацетат) возвращается обратно в экстракционную колонну.

Окисление влажным воздухом под высоким давлением (>20 бар изб.) Вода интенсивно смешивается с воздухом, а органические соединения окисляются в присутствии катализатора при высокой температуре и высоком давлении (250 ºC, 7 МПа). Серосодержащие вещества окисляются до сульфатов; амины и нитрилы превращаются в молекулярный азот; аммоний потребует этапа биологической или механической очистки.

Окисление под низким давлением (<20 бар изб.). Стойкие органические соединения очищаются кислородом и минерализуются до СО2 и Н2О в установке биологической очистки сточных вод (БOC-газы).

Достигнутые экологические выгоды

Установка использует эту систему для утилизации 1895 л/сут. сточных вод, содержащих 50 ppm бензола, 100 ppm толуола/ксилолов и 100 ppm других углеводородных жидкостей. Установка переработки сточных вод последовательно снижала содержание бензола до уровня ниже 500 ppb. Этот метод также применяется для извлечения МТБЭ.

На 99 % и выше очищаются сточные воды или концентрация рафината снижается до 1 ppm. Сточные воды, содержащие >1% фенолов, обрабатывали до получения очищенной воды с содержанием фенола менее 1 ppm (эффективность: выше 99 %; Koch Process Technology, Inc.). Фенолсодержащие сточные воды также очищаются микробиологическим способом.

Эффективность борьбы с выбросами составляет 99 %.

Эффективность очистки составляет 60-90 %.

Продувка азотом имеет ряд преимуществ по сравнению с извлечением сжатым воздухом: кислород не уменьшает биологическое загрязнение очистной колонны. Азот снижает риск сбоев на установке, образующие взрывоопасные смеси в установке очистки.

Техника 2: Стандартные показатели энергоресурсов на м3 воды:

потребление электроэнергии: 159 кВт·ч;

пар (20,7 бар (изб.)): 15,6 кг;

пар (2,07 бар (изб.)): 103 кг;

температура воды 45 °C (DT = 19 °C): 5,6 м3;

охлаждение воды при t – 29 °C (DT = 11 °C):2,5 м3.

Применимость

Техника 1: Используется для очистки обессоленной воды и сточных вод с заводов, работающих с бензолом, толуолом, этилбензолом.

Техника 2: Разработана для очистки сточных вод с содержанием фенола от нескольких сотен ppm до насыщения (примерно 7%) и выше.

Экономика

Техника 1: Затраты на проектирование и поставку оборудования составляют около 1250000 долларов США. Ежегодные расходы на энергоресурсы составляют около 85000 долларов США.

Техника 2: Экономически эффективен для сточных вод с концентрацией фенолов выше 1 %. Базовый пример: сточные воды объемом 27,2 м3/ч, содержащие 6 % фенола, очищены растворяющими веществами объемом 4,3 м3/ч в четырехступенчатой колонне очистки. Общее содержание извлеченного фенола составило 99,3 %.

Инвестиции, только на экстракционную колонну: 1,32доллараСША/м3.

Вся система: 3,43 доллара США/м3.

Окупаемость: 3,96 доллара США/м3.

Эффект от внедрения

Сокращение содержания и извлечение углеводородов.

Справочная литература

[32], [24]

5.11.4. Первичная очистка сточных вод - извлечение нерастворимых веществ

Описание

Сбор сточных вод с различных установок по какой-либо конкретной технологии считается частью общей очистки сточных вод. На самом деле, очистные сооружения, особенно с биологической очисткой, наиболее эффективно работает при условиях с постоянным рН, гидравлической нагрузкой или скоростью потока и постоянным содержанием/концентрацией загрязняющих веществ.

Для того, чтобы уменьшить краткосрочные (ежедневные) и долгосрочные (еженедельные) сбои в работе очистных сооружений применяются процессы усреднения сточных вод либо распределение их на различных производственных установках в пределах или вблизи очистных сооружений. Буферизация и удерживаемый объем также позволяют провести анализ совместимости поступающих сточных вод для последующей очистки.

Выравнивание расходов потока и содержание/концентрации также называется усреднением (буферизацией или гомогенизацией).

Технологическая вода, поступающая из отпарной колонны, является одним из основных источников отработанной воды на установке. Кроме того, некоторые несовместимые по составу технологические стоки и стоки с объектов (факелы и резервуары) увеличивают общий поток отработанной воды. Вытекающий поток сначала должен пройти сепаратор нефть-вода (CPI, PPI или API), чтобы удалить свободную нефть и механические примеси.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология применима в РК.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

5.11.5. Этап 1 - Удаление нефти

Описание

Целью этого этапа является сепарация и извлечение нерастворимых углеводородов. Эти методы основаны на принципе разницы в силе тяжести между фазами (жидкость-жидкость или механические примеси-жидкость): фаза с более высокой плотностью оседает на дно емкости, а фаза с более низкой плотностью всплывет на поверхность.

Очистные устройства этапа 1:

сепараторы нефть-вода;

пластинчатые отсекатели CPI;

сепараторы с параллельными пластинами PPI;

сепараторы с наклонными пластинами TPI;

буферные резервуары и/или усреднители.

Рисунок 5.50. Общее описание сепаратора нефть-вода API

1-Мусороуловитель (наклонные стержни); 2- Перегородки для удержания нефти;

3- Распределители потока (вертикальные стержни); 4- Труба с прорезями для сбора нефтяного слоя; 5- Регулируемый переливной водосливной; 6- Отстойник для стоков; 7- Скребок

По сравнению с API сепараторами нефть-вода внутренние пластины, используемые в пластинчатых отсекателях CPI, сепараторах с параллельными пластинами PPI и сепараторах с наклонными пластинами TPI, сокращают время отделения утилизируемых нерастворимых углеводородов.

Данные техники направлены на сепарацию и извлечение свободных капель нефти, обычно превышающих или равных по размеру 150 мкм.

Водная фаза, выходящая из системы разделения, как правило, содержит нерастворимые дисперсные капли нефти, эмульгированные капли нефти, взвешенные механические примеси, растворимую нефть не в форме капель, растворимые неорганические вещества, растворимые органические вещества и незначительное количество нерастворимых свободных углеводородов и осаждаемых механических примесей.

Стационарная труба отвода нефтесборщика не удаляет гравитационным потоком скопления вязких и/или полутвердых углеводородных материалов. Для эффективного сбора нефти с поверхности воды применяется нефтесборщик с гибким рукавом. Для извлечения вязких и/или полутвердых углеводородных материалов, скопившихся на поверхности воды механическим способом, может потребоваться тщательное наблюдение оператора и его вмешательство при необходимости.

На рисунках 5.50–5.51 представлены общее описание очистных устройств Этапа 1.

Рисунок 5.51. Общее описание сепаратора с параллельными пластинами PPI

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Предполагается, что после очистки водной поверхности сепараторами CPI и API объем собранной нефти составляет 50-100 част./млн.

Кросс-медиа эффекты

Сепараторы, имеющие внутренние пластины в своей комплектации, подвержены загрязнению механическими примесями.

Они не обладают функцией самоочищения от механических примесей или нефтяных отложений. Если не спустить воду самотеком и/или не откачать ее насосом, в таких сепараторах скопятся механические примеси, пластинчатый профиль загрязнится сверху до низу.

В сепараторах, не оснащенные внутренними механическими системами извлечения нефти, углеводороды скапливаются на поверхности водной фазы.

Сепараторы без крыши, приводят к выбросам ЛОС.

Применимость

Такие сепараторы могут использоваться повсеместно. Переоборудование действующих сепараторов может вызвать сложность из-за типоисполнения конструкции, типа используемых рабочих валов и скребков, а также положения пневматического привода.

Из-за присутствия ЛОС и воздуха внутри сепаратора API нижние пределы взрывоопасности повышаются. В этом случае устройство требует внесения значительных модификаций.

Экономика

По состоянию на 2011 год, при Мощности очистного устройства типа API равной 750 м3/ч: - капитальные расходы составляют 8 825 000 евро.

Источник:

[8]

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

Описание

На данной стадии очистки сточных вод требуется применение химических веществ для улучшения отделения твердых/жидких или жидких/жидких оставшихся (после первого этапа очистки) углеводородов и взвешенных механических примесей. Ввод коагулянта или флокулянта необходим для улавливания капель нефти и взвешенных механических примесей, прошедших первую стадию очистки. Уровень рН сточных вод корректируется для улучшения флокуляции.

Техники данной стадии очистки:

флотация растворенным газом (DGF);

флотация с газовым барботажем (IGF);

фильтрация песком

DGF и IGF – методы идентичные флотация растворенным воздухом (DAF) и флотация приточным воздухом (IAF). Они используются в других производственных секторах, где пузырьки воздуха позволяют выпавшим в осадок механическим примесям плавать в воде. Чтобы снизить риски взрыва, система нагнетания использует газы вместо воздуха из-за концентрации в одном месте взрывоопасных паров.

Методы DGF и IGF направлены на разделения и извлечение свободных капель нефти, как правило, размером менее 150 мкм, эмульгированной нефти и взвешенных механических примесей. Образующийся шлам выводится на поверхность воды флотацией, в результате чего крошечные пузырьки газа также захватываются хлопьями шлама. Шлам снимается с поверхности воды, а вода направляется на следующий этап очистки.

Фильтрация песком (или двухслойная фильтрация) является альтернативным процессом флотации. Отстойники также используются в качестве альтернативы.

Во всех этих методах размер хлопьев, поступающих на стадию отделения, имеет решающее значение.

Если процесс флокуляции прошел неудачно, то нефть и частицы отделятся в процессе фильтрации. Водная фаза, выходящая из этой стадии, как правило, содержит растворимую нефть не в форме капель, растворимые неорганические вещества, растворимые органические вещества и незначительное количество капель свободной нефти, рассеянных капель нефти, осаждаемых и взвешенных твердых веществ.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Флотационные установки выдают 10-20 част./млн очищенной нефти и обеспечивают высокую степень очистки сточных вод на этапе биологической очистки.

Кросс-медиа эффекты

Применение этих технологий приводят к выбросам ЛОС и углеводородов.

Использование химических веществ включает кислоту и/или щелочь для корректировки уровня рН. В блоках флокуляции в качестве коагулянта также применяется сульфат железа FeSO4 или хлорид железа FeCl3. На практике необходимо ежедневно наблюдать за точной корректировкой уровня рН и дозирования полимера в блоке флокуляции. Расходы энергоресурсов на водоотведение небольшие. Больше всего энергии потребляет аэрационный компрессор.

Применимость.

Общеприменимо

Экономика

По состоянию на 2010 год, при Мощности очистного устройства типа DAF равной 250 м3/ч: - капитальные расходы составляют 1 500 000 евро, эксплуатационные расходы составляют 180 000 евро / год (в среднем от объема капитальных вложений в размере 12% в год)

Эффект от внедрения

Снизить содержание углеводородов и механических примесей в сточных водах.

Справочная литература

[45]

5.11.7. Дополнительная очистка

В странах, где вода является дефицитным ресурсом, иногда экономически выгодно улучшить качество сточных вод, чтобы повторно использовать воду в качестве охлаждающей воды или в качестве подпиточной воды для котла (BFW), при условии, что уровень давления пара достаточен для подпитки. В этом случае в результате фильтрации песком (SF) и/или ультрафильтрации (UF) с последующей фильтрацией активированным углем (AC) и/или обратным осмосом (RO) с удалением солей образуется достаточно чистая вода для поступления в блок деминерализации установки подготовки BFW. Другие используемые техологии – озонирование/окисление, ионный обмен и сжигание.

Описание

Методы снижения содержания солей в сточных водах включают: ионный обмен, мембранные процессы или осмос. Металлы отделяются методами осаждения, флотации, извлечения, ионного обмена или вакуумной дистилляции.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Когда активированный уголь применяется в качестве адсорбента, его необходимо регенерировать или заменять с заданным интервалом в зависимости от эксплуатации установки.

Кросс-медиа эффекты

Потребление энергии, отходы и концентраты из отработанного активированного угля, мембран и шламов с содержанием тяжелых металлов.

Экономика

Если очистные сооружения оснащены установками SF и AC, то эксплуатационные расходы очистных сооружений в результате увеличиваются вдвое (для сравнения с очистными сооружениями, которые изначально не оснащены другими установками). В случае эксплуатации установок UF и RO как инвестиционные затраты, так и эксплуатационные расходы примерно утроятся по сравнению с вариантом, не предполагающих наличие этих установок.

Эффект от внедрения

Применяется на установках очистки и/или нефтегазовой отрасли, где есть вероятность отсутствия водоснабжения.

Пример завода(-ов)

Песчаные фильтры, ультрафильтрация, активированный уголь и обратный осмос являются проверенными техникам во многих отраслях промышленности.

5.11.8. Система водоснабжения и водоотведения

Описание

В системах водоснабжения и водоотведения необходима гибкость, чтобы справляться с изменяющимися обстоятельствами, такими как непредусмотренные технологией осадки, пожаротушение, нарушения технологических процессов, изменения технологических процессов, дополнительные установки, расширение мощностей и новые нормативные требования. Также необходима основа для комплексного управления водными ресурсами, включая предотвращение разливов и потенциальное повторное использование водных потоков без или после очистки. Принцип основан на тщательном качественном и количественном анализе различных потоков воды и сточных вод, оценке потенциала повторного использования с максимальной надежностью и защитой окружающей среды. Гибкая конструкция водопровода и дренажа обеспечивает интеграцию воды и позволяет осуществлять краткосрочные и долгосрочные изменения при оптимальных затратах. Следует также рассмотреть вопрос о закрытой канализационной системе для перекачки загрязненной воды из резервуаров и технологических установок в сепарационные установки.

Достигнутые экологические выгоды

Предотвращение загрязнения из-за сброса без соответствующей очистки воды, поступающей из всей дренажной системы площадок.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Система водоснабжения и водоотведения промышленного объекта является результатом концептуального проектирования многих операций установки, выстроенных таким образом, чтобы можно было оптимизировать управление водными ресурсами. В основе концепции лежит разделение различных потоков воды на потоки воды, не загрязненные нефтью, потоки, периодически загрязняемые нефтепродуктами, и потоки, постоянно загрязненные нефтепродуктами. Последние могут быть разделены на потоки с низкой и высокой скоростью БПК с возможностью биологической очистки, очистки сточных вод и повторного использования.

Применение концепции сегрегации учитывает определенный уровень ведения хозяйственной деятельности и оперативной дисциплины. Решение о выборе другого маршрута для определенного типа сточных вод будет основываться на мониторинге качества воды, как внутренних потоков, так и общего сброса. Экологические показатели и управление сточными водами требуют постоянного наблюдения, реагирования, достаточной подготовки и мотивирующих указаний, а также обширной схемы мониторинга (отбор проб и анализ). Основное внимание уделяется наиболее загрязненным первым порциям ливневых вод, которые сбираются, отделяются и очищаются, т.к. содержат первую порцию дождевой воды, омывшую потенциально загрязненные поверхности промышленных площадок. После отделения первой порции, остальная дождевая вода собирается, анализируется и сбрасывается без очистки, если это допустимо.

Кросс-медиа эффекты

Потребности в энергии в основном связаны с откачкой сточных вод и зависят от системы и места установки.

Применимость

Ряд элементов нынешнего подхода к проектированию новой системы водоснабжения и водоотведения может быть рассмотрен для внедрения на существующих предприятиях.

Экономика

Нет данных.

Эффект от внедрения

Сокращение источников и предотвращение разливов путем надлежащего ведения хоз. деятельности также являются важными элементами для сокращения выбросов ЛОС и запахов на установках CPI, API, DAF и установках биологической очистки.

Пример завода(-ов)

Не на многих предприятиях разделяются технические воды и стоки дождевой воды. Но если они это делают, то эти потоки направляются в отдельные и выделенные системы очистки. Степень сегрегации варьируется от компании к компании (в зависимости от конструкции или модернизации). Большинство используют очищенную кислую воду и/или некоторые потоки конденсата в качестве опреснительной промывочной воды. Повторное использование очищенных сточных вод (биоочистка, фильтрация с последующим обратным осмосом) в качестве источника питательной воды котла технически осуществимо. Повторное использование очищенных сточных вод в качестве подпитки охлаждающей водой производится в нескольких местах.

Справочная литература

[55]

5.11.9. Интегрированные построенные водно-болотные угодья

Описание

Взаимосвязанные бассейны или лагуны, засаженные широким разнообразием видов водных растений, позволяют проводить последующую очистку сточных вод.

Техническое описание

Интегрированные построенные водно-болотные угодья отличаются от других методов создания водно-болотных угодий тем, что они предназначены для обеспечения максимально широкого спектра экологических условий, как это наблюдается в естественных водно-болотных угодьях, включая экологию почвы, воды, растений и животных. Кроме того, концепция интегрированных построенных водно-болотных угодий стремится обеспечить соответствие ландшафта и восстановление/создание среды обитания в своих проектах. Особое внимание уделяется мониторингу качества воды на водно-болотных угодьях и прилегающих землях и водотоках. Стратегически расположенные контрольные скважины также регулярно контролируются.

Конструкция интегрированных построенных водно-болотных угодий одновременно применяет первичный, вторичный и последующие уровни очистки в свободном потоке поверхностных вод. Это достигается за счет строительства ряда неглубоких взаимосвязанных бассейнов или лагун, засаженных самыми разнообразными видами водных растений. Сточные воды поступают в самую высокую точку этих лагун и подаются через них под действием силы тяжести. Эти последовательно расположенные лагуны представляют собой автономные индивидуальные экосистемы. С каждым шагом достигается более чистый уровень сточных вод. Соотношение объема сточных вод к площади водно-болотных угодий в общем проекте интегрированных построенных водно-болотных угодий определяет качество сточной воды.

Макрофитная растительность, используемая в конструкции интегрированных построенных водно-болотных угодий, выполняет множество функций. Его основная функция-поддержка биопленок (слоев слизи), которые выполняют основные очистительные функции водно-болотных угодий. Он также облегчает сорбцию питательных веществ и действует как фильтрующая среда, а также, благодаря использованию соответствующей появляющейся растительности, может контролировать запахи и патогенные микроорганизмы.

В то время как растительность обладает способностью фильтровать взвешенные частицы, она также увеличивает гидравлическое сопротивление, тем самым увеличивая время пребывания.

Достигнутые экологические выгоды

Уровни выбросов азота и фосфора, общее содержание взвешенных веществ, общее содержание органического углерода, биохимическое потребление кислорода (БПК), химическое потребление кислорода (ХПК) снижаются снижаются. По сравнению с обычной обработкой происходит более экономичное энергопотребление. Сокращаются выбросы парниковых газов. Никакие химические вещества не используются. Удаление осадка не требуется.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

В водно-болотных угодьях, построенных с использованием подземных потоков, были спроектированы как горизонтальные, так и вертикальные системы стока. Кроме того, в последнее время в литературе сообщалось об использовании различных гибридных заболоченных земель для очистки промышленных стоков. Обследование также показало, что промышленные сточные воды обрабатываются на искусственно построенных водно-болотных угодьях на всех континентах.

Для очистки воды используется лишь небольшое количество электроэнергии, и никаких химических веществ не требуется.

Кросс-медийные эффекты

Подземные воды, которые протекают под водно-болотными угодьями, имеют более низкий уровень питательных веществ, чем окружающие наземные участки. Фосфор сохраняется в почве.

Применимость

Техника интегрированных построенных водно-болотных угодий может применяться в широком диапазоне обстоятельств, например, при высоких или низких концентрациях загрязняющих веществ и скоростях гидравлической нагрузки, которые могут изменяться с течением времени. Интегрированное построенное водно-болотное угодье может быть построено как совершенно новый объект или может быть частью существующего водно-болотного угодья, объекта водного ландшафта или канализационно-очистных сооружений. Требования к земле, связанные с интегрированными построенными водно-болотными угодьями, могут ограничивать их применение, например требования к земле могут варьировать от 10 м2 до многих гектаров в зависимости от объема производимых сточных вод и характеристик их загрязнения.

Экономика

По сравнению с обычным комплексно очистным сооруденнием (КОС) подход интегрированных построенных водно-болотных угодий позволяет сэкономить на эксплуатационных, амортизационных и капитальных затратах в размере 0,03 евро, 0,49 евро и 0,46 евро за кг соответственно. Сокращение в основном связано с сокращением затрат на электроэнергию, отсутствием использования химических веществ, отсутствием производства и хранения осадка.

Эффект от внедрения

Экономически выгодно.

Интегрированные построенные водно-болотные угодья обеспечивают среду обитания для широкого спектра растений и животных. Они могут быть использованы в образовательных целях, а также в качестве местной инфраструктуры.

Извлеченная биомасса может иметь широкий спектр применений (например, субстрат для производства биогаза или биоэтанола).

Справочная литература

[57], [8]

5.11.10. Повышение степени повторного использования сточных вод

Описание

В зависимости от конкретных условий техника включает в себя следующие подходы:

а) определение и оценка минимально приемлемого качества вод при использовании для каждого из технологических процессов;

б) выявление возможности повторного использования очищенных и подготовленных сточных вод с определением соответствующей их качеству технологии очистки;

в) рециркуляция воды в замкнутых водяных контурах, в том числе в циклах охлаждения технологического оборудования;

г) использование противоточных схем повторного использования сточных вод, при которых подаваемая чистая вода используется последовательно, по мере ее загрязнения, на новых стадиях процесса;

ж) повторное использование очищенной воды в засушливых регионах для полива при наличии технической возможности использования и (или) при экономической целесообразности.

Достигаемые экологические преимущества

Снижение нефтеперерабатывающим заводом гидравлической нагрузки на установки очистки сточных вод. Снижение потребления воды.

5.11.11. Аппаратный учет количества сбрасываемых сточных вод и загрязняющих веществ

Описание

Техника заключается в использовании автоматических средств измерения и учета объема или массы сбросов сточных вод и концентрации загрязняющих веществ, технических средств фиксации и передачи полученной информации, а также в инвентаризации приборов учета водозабора и водоотведения на источниках водозабора и приемниках сточных вод, на предмет наличия приборов, их исправности, своевременной поверки и опломбировки.

Достигаемые экологические преимущества

Снижение потребления воды. Постоянное улучшение экологических показателей.

Описание

С целью предотвращения инфильтрации сточных вод в грунтовые и подземные воды обязательное наличие противофильтрационного экрана, то есть гидроизолирующего слоя (в виде изолирующего покрытия из полиэтилена высокой плотности, обеспечивающего герметичность и способность сопротивляться повреждающим факторам.

При проектировании и создании противофильтрационного экрана необходимо учитывать:

наличие размывающих основание агрессивных грунтовых вод;

давление, создаваемое в результате подвижки и пучения почв;

низкие температуры в зимний период;

воздействие ультрафиолета;

прорастающие корни деревьев и другие механические повреждения;

присутствие химических веществ в сточных водах, имеющие коррозионные свойства.

Достигаемые экологические преимущества

Предотвращение миграции загрязняющих веществ со сточными водами в грунтовые и подземные воды.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Наличие подтвержденного проектной документацией противофильтрационного экрана у пруда испарителя и результатов мониторинговых исследований за последние 3 года в гидронаблюдательных скважинах, подтверждающих отсутствие миграции загрязняющих веществ из сточных вод пруда испарителя/пруда накопителя в грунтовые воды позволяет устанавливать максимальные концентрации загрязняющих веществ в сточных водах, направляемых в пруд-испаритель/пруд-накопитель на уровне концентраций, установленных в проекте нормативов допустимых сбросов.

5.11.13. Разделение охлаждающих и технологических вод

Описание

Поскольку технологические воды, как правило, более загрязнены, чем охлаждающие воды, важно поддерживать их разделение. Только в тех случаях, когда охлаждающие воды нуждаются в обработке (системы рециркуляции), их следует смешивать, и то только в нужном месте (после первичной обработки технологических вод).

Достигнутые экологические выгоды

Сегрегация потоков уменьшает загрязнение охлаждающей воды нефтью, поступающей из других вод. Это увеличивает извлечение нефти установкой очистки сточных вод.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Нет полученной информации.

Кросс-медиа эффекты

Воздействия на различные компоненты окружающей среды не были обнаружены.

Применимость

Установки очистки сточных вод, которые первоначально были рассчитаны на совместную обработку потока технологической воды и потока охлаждающей воды, возможно, придется модифицировать после разделения потоков, чтобы эффективно обрабатывать образующиеся более чистые и более концентрированные сточные воды.

Экономика

Сегрегация может быть очень дорогостоящей, отчасти в существующих установках.

Эффект от внедрения

Предотвратить загрязнение охлаждающей воды технологическими водами, которые обычно более загрязнены, и избежать разбавления технологических вод перед их обработкой. Некоторые темы, связанные с загрязнением воды из систем охлаждения, уже были изучены в процессах ОСПАР и ХЕЛКОМ (регион Северного и Балтийского морей).

Справочная литература

[32], [58]

Описание

Метод мембранной очистки жидкости, в ходе которого раствор под давлением пропускают через фильтр, способный пропускать только определенные компоненты. Ввиду разности молекулярных масс растворенного вещества и растворителя, а также разного давления по обе стороны мембраны происходит очистка воды от посторонних включений. Молекулярные соединения, подлежащие удалению из раствора, остаются по ту сторону мембраны и не проходят через фильтр. В основе ультрафильтрационной очистки жидкостей лежит принцип, сходный с обратным осмосом.

Назначение установок ультрафильтрации – улучшение качественных показателей жидкости перед обессоливанием. Для повышения эффективности тонкой очистки рекомендован предварительный прогрев воды до +20–250C.

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

Описание

При передаче тепла производственному процессу при помощи теплообменника пар отдает скрытую теплоту (теплоту конденсации) и конденсируется, образуя при этом горячую воду. Эта вода теряется или может собираться и возвращаться в котел.

Повторное использование конденсата преследует четыре цели:

использование тепловой энергии, содержащейся в горячем конденсате;

снижение затрат на получение сырой подпиточной воды;

снижение затрат на подготовку сырой воды;

снижение затрат, связанных со сбросом сточных вод (там, где это применимо).

Конденсат собирается при атмосферном или отрицательном давлении. При этом источником конденсата может быть пар с гораздо более высоким давлением.

Достигнутые экологические выгоды

При снижении давления до атмосферного часть конденсата может вновь самопроизвольно испаряться, образуя выпар. Последний также может быть собран и использован повторно.

Возврат конденсата приводит также к сокращению расхода химических веществ на водоподготовку. Сокращаются и объемы потребляемых и сбрасываемых вод также.

Применимость

Данный метод неприменим в случаях, когда собранный конденсат загрязнен, или когда сбор конденсата невозможен в силу того, что сам пар используется в технологическом процессе.

При проектировании новых установок рекомендуемым подходом является разделение конденсата на потенциально загрязняемый и незагрязненный (чистый) потоки. Чистый конденсат поступает из источников, где загрязнение в принципе невозможно (например, из ребойлеров, рабочее давление которых выше давления технологического процесса, так что в случае утечки пар попадает наружу, а не компоненты процесса - внутрь). Потенциально загрязняемый конденсат может быть загрязнен в случае нештатной ситуации (например, разрыва трубы ребойлера в условиях, когда его рабочее давление ниже, чем давление технологического процесса). Сбор и возврат чистого конденсата не требует дополнительных мер предосторожности. Возврат потенциально загрязняемого конденсата возможен при отсутствии загрязнения (вызванного, например, утечкой в ребойлере), которое отслеживается в реальном времени при помощи датчиков, например датчика общего органического углерода.

5.11.16. Очистные сооружения с замкнутым циклом

Описание

Очистные сооружения замкнутого цикла работают по одному принципу – сначала отстаивание воды, затем процесс фильтрации. Сначала вода попадает в специальный лоток, в котором остается крупная грязь – камни, остатки почвы, глины. В процессе отстаивания частицы пыли, сажи, золы опускаются на дно, в то же время как остатки топлива могут всплывать на поверхность, после чего их удаляют. Очищенная таким образом от примесей вода проходит через "песколовы". Потом либо проводится доочистка, чтобы использовать воду вторично, либо стоковую воду отправляют в канализационную систему.

Эффект от внедрения

Рациональное и экономное использование воды в процессе деятельности.

5.11.17. Сбор и очистка бытовых канализационных стоков

Описание

Хозяйственно-бытовые сточные воды образуются при эксплуатации на территории предприятия санузлов, душевых, прачечных и столовых.

Назначением систем очистки сточных вод является качественное удаление примесей, взвешенных веществ, патогенных вирусов и бактерий. Следует различать очищение и обеззараживание. При очистке сточных вод удаляются механические и химические примеси. Целью обеззараживания является удаление живых микроорганизмов, которые могут нанести вред человеку. На разных этапах очистки применяется разное оборудование. Так, на этапе механической очистки работает комплекс песколовок, отстойников, решеток и нефтеловушек. Для биологического этапа характерно использование аэротенков (резервуаров прямоугольной формы, по которым циркулируют стоки вместе с активным илом), мембранных биореакторов (мембрана задерживает активный ил после переработки органики) и биофильтров (емкость с загрузочным материалом, на поверхности которого образуется пленка из микроорганизмов). Очищенные хозяйственно-бытовые сточные воды могут закачиваться в пласт с целью поддержания пластового давления.

5.12. Факельные системы

5.12.1. Методы борьбы с выбросами. Факелы

Описание

Факельная система предназначена для сброса и последующего сжигания горючих газов и паров в случаях (см. раздел 3.12):

срабатывания устройств аварийного сброса, предохранительных клапанов, гидрозатворов, ручного стравливания, освобождения технологических блоков от газов и паров в аварийных ситуациях автоматически или с применением дистанционно управляемой запорной арматуры и другие;

предусмотренных технологическим регламентом;

периодических сбросов газов и паров при пуске, наладке и остановке технологических объектов.

Факельные системы и конструкции

Факельные системы обычно можно разделить на две основные части: факельную систему сбора с сепаратором и собственно факельную колонну. При работе с крупными нефтегазодобывающими комплексами отдельные сепараторы могут быть установлены в различных технологических зонах с "блокирующими" средствами, чтобы обеспечить техническое обслуживание во время останова этих участков.

На рисунке 5.52 показана упрощенная технологическая схема факельной системы.

Рисунок 5.52. Упрощенная технологическая схема факельной системы

Сегодня доступно множество факельных систем для различных целей. Выбор факельной системы зависит в основном от:

расхода, давления, температуры и состава сжигаемого газа;

требования, предъявляемые к полноте сгорания, излучения, сажи и шума;

наличие и доступ к пару, воздуху и газу.

Факелы можно разделить на несколько категорий, и можно выделить следующие различия:

тип факелов: надземные или наземные (поднятые - наиболее распространенные и имеют наибольшую мощность);

факельная система: факелы без вспомогательного оборудования (низкого или высокого давления) или факелы со вспомогательным оборудованием (с подачей пара, воздуха, газа или воды);

зона, в которой происходит реакция окисления, которая включает следующие категории: факелы (факелы с открытым пламенем) или факелы в камере (муфельные и экранные / экранированные факелы).

По сравнению с надземными факелами наземные факелы приводят к худшему рассеиванию из-за того, что дымовая труба находится ближе к земле и, следовательно, может вызывать проблемы для окружающей среды или здоровья (в зависимости от типа конечной продукции).

В факелах сгорание происходит внутри цилиндра, что позволяет им работать без образования дыма, шума или излучения. Тип наземного факела работает как система поверхностного сжигания с предварительным смешиванием (закрытая горелка), где предварительно смешанные газ и воздух горит на проницаемой среде.

Таблица 5.37 показывает обзор различных основных групп факельных систем. В ней также дается краткое описание каждой факельной системы, области применения, а также преимущества и недостатки, касающиеся как экологических, так и эксплуатационных последствий.

Существуют также системы тушения факелов, в которых не требуется постоянного горения запального пламени, но зажигается специальный механизм, когда скорость газа превышает определенный предел.

Факельная система без вспомогательного оборудования

Факел, который сжигает только природный газ без подачи воздуха или пара, называется факелом без вспомогательного оборудования. Он используется, когда сгорание может быть достигнуто без посторонней помощи. В зависимости от давления в технологическом оборудовании это может привести к факелу низкого или высокого давления. Сжатый газ обеспечивает хорошее смешивание воздуха и отходящих газов и, таким образом, снижает воздействие и образование дыма. С другой стороны, это увеличивает уровень шума.

Вспомогательная факельная система

Когда давление сжигаемого отходящего газа низкое, внешняя среда, такая как пар, воздух или газ, может использоваться в качестве движущей силы. В зависимости от их доступности можно использовать следующее:

пар высокого давления для парового факела;

газ высокого давления для газового факела;

подача воздуха для факелов с пневмоприводом;

закачка воды в факел, когда требуется низкий уровень шума и радиации.

Таблица 5.37. Различные применения факельной системы

№ п/п	Факельные системы		Описание	Применение	Особенности
1	2		3	4	5
1	Факел без вспомогательных средств	Факел низкого давления	Факелы низкого давления - самый простой вид факелов. Наконечники факелов низкого давления рассчитаны на длительный срок службы. Они способны сжигать широкий спектр потоков отходов.	Факелы низкого давления могут использоваться, когда сжигание запрещено без посторонней помощи. Факелы низкого давления используются для технического обслуживания и снижения расхода газа.	Экономически эффективно. Низкие затраты на обслуживание. Стабильное, надежное горение.
2	Факел без вспомогательных средств	Факел высокого давления	Факелы высокого давления используют энергию сжатого газа для создания турбулентного перемешивания и создания избыточного количества воздуха для более полного сгорания.	Факелы высокого давления используются на суше и в море, чтобы добиться бездымного сжигания при больших скоростях сжигания. Может обрабатывать большие количества факельного газа под высоким давлением и обладает большой производительностью.	Экономически эффективно. Чистое, эффективное и бездымное горение. Более низкая радиация.
3	Вспомогательная факельная система	Паровая факельная установка	Паровые факелы предназначены для удаления более тяжелых отходящих газов, которые имеют большую склонность к дыму. Пар вводится в поток отходов как внешняя импульсная сила для эффективного перемешивания воздуха и отходящего газа, и турбулентности. Это способствует бездымному сжиганию тяжелых углеводородов.	Паровые факелы используются в системах с низким давлением для бездымного сжигания, когда на объекте имеется пар высокого давления.	Бездымное горение. Низкое шумообразование. Максимальная энергоэффективность.
4		Факел с воздушным поддувом	Подача воздуха используется как внешняя импульсная сила для эффективного перемешивания воздуха и отработанного газа и турбулентности. Это способствует бездымному сжиганию отработанного тяжелого углеводородного газа.	Пневматические факелы могут использоваться для операций, которые требуют бездымных факелов низкого давления в областях, где пар недоступен в качестве средства подавления дыма.	Малое количество дыма. Более низкий показатель радиация. Низкое шумообразование.
5		Факел с подачей газа	Впрыск газа используется как внешняя импульсная сила для эффективного перемешивания воздуха и отходящего газа, и турбулентности. Это способствует бездымному сжиганию отработанного тяжелого углеводородного газа.	Газовые факелы могут использоваться для операций, которые требуют бездымных факелов низкого давления в областях, где доступен газ высокого давления.	Максимальное сгорание. Бездымная производительность
6		Факел для закачки воды под высоким давлением	Вода впрыскивается в факел, чтобы уменьшить излучение и шум от факела.	Для применений с высоким давлением, где требуется низкий уровень шума и излучения, а также там, где есть вода.	Значительно снижает излучение и шум. Снижение эксплуатационных расходов и стоимости оборудования

Методы факельных операций

Ниже приведены методы, применяемые к факелам, которые могут снизить выбросы.

Использование контрольных горелок, которые обеспечивают более надежное зажигание отходящих газов, поскольку на них не влияет ветер.

Закачка пара в факельные дымовые трубы, что может снизить выбросы взвешенных частиц при надлежащей конструкции.

Излишки газа должны сжигаться, а не сбрасываться. Должны быть предусмотрены сепараторы для удаления жидкостей с соответствующими уплотнениями и системами удаления жидкости, чтобы предотвратить попадание жидкостей в зону горения. Водные потоки из уплотнительных бочек следует направлять в систему кислой воды.

Разработаны системы сбора факельного газа, в которых факельный газ улавливается и сжимается для других целей. Обычно рекуперированный факельный газ очищается и направляется в систему газа нефтегазодобывающего комплекса. В зависимости от состава факельного газа у восстановленного газа могут быть другие применения. Сообщается о сокращении сжигания в факелах до 0,08–0,12 % производства на одном заводе по добыче природного газа в Норвегии.

Для минимизации образования сажи в пламени в новых установках применяется измерение расхода с автоматическим регулированием пара; а также измерения яркости с автоматическим контролем пара и дистанционное визуальное наблюдение с использованием цветных телевизионных мониторов в диспетчерских пунктах, что позволяет управлять паром вручную и обнаруживать постоянное наличие запального пламени. Впрыск пара служит нескольким целям. Во-первых, он улучшает смешивание топлива и воздуха за счет создания турбулентности и, таким образом, повышает эффективность сгорания. Во-вторых, он защищает конец факела, удерживая пламя подальше от металла. В-третьих, пар снижает выбросы сажи, поскольку он вступает в реакцию с взвешенными частицами углерода с образованием CO, который затем окисляется до CO2. И, наконец, закачка пара, вероятно, также снижает термическое образование NOX. Когда сжигают водород или очень "легкие" углеводороды, впрыск пара обычно не применяется, так как воздушно-топливное смешение часто бывает хорошим и образование сажи маловероятно.

Мониторинг факелов

Мониторинг факелов необходим для того, чтобы вести учет каждого события в рамках системы мониторинга нефтегазодобывающего комплекса и сообщать местным властям.

Факельные системы необходимо оборудовать соответствующими автоматизированными системами мониторинга и контроля, необходимыми для работы без дыма и оценки выбросов в соответствии с требованиями НПА по ведению автоматизированного мониторинга.

Поток факельного газа

Среди различных доступных измерительных систем, совместимых с безопасным факельным сжиганием, ультразвуковое измерение расхода было предпочтительным выбором в большинстве новых решений. Ультразвуковые расходомеры могут использоваться как для сухих, так и для влажных и грязных потоков газа, если содержание жидкости не превышает ~ 0,5 % об./об. Если ожидается большее количество жидкости, следует установить систему отсечки жидкости непосредственно перед расходомером. Они применимы к широкому диапазону объемов, обеспечивают высокую точность, не требуют частой калибровки и не имеют значительного ограничения расхода. Однако им необходима прямая труба достаточной длины для обеспечения условий измерения ламинарного потока, что может создать серьезные ограничения в случае модернизации. Они также работают в диапазонах температуры и давления, которые не всегда соответствуют реальным условиям процесса. Ориентировочная стоимость таких ультразвуковых расходомеров оценивается в 0,5 млн евро за одно измерительное устройство.

Затраты (2004 г.) на ультразвуковой расходомер находятся в диапазоне от 20000 до 30000 долл. США. Дополнительные расходы из-за современной подготовки места, установки, калибровки и подключения могут привести к стоимости 100000 долл. США за одно измерительное устройство [258, Комиссия штата Техас по качеству окружающей среды, 2010].

Расходомеры газа требуют соответствующих характеристик (предел обнаружения, диапазон измерения) для обеспечения точных измерений.

Состав факельного газа

Состав факельного газа можно анализировать путем периодического отбора проб и последующего лабораторного анализа или с помощью устройств непрерывного измерения. Однако оперативная газовая хроматография для непрерывных измерений очень чувствительна к загрязнению и требует строгой (и дорогостоящей) предварительной обработки и кондиционирования образцов для удаления воды, и частиц перед измерениями.

В качестве примера в таблице 5.38 представлен состав газа двух факелов норвежского нефтеперерабатывающего завода, определенный с помощью газовой хроматографии в режиме онлайн.

Таблица 5.38. Примеры состава факельного газа

№ п/п	Компоненты	Основной факел, моль%	Факел для высокосернистого газа, моль%
1	2	3	4
1	1 -Бутен	0,1	0,1
2	C6+	0,7	1,5
3	C-Бутен	0,1	0,1
4	CO	0,4	1
5	CO2	0,5	0,4
6	Этан	12,3	10
7	Этен (этилен)	2,8	5
8	H2	38,9	35
9	H2S	0,2	0,2-1
10	1 –бутан	2,9	2
11	I-бутен	0,1	0,1
12	I-пентан	0,9	0,4
13	Метан	18,4	23
14	N2	5,6	16
15	n-бутан	2,7	1
16	n-пентан	0,6	1
17	О2	0,3	0,2
18	Пропан	10,9	3
19	Пропен	1,4	1
20	t-бутен	0,1	0,1

Примечание: Приведенные цифры основаны на нормальных условиях. Концентрация H2S будет изменяться в зависимости от количества высокосернистого газа, направляемого на факел.

Достигнутые экологические выгоды

Эффективность горения, радиация, сажа и шум зависят от факельной системы. На правильно эксплуатируемых факелах обычно достигается 98 % конверсии в CO2, 1,5% составляют продукты частичного сгорания (почти весь CO) и 0,5 % не превращаются. Закрытые наземные факелы имеют меньший шум и дымность по сравнению с надземными факелами. Однако первоначальная стоимость часто делает их нерентабельными для больших выбросов по сравнению с надземными системами.

Экологические характеристики и эксплуатационные данные

Чтобы добиться максимально полного сгорания, рекомендуется, чтобы факел работал при минимальной температуре пламени 800-850 °C. Эффективность факела обычно максимизируется за счет оценки теплотворной способности сжигаемых потоков и за счет минимизации гашения пламени, например, путем чрезмерного пропаривания. Поскольку воздух, присутствующий в дымовой трубе, может создать потенциально взрывоопасную смесь с поступающим факельным газом при низких нагрузках факельного газа, требуется непрерывный поток продувочного газа. При использовании азота требуется меньшая скорость продувки. Очень часто используется молекулярный гидрозатвор, который позволяет использовать более низкую скорость продувки (таблица 5.39).

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

№ п/п	Источник выбросов	Единицы измерения	1-ый факел	2-ой факел
1	2	3	4	5
1	Высота	м	91	137
2	Тип системы		Высокое давление	Низкое давление
3	Максимальная мощность	т/ч	397	680
4	Бездымная мощность	т/ч	34	68
5	Расход запального газа	кг/ч	1.9	1.9
6	Расход продувочного газа	кг/ч	22,7	12,5
7	Расход пара*	т/ч	11,8	21,8
8	Выбросы SO2**	кг/ч	0,074	0,043

1) Расход пара при максимальной бездымной мощности.

2) От запального газа и продувочного газа.

Сопутствующие эффекты

Выбросы факелов будут включать, помимо NOX, CO от сжигания и часть несгоревших газовых соединений (например, ЛОС, H2S, SO2), что может вызвать потенциальные проблемы со здоровьем и неприятный запах (в основном, для наземных факелов).

Вода из затворов факела обычно требует обработки перед выпуском. Впрыск пара для улучшения горения и продувки сажи расходует тепловую энергию. Использование наземных факелов может привести к потенциальному накоплению облака пара в случае неисправности факела. Поэтому в наземную факельную систему обычно включаются специальные системы безопасного диспергирования. Как следствие, приборы для мониторинга и контроля наземных факелов обычно более строгие, чем для надземных систем. Кроме того, факелы, особенно с использованием пара, создают помехи из-за шума и света.

Применимость

Особого внимания требует сжигание токсичных газов (никогда в наземных факелах). Чтобы обеспечить безопасную работу в периоды, когда факел может не иметь пламени, следует проводить расчеты концентрации на уровне земли для опасных компонентов, предполагая, что факел используется только в качестве вентиляции. Для снижения опасностей воздействия на уровне земли могут потребоваться другие меры безопасности. Надежный непрерывный мониторинг считается критически важным при утечке токсичных газов.

Из-за различных характеристик горения газов обычно предусматривается отдельный факел для высокосернистого газа; этот факел может быть оборудован другими горелками, чем факел для сжигания углеводородов, чтобы обеспечить более эффективное сжигание высокосернистых газов (H2S).

Экономика

Детальных данных не получено.

Эффект от внедрения

На примере, Района управления качеством воздуха Южного побережья в Калифорнии (США) Местные нормативные документы требуют планов минимизации факелов, а также требуются мониторы непрерывного потока газа, устройства непрерывного мониторинга теплотворной способности газа и полунепрерывные мониторы общей концентрации серы.

Другой основной движущей силой внедрения является здоровье и безопасность.

Пример завода(-ов)

Факелы являются обычным явлением на нефтеперерабатывающих заводах. Последнее время широко применяются факельные системы закрытого типа – Лукойл Ухта.

Справочная литература

[32], [54], [27]

Описание

Высокоэффективная горелка бездымного горения, обеспечивающая сгорание отработанных потоков флюидов, относится к подготовке скважинных флюидов к их утилизации, а именно к устройству и способу экологически чистого горения с нагнетанием воздуха газотурбинным двигателем для сжигания скважинных флюидов с целью их утилизации.

Используется для следующих целей:

при испытаниях наземных и морских буровых скважин;

при очистке призабойной зоны скважин;

при утилизации отходов;

утилизации бурового раствора на основе нефти;

утилизация пены во время работ по интенсификации добычи;

для обеспечения безопасности на буровой установке при выбросе.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение выбросов загрязняющих веществ.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Применение горелок было вызвано необходимостью совершенствования технологий испытаний морских скважин. Перед широким внедрением горелок в практику большинство испытаний морских скважин было связано с необходимостью строительства дорогостоящих хранилищ нефти. Таким образом, по техническим соображениям и в целях безопасности при испытаниях можно было извлекать только небольшие количества нефтепродуктов, что ограничивало исследуемую площадь коллектора и получаемую информацию по скважине. Горелки позволяют утилизировать нефть с соблюдением мер безопасности и с учетом требований по охране среды, что позволяет использовать их и при испытании наземных скважин.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Эффект от внедрения

Снижение выбросов загрязняющих веществ.

5.12.3. Факельные оголовки

5.12.3.1. Факельные оголовки

Описание

Данная технология факельного оголовка высокой производительности имеет обработку паром, что сокращает потребление пара при уменьшении шума, дыма и других эффектов при сжигании, которые влияют на работу и обслуживание факела.

Технология факельного оголовка дает значительные эксплуатационные преимущества включая:

уменьшение объема бездымного пара и количество потребления охлаждающего воздуха более чем на 30% против существующей технологии парового факела;

улучшенная бездымная производительность (более 40%) против технологии типового парового факела такого же размера;

упрощенное регулирование пара при использовании одной паровой линии против трех линий, необходимых для существующего факела. Это обеспечивает легкую эксплуатацию паровой системы, что особенно хорошо для автоматизированной системы регулирования;

значительное снижение потребления "резервного пара", результатом чего является экономия системы паропроводов;

отсутствие возможности "закупорки пара" из-за несоответствующего верхнего потока пара (более долгий срок службы оголовка).

Достигнутые экологические выгоды

Снижение выбросов загрязняющих веществ.

Кросс-медиа эффект

Нет дополнительных воздействий на окружающую среду.

Применимость

Технология полностью применима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Справочная информация

29 Clear stone, GuidelinesonFlareandVentMeasurement, GGFR & World Bank, 2008 (Руководство по измерению факельных и вентиляционных отверстий)

5.12.3.2. Техники звукового факельного оголовка

Описание

Звуковой факельный оголовок - это уникальный тип оголовка для факела высокого давления. Звуковой факел использует давление факельного газа для устранения дыма, снижения излучения пламени и сокращения длины пламени. Звуковые факелы могут снизить капитальные затраты за счет меньшей высоты дымовых труб и меньшего размера факельного коллектор

Факельный оголовок высокого давления обычно имеет рабочее давление в пределах 2,0–15,0 бар изб. в зависимости от индивидуальных эксплуатационных потребностей и исполнения в виде одноточечного или многоточечного потока.

Одноточечные звуковые факельные системы, как правило, имеют факельные оголовки без дополнительной подачи пара, которые имеют специальные стабилизаторы, встроенные в точку выхода факельного оголовка. Эти специальные стабилизаторы гарантируют, что пламя факела не "взлетит". Создание стабильного пламени в точке выхода из факельного оголовка также обеспечивает очень высокую эффективность рассеивания. Его инновационный дизайн позволяет утилизировать газовые потоки, начиная с самых низких уровней продувки, до пропускной способности более 56 миллионов нормальных кубических метров в сутки.

Одноточечные звуковые факельные системы представлены на рисунке 5.54.

Рисунок 5.54. Одноточечные звуковые факельные системы

Многоточечные звуковые факельные системы высокого давления разбивают поток газа на более мелкие потоки из нескольких рукавов, что способствует лучшему смешиванию факельного газа с воздухом за счет турбулентности потока в зоне горения. На каждом плече установлены звуковые сопла, которые обеспечивают стабилизацию пламени. Этот тип факельной системы имеет превосходные эксплуатационные характеристики по сравнению с одноточечными, обеспечивает бездымное сжигание газов легких и средних углеводородов при относительно высоком давлении и скорости потока газовоздушной смеси.

Многоточечные звуковые факельные системы представлены на рисунке 5.55.

Рисунок 5.55. Многоточечные звуковые факельные системы

Звуковые насадки с фиксированным отверстием рассчитаны на максимально доступное давление при максимальном расходе и являются идеальным методом предотвращения образования дыма при сжигании неочищенного природного газа и сжиженного нефтяного газа. Эти факелы на 100 % не содержат дыма при максимальных мощностях, но имеют струйку дыма при снижении мощности.

Звуковые насадки с переменным отверстием. Этот сложный раструб, также известный как раструб Коанда, регулирует размер отверстия раструба. При низком расходе переменная диафрагма почти полностью закрыта. По мере увеличения потока и противодавления отверстие открывается. Звуковой наконечник с переменным отверстием предотвращает образование дыма даже в условиях пониженного давления и имеет более высокую пропускную способность, чем звуковой наконечник с фиксированным отверстием.

Достигнутые экологические выгоды

Обеспечение эффективного рассеивания углеводородов до 98,5% и выше.

Обеспечение бездымного сжигания без дополнительной подачи вспомогательных материалов (пар, воздух, биогаз).

Низкий уровень теплового излучения.

Сброс углеводородов при продувках и с пилотных горелок без ущерба для безопасности, благодаря таким мерам, как монтаж установок для сокращения объема продувочного газа.

Подача дополнительного электропитания для предотвращения аварийных отключений на факеле.

Меньшая длина пламени.

Применимость

Техника применима для факельных систем объектов морской и наземной добычи газа, заводов по подготовке и переработке газа, предприятий нефтегазохимии, в целях соответствия экологическим требованиям, предъявляемых к объектам, где намечается использование этой техники.

Экономика

Экономическая эффективность применения техники обеспечивается увеличенным сроком службы факельных оголовков и сокращением капитальных затрат на установку и последующее обслуживание систем. Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Справочная информация

https://www.energy-xprt.com/products/sonic-flares-431938

“Production flares” №34611 2004 by John Zink company, LLC www.johnzink.com

5.12.4. Разбавление сбрасываемого сырого газа добавками негорючих газов

Описание

При процессе добычи нефти и газа образуются излишки сырого газа, которые сжигаются на факельных установках. Данная техника представляет собой разбавление на факельной установке сбрасываемого сырого газа добавками негорючих газов. Дополнительным эффектом техники является влияние добавок на длину пламени факела, поскольку выбросы горючих газов нередко оказываются забалластированными негорючими присадками.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение концентрации загрязняющих веществ при проведении технологически неизбежного сжигания сырого газа [99]. Уменьшение относительной длины пламени факела.

Применимость

Техника применима для факельных систем при отсутствии снижения показателей надежности при эксплуатации этих систем и соответствия требованиям пожарной и промышленной безопасности, а также экологическим требованиям, предъявляемых к объектам, где намечается использование этой техники.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

Справочная информация

[99]

5.13. Энергетическая система

5.13.1. Методы проектирования

Описание

Меры, которые могут быть приняты для улучшения интеграции и рекуперации тепла и повышения эффективности, рассматриваются в качестве общего вопроса в справочном документе по энергоэффективности (ENE). Более конкретно, методы, применимые к нефтеперерабатывающим заводам, включают (неполный перечень):

Общие меры по снижению энергопотребления, такие как оптимизированная интеграция тепла и повышение эффективности печи в сочетании с компьютерным управлением сжиганием. Это приведет к снижению расхода топлива на тонну переработанной сырой нефти.

Установка котлов-утилизаторов в нагревателях.

Установка расширителей/рекуперации мощности.

Расширенные зоны теплообменников, в которых холодные потоки предварительно нагреваются потоками теплого продукта непосредственно из технологических процессов.

Прямая подача промежуточных продуктов в технологические процессы без охлаждения и хранения. С точки зрения энергосбережения всегда полезно утилизировать отработанное тепло горячих продуктов установки дистилляции сырой нефти, например, путем последующей подачи их непосредственно в нижестоящие установки, а не охлаждать их для хранения и последующей подачи в нижестоящие установки из резервуаров.

Балансировка паровых и нефтеперерабатывающих топливных газовых систем.

Оптимизация производства энергии.

Достигнутые экологические выгоды

Тепловая интеграция технологических систем гарантирует, что значительная доля тепла, необходимого в различных процессах, обеспечивается за счет обмена теплом между потоками, подлежащими нагреву, и потоками, подлежащими охлаждению. На нефтегазовом промысле важно максимально интегрировать тепло, чтобы свести к минимуму расходы на отопление и охлаждение. Таким образом, значительное количество продуктов может быть продано вместо сжигания. Методы интеграции/рекуперации тепла непосредственно приводят к снижению выбросов CO2, NOX, взвешенных частиц и SO2.

Кросс-медиа эффекты

Обмен теплом между процессами подразумевает передачу технологического возмущения от одного процесса энергетического процесса к другому. Это может повлиять на безопасность, поэтому могут потребоваться системы контроля устойчивости.

Применимость

Отработанное тепло в изобилии используется на нефтегазовом промысле, а также пар низкого/среднего давления и низкой температуры. Любые усилия по рекуперации отработанного тепла в виде пара низкого давления/низкой температуры бессмысленны, если нет дополнительного использования полученного дополнительного пара. Варианты использования этого тепла должны быть тщательно определены и квалифицированы. Для теплообменников требуется место. Выявление и использование возможностей или синергии для совместного использования энергии за пределами промысла иногда затруднительно и требует поиска партнеров.

Экономика

Имеет экономический смысл максимизировать интеграцию тепла на промысле и, как следствие, минимизировать требования к отоплению и нагрузку на систему охлаждения. Интеграция/рекуперация тепла дает возможность снизить затраты на электроэнергию (50 % от общих эксплуатационных затрат нефтегазодобывающих предприятий), но при анализе интеграции тепла необходимо учитывать стоимость теплообменников и трубопроводов.

В таблице 5.40 приведены различные примеры инвестиций для увеличения площадей теплообменных поверхностей ("надстроек") существующих установок и, при наличии, соответствующих сроков окупаемости.

№ п/п	Тип установки	Рекуперация энергии	Инвестиционные затраты, евро в год	Срок окупаемости, год
1	2	3	4	5
1	Атмосферная дистилляция	10 т/ч пара	1,2 миллиона	-
2	Перегонка сырой нефти	6600 TEP/год	3 млн (2006)	6

Эффект от внедрения

Экономия затрат за счет снижения расхода топлива.

Пример завода(-ов)

Методы широко применяются у предприятий добычи нефти и газа.

Справочная литература

[24], [53], [27], [32]

5.13.2. Управление паром и снижение потребления пара

Описание

Пар, используемый для зачистки, создания вакуума, распыления и обогрева, обычно теряется в сточных водах и в атмосфере. Пар, используемый для производства механической и/или электрической энергии и отопления, обычно рекуперируется в виде конденсата в системах HP-, MP- и LP-конденсата и собирается в резервуаре для хранения конденсата. Для оптимизации использования и снижения расхода пара может быть реализовано несколько методов.

Уменьшение количества пара для отпаривания, когда это не является строго необходимым, является не только частью рационального управления энергией, но и вариантом сокращения образования сточных вод. Отпаривающий пар обычно используется с учетом спецификации температуры вспышки и улучшения фракционирования в колоннах. Один из способов снижения как объема кислой воды на отпарной колонне, так и используемых химических реагентов на установках, расположенных выше по потоку, считается использование ректификационной колонны с боковой стриппинг секцией вместо отпарной колонны для отпаривания бокового отгона, в особенности легких фракций. Однако, большая часть пара используется для очистки дна колонны, которое не может быть прокипячено каким-либо другим способом, поэтому уменьшение количества конденсированного пара в любом случае будет ограничено, кроме того, очистка намного лучше в потоке пара, чем в условиях повторного кипячения, потому что удаляется более летучая фракция.

Там, где инертный газ, такой как N2, доступен по экономичной цене, он может быть альтернативой водяному пару для операций по зачистке, особенно для более легких продуктов.

Оптимизация производства пара также может быть достигнута за счет рекуперации отработанного тепла в котлах-утилизаторах из горячих отходящих газов (например, дымовых труб) и потоков горячих продуктов.

Некоторые объекты сообщают об интересных инициативах, связанных с систематическими программами проверки очень большого числа клапанов для отвода конденсата пара, которые обычно устанавливаются на нефтеперерабатывающих заводах. Эти программы состоят из ранжирования всех клапанов с учетом вызванного потребления пара и оценки всех критических клапанов с технологической и экономической точек зрения. Мероприятия по обнаружению и ремонту утечек связаны с программой ("паровые ловушки").

Достигнутые экологические выгоды

Снижение потребления пара снижает общее потребление энергии и сводит к минимуму конденсаты, что положительно влияет на образование сточных вод. Сокращение потребления энергии при производстве пара приведет к снижению потребности в энергии и, следовательно, к снижению выбросов в атмосферу.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

На одном из французских объектов в 2008 году была проведена программа "паровая ловушка", включающая систематическое картографирование систем дренажных клапанов, которая охватывает 20000 единиц оборудования. С момента начала программы было сэкономлено около 30 т пара/час. Такой же подход был применен на британском объекте, где с 2008 года была задействована специальная команда, которой удалось сократить потери пара в атмосферу примерно на 50000 т/год.

Кросс-медиа эффекты

Уменьшение количества сточных вод из паровых конденсатов.

Экономика

Упомянутая программа соответствует общим ежегодным инвестициям, оцениваемым в 450000 евро.

Эффект от внедрения

Экологическая движущая сила, направленная на энергосбережение и связанное с этим снижение выбросов в атмосферу и сбросов воду.

Пример завода(-ов)

Применение можно найти на некоторых нефтегазовой отрасли.

Справочная литература

[30]

5.13.3. Увеличение потребления газа

Описание

Альтернативой сокращению выбросов SO2, NOX, CO2 и металлов на нефтегазодобывающем промысле может быть замена или сокращение использования жидкого технологического топлива сжиженным газом (часто производимым на промысле), топливным газом (получаемым с помощью некоторых методов конверсии) или природным газом (из внешних источников). Данное увеличение использования газа, как правило, сопровождается балансом и контролем системы топливного газа между подходящими пределами давления, чтобы обеспечить вариативность системы, при этом подпитка топливного газа осуществляется из чистых видов топлива, таких как сжиженный газ или природный газ. В этих случаях необходимы современные средства управления, которые оптимизируют производительность топливного газа.

Достигнутые экологические выгоды

Полный переход на 100 % газовое топливо нефтегазодобывающего промысла значительно сократит выбросы SO2, CO2 и NOX. Выбросы тяжелых металлов также будут сокращены. Кроме того, при использовании газа образуется очень мало сажи и очень низкие выбросы SO2, так как часть газов очищается в аминных скрубберах. Выбросы серы значительно ниже, когда вместо дистиллята используется чистый топливный газ.

Вкратце, преимущества перехода на 100 % газовый вид топлива приведены ниже.

Выбросы SO2 из энергетической системы будут резко сокращены. Эти выбросы от газа будут очень низкими и практически нулевыми для природного газа. Основной составляющей загрязнений на нефтегазодобывающем промысле будет в основном обусловлен выбросами из других источников (УПС, факелы и т.д.).

Выбросы взвешенных частиц, включая тяжелые металлы, будут сокращены.

Уровни NOX, обычно достигаемые при сжигании газа, будут снижены до уровней, обычно достигаемых при сжигании газа для технологий производства энергии, и, следовательно, другие источники, станут преобладающими источниками выбросов на промысле.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

На рисунке 5.54 показана очень четкая корреляция между долей газообразного топлива, сжигаемого в энергобалансе площадки, и удельными выбросами NOX и SO2, достигнутыми выборкой из 55 европейских предприятий в период 2007–2008 годов.

На рисунке 5.55 показаны текущие соответствующие виды использования газа и нефти в энергетической системе для выборки европейских предприятий. Исходя из этих данных, в 2008 году средний процент сжигания газа составлял около 75 %, а нефти-около 25 %. При сжигании нефти соответствующее среднее содержание серы составляло 1,06 %.

Эта информация согласуется с отчетом CONCAWE по выбросам диоксида серы, показывающим снижение потребления нефти с 28,5 % в 1998 году до 19,1 % в 2006 году и среднее содержание серы 1,33 % в 2006 году.

Кросс-медиа эффекты

Считается, что замена остаточного топлива газом приводит к дальнейшему избытку остатка, который должен учитываться в любом интегрированном решении для топливной системы предприятия. Эти остаточные виды топлива могут быть неправильно сожжены за пределами предприятия, поэтому выбросы, произведенные таким образом, можно рассматривать как просто перенос выбросов наружу, а не устранение. Также, конверсия тяжелых фракций в легкие продукты и целевые показатели для более низких характеристик серы топлива требуют значительных дополнительных затрат энергии. Это приведет к неизбежному увеличению выбросов CO2, если только CO2 не будет улавливаться.

В первом приближении выбросы NOX могут быть увеличены за счет использования водорода, самых тяжелых газообразных углеводородов и остаточного топлива, содержащего связанный топливный азот. Топливо с высоким содержанием водорода приводит к повышению температуры пламени, что обычно приводит к повышению уровня NOX. Хотя не весь топливный азот в итоге образует выбросы NOX, доля NOX в топливе может варьировать от несуществующего, как в случае оборудования, работающего на природном газе, до в несколько раз превышающего долю теплового NOX оборудования для предприятий. Топливный газ может содержать амины (соединения азота) и другие соединения. В литературе имеются корректирующие коэффициенты для выбросов NOX в зависимости от содержания связанного азота в тяжелых дизельных топливах. Общепризнанная ссылка на этот вопрос содержится в руководящем документе "BesluitEmissie-EissenStookinstallatiesMilieubeheerA" (BEES), опубликованном компетентными органами Нидерландов в 1987 году. Коэффициент корреляции (применяемый только к существующим установкам), предложенный в BEES, показан на рисунке 5.56.

Поправочный коэффициент, предложенный в документе BEES, складывается из комбинации двух факторов, умноженных вместе. Первый объясняет содержание водорода, а второй относится к углеводородам, имеющим углеродное число больше трех.

Тем не менее, линейное соотношение образования NOX с содержанием водорода в газообразном топливе не может быть непосредственно применена: изменчивость выбросов также связана с изменением качества и количества газа, а также с различными типами установок.

Применимость

Переход с жидкого топлива на газовое потребует модернизации технологических процессов и подключения к газовым сетям. Некоторые газы используются локально, т.е. в процессе происхождения или смежном процессе, но большинство предприятий по добыче нефти и газа используют общую магистраль топливного газа, в которую подается большая часть топливного газа. На современном нефтегазодобывающем промысле магистрали топливного газа тщательно "сбалансированы" по отношению к спросу и предложению; необходимая гибкость достигается за счет контроля производства (например, пропускная способность установки риформинга, испарение сжиженного газа). Взаимосвязь с факельной системой нефтегазодобывающего промысла важна, топливного газа обычно включает газ, полученный от рекуперации факельного газа. Он также может выделять избыточный газ в факел, если превышен верхний предел давления. Применение концепций энергосбережения может помочь нефтегазодобывающим предприятиям удовлетворить все свои потребности в газе, производимом собственными силами.

EPA США недавно достигло ряда мировых соглашений (называемых гражданскими судебными соглашениями о партнерстве или Постановлениями о согласии) с крупными компаниями на уровне компании или участка, чтобы исключить или свести к минимуму использование твердого и жидкого топлива во всех котлах и нагревателях, эксплуатируемых на предприятиях. В соответствии с этими принятыми соглашениями использование твердого/жидкого топлива допускается только в периоды сокращения потребления природного газа.

В настоящее время ряд европейских предприятий также перешли на 100 % - ный газ с аналогичными условиями работы.

Экономика

Стоимость перехода на газ может достигать 30 млн евро в год для нефтегазодобывающего предприятия мощностью 10 т/год.

Для использования сжиженного нефтяного газа вместо иного топлива приблизительные капитальные затраты незначительные (некоторое повторное сжигание), а приблизительные эксплуатационные расходы в год составляют 120 евро за тонну топлива (разница в стоимости между сжиженным нефтяным газом и мазутом). Однако эксплуатационные расходы могут значительно варьироваться в зависимости от сезона года и от цены сжиженного газа на рынке.

Для использования природного газа вместо мазута приблизительная капитальная стоимость установки составляет около 4 млн фунтов стерлингов. Приблизительные эксплуатационные расходы в год могут варьироваться от менее 50 евро за тонну до более 100 евро за тонну (разница в стоимости природного газа и мазута). Также, эксплуатационные расходы могут значительно варьироваться в зависимости от сезона года и рынка.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов CO2, NOX, SO2 и взвешенных частиц (включая металлы).

Пример завода(-ов)

В 2008 году на половине предприятий в нефтегазовой отрасли РФ и ЕС доля сжигания газа составляла более 75 %.

Очень немногие европейские предприятия полагаются на более чем 25 % тяжелого жидкого топлива для собственного энергоснабжения.

Справочная литература

[32], [8], [27], [60], [24]

5.13.4. Печи и котлы

Описание

Основные меры, рассмотренные в этом разделе для печей и котлов, приведены ниже:

установка подогреватель воздуха горения, что позволяет значительно повысить КПД печи (более чем на 5 %);

оптимизация работы печи и, следовательно, эффективности сгорания за счет расширенного контроля параметров работы (соотношение воздух/топливо для топливной смеси, избегание потерь физического тепла за счет оптимизации избытка воздуха);

высокая тепловая эффективность конструкции нагревателя/котла с хорошими системами управления (например, кислородная отделка);

минимизация потерь тепла через выхлопные газы (например, минимизация потерь тепла через несгоревшие газы (H2, CO) или несгоревшие остатки, т.е. потери при прокаливании);

непрерывный контроль температуры и концентрации O2отходящих газов для оптимизации горения;

настройка условий работы котла и/или нагревателя в соответствии с технологическими потребностями;

подогрев топлива, заправляемого в котлы;

предварительный подогрев питательной воды котла или входных потоков нагревателя с использованием тепла отработанного пара;

предотвращение конденсации выхлопных газов на поверхностях;

минимизация собственных потребностей с помощью высокоэффективных насосов, вентиляционных отверстий и другого оборудования;

оптимизация условий горения;

методы контроля выбросов СО, такие как:

исправная работа и контроль;

постоянная подача жидкого топлива во вторичное отопление;

хорошее смешивание выхлопных газов;

каталитическое дожигание.

Регулярная очистка горячей трубки нагревателя от накипи и горячая конвекционная очистка (сухая обработка).

Регулярная очистка поверхности нагрева (выдувание сажи) при сжигании жидкого или комбинированного топлива.

Керамические покрытия для защиты технологических труб от окисления и предотвращения образования накипи.

Огнеупоры с высокой излучательной способностью для улучшения теплопередачи, например, путем нанесения керамических покрытий.

Достигнутые экологические выгоды

В таблице 5.41–5.43 приведены достижимые уровни выбросов при осуществлении первичных мер в печах и котлах для каждого загрязнителя воздуха. Некоторые конкретные методы, такие как обессеривание отходящих газов с низким содержанием NOX и другие, рассматриваются далее в этой главе. Значения в таблицах указаны в мг/Нм3, достижимые при непрерывной работе (средние значения за полчаса) и основаны на 3%-ном объеме кислорода в отходящем газе, за исключением случаев, когда установлены другие. Более низкие значения в диапазонах, приведенных ниже для газа, относятся к сжиганию природного газа. Жидкое технологическое топливо относится к термическому крекинговому остатку, вакуумному остатку и т.д.

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

№ п/п	Источник	Газовое топливо	Жидкое технологическое топливо*
1	2	3	4
1	Технологические печи	5 – 80	20 – 100
2	Котлы	5 – 80	20 – 100
3	Двигатели	10 – 150

* Для жидкого технологического топлива концентрация ниже 50 мг/Нм3 достижима при температурах выше 800 °C с достаточной подачей и временем удерживания.

Источник: [26]

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

№ п/п	Источник	Газовое топливо	Жидкое технологическое топливо
№ п/п	Источник	Газовое топливо	0,3 % N	0,8 % N
1	2	3	4	5
1	Технологические печи	80–120 *	280 - 450	280 – 450
2		250
		в некоторых случаях
	Котлы	модернизации в	300 – 450	350 – 600
		старые
		установки **
3	Двигатели	250 – 400	Нет данных	Нет данных

* Сбор данных технической рабочей группой европейского Бюро НДТ 2010.

Ожидаемые выбросы обусловлены множеством факторов, включая оптимизацию сжигания и конструкцию горелок.

** Вопросник по сбору данных технической рабочей группой европейского Бюро НДТ 2010 № 14

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

Источник	Газовое топливо	Жидкое технологическое топливо
Котлы и печи	<1	20 – 250

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Газовые нагреватели и котлы прямого нагрева обычно достигают тепловой эффективности более 85 %. Если применяется предварительный нагрев воздуха и продукты сгорания (дымовые газы) охлаждаются близко к точке росы, тепловая эффективность может достигать 90–93 %.

Среднее снижение расхода топлива примерно на 3 % было достигнуто за счет модернизации керамических покрытий на существующих трубах технологических печей (например, на печах каталитического риформинга и вакуумной дистилляции). Снижение на 2 % также наблюдалось после модернизации керамических покрытий с высокой излучательной способностью на существующих огнеупорах стенок печей парового риформинга. В обоих случаях соответствующее сокращение выбросов NOX может быть оценено в 30 % для печей, оснащенных обычными горелками, и в 5 % для печей, оснащенных горелками с низким содержанием NOX.

Кросс-медиа эффекты

Предварительный нагрев воздуха, как правило, увеличивает образование NOX. В литературе имеются корректирующие коэффициенты для выбросов NOX в зависимости от температуры предварительно нагретого воздуха. Общепризнанная ссылка на этот вопрос содержится в руководящем документе "BesluitEmissie-EissenStookinstallatiesMilieubeheer A" (BEES), опубликованном органами Нидерландов в 1987 году. Коэффициент корреляции (применяемый только к существующим установкам), предложенный в BEES, показан на рисунке 5.57.

Этот коэффициент применяется непосредственно к установкам, работающим на топливном газе предприятия, и касается только увеличения производства термического NOX. В случае сжигания мазута или комбинированного жидкого/газового топлива этот коэффициент следует применять после первой регулировки связанного азота топлива до нуля, чтобы избежать двойного учета увеличения NOX из-за конверсии азота топлива.

Применимость

Большинство методов, упомянутых в этом разделе, в целом применимы. Однако следует учитывать некоторые ограничения на применимость для модернизации существующих установок. В конкретном случае керамических покрытий не рекомендуется применять эту технологию для печей, работающих на 100 % тяжелом жидком топливе.

Экономика

Модернизация керамических покрытий на трубах и огнеупорных стенках печи каталитического риформинга мощностью 0,5 млн т/год и печи вакуумной дистилляции мощностью 2,1 млн т/год обходится примерно в 0,2–0,4 млн евро на печь (2004). Соответствующий срок окупаемости был оценен в шесть месяцев для повышения производительности (мощности и/или продолжительности цикла) и в два года в том, что касается потребления энергии.

Эффект от внедрения

Сокращение потребления энергии и связанных с этих выбросов в результате процессов, требующих производства тепла или пара.

Пример завода(-ов)

Все методы, упомянутые в этом разделе, широко используются во многих технологических печах, эксплуатируемых по всему миру. В частности, в случае трубных и/или огнеупорных керамических покрытий с 2000 года в Австралии, Канаде, Германии, Италии, Мексике, Японии и США было обработано более 30 технологических печей.

Справочная литература

[32], [34]

5.13.5. Газовые турбины

Описание

Описание газовых турбин представлено в справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках с целью получения энергии". Ниже перечислены некоторые методы, которые могут быть применены к газовым турбинам для сокращения выбросов в атмосферу:

закачивание пара;

газовые турбины с выхлопными газами в качестве воздуха для горения;

оптимизированное преобразование пара в электрическую энергию (максимально возможная разница давлений в паровой турбине, выработка пара с высокой температурой и давлением, многократный подогрев пара);

другие основные методы, такие как сухие горелки с низким выбросом NOX;

использование высокоэффективных турбин, например, путем оптимизации конструкции турбин, снижая до минимально возможного уровня давление пара на выходе в турбине с противодавлением.

Достигнутые экологические выгоды

В таблице 5.44 обобщены уровни выбросов, которые могут быть достигнуты при применении основных мер для газовых турбин.

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

№ п/п	Загрязнитель	Газовое топливо*, мг/Нм3	Жидкое технологическое топливо**, мг/Нм3
1	2	3	4
1	CO	5 – 100	<50
2	NOX (как NO2) при 15 % O2	20–50 (новые турбины) 20–90 (существующие турбины***	200 (с впрыском воды)
3	Взвешенные частицы (при 15 % O2)		<5 – 30 с уменьшением выбросов

* Нижний диапазон относится к сжиганию природного газа.

** Газойль/нефть.

*** Нижний диапазон с сухими горелками с низким выбросом NOX (DLN).

Дополнительные меры по снижению выбросов NOX до 65 мг/Нм3 (15 % O2), например, с помощью СКВ, также возможны для существующих газовых турбин.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

В таблице 5.45 показаны достигнутые значения выбросов по выборке газовых турбин, эксплуатируемых на некоторых европейских предприятиях и использующих, как минимум, один из методов сокращения выбросов NOX, а именно, описано ранее. Эти данные показывают минимальные и максимальные месячные концентрации NOX (на уровне 15 % O2), наблюдаемые в результате непрерывного мониторинга ряда газовых турбин предприятий в Европе, применяемых в настоящее время методов и условий эксплуатации.

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

№ п/п	Методы и условия эксплуатации	NOX, мг/Нм3	NOX, мг/Нм3
№ п/п	Методы и условия эксплуатации	ежемесячный минимум	ежемесячный максимум
1	2	3	4
1	Закачивание пара, топливный газ, синтез-газ, изменение смеси ПГ	40	70
2	Закачивание пара, отходящие газы	52	75
3	Закачивание пара, топливный газ, синтез-газ, изменение смеси природного газа	40	80
4	Закачивание пара, сжигание природного газа в течение периода сбора данных	85	95
5	Ограничение пиковой нагрузки закачивания пара (изменение коэффициента высокой нагрузки)	80	110
6	Четыре небольшие турбины мощностью 6 МВт, работающие на топливном газе/природном газе	95	110
7	подобранный СКВ Сжиженный топливный газ	110	120
8	Закачивание пара менялось в течение определенного периода. Обжигается на природном газе/топливном газе/среднем дистилляте	85	135
9	Закачивание пара, смеси природного газа (96 %) и топливного газа – на выбросы NOX влияет перерабатываемая сырая нефть	130	160
10	Работа при частичной нагрузке: 150 мг/Нм3	230	340

Примечание: Все значения концентрации выражены при содержании О2 15 %.

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

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

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

Кросс-медиа эффекты

Закачивание пара, как правило, приводит к более высоким выбросам CO и углеводородов. Следует производить пар, если он отсутствует на промысле.

Применимость

Полностью применим. Закачивание пара особенно применим там, где используется топливо с высоким содержанием водорода (H2).

Экономика

Закачивание пара применялось к выходной турбине мощностью 85 МВт. Неконтролируемые выбросы NOX от 500 мг/Нм3 при 15 % O2 до 50–80 мг/Нм3 при 15 % O2. Инвестиционные затраты (1998 год): 3,4 млн евро (включая затраты на производство пара). Операционные расходы: 0,8 млн евро (без учета капитальных затрат).

Эффект от внедрения

Технологические методы, используемые для производства электроэнергии.

Пример завода(-ов)

Существуют много примеров применения на промысле. На нескольких промысле добычи нефти и газа установлены или в настоящее время устанавливаются газовые турбины комбинированного цикла (ГТЗЦ), предназначенные для производства пара и электроэнергии для предприятия. Обычно это делается для полной или частичной замены старой котельной, работающей на мазуте, для снижения эксплуатационных расходов и уменьшения зависимости от других генераторов электроэнергии. Недавний пример (декабрь 2011 года) модернизации шести газовых турбин на заводе СПГ Qatargas (Катар) показывает сухую систему с низким содержанием NOX, предназначенную для достижения уровня выбросов 25 ppm (<50 мг/Нм3).

Пример суточных вариации выбросов в атмосферу от газовой турбины, использующей три вида топлива представлен на рисунке 5.52

Пример эффекта применения закачивания пара в газовую турбину, работающую со смесью природного газа и топливного газа (75 % топливного газа предприятия) представлен на рисунке 5.53.

Справочная литература

[32], [45]

Описание

Горелки с низким выбросом NOX, как воздушные, так и топливные, имеют целью снижение пиковых температур, снижение концентрации кислорода в зоне первичного сгорания и сокращение времени пребывания при высоких температурах, тем самым уменьшая термически образующийся NOX. Кроме того, в случае горелок, работающих на топливе, гипостехиометрические условия, создаваемые вторичным пламенем после дополнительного добавления топлива, создают дальнейшее химическое восстановление NOX в N2 радикалами NH3, HCN и CO.

Горелки со сверхнизким выбросом NOX добавляют внутреннюю или внешнюю рециркуляцию отходящих газов в базовую конструкцию горелок с низким выбросом NOX, что позволяет снизить концентрацию кислорода в зоне горения и дополнительно снизить выброс NOX, воздействуя, в частности, на сжигание топлива. Дополнительную информацию о различных конструкциях и функциях горелок можно найти справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках с целью получения энергии".

Достигнутые экологические выгоды

При успешном внедрении горелки с низким выбросом NOX могут обеспечить снижение выбросов NOX на 40–60 % для газообразного топлива и на 30–50 % для жидкого топлива по сравнению с обычными горелками той же тепловой мощности. Соответственно, горелки с ультранизким выбросом NOX, успешно применяемые в газовых технологических нагревателях и котлах, могут обеспечить снижение выбросов NOX на 60–75 %.

На основе вопросников по сбору данных технической рабочей группы европейского Бюро НДТ за 2008 год из оперативных данных на некоторых предприятиях по добыче нефти и газа ЕС-27+ были получены следующие диапазоны:

65–150 мг/Нм3 для попутного нефтяного газа во всех случаях, имелось одно аномальное значение в 250 мг/нм3 у старой модификации;

190–470 мг/Нм3 для печного топлива (мазута) (верхнее значение указано для 50 % жидкого обжига).

Замена старых горелок на новые горелки с низким выбросом NOX, а также система управления воздухом/топливом также могут оказать положительное влияние на:

энергоэффективность процесса, поскольку новые горелки, как правило, более экономичны по расходу топлива;

шум, создаваемый установкой сжигания, как возможность общего улучшения.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

В таблице 5.46 и на рисунке 5.60 приведены результаты, представленные различными европейскими предприятиями по добыче нефти и газа в рамках процесса сбора данных, начатого для обзора BREF (технической рабочей группой европейского Бюро НДТ 2008).

№ п/п

Тип топлива/горелки

Выбросы (среднесуточные)
мг/Нм3 при 3 % O2

Имеющиеся комментарии

1	2	3	4
1	Газовое/Горелка с низким выбросом NOx	<100	Технологические печи, использующие, как правило, попутный нефтяной газ или природный газ Значения <150 для парового крекинга
2	Газовое/Горелка с низким выбросом NOx	123	6 ступенчатая топливная горелка - модернизация (2008) Блок гидродесульфурации – достигнуто снижение выбросов: 60 %
3	Газовое/ Горелка с низким выбросом NOx Горелка с низким выбросом NOx	253 142 97	Модернизация (1991–2000) Модернизация (2006) Модернизация (2006)
4	Комбинированное / Горелка с низким выбросом NOx	297 191 315	Модернизация (1991–2000) 110 горелка с низким выбросом NOx из 128 222 горелка с низким выбросом NOx из 242
5	Газовое/Горелка с низким выбросом NOx	104 (ежемесячно)	Макс. (спот): 194
6	Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOx	317 (ежемесячно)	Макс. (спот): 400
7	Газовое/Горелка с низким выбросом NOx	100	Средние диапазоны, достигнутые на 2 печах, работающих на попутном нефтяном газе, и 1 печи сжигания печного топлива (мазут), оснащенных горелками с низким выбросом NOХ первого поколения
8	Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOХ	300
9	Газовое/Горелка с низким выбросом NOХ	80 – 120	Средние диапазоны достигаются на большом количестве печей, оснащенных горелками с низким выбросом NOХ
10	Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOХ	200 – 250
11	Газовое/ Горелка с низким выбросом NOx	65	6 ступенчатая топливная горелка - модернизация (2002) на печи мощностью 20 МВт
12	Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOХ	301 317 330–360 336 469 322	30/70 жидкое технологическое топливо к попутному нефтяному газу 34/66 жидкое технологическое топливо к попутному нефтяному газу 40/60 жидкое технологическое топливо к попутному нефтяному газу 45/55 50/50 58/42 (Содержание N в жидком технологическом топливе: 0,6 %)
13	Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOХ	435	50/50 жидкое технологическое топливо к газу Содержание N: 2,44 % (жидкость)/0,47 % (взвешенные частицы) H2 в топливном газе: 32 % (масса)
14	Газовое/Горелка с низким выбросом NOx	54	Концентрация, рассчитанная из 15 мг/МДж Вакуумные нагреватели - модернизация (1991) Достигнутое снижение выбросов: 80 %
15	Газовое/Горелка с низким выбросом NOx	72	Концентрация, рассчитанная из 20 мг/МДж Нагреватели сырой нефти - модернизация (1998) Достигнутое снижение выбросов: 65 %
16	Газовое/Горелка с низким выбросом NOx	<125	Горелка с низким выбросом NOx Последнее поколение горелок: 2000 Достижимо при низкой пропускной способности и низкой потребности в кислороде
17	Жидкое технологическое/Горелка с низким выбросом NOx	<250
18	Газовое/Горелка с низким выбросом NOx	93	Достигается с помощью горелок длчультранизкосернистого топлива (ULSG)
19	Комбинированное/Горелка с низким выбросом NOx	340	Оптимальный котел - 50/50 жидкое технологическое топливо к газу
20	Комбинированное/Горелка с низким выбросом NOx	220	Оптимальная печь- 50/50 жидкое технологическое топливо к газу

Была проведена обширная работа по разработке корреляций, которые помогают объяснить, как выбросы NOX связаны с изменениями эксплуатационных параметров, например типа и состава топлива (в частности, связанного с топливом азота), температуры предварительного нагрева воздуха для горения и температуры топки. Хорошим примером может служить набор корректирующих коэффициентов, разработанный в Нидерландах и представленный в качестве национального руководства для авторов разрешений в 1987 году.

В таблице 5.47 приводится сводная информация о типичных диапазонах выбросов NOX, достигнутых в реальных условиях эксплуатации добычи нефти и газа.

№ п/п	Топливо	Тип горелки	Выбросы (среднесуточные)	Комментарии
1	2	3	4	5
1	Попутный нефтяной газ	Горелка с низким выбросом NOX с воздушное или топливное базовое разделение	80 – 140*	Для воздуха, предназначенного для сжигания при температуре окружающей среды
2		Горелка со сверхнизким выбросом NOX - Первое поколение	60 – 90*	Для воздуха, предназначенного для сжигания при температуре окружающей среды
3		Горелка со сверхнизким выбросом NOX - Последнее поколение	30 – 60, *	Для воздуха, предназначенного для сжигания при температуре окружающей среды и температуре топки <900°
4	Печное топливо (Мазут)	Смешанное сжигание Горелка с низким выбросом NOX (заправка топливом только для газа)	200 – 350 , , **	Для воздуха, предназначенного для сжигания при температуре окружающей среды. Самые низкие значения достигаются при обжиге жидкостью 25-50% (содержание N 0,21 – 0,5 %). Самые высокие значения достигаются при обжиге 50-70% жидкости (содержание N 0,4 – 0,55 %).

*Более низкие значения достижимы при температуре топки <800 °C и <10 % в/в водорода или С3 + в составе попутного нефтяного газа нефтегазодобывающего промысла.

** Более низкие значения достижимы для топливного газа, не содержащего аммиака или другого связанного с топливом азота.

*** Более низкие значения достижимы при массовом содержании связанного с топливом азота <0,1 % в сжигаемом жидком топливе. Примечание: Единицы измерения в мг/Нм3 при 3 % O2.

Что касается сектора переработки газа в Норвегии, то в следующей таблице приведены недавние примеры использования горелок со сверхнизким выбросом NOX представлены в таблице 5.48.

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

№ п/п	Объект	Тепловая входная мощность	Тип горелки/топливо/ год выпуска	NOX выбросы, мг/Нм3	Комментарии
1	2	3	4	5	6
1	Ормен Ланге	2 х 42,1 МВт	Горелка со сверхнизким выбросом NOX с рециркуляцией отходящих газов/ Природный газ/2007	20	Измерения в 2008 году в диапазоне 20–90 мг/Нм3 (30–10 МВт) – Выбросы NOX изменяются противоположноМВт тепла, подаваемого в печи
2	Kollsnes	18.4 МВт	Горелка с низким выбросом NOX/ Природный газ/2012**	30*

*Значение, гарантированное поставщиком для диапазона рабочих режимов нагревателя от 60 до 100 %.

**Нагреватель планируется ввести в эксплуатацию в 2012 году и использовать вместо существующего.

Примечание: Единицы измерения в мг/Нм3 при 3 % O2.

Кросс-медиа эффекты

При сжигании тяжелого жидкого технологического топлива существует прямая связь между NOX и взвешенными частицами, т. е. снижение содержания NOX по мере снижения температуры пламени приведет к увеличению содержания взвешенных частиц. Выбросы CO также увеличиваются.

Применимость

Новые установки

Помимо предельных условий для конкретного топлива (см. ниже), применение новых нагревателей и котлов является простым.

Ретрофиттинг существующих установок

По сравнению с обычными горелками, обычные горелки с низким и сверхнизким выбросом NOX одинаковой тепловой мощности, как правило, растягивают длину пламени до 50 % и диаметр пламени до 30–50 %. Им также требуется больше места (внутренняя и внешняя площадь и объем) для установки по мере увеличения их территории вследствие наличия топливных инжекторов и/или включения устройств рециркуляции печного газа в плитку горелки и за ее пределами. В итоге они обычно обеспечивают более низкие пределы функциональности (потенциальная пригодность "неполная загрузка") между самой высокой и самой низкой доступной скоростью сжигания для данных условий эксплуатации, что повышает эксплуатационные ограничения и потенциальные проблемы безопасности.

Поэтому некоторые старые обогреватели оснащены большими горелками высокой интенсивности, которые не могут быть легко переоборудованы новыми горелками с низким выбросом NOX. Другим примером является модернизация двухтопливных горелок, теоретически способных работать на 100 % газовом топливе, но с практическим ограничением максимального количества газа из-за ограничений температуры обшивки труб в секции первичного и вторичного пароперегревателя.

Модернизация горелок с низким выбросом NOX в целом возможна, но будет зависеть от конкретных условий на месте (таких как конструкция печи и окружающая среда). Тем не менее, в некоторых конкретных случаях это может привести к существенному изменению технической интеграции печи в блок или к изменению печи.

Некоторые современные горелки были специально разработаны для модернизации существующих установок и могут быть очень хорошо адаптированы для модернизации нагревателей, работающих на газе. Они извлекают выгоду из передового моделирования вычислительной гидродинамики (CFD) и демонстрируют более высокую компактность, связанную с улучшенной возможностью отключения.

Предельные условия для конкретного топлива

Применимость современных газовых горелок со сверхнизким выбросом NOX ограничена топливными газами, имеющими небольшое количество компонентов тяжелее пропана и низкое содержание олефинов. Производительность NOX с горелками со сверхнизким выбросом NOX (ГСНВА) более чувствительна к избытку кислорода. Таким образом, эта производительность будет зависеть от осуществимости и надежности контроля концентрации кислорода в топке.

Экономика

В следующей таблице 5.49 приведены различные примеры затрат на установку горелок с низким выбросом NOX, полученные в результате различных проектов модернизации нефтегазодобывающих предприятий.

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

№ п/п

Проект/обзор

Инвестиционные затраты

Комментарии

1	2	3	4
1	1/Повторное сжигание типичной печи для сырой нефти, состоящей из 40 горелок с дутьевым вентилятором	2 млн фунтов стерлингов (1998) Средний на отдельную горелку: 50000 галлонов в сут. (7,8863 м3/ч)	В том числе общая модернизация воздуха, топлива и систем управления печи, которая, вероятно, будет проводиться одновременно предприятием
2	2/Модернизировать нескольких установок с газовыми горелками с низким выбросом NOX следующим образом: - вакуумные нагреватели - подогреватель сырой нефти	Общий объем инвестиций: - 11 млн шведских крон (1991) - 41 млн шведских крон (1998)	Предполагая 5-летний срок службы: - 25000 шведских крон/т в год (сэкономлено 80 т/год NOX) - 34000 шведских крон/т в год (сэкономлено 220 т/год NOX)
3	3a/Модернизация нескольких технологических нагревателей, работающих внутри: - установки подготовки нефти (10 млн т/год – 20 горелок) - термического крекинга (3 млн т/год – 120 горелок) - установки гидродесульфурации (12 горелок) - газовые горелки с низким выбросом NOX - горелки со сверхнизким выбросом NOX	Этап предварительной оценки: среднее значение от общего + проект с участием 152 горелок (начало 2007 года) Стоимость за отдельную горелку: - 16200 фунтов стерлингов - 17200 фунтов стерлингов	Не включает в себя общую модернизацию систем подачи воздуха, топлива и системы управления. - Для блока установка подготовки нефти: предположительно 5-летний срок службы: - 639 фунтов стерлингов/т в год (сэкономлено 141 т/год NOX) - 472 фунтов стерлингов/т в год (сэкономлено 202 т/год NOX)
4	3b/Модернизация нескольких технологических нагревателей, работающих в блоках, включая: - установку подготовки нефти (10 млн т/год – 20 горелок) - установку алкилирования (0,4 млн т/год – 6 горелок) - установку вакуумной перегонки мазута (7 млн т/год – 16 + 13 горелок) - установки гидродесульфурации (12 + 12 горелок) - горелки со сверхнизким выбросом NOX	Обновленный шаг вычисления с 2А выше (предварительный проект): среднее значение для общего окончательного проекта, включающего 79 горелок (начало 2009 года) Стоимость за отдельную горелку: - 40000 фунтов стерлингов	Включает в себя общую модернизацию систем подачи воздуха, топлива и систем управления - Для блока установки подготовки нефти: предполагается 5-летний срок службы: - 644 фунтов стерлингов т/год (сэкономлено 202 т/год NOX)
5	4/Модернизация 20 горелок с низким выбросом NOX в печи висбрекинга в 2008 году	Общая стоимость отдельных горелок: 140000 евро (7000 евро/горелка) Общая стоимость установки: 756000 евро	Дополнительные расходы на установку горелок: + 37800 евро/горелка в среднем (+ 540 % от индивидуальной стоимости горелки)

Сравнение примеров 2 и 3 в таблице очень ясно показывает, что, учитывая небольшую разницу в стоимости, горелка с ультранизким выбросом NOX может быть отличным экономически эффективным вариантом, когда можно модернизировать установку с высокой мощностью по сравнению с горелками с низким выбросом NOX.

Потенциальные инвестиционные и эксплуатационные затраты, выраженные в общих годовых затратах, на внедрение этой методики в 2007 году на технологических нагревателях, работающих на природном газе, на заводах Колорадо (США) были оценены следующим образом:

для горелок с низким выбросом NOX: 2818 евро (3 817 долларов США) в год и тонны NOX, которых удалось избежать при условии, что в результате снижение выбросов NOX составит 28-50 %;

для горелок со сверхнизким выбросом NOX (первое поколение): 4087 евро (5536 долларов США на основе курса пересчета валют 0,73822 на 1/07/2007) в год и тонны NOX, которых удалось избежать, при условии, что в результате выбросы NOX снизятся на 55 %;

для горелок с ультранизким выбросом NOX (последнее поколение): 613-908 евро (831-1 230 долларов США) в год и тонны NOX, при условии, что в результате выбросы NOX снизятся на 75-85 %.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов NOX в сочетании с хорошими условиями с точки зрения затрат и выгод.

Пример завода(-ов)

Существует множество примеров применения на крупных предприятиях мира. В компании PreemLysekil (SE) горелки с низким выбросом NOX используются в 16 из 21 печей и котлов. На заводе Shell в Гетеборге (SE) 85 % печей оснащены горелками с низким выбросом NOX.

Справочная литература

[61], [62]

5.13.7. Сухие камеры сгорания с низким содержанием NOX

Описание

Более подробную информацию можно найти в справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках с целью получения энергии".

Достигнутые экологические выгоды

Возможно сокращение выбросов NOX на 90 % при использовании газовых турбин, работающих на попутном нефтяном газе.

Основные поставщики предоставляют газовые турбины, оснащенные сухими камерами сгорания с низким содержанием NOX, с гарантией (для попутного нефтяного газа) выбросов NO от ≤ 9 до 40 ppm по объему (18–80 мг/Нм3)в сухих условиях 15 % O2. (таблица 5.50)

Тип топлива	Огневые обогреватели	Котлы	Газовые турбины
Попутный нефтяной газ	Нет данных	Нет данных	20 – 90*

Примечание: Единицы измерения в мг/Нм3 при 15 % O2.

Нет данных: не применимо.

* Там, где применимы сухие камеры сгорания с низким содержанием NOX.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Сухие камеры сгорания отличаются от горелок тем, что их производительность увеличивается при более высоких нагрузках.

Кросс-медиа эффекты

Не выявлено.

Применимость

Применимо к газовым турбинам. Сухие камеры сгорания с низким выбросом NOX не предназначены для газовых турбин, работающих на комбинированном топливе, содержащим более 5–10 % об./об. водорода. При использовании попутного нефтяного газа с высоким содержанием водорода в газовых турбинах могут потребоваться дополнительные методы, такие как закачивание разбавителя.

Экономика

Инвестиционные затраты составляют 2,2 млн евро (1998 год), а эксплуатационные расходы на турбину мощностью 85 МВт равны нулю.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов NOX.

Справочная литература

[12], [24], [63], [64]

5.13.8. Закачивание разбавителя

Описание

Инертные разбавители, такие как дымовые газы, пар, вода и азот, добавляемые в оборудование для сжигания, снижают температуру пламени и, следовательно, концентрацию NOX в дымовых газах.

Достигнутые экологические выгоды

Контроль выбросов NOX в камерах сгорания газовых турбин может осуществляться с помощью закачивания пара/воды, который обеспечивает снижение образования на 80–90 %. На основе данных непрерывного мониторинга образца газовых турбин, эксплуатируемых на некоторых европейских предприятиях, соответствующий достижимый диапазон при использовании закачивания разбавителя представлен в Таблице 5.51.

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

Тип топлива	Выбросы NOX от газовых турбин
Попутный нефтяной газ	40 – 120
Примечание: Единицы измерения в мг/Нм3 при 15 % O2.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Использование пара вызывает больше коррозии в системе, чем использование азота.

Данные непрерывного мониторинга образца газовых турбин, работающих на переменной смеси попутного нефтяного газа на некоторых европейских площадках и использующих закачивание пара, показывают рабочий диапазон 40–120 мг/Нм3 при 15 % O2.

Кросс-медиа эффекты

Когда для производства пара требуется дополнительная энергия, это может привести к увеличению выбросов и снижению общей эффективности системы. Пример энергетического дебета увеличения добавления пара для значительного снижения концентраций NOX приведен для установки мощностью 109 МВт: расход пара 13,7 т/ч требует 11 МВт топлива для его производства (из расчета 3 ГДж топлива на тонну пара).

Применимость

Закачивание пара и воды широко применяется в газовых турбинах как в новых установках, так и при модернизации, а также применяется к огневым нагревателям и котлам, работающим на огне. Существуют технические трудности при применении закачки воды в котлах и печах. Разбавление азота применяется только тогда, когда азот уже имеется на предприятии.

Экономика

Капитальные затраты на закачку пара и воды меньше, чем у СКВ, что делает технологию оптимальным первым выбором для значительного снижения уровня NOX, при этом СКВ часто применяется, если требуется более сильное снижение NOX. Однако при производстве пара высокой чистоты возникают значительные периодические эксплуатационные расходы, а затраты на техническое обслуживание при повторной очистке могут быть высокими.

Эффект от внедрения

Сокращение выбросов NOX.

Пример завода(-ов)

Недавно было коммерчески доказано, что побочный продукт азота из установки разделения воздуха в проектах газификации остатков завода также является в качестве разбавителя для снижения NOX газовых турбин. В нефтеперерабатывающей и нефтегазодобывающей промышленности преобладает закачка пара.

Справочная литература

[45], [11], [10], [24]

5.13.9. Котел-утилизатор и детандер, утилизирующие дымовые газы

Описание

Тепло отходящих газов, отходящих из регенератора, утилизируется в котле-утилизаторе или в котле дожига угарного газа. Тепло из паров реакторного блока утилизируется в главную фракционную колонну из установки путем переноса ненасыщенными газами или дымососами, а также путем предварительного подогрева отходящих газов, паров с остаточным теплом, отходящих от нефтепродуктов. Пар, генерируемый в котле дожига угарного газа (CO), обычно уравновешивает количество пара. Если разместить детандер на пути потока отходящих газов, отходящих из регенератора, энергоэффективность установки каталитического крекинга возрастет. На рисунке 5.61 приведена упрощенная схема работы котла-утилизатора.

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

Достигнутые экологические выгоды

Котел-утилизатор утилизирует тепло от отходящих газов, а детандер частично восстанавливает давление для сжатия воздуха в регенераторе. Пример применения детандера позволил сэкономить 15 МВт утилизации отходящих газов, генерируемых установкой мощностью 5 млн т/г.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Получение топлива за счет утилизации отходов из газа регенерации снижает производственную мощность котла дожига угарного газа (CO), но способствует общей регенерации энергии.

Кросс-медиа эффекты

Большое количество уносимой катализаторной пыли собирается в котле-утилизаторе. Более новые котлы-утилизаторы не используют катализатор, используя другое типоисполнение, например, циклоны или установки, которые удаляют скапливаемые мелкие частицы непрерывно (например, воздуходувки для удаления сажи), но самые ранние котлы-утилизаторы обычно продували сажу один раз в смену. При очистке испарительной поверхности (или продувке сажи) котлов дожига угарного газа (CO) выбросы взвешенных частиц и металла увеличиваются примерно на 50 %.

Примеры предприятий, на которых используют процессы выдувания сажи, приведены в таблице 5.52.

№ п/п	Предприятие	Мощность	Используемое сырье	Условия эксплуатации	Взвешенные частицы		Металлы ,*
№ п/п	Предприятие	Мощность	Используемое сырье	Условия эксплуатации	концен-ция*, мг/Нм3	расход жидкости, кг/ч	Концентрация*, мг/Нм3	расход жидкости, г/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	1	82 %	мазут, нефть	нормальные	11,7	1,07	0,091	8,4
2	1	82 %	мазут, нефть	продувка сажи	18,7	1,71	0,140	12,9
3	2	79 %	мазут, смеси тяжелых и легких углеводородов	нормальные	6,70	0,53	0,076	6,1
4	2	79 %	мазут, смеси тяжелых и легких углеводородов	продувка сажи	10,2	0,80	0,115	9,0
5	3	79 %	нет данных	нормальные	6,70	0,95	0,033	3,5
6	3	79 %	нет данных	продувка сажи	9,70	1,43	0,052	7,7

*Концентрации представляют собой средние значения (3*30 минут) в мг/Нм3 при 3% кислорода O2 (сухой газ), основанные на непрерывной системе мониторинга выброса.

**Металлы содержат никель, за исключением 1, где они включают в себя никель, медь и ванадий.

***Металлы, выбранные из компонентов взвешенных частиц и нанесенные на кварцевые фильтры в соответствии с национальными требованиями.

Применимость

Переоснащение этого оборудования вызовет сложность из-за нехватки свободной площади на промысле. Для небольших установок или установок низкого давления детандеры экономически не оправданы.

Экономика

Стоимость установки детандера, утилизирующая газ из регенератора, завышена из-за необходимости внедрения дополнительных систем высокотемпературной фильтрации частиц. Турбодетандеры экономически невыгодны, как и установка утилизации отходящего тепла.

Эффект от внедрения

Получение топлива за счет утилизации отходов

Пример завода(-ов)

Получение топлива за счет утилизации отходов из детандера в дымовых газах регенератора применяется только на крупных, недавно возведенных установках.

Справочная литература

[24], [66], [67]

5.13.10. Тепловая интеграция на установках перегонки сырой нефти

Описание

Для оптимизации рекуперации тепла из атмосферной колонны перегонки два или три потока флегмы непрерывно циркулируют в нескольких точках на верхнем и среднем уровнях циркуляционного орошения. В современных конструкциях достигается интеграция с высоковакуумной установкой, а иногда и с установкой термического крекинга. Некоторые применяемые техники приведены ниже.

Оптимизация рекуперации тепла, посредством изучения и внедрения оптимальной интеграции энергии. Метод исследования на энергоемкость появился в качестве инструмента для оценки общих проектов систем, помогая сбалансировать инвестиции с экономией энергии.

Применение метода исследования на энергоемкость к тепловой интеграции в установке предварительного нагрева сырой нефти. Увеличение температуры предварительного нагрева и сведение к минимуму потери тепла в воздух и охлаждающую воду.

Увеличение давления в колонне перегонки сырой нефти с двух до четырех. Необходимо повторно нагреть боковые очистители с помощью топливного теплоносителя, а не с помощью паровой очистки.

Теплопередача при предварительном нагреве сырой нефти может быть улучшена с помощью специальной обработки веществами, препятствующими обрастанию в системе теплообменника сырой нефти. Такие вещества выпускаются многими химическими компаниями и во многих областях применения эффективны для увеличения продолжительности рабочего цикла теплообменников; вещества, препятствующие обрастанию, могут предотвратить закупорку трубчатых теплообменников, улучшить рекуперацию тепла и предотвратить гидравлические потери, в зависимости от характера загрязнения. Одновременно повышаются коэффициенты обслуживания различных агрегатов/технологических линий, а также рекуперация тепла (энергоэффективность).

Применение усовершенствованного управления технологическим процессом для оптимизации использования энергии в установке сырой нефти.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Снижение расхода топлива на нагрев в ректификационных колоннах.

Кросс-медиа эффекты

В случае высокоинтегрированных установок комплекс предприятия в целом становится более восприимчивым к нестабильным условиям, возникающим на отдельных установках.

Применимость

Интеграция зависит от доступного пространства участка для размещения и возможности выполнения этих изменений в доступное время завершения работы. За исключением очень немногих случаев, применяется данная технология.

Эффект от внедрения

Снижение потребления энергии и связанных с этим выбросов CO2 на промысле.

Пример завода(-ов)

Процедуры тепловой интеграции широко применяются в установках сырой нефти. Дробная перегонка - это поток тепловой интеграции между атмосферной и вакуумной перегонками.

Справочная литература

[68], [4], [8]

5.13.11. Снижение температуры отходящих газов

Описание

Одним из вариантов сокращения потерь тепловой энергии в процессе сгорания является снижение температуры отходящих газов, выбрасываемых в атмосферу. Это может быть достигнуто посредством:

подбора оптимальных размеров и других характеристик оборудования исходя из требуемой максимальной мощности с учетом расчетного запаса надежности;

интенсификации передачи тепла технологическому процессу посредством увеличения удельного потока тепла (в частности, при помощи завихрителей-турбулизаторов, увеличивающих турбулентность потоков рабочего тела), увеличения площади или усовершенствования поверхностей теплообмена;

рекуперации тепла отходящих газов с использованием дополнительного технологического процесса;

установки подогревателя воздуха или воды, или организации предварительного подогрева топлива за счет тепла отходящих газов. Следует отметить, что подогрев воздуха может быть необходим, если технологический процесс требует высокой температуры пламени. Подогретая вода может использоваться для питания котла или в системах горячего водоснабжения (в т.ч. централизованного отопления);

очистки поверхностей теплообмена от накапливающейся золы и частиц углерода с целью поддержания высокой теплопроводности. В частности, в конвекционной зоне могут периодически использоваться сажесдуватели. Очистка поверхностей теплообмена в зоне горения, как правило, осуществляется во время остановки оборудования для осмотра и ТО, однако в некоторых случаях используется очистка без остановки (например, в нагревателях);

обеспечение уровня производства тепла, соответствующего существующим потребностям (не превышающего их). Тепловую мощность котла можно регулировать, например, посредством подбора оптимальной пропускной способности форсунок для жидкого топлива или оптимального давления, под которым подается газообразное топливо.

Экологические преимущества

Энергосбережение.

Воздействие на различные компоненты окружающей среды

Снижение температуры отходящих газов при определенных условиях может вступать в противоречие с целями обеспечения качества воздуха, например:

предварительный подогрев воздуха горения приводит к повышению температуры пламени и, как следствие, к более интенсивному образованию NOx, что может привести к превышению установленных нормативов выбросов. Внедрение предварительного подогрева воздуха на существующих установках может оказаться затруднительным или экономически неэффективным вследствие недостатка пространства, необходимости установки дополнительных вентиляторов, а также систем подавления образования NOx (при наличии риска превышения установленных нормативов). Следует отметить, что метод подавления образования NOx при помощи впрыскивания аммиака или мочевины сопряжен с риском попадания аммиака в дымовые газы. Предотвращение этого может требовать установки дорогостоящих датчиков аммиака и системы управления впрыскиванием, а также – в случае значительных вариаций нагрузки – сложной системы впрыскивания, позволяющей впрыскивать вещество в область с надлежащей температурой (например, системы из двух групп инжекторов, установленных на разных уровнях);

системы газоочистки, включая системы подавления или удаления NOx и SOx, работают лишь в определенном температурном диапазоне. Если установленные нормативы выбросов требуют использования подобных систем, организация их совместного функционирования с системами рекуперации может оказаться сложной и экономически неэффективной;

в некоторых случаях местные органы власти устанавливают минимальную температуру отходящих газов на срезе трубы с целью обеспечения адекватного рассеяния отходящих газов и отсутствия дымового факела. Кроме того, компании могут по собственной инициативе применять подобную практику для улучшения своего имиджа. Широкая общественность может интерпретировать наличие видимого дымового факела как признак загрязнения окружающей среды, в то время как отсутствие дымового факела может рассматриваться как признак чистого производства. Поэтому при определенных погодных условиях некоторые предприятия (например, мусоросжигательные заводы) могут специально подогревать дымовые газы перед выбросом в атмосферу, используя для этого природный газ. Это приводит к непроизводительному расходу энергии.

Производственная информация

Чем ниже температура отходящих газов, тем выше уровень энергоэффективности. Однако снижение температуры газов ниже определенного уровня может быть сопряжено с некоторыми проблемами. В частности, если температура оказывается ниже кислотной точки росы (температуры, при которой происходит конденсация воды и серной кислоты, как правило, 110–170 ºC в зависимости от содержания серы в топливе), это может привести к коррозии металлических поверхностей. Это может потребовать применения материалов, устойчивых к коррозии (такие материалы существуют и могут применяться на установках, использующих в качестве топлива нефть, газ или отходы), а также организации сбора и переработки кислогоконденсата.

Применимость

Перечисленные выше стратегии (за исключением периодической очистки) требуют дополнительных инвестиций. Оптимальным для принятия решения об их использовании является период проектирования и строительства новой установки. В то же время, возможно и внедрение этих решений на существующем предприятии (при наличии необходимых площадей для установки оборудования).

Некоторые применения энергии отходящих газов могут быть ограничены вследствие разницы между температурой газов и потребностями в определенной температуре на входе энергопотребляющего процесса. Приемлемая величина указанной разницы определяется балансом между соображениями энергосбережения и затратами на дополнительное оборудование, необходимое для использования энергии отходящих газов.

Практическая возможность рекуперации всегда зависит от наличия возможного применения или потребителя для полученной энергии.

Меры по снижению температуры отходящих газов могут приводить к увеличению образования некоторых загрязняющих веществ (см. "Воздействие на различные компоненты окружающей среды" выше).

Экономические аспекты

Срок окупаемости может находиться в диапазоне от менее пяти лет до пятидесяти лет в зависимости от множества параметров, включая размер установки, температуру отходящих газов и т.д.

Принципы внедрения

Повышение энергоэффективности процесса, в особенности, там, где имеет место прямой нагрев.

Примеры заводов

Широко применяется.

Справочная информация

[50]

5.13.12. Установка подогревателя воздуха или воды

Общая характеристика

Помимо экономайзера, в системе сжигания может быть установлен предварительный подогреватель воздуха (газовоздушный теплообменник). В таком подогревателе воздух горения, как правило, поступающий из атмосферы и имеющий соответствующую температуру, нагревается за счет энергии отходящих газов, что приводит к охлаждению последних. Повышение температуры воздуха способствует улучшению условий горения, что приводит к повышению общего КПД системы сжигания. В среднем, снижение температуры отходящих газов на каждые 20 °C приводит к повышению КПД на 1 %. Схема системы сжигания с подогревателем воздуха представлена на рисунке 5.62.

Рисунок 5.62. Схема системы сжигания с предварительным подогревом воздуха

Менее эффективный, но более простой способ предварительного подогрева состоит в размещении воздухозаборника под потолком в помещении котельной. Во многих случаях температура воздуха в помещении превышает температуру наружного воздуха на10–20 °C. Это может позволить частично скомпенсировать потери тепловой энергии.

Еще одно решение – организация воздухозабора и отведения отходящих газов при помощи коаксиального газохода (трубы с двойными стенками). Дымовые газы отводятся по внутренней трубе, в то время как по внешней поступает воздух горения. Теплообмен между газовыми потоками через стенку трубы обеспечивает предварительный подогрев поступающего воздуха.

Вместо газовоздушного может быть установлен водно-газовый теплообменник для предварительного подогрева питательной воды котла.

Экологические преимущества

Организация предварительного подогрева воздуха способна обеспечить повышение КПД системы сжигания на 3–5 %.

С подогревом воздуха за счет тепла отходящих газов могут быть связаны и другие преимущества:

горячий воздух может использоваться для сушки топлива. Это особенно актуально в случае угля или органического топлива;

если подогрев воздуха предусмотрен уже на стадии проектирования, можно ограничиться котлом меньшего размера;

горячий воздух может использоваться для предварительного подогрева различных видов сырья.

Воздействие на различные компоненты окружающей среды.

Помимо преимуществ, с организацией предварительного подогрева воздуха связаны и некоторые проблемы, которые часто оказывается препятствием для реализации подобной схемы:

газо-воздушный теплообменник, необходимый для подогрева воздуха, требует значительного пространства. Кроме того, теплообмен в нем не настолько эффективен, как в водно-газовом теплообменнике;

дополнительное падение давления отходящих газов на теплообменнике требует большей мощности вентилятора дымососа;

горелки должны быть рассчитаны на подачу подогретого воздуха горения, который имеет больший объем. Кроме того, использование подогретого воздуха может представлять проблему с точки зрения обеспечения стабильности пламени;

повышение температуры пламени может привести к увеличению выбросов NOx.

Производственная информация

Предварительный подогрев воздуха горения способствует снижению потерь тепла, связанных с дымовыми газами.

Для расчета потерь тепла с дымовыми газами широко используется формула Зигерта:

где:

WL – потери тепла с дымовыми газами (в процентах от общей теплоты сгорания топлива)

c – коэффициент Зигерта;

Tgas – измеренная температура отходящих газов (°C)

Tair – измеренная температура поступающего воздуха (°C)

%CO2 – измеренная концентрация CO2 в дымовых газах (в процентах).

Коэффициент Зигерта зависит от температуры отходящих газов, концентрации CO2 и вида топлива.

Значения коэффициента для различных видов топлива приведены в таблице 5.53.

Таблица 5.53. Расчет коэффициента Зигерта в зависимости от вида топлива

№ п/п

Тип топлива

Коэффициент Зигерта

1	2	3
1	Антрацит	0,6459 + 0,0000220 · Tgas+ 0,00473 · %CO2
2	Тяжелое топливо	0,5374 + 0,0000181 · Tgas+ 0,00717 · %CO2
3	Жидкое нефтяное топливо	0,5076 + 0,0000171 · Tgas+ 0,00774 · %CO2
4	Природный газ (НТС)	0,385 + 0,00870 · %CO2
5	Природный газ (ВТС)	0,390 + 0,00860 · %CO2

Пример: дымовые газы парового котла, использующего высококачественный природный газ, имеют следующие характеристики: Tgas = 240 °C и %CO2 = 9,8 %. С целью повышения энергоэффективности воздухозаборник, ранее находившийся снаружи котельной, переносится под потолок помещения.

Среднегодовая температура наружного воздуха составляет 10 °C, а среднегодовая температура воздуха под потолком котельной равна 30 °C.

Коэффициент Зигерта в данном случае составляет: 0,390 + 0,00860 · 9,8 = 0,4743.

До переноса воздухозаборника потери тепла с дымовыми газами составляли:

После переноса воздухозаборника потери тепла с дымовыми газами составляют:

Это соответствует повышению КПД системы сжигания на 0,9% в результате простого мероприятия – переноса воздухозаборника.

Применимость

Организация предварительного подогрева воздуха является экономически эффективной при строительстве нового котла или установки. Возможности для изменения существующей схемы воздухозабора или организации предварительного подогрева воздуха на существующем предприятии часто ограничены вследствие причин технического характера и соображений пожарной безопасности. Во многих случаях оборудование существующего котла системой предварительного подогрева воздуха является слишком сложным, а эффективность такого мероприятия незначительна.

Подогреватели воздуха представляют собой газовоздушные теплообменники, конструкция которых зависит от диапазона рабочих температур. Подогреватели воздуха не могут применяться при использовании горелок с естественной тягой.

Подогретая вода может использоваться для питания котла или в системах, использующих горячую воду (например, системах централизованного отопления).

Экономические аспекты

На практике потенциал энергосбережения в результате предварительного подогрева воздуха горения достигает нескольких процентов энергии производимого пара, как показано в таблице 5.54.

Поэтому даже для небольших котлов общий объем энергосбережения может достигать нескольких ГВт·ч/год. Например, для котла мощностью 15 МВт может быть достигнуто энергосбережение в объеме около 2 ГВт·ч/год, экономический эффект в размере около 30 тыс. евро/год, а также снижение выбросов CO2 на 400 т/год.

Таблица 5.54 – Возможные результаты организации предварительного подогрева воздуха горения

№ п/п	Показатель	Единица измерения	Величина
1	2	3	4
1	Энергосбережение	МВт/год	Несколько тысяч
2	Сокращение выбросов	CO2 т/год	Несколько сот
3	Экономический эффект	евро/год	Десятки тысяч
4	Время работы котла	ч/год	8700

Принципы внедрения

Повышение энергоэффективности производственных процессов.

Примеры заводов

Широко применяется.

Справочная информация

[70], [71], [72]

5.13.13. Рекуперативные и регенеративные горелки

Потери энергии являются серьезной проблемой при эксплуатации промышленных печей. При использовании традиционных технологий около 70 % получаемой тепловой энергии теряется с отходящими газами (при рабочей температуре процесса около 1300 °C). Поэтому меры по энергосбережению в данной области имеют большое значение, в особенности в случае высокотемпературных процессов (температура 400–1600 °C).

Описание

Рекуперативные и регенеративные горелки были разработаны с целью непосредственного использования тепла отходящих газов для подогрева воздуха горения. Рекуператор представляет собой теплообменник, обеспечивающий подогрев поступающего воздуха горения за счет тепловой энергии отходящих газов. Рекуператор может обеспечить экономию около 30 % энергии по сравнению с системой, использующей холодный воздух горения. Однако рекуператор, как правило, неспособен обеспечить подогрев воздуха до температуры, превышающей 550–600 °C. Рекуперативные горелки могут использоваться при высокой рабочей температуре технологического процесса (700–1100 °C).

Регенеративные горелки устанавливаются парами и работают по принципу краткосрочной аккумуляции энергии отходящих газов в керамических регенераторах тепла (рисунок 5.63). Такие горелки позволяют утилизировать 85–90 % тепла отходящих газов печи, обеспечивая подогрев поступающего воздуха горения до очень высоких температур, которые могут достигать величины всего на 100–150 °C меньше, чем рабочая температура печи. Горелки подобного типа могут использоваться в диапазоне рабочих температур 800–1500 °C. При этом потребление топлива может быть снижено на величину до 60 %.

Рисунок 5.63. Принцип работы регенеративных горелок

Рекуперативные и регенеративные горелки (технология HiTAC) используются в современных технологиях "беспламенного сжигания", характеризующихся значительно увеличенной зоной горения с относительно однородными температурными характеристиками (в отличие от резкого пика температуры, характерного для традиционного пламени). На рисунке 5.64 показаны области на графике "температура воздуха горения – концентрация кислорода", соответствующие различным режимам сгорания.

Рисунок 5.64. Различные режимы сжигания

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Энергосбережение.

Кросс-медиа эффекты

Важным ограничением для современных технологий рекуперативных/регенеративных горелок является противоречие между требованиями энергоэффективности и сокращения выбросов. Объемы образования NOx при использовании топлив, не содержащих азота, зависят, главным образом, от температуры сжигания, концентрации кислорода, а также времени пребывания газов в зоне горения. При сжигании в традиционном пламени результатом подогрева воздуха до значительных температур является высокая пиковая температура пламени, которая, в сочетании со значительным временем пребывания, приводит к существенному увеличению интенсивности образования NOx.

Производственная информация

В промышленных печах использование высокоэффективных регенеративных горелок может обеспечить температуру воздуха горения, достигающую 800–1350 ºC. Современные горелки подобного типа с высокой частотой переключения позволяют добиться утилизации 90 % отходящего тепла и, как следствие, значительного энергосбережения.

Применимость

Широко применяется.

Экономические аспекты

Недостатком горелок подобного типа являются значительные капитальные затраты на их внедрение. В большинстве случаев одна лишь экономия энергоресурсов неспособна окупить эти затраты. Поэтому при анализе ожидаемого экономического эффекта следует учитывать такие факторы, как возможное повышение производительности печи и снижение образования оксидов азота.

Принципы внедрения

Важными факторами являются повышение производительности печей и сокращение выбросов оксидов азота.

Примеры заводов

Широко применяется.

Справочная информация

[73], [74], [75], [76], [77], [78], [79], [80]

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

Описание

Избыток воздуха горения может быть сведен к минимуму при помощи регулирования расхода воздуха в соответствии с расходом топлива. Эта задача может быть значительно облегчена посредством автоматизированного измерения содержания кислорода в дымовых газах. В зависимости от того, насколько быстро и часто меняются соответствующие характеристики технологического процесса, расход воздуха может регулироваться вручную или в автоматизированном режиме. Слишком низкий расход воздуха приводит к затуханию пламени и необходимости повторного зажигания, что может вызывать обратные удары пламени и, как следствие, повреждение оборудования. Поэтому соображения безопасности всегда требуют некоторого избытка воздуха (как правило, 1–2 % для газообразного топлива и 10 % для жидкого).

Достигнутые экологические выгоды

Энергосбережение.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Сокращение поступления воздуха горения приводит к увеличению концентрации в дымовых газах несгоревших или неполностью сгоревших продуктов – частиц углерода, оксида углерода и углеводородов, следствием чего может быть превышение установленных нормативов выбросов.

Это ограничивает возможности повышения энергоэффективности за счет ограничения расхода воздуха горения. На практике поступление воздуха ограничивается до таких величин, при которых еще не происходит превышения установленных нормативов.

Производственная информация

Возможности для снижения избытка воздуха горения ограничены в силу того, что это приводит к повышению температуры газа в топке; слишком высокие температуры способны привести к повреждению всей системы.

Применимость

Минимальный избыток воздуха горения, необходимый для удержания объема выбросов в установленных пределах, зависит от конструкции горелок и особенностей технологического процесса.

Следует отметить, что использование в качестве топлива твердых отходов требует повышенного объема избыточного воздуха. Мусоросжигательные установки специально проектируются с учетом этой и других особенностей процесса сжигания отходов.

Экономические аспекты

Необходимое количество воздуха горения в значительной степени зависит от выбора топлива, который часто основан на оценке затрат и, возможно, законодательных и других нормативных требованиях.

Принципы внедрения

Обеспечивает более высокую рабочую температуру, особенно в случае непосредственного нагрева.

Примеры завода(-ов)

Некоторые цементные и известковые предприятия, а также мусоросжигательные установки.

Справочная информация

[81], [82]

5.13.15. Автоматизированное управление горелками

Общая характеристика

Автоматизированное управление процессом сжигания может осуществляться посредством мониторинга и регулирования таких параметров, как расход топлива и воздуха горения, содержание кислорода в дымовых газах, а также потребность технологических процессов в тепловой энергии.

Достигнутые экологические выгоды

Этот подход обеспечивает энергосбережение посредством ограничения расхода воздуха горения и оптимизации расхода топлива, что позволяет оптимизировать процесс сжигания и ограничить производство тепла реальными потребностями технологических процессов.

Кроме того, он может использоваться для минимизации образования NOx в процессе сжигания.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Не ожидается.

Производственная информация

Необходим начальный период определения параметров регулирования, а также периодическая перекалибровка автоматизированной системы управления.

Применимость

Широко применяется.

Экономические аспекты

Экономически эффективный подход, сроки окупаемости зависят от особенностей конкретного объекта.

Эффект от внедрения

Снижение затрат на топливо.

Примеры

Данные не предоставлены.

Справочная информация

[83]

5.13.16. Оптимизация систем электроснабжения

Описание

В линиях электропередач и кабелях имеют место омические потери мощности, которые (при заданной мощности) тем выше, чем ниже напряжение. Поэтому оборудование, потребляющее значительную мощность, должно находиться так близко к высоковольтной линии, как только возможно. Это означает, например, что соответствующий понижающий трансформатор должен находиться как можно ближе к энергопотребляющему оборудованию.

Диаметр кабелей или проводки, используемых для электроснабжения оборудования, должен быть достаточно большим, чтобы избежать избыточных потерь, связанных с сопротивлением. Системы энергоснабжения могут быть оптимизированы при помощи использования оборудования с повышенной энергоэффективностью, например, энергоэффективных трансформаторов.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

При планировании расположения оборудования следует размещать технику со значительным энергопотреблением рядом с соответствующими понижающими трансформаторами.

Кабели и проводка на всех предприятиях должны быть проверены на предмет сопротивления, и при необходимости их диаметр должен быть увеличен.

Достигнутые экологические выгоды

Данных не предоставлено.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Применимость

повышение надежности оборудования;

сокращение потерь, связанных с простоями;

при оценке экономической эффективности следует учитывать потери за весь срок службы оборудования.

Экономика

Сокращение продолжительности простоев и энергопотребления.

Эффект от внедрения

Снижение затрат.

Справочная литература

[84], [85]

5.13.17. Энергоэффективная эксплуатация трансформаторов

Описание

Трансформатор представляет собой устройство, предназначенное для преобразования переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения. Широкое распространение трансформаторов обусловлено, в частности, тем, что электроэнергия передается и распределяется при более высоком уровне напряжения, чем уровень, необходимый для питания оборудования, что позволяет снизить потери при передаче.

Как правило, трансформатор является статическим устройством, состоящим из сердечника, набранного из ферромагнитных пластин, а также первичной и вторичной обмоток, расположенных с противоположных сторон сердечника. Важнейшей характеристикой трансформатора является коэффициент трансформации, который определяется как отношение выходного напряжения к входному - V2/V1 (рисунок 5.65).

Рисунок 5.65. Схема трансформатора

Независимо от мощности конкретного трансформатора, зависимость КПД от коэффициента загрузки имеет максимум, находящийся в среднем на уровне 45 % от номинальной загрузки.

Эта особенность позволяет рассмотреть следующие варианты повышения эффективности для трансформаторной подстанции:

если общая мощность, потребляемая нагрузкой, ниже уровня 40–50 % Рn, в качестве меры энергосбережения целесообразно отключить один или несколько трансформаторов, чтобы довести загрузку остальных до оптимальной величины;

в противоположной ситуации (общая мощность, потребляемая нагрузкой, превышает 75 % Р.), достичь оптимального КПД трансформаторов можно лишь посредством установки ‘дополнительных мощностей;

при замене трансформаторов, исчерпавших ресурс, или модернизации трансформаторных подстанций предпочтительной является установка трансформаторов с пониженным уровнем потерь, что позволяет снизить потери на 20–60 %.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Как правило, на трансформаторных подстанциях имеется избыток установленных мощностей, вследствие чего средний фактор загрузки относительно низок. Этот избыток мощностей традиционно поддерживается для того, чтобы обеспечить бесперебойную работу в случае выхода из строя одного или нескольких трансформаторов.

Достигнутые экологические выгоды

Сокращение потребления вторичных энергоресурсов.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Применимость

Критерии оптимизации применимы ко всем трансформаторным подстанциям. Согласно оценкам, оптимизация загрузки возможна в 25 % случаев.

Величина трансформаторных мощностей, заново устанавливаемых или обновляемых в промышленности ежегодно, оценивается в 5 % общей установленной мощности. В этих случаях может рассматриваться возможность установки трансформаторов с пониженным уровнем потерь.

Экономика

В случае установки трансформаторов с пониженным уровнем потерь или замены ими используемых в настоящее время низкоэффективных трансформаторов срок окупаемости, как правило, является относительно коротким, принимая во внимание значительное время работы трансформаторов (ч/год).

Эффект от внедрения

Снижение энергосбережения и снижение затрат.

Справочная литература

[86]

5.13.18. Энергоэффективные двигатели

Описание

Энергоэффективные двигатели и высокоэффективные двигатели отличаются повышенной энергоэффективностью. Начальные затраты на приобретение такого двигателя могут быть на 20–30 % выше по сравнению с традиционным оборудованием при мощности двигателя более 20 кВт, и на 50–100 % при мощности менее 15 кВт. Конкретная величина стоимости зависит от класса энергоэффективности (двигатель более высокого класса содержит больше стали и меди), а также других факторов. Однако при мощности двигателя 1–15 кВт может быть достигнуто энергосбережение в размере 2–8 % от общего энергопотребления.

Приводя к меньшему нагреву двигателя, сокращение потерь способствует и продлению срока службы изоляции обмоток, а также подшипников. Поэтому при переходе к использованию энергоэффективных двигателей во многих случаях:

повышается надежность работы двигателя;

сокращаются продолжительность простоев и затраты на техническое обслуживание;

возрастает устойчивость к тепловым нагрузкам;

улучшается способность к работе в условиях перегрузки;

возрастает устойчивость к различным нарушениям эксплуатационных условий –повышенному и пониженному напряжению, несбалансированности фаз, искажению формы волн (гармоникам) и т.д.;

увеличивается коэффициент мощности;

снижается уровень шума.

Согласно общеевропейскому соглашению между Европейским комитетом производителей электротехнического оборудования и силовой электроники (CEMEP) и Европейской Комиссией, на большинстве электродвигателей, производимых в странах ЕС, четко указывается их уровень энергоэффективности. Европейская схема классификации электродвигателей, применяемая к двигателям мощностью менее 100 кВт, устанавливает три класса эффективности, обеспечивая стимулы для производства более эффективных моделей:

EFF1 (высокоэффективные двигатели);

EFF2 (двигатели стандартной эффективности);

EFF3 (низкоэффективные двигатели).

Эта классификация применима к 2-х и 4-полюсным трехфазным асинхронным двигателям переменного тока с короткозамкнутым ротором, номинальными напряжением и частотой 400 В и 50 Гц, номинальным режимом работы S1 и номинальной механической мощностью от 1,1 до 90 кВт. Именно на такие двигатели приходится наибольшая доля продаж на рынке. На рисунке 5.66 показана зависимость энергоэффективности каждого из трех классов двигателей от номинальной мощности.

Рисунок 5.66. Энергоэффективность трехфазных индукционных электродвигателей

Большую помощь в выборе оптимального двигателя может оказать специализированное программное обеспечение, например, Motor Master Plus39 или EuroDEEM40, рекомендуемое проектом EU-SAVE PROMOT.

При выборе оптимальных решений в области электроприводов может использоваться база данных EuroDEEM41, в которой собраны данные об энергоэффективности более чем 3500 типов двигателей от 24 производителей.

Достигнутые экологические выгоды

Характерная величина энергосбережения 2–8 %.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Гармоники, создаваемые регуляторами скорости, могут приводить к дополнительным потерям энергии в двигателях и трансформаторах. Производство энергоэффективного двигателя требует большего количества природных ресурсов (меди и стали).

Применимость

Системы с электроприводом имеются практически на всех промышленных предприятиях, где доступна электроэнергия.

Практическая применимость конкретных методов и экономический эффект от их применения зависят от масштабов и конкретных условий предприятия. Выбор мероприятий, одновременно удовлетворяющих критериям практической реализуемости и экономической эффективности, целесообразно осуществлять на основе анализа потребностей предприятия в целом и конкретной системы (подсистемы). Этот анализ должен осуществляться силами квалифицированного консультанта в области электроприводов или собственного инженерного персонала предприятия, обладающего надлежащей квалификацией. В частности, тщательный анализ такого рода важен при рассмотрении вариантов, связанных с приводами с переменной скоростью и энергоэффективными двигателями, поскольку при определенных условиях внедрение этих устройств может привести не к энергосбережению, а к дополнительным энергозатратам. Кроме того, важно оценить как предлагаемые планы внедрения новых систем с электроприводом, так и потенциал модернизации существующих систем. Итогом такого анализа должен быть перечень мероприятий, применимых в условиях конкретного предприятия, с оценкой объемов сбережения, затрат и срока окупаемости каждого мероприятия.

Например, при производстве энергоэффективных двигателей используется больше материалов (меди и стали), чем при производстве традиционных двигателей. При этом энергоэффективные двигатели характеризуются более высоким КПД, но также и меньшим скольжением (следствием чего является более высокая частота вращения) и более высокой величиной пускового тока. Ниже приведено несколько примеров ситуаций, в которых использование энергоэффективного двигателя не является оптимальным решением:

при эксплуатации системы отопления, вентиляция и кондиционирование в условиях полной нагрузки замена традиционного двигателя на энергоэффективный приводит к увеличению скорости вращения вентиляторов (вследствие меньшей величины скольжения) и, как следствие, момента нагрузки. В этом случае внедрение энергоэффективного двигателя может привести к увеличению энергопотребления по сравнению с традиционным приводом. В случае использования энергоэффективного двигателя конструктивная схема должна предусматривать меры, позволяющие избежать увеличения частоты вращения конечного оборудования;

если система эксплуатируется менее 1-2 тыс. ч/год, внедрение энергоэффективного двигателя может не внести существенного вклада в энергосбережение;

система часто запускается и останавливается, сэкономленная электроэнергия может быть израсходована вследствие более высокого пускового тока, характерного для энергоэффективных двигателей;

если система обычно функционирует с частичной нагрузкой (например, насосы), но на протяжении длительного времени, объемы энергосбережения в результате внедрения энергоэффективного двигателя могут оказаться незначительными по сравнению с потенциалом привода с переменной скоростью.

Эффект от внедрения

Приводы переменного тока часто используются с целью обеспечения лучшего управления машинами и механизмами. При выборе двигателя имеют значение и другие факторы, например безопасность, качество и надежность реактивная мощность, периодичность технического обслуживания.

Справочная литература

[87]

5.13.19. Выбор оптимальной номинальной мощности двигателя

Описание

Очень часто номинальная мощность электродвигателя является избыточной с точки зрения нагрузки – двигатели редко эксплуатируются при полной нагрузке. По данным исследований, проводившихся на предприятиях стран ЕС, в среднем двигатели эксплуатируются при нагрузке, составляющей 60 % номинальной.

Электродвигатели достигают максимального КПД при нагрузке от 60 до 100 % номинальной. Индукционные двигатели достигают максимального КПД при нагрузке около 75 % номинальной, и величина КПД остается практически неизменной при снижении нагрузке до 50 % номинала. При нагрузке ниже, чем 40 % номинальной, условия работы двигателя существенно отличаются от оптимальных, и КПД снижается очень быстро. У двигателей высокой мощности порог, ниже которого происходит резкое снижение КПД, составляет около 30 % номинальной нагрузки.

Применимость

Выбор оптимальной номинальной мощности двигателя может быть применим во всех отраслях.

Экономика

Затраты на приобретение энергоэффективного двигателя превышают стоимость традиционного двигателя примерно на 20 %. Примерное распределение затрат, связанных с установкой и эксплуатацией двигателя, за весь срок службы показано на рисунке 5.67:

Рисунок 5.67. Затраты на протяжении срока службы электродвигателя

При приобретении или ремонте электродвигателя важно оценить энергопотребление и рассмотреть возможности его минимизации с учетом следующих соображений:

для двигателей переменного тока период окупаемости может составлять | год или даже меньше;

для двигателя с повышенной энергоэффективностью может требоваться более длительный период окупаемости за счет энергосбережения.

Эффект от внедрения

Использование двигателей с оптимальной номинальной мощностью:

способствует повышению энергоэффективности, позволяя эксплуатировать двигатели при максимальном КПД;

может способствовать снижению потерь в сетях, связанных с низким коэффициентом мощности;

может способствовать некоторому снижению частоты вращения вентиляторов и насосов и, как следствие, энергопотребления этих устройств.

Зависимость КПД электродвигателя от его нагрузки представлена на рисунке 5.68.

Рисунок 5.68. Зависимость КПД электродвигателя от его нагрузки

Справочная литература

[88]

5.13.20. Приводы с переменной скоростью

Описание

Использование приводов с переменной скоростью, представляющих собой сочетание электродвигателя с регулирующим устройством (с частотным преобразователем), способно привести к значительному энергосбережению, связанному с более эффективным управлением характеристиками технологического процесса. Другие положительные эффекты применения таких устройств включают, в частности, уменьшение износа механического оборудования и снижение уровня шума. При работе в условиях переменной нагрузки приводы с переменной скоростью позволяют существенно снизить уровень энергопотребления.

Достигнутые экологические выгоды

В частности, для таких применений, как центробежные насосы, компрессоры и вентиляторы, сокращение энергопотребления, может находиться в диапазоне 4–50 %. Использование приводов с переменной скоростью способствует сокращению уровня энергопотребления и повышению общей производительности таких устройств по обработке материалов, как центрифуги, мельницы и различные станки, а также таких устройств по перемещению материалов, как накаты (лентопротяжные механизмы), конвейеры и подъемники.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Прочие возможные положительные эффекты использования приводов с переменной скоростью включают:

расширение диапазона возможных режимов эксплуатации исполнительного устройства;

изоляцию двигателей от сетей, что может способствовать более стабильному режиму работы двигателей и повышению КПД;

возможность точной синхронизации нескольких двигателей;

повышение скорости и надежности реагирования на изменение рабочих условий.

Приводы с переменной скоростью не являются оптимальным решением для любых условий. В частности, их применение не является оправданным в условиях постоянной нагрузки (например, для дутьевых вентиляторов печей кипящего слоя, компрессоров окислительного воздуха и т.д.), поскольку потери в регулирующем устройстве составляют 3–4 % потребляемой энергии (преобразование частоты, корректировка фазы).

Кросс-медиа эффекты

Применимость

Справочная литература

[88]

5.13.21. Потери при передаче механической энергии (передаточные механизмы)

Описание

Передаточные механизмы, включая валы, ремни, цепи и зубчатые передачи, требуют надлежащей установки и технического обслуживания. При передаче механической энергии от двигателя к исполнительному устройству имеют место потери энергии, которые могут варьировать в широком диапазоне, от 0 до 45 %, в зависимости от конкретных условий. По возможности следует использовать синхронные ременные передачи вместо клиновидных. Зубчатые клиновидные передачи являются более эффективными, чем традиционные клиновидные. Цилиндрическая зубчатая (геликоидальная) передача является значительно более эффективной, чем червячная. Жесткое соединение является оптимальным вариантом там, где его применение допускается техническими условиями, тогда как применения клиновидных ременных передач следует избегать.

Кросс-медиа эффекты

При выборе двигателя имеют значение и другие факторы, например безопасность, качество и надежность реактивная мощность, периодичность технического обслуживания.

Применимость

Системы с электроприводом имеются практически на всех промышленных предприятиях, где доступна электроэнергия. Практическая применимость конкретных методов и экономический эффект от их применения зависят от масштабов и конкретных условий предприятия. Выбор мероприятий, одновременно удовлетворяющих критериям практической реализуемости и экономической эффективности, целесообразно осуществлять на основе анализа потребностей предприятия в целом и конкретной системы (подсистемы).

Эффект от внедрения

Характерная величина (диапазон экономии энергии) энергоснабжения 2-10%.

Справочная литература

[88]

5.13.22. Утилизация тепла

Описание

Большая часть электроэнергии, потребляемой промышленным компрессором, в конечном счете, преобразуется в тепловую энергию и должна быть отведена в окружающую среду. Во многих случаях при помощи адекватных мер можно обеспечить утилизацию значительной части этого тепла и его полезное применение, например, для нагрева воздуха или воды при наличии соответствующей потребности

Экологические преимущества

Энергосбережение.

Достигнутые экологические выгоды

Отсутствует.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Возможны две различные системы утилизации тепла:

подогрев воздуха: компрессорные агрегаты с воздушным охлаждением пригодны для утилизации тепла в целях отопления помещений, промышленной сушки, предварительного подогрева воздуха для горелок и любых других применений, в которых существует потребность в подогретом воздухе. В таких агрегатах атмосферный воздух проходит через систему охлаждения компрессора, отбирая тепло, образующееся при сжатии воздуха.

Поскольку компрессорные агрегаты, как правило, установлены в кожухе и уже оснащены теплообменниками и вентиляторами, обеспечивающими работу системы охлаждения, единственной необходимой модификацией является добавление воздуховода и дополнительного вентилятора для обеспечения потока воздуха и исключения любого противодавления на вентиляторы системы охлаждения. Работа таких систем утилизации тепла может регулироваться при помощи простого вентиля с термостатическим управлением.

При использовании компрессоров с водяным охлаждением утилизация тепла для отопления помещений является менее эффективной вследствие необходимости дополнительной ступени теплообмена и того факта, что температура доступного тепла, как правило, оказывается ниже.

Однако, поскольку многие компрессоры с водяным охлаждением характеризуются значительной мощностью, утилизация тепла в целях отопления может оказаться привлекательным вариантом.

подогрев воды: возможным вариантом, является также установка теплообменника для утилизации тепла, отводимого при охлаждении компрессорного масла в компрессорах с воздушным и водяным охлаждением, посредством производства горячей воды. В зависимости от конструкции теплообменника может производиться горячая вода для хозяйственных или других нужд. Когда потребность в горячей воде отсутствует, горячее масло направляется в обычную систему охлаждения.

Горячая вода может использоваться в системах центрального отопления, душевых и прачечных, в промышленных процессах очистки, тепловых насосах, для промывки изделий после нанесения гальванических (электрохимических) покрытий и для любых других применений, требующих нагретой воды.

Кросс-медиа эффект

Возможно увеличение экономических затрат на установку нагревательного контура и дополнительных теплообменников. Одним из необходимых факторов соблюдения целостности системы является стабилизация температуры потока отходящих газов.

Применимость

Производители большинства современных компрессорных систем предлагают системы утилизации тепла в качестве дополнительного оборудования, поставляемого по желанию заказчика. Это оборудование может быть интегрировано в основной компрессорный агрегат или устанавливаться отдельно. Оборудование системами утилизации тепла существующих систем сжатого воздуха, как правило, не сопряжено со значительными трудностями или затратами.

Системы утилизации тепла доступны для компрессоров как с воздушным, так и водяным охлаждением.

Экономика

В конечном счете, в тепловую энергию преобразуется 80–95 % электроэнергии, потребляемой промышленным компрессором. Во многих случаях грамотно спроектированная система способна обеспечить утилизацию от 50 до 90 % этого тепла для производства горячего воздуха или воды.

Потенциальные объемы энергосбережения зависят от характеристик конкретной системы сжатого воздуха, эксплуатационных условий и применения утилизируемого тепла.

Как правило, характеристики тепла, утилизируемого при работе компрессоров, недостаточны для непосредственного производства пара на его основе.

Характерные температуры получаемого при этом нагретого воздуха на 25–40 °C превышают температуру охлаждающего воздуха, поступающего в систему, тогда как температура нагретой воды может находиться в диапазоне от 50 до 75 °C.

Пример объемов энергосбережения и экономического эффекта для винтового компрессора с впрыскиванием масла приведен в таблице 5.55.

Таблица 5.55. Пример экономического эффекта в результате утилизации тепла

№ п/п	Номинальная мощность компрессора	Утилизируемое тепло (около 80% номинальной мощности)	Экономия мазута (при времени работы 4000 час/год)	Экономический эффект (при цене мазута 0,50 евро/л)
1	2	3	4	5
1	кВт	кВт	л/год	евро/год
2	90	72	36330	18165

Эффект от внедрения

Снижение затрат.

Справочная информация

[89], [90]

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

Описание

Вблизи потребителей сжатого воздуха с существенно варьирующим уровнем потребления могут быть размещены резервуары для создания запаса сжатого воздуха.

Достигнутые экологические выгоды

Описанный подход позволяет сглаживать пики потребности в сжатом воздухе, делая возможным использование компрессоров меньшей мощности. Обеспечивая более равномерную загрузку системы, данный метод создает предпосылки для эксплуатации компрессоров в оптимальных режимах.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Применимость

метод заслуживает рассмотрения во всех случаях, когда имеются потребители сжатого воздуха, характеризующиеся значительными колебаниями уровня потребления;

широко применяется.

Экономика

Снижение капитальных и эксплуатационных затрат.

Эффект от внедрения

Данных не предоставлено

Справочная литература

[70]

5.13.24. Оптимизация трубопроводной системы

Описание

Выбор производительности насоса зависит от характеристик трубопроводной системы. Как показано на рисунке 5.69, оптимальная производительность определяется соотношением характеристик насоса и трубопроводной системы.

Рисунок 5.69. Соотношение напора и расхода

Собственное энергопотребление трубопроводной системы определяется потерями на трение при движении жидкости по трубопроводам, через клапаны и другие элементы системы. Величина потерь пропорциональна квадрату расхода. Потери на трение могут быть сведены к минимуму с использованием средств:

Устранение излишних клапанов;

Устранение излишних изгибов трубопроводной системы;

Обеспечение достаточного диаметра трубопроводов.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

По данным некоторых исследований, за счет замены оборудования и совершенствования систем управления возможно снизить энергопотребление насосных систем на 30–50 %.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Применимость

Применимость тех или иных мер и связанный с ними экономический эффект зависят от масштаба и характеристик конкретного производства и насосной системы. Поэтому оптимальные меры по повышению энергоэффективности могут быть определены только основе анализа системы и потребностей производства. Такой анализ должен выполняться квалифицированным инженерно-техническим персоналом предприятия или представителями поставщика насосного оборудования.

Результаты анализа должны включать перечень мер, применимых в условиях данного предприятия, оценку связанных с ними затрат и экономического эффекта, а также предполагаемый период окупаемости.

Экономика

Срок службы насосных систем часто составляет 15-20 лет. Поэтому при приобретении насосного оборудования следует учитывать не только начальные затраты (стоимость оборудования и его установки), но и затраты на протяжении всего жизненного цикла системы.

Как правило, насосы закупаются как отдельные единицы оборудования, однако они могут выполнять полезные функции лишь в рамках системы. Поэтому при анализе экономических вопросов, связанных с закупкой насосного оборудования, необходимо принимать во внимание систему в целом.

Эффект от внедрения

Энергосбережение и сокращение затрат.

Справочная литература

[74], [91], [92]

5.13.25. Отопление и охлаждение помещений

Описание

На объектах добычи нефти и газа осуществляется широкий диапазон видов деятельности, связанной с отоплением и охлаждением помещений. Конкретный вид деятельности и ее применение зависят от отрасли и климата в месте расположения предприятия. Отопление и охлаждение используются, в частности, с целью:

обеспечения благоприятных условий в рабочей зоне;

создания условий для обеспечения условий для протекания процессов;

поддержания оптимальных условий для хранения или добычи нефти и газа.

Системы могут носить как локальный (например, инфракрасные обогреватели для оборудования в складских помещениях), так и централизованный (например, системы кондиционирования воздуха в офисных зданиях) характер.

С отоплением и охлаждением помещений связано значительное потребление энергии. Например, во Франции данная величина составляет 30 ТВт-ч, что соответствует почти 10 % национального потребления топлива. В очень многих случаях при отоплении промышленных зданий поддерживаемая температура, может быть, без ущерба снижена на 1-2 °С и, напротив, при охлаждении заданная температура может быть повышена на 1-2 °С без ущерба для комфорта. Поскольку подобные меры сопровождаются изменением условий труда персонала, их реализация должна сопровождаться информационной кампанией.

Существует два принципиальных подхода к снижению энергопотребления систем отопления/охлаждения:

1) сокращение потребностей в отоплении/охлаждении посредством: теплоизоляции зданий;

эффективного остекления;

ограничения инфильтрации воздуха;

автоматического закрытия дверей;

дестратификации (предотвращения расслоения теплого и холодного воздуха и скопления теплого воздуха под потолком);

поддержания пониженной температуры в нерабочее время (посредством программирования системы управления);

об уменьшения (увеличения) заданного уровня температуры;

2) повышение эффективности систем отопления посредством:

утилизации отходящего тепла;

использования тепловых насосов;

о применения систем лучистого и локального отопления в сочетании пониженной температурой в помещениях, где отсутствуют рабочие места.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Снижение заданного уровня температуры на 1°С в случае отопления или повышение уровня на 1°С в случае охлаждения способно снизить энергопотребление на 5-10 % в зависимости от средней разницы температур помещения и наружного воздуха. В многих случаях повышение заданной температуры при кондиционировании воздуха обеспечивает больший эффект, поскольку разница температур в этом случае, как правило, выше. Однако эта закономерность носит обобщенный характер, и конкретная величина экономии зависит от климатических условий данного региона.

Ограничение отопления/охлаждения в нерабочее время для предприятия способно снизить соответствующее потребление электроэнергии на 40 % (для предприятия с восьмичасовым рабочим днем). Ограничение отопления с постоянным поддержанием пониженной температуры в помещениях, где отсутствуют рабочие места, в сочетании с локальным отоплением рабочих мест способно обеспечить до 80 % энергосбережения, в зависимости от доли площадей, занятых рабочими местами персонала.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Справочная литература

[93], [94]

5.13.26. Естественное охлаждение

Описание

Энергоэффективность процессов охлаждения, осуществляемых как для кондиционирования воздуха, так и для нужд технологических процессов, может быть повышена за счет естественного (свободного) охлаждения. Естественное охлаждение может осуществляться в условиях, когда энтальпия наружного атмосферного воздуха оказывается ниже, чем энтальпия воздуха в помещениях. Данный метод охлаждения называется естественным, поскольку он основан на использовании атмосферного воздуха.

Холод передается охлаждаемой системе от атмосферного воздуха либо непосредственно, либо опосредованным (косвенным) образом. Как правило, на практике используются методы опосредованной передачи холода. Система, основанная на таких принципах, представляет собой сочетание прямоточной и рециркуляционной систем (рисунок 5.62). Регулирование работы системы осуществляется при помощи автоматических вентилей: при наличии достаточно холодного наружного воздуха (те. когда температура наружного воздуха по влажному термометру оказывается ниже заданной температуры охлаждения воды), вентиль автоматически. увеличивает забор наружного воздуха, одновременно сокращая внутреннюю рециркуляцию для обеспечения максимального использования естественного охлаждения. Использование подобных методов позволяет снизить нагрузку на холодильное оборудование в холодное время года и/или в ночное время. Существуют различные технические реализации принципа естественного охлаждения. На рисунке 5.70 показана возможная схема простой системы, реализующей этот принцип.

Рисунок 5.70. Возможная схема системы с естественным охлаждением

Вода, направляемая для охлаждения в чиллер, при помощи трехходового клапана автоматически направляется в теплообменник свободного охлаждения. Здесь происходит предварительное охлаждение воды, позволяющее снизить нагрузку на чиллер и энергопотребление соответствующих компрессоров. Чем больше разница между температурой окружающего воздуха и температурой воды, поступающей в чиллер, тем больше эффект естественного охлаждения и связанное с ним энергосбережение.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Производственная информация Естественное охлаждение является эффективным в том случае, если температура наружного воздуха хотя бы на 1 °С ниже, чем температура воды, поступающей в чиллер. Например, если на рисунке 5.62: (температура воды, поступающей в чиллер) равна 11 °С, естественное охлаждение может быть задействовано при температуре наружного воздуха (5) ниже 10 °С.

Достигнутые экологические выгоды

Как правило, чиллеры оснащаются электроприводом; в некоторых случаях они используют тепловую энергию. В любом случае, естественное охлаждение приводит к сокращению потребления первичных энергоресурсов.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Применимость

Естественное охлаждение применимо при определенных условиях. В случае опосредованной передачи холода температура наружного воздуха должна быть ниже температуры жидкого хладагента, поступающего в чиллер. При непосредственной передаче холода температура наружного воздуха должна быть равной или меньшей, чем заданная температура охлаждения жидкости. При оценке возможности внедрения естественного охлаждения следует учесть возможную потребность в дополнительных площадях.

Согласно оценкам, естественное охлаждение применимо в 25% случаев. Теплообменники естественного охлаждения могут быть установлены в составе новой системы охлаждения или добавлены к существующей системе.

Экономика

С использованием естественного охлаждения связаны экономические преимущества: холод наружного воздуха является бесплатным, тогда как его использование позволяет сократить энергопотребление компрессоров и, как следствие, затраты на приобретение энергии.

Как правило, предпочтительным является изучение возможностей для включения естественного охлаждения при проектировании новой системы или планировании значительной модернизации существующей. Период окупаемости для новой системы может составить всего 12 мес.; при добавлении естественного охлаждения к существующей системе период окупаемости может составлять 3 года.

Эффект от внедрения

простота установки;

энергосбережение и сокращение затрат.

Справочная литература

[95], [96]

Описание

Технологические показатели определяются на основании отношения годовых данных массы выбросов загрязняющих маркерных веществ (в килограммах) от основного применяемого оборудования котельных установок, теплогенераторов и др. оборудования, с учетом установленной запорнорегулирующей арматуры, в зависимости от конкретных условий предприятия, к годовым показателям использованного для выработки тепловой энергии добываемого и подготовленного газа, (в тоннах).

Достигнутые экологические выгоды

Использование добываемого и подготовленного газа для выработки тепловой энергии, электроэнергии на собственные нужды предприятия влечет за собой снижение выбросов в атмосферу загрязняющих веществ.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Применимость

Применим на многих нефтегазодобывающих предприятиях.

Экономика

Снижение затрат.

Эффект от внедрения

простота внедрения;

энергосбережение и сокращение затрат.

Справочная литература

[10]

Описание

Создание технологической инфраструктуры для передачи попутного нефтяного газа на газоперерабатывающие заводы с целью его дальнейшей глубокой переработки состоит в реконструкции технологического оборудования и энергетических сетей.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение выбросов за счет нового оборудования.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Применимость

Применим на многих нефтегазодобывающих предприятиях.

Экономика

увеличение энергоэффективности;

необходимость в инвестиционных затратах.

Эффект от внедрения

простота внедрения;

энергосбережение.

Справочная литература

[10]

Описание

Указанный способ позволяет достигать высоких значений уровня использования добываемого газа. В данном случае попутный газ, получаемый в процессе добычи нефти, поступает на технологические нужды промысла: используется для работы газотурбинной электростанции, является топливом для печей нагрева нефти и котельных и т.д.

Достигнутые экологические выгоды

Данные не предоставлены.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Применимость

Применим на многих нефтегазодобывающих предприятиях.

Экономика

Увеличение энергоэффективности.

Эффект от внедрения

простота внедрения;

энергосбережение.

Справочная литература

[10]

5.13.30. Воздушное охлаждение

Достигнутые экологические выгоды

Основное преимущество использования воздухоохладителей по сравнению с водными холодильниками заключается в том, что не требуется дополнительная среда.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Основным недостатком является то, что обычно требуется больший участок по сравнению с водными охладителями (5–30 м2/МВт). Требуется электричество, но затраты на техническое обслуживание минимальны.

Кросс-медиа эффекты

Воздушное охлаждение, как правило, производит больше шума, чем водяное охлаждение. Уровень шума, создаваемого вентилятором воздушного охладителя, составляет 97–105 дБ(А) у источника.

Применимость

Воздушного охлаждения может быть достаточно для удовлетворения потребностей в охлаждении в некоторых частях процесса нефтегазодобычи. Условия окружающей среды ограничивают уровни температуры, которые могут быть достигнуты. Климатические условия (жаркий климат или температура ниже 0 °C) обычно ограничивают его использование. Кроме того, вентиляторы не могут быть расположены вблизи зданий, так как может произойти короткое замыкание в воздухе.

Экономика

Воздушные охладители воздуха могут быть дорогими. Минимальные затраты на техническое обслуживание.

Пример завода(-ов)

Существуют много примеров применения на предприятиях по добыче нефти и газа Республики Казахстан и Российской Федерации.

Справочная литература

[58], [97], [98]

5.13.31. Снижение коксообразования осаждающихся на трубах печи

Описание

В некоторых процессах при нефтегазодобыче, а в частности во время термического крекинга образуется некоторое количество кокса, который осаждается на трубах печи. При необходимости кокс следует счищать. Присадки регулируют содержание натрия в исходном сырье. Также используются едкий натр в качестве каустика или другие специальные присадки, вводимые в исходное сырье на установки, расположенные выше по потоку нефтепродукта.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение образования кокса и, как следствие, сокращение отходов после очистки.

Эффект от внедрения

Данный метод обычно применяется в целях избежания очистки.

Справочная литература

[69]

5.14. Морская добыча сырой нефти и газа

5.14.1. Меры по охране гидросферыот загрязнения и истощения

Описание

При освоении морских нефтегазовых месторождений принимаются меры по охране гидросферы от загрязнения и истощения:

внедрение ресурсосберегающих и природоохранных технологий;

сбор и локализацию буровых сточных вод;

сбор и очистку промышленных и бытовых сточных вод;

защиту водоема от загрязнения при утечках горюче-смазочных материалов;

транспортная логистика и иные операции.

Достигнутые экологические выгоды

Снижение сбросов за счет внедрения данных методов.

Кросс-медиа эффекты

Известные воздействия отсутствуют.

Применимость

Применим на многих нефтегазодобывающих предприятиях.

Экономика

Экономический фактор не известен.

Эффект от внедрения

Ресурсосбережение, Снижение сброса загрязняющиъ веществ в гидросферу.

5.14.2. Автономное энергообеспечение

Описание

Автономным энергообеспечением является комплексная система технических устройств, обеспечивающих производство и преобразование электрической энергии до параметров, соответствующих техническим характеристикам электрической сети потребителей, вне зависимости от внешних сетей электроснабжения, а также тепловой энергией необходимой для обеспечения бесперебойного функционирования производства.

Система технических устройств состоит из установок выработки тепла (технологические печи, котлы), энергоблок по выработке электрической энергии и иное.

Достигнутые экологические выгоды

Ресурсосбережение при использовании топливного гахза собственной выработки.

Кросс-медиа эффекты

Наличие больших топливных резервуаров представляет риски посредством выделения ЛОС, а также необходимых мероприятий (включающих пожаро-взврывобезопасность)

Применимость

Применим на многих нефтегазодобывающих предприятиях.

Экономика

Комплекс мероприятий для реализации является дорогостоящим и включает создание технологической инфраструктуры.

Эффект от внедрения

Независимое энергообеспечение технологических процессов исходя из рационального потребления ресурсов.

5.14.3. Мониторинг за состоянием морских вод

Описание

Для выявления изменений качества морской воды, обусловленных проведением комплекса работ на месторождении Кашаган, осуществляются мониторинговые наблюдения вконтрольных створах.

Точки опробования морской воды являются контрольными для всех видов отводимых вод,образующихся в результате деятельности нефтегазодобычной компании при проведении работ на морских месторождениях.

Согласно Приказа Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 10 марта 2021 года № 63 "Об утверждении Методики определения нормативов эмиссий в окружающую среду": "Контрольный створ в поверхностных водных объектах, используемыхдля целей хозяйственно-питьевого водоснабжения и рыбохозяйственного значения,устанавливается на расстоянии не более пятисот метров от точки сброса сточных вод (точки выпуска сточных вод, места добычи полезных ископаемых, производства работ на водномобъекте)".

Достигнутые экологические выгоды

Мониторинг изменений состояния морских вод от деятельности по добыче нефти и газа на море.

Кросс-медиа эффекты

Не выявлено.

Применимость

Применим к нефтегазодобывающим предприятиям осуществляющихдобычу нефти и газа на море.

Эффект от внедрения

Дополнительный контроль безопасной эксплуатации технологического оборудования на море..

5.14.4. Предварительная подготовка углеводородного сырья на искуственных островах.

Описание

Предварительная подготовка углеводородного сырья на искуственных островах включает:

сепарация добываемого сырья;

подготовка сырого газа к транспорту на сушу для дальнейшей подготовки и переработки;

подготовка нефтяной эмульсии к транспорту на сушудля дальнейшей подготовки товарной нефти.

Достигнутые экологические выгоды

Меньшее воздействие эмиссий на морскую среду.

Кросс-медиа эффекты

Требует установки соответствующего технологического оборудования и его эксплуатацию

Применимость

Применим для нефтегазодобывающих предприятий осуществляющих операции по добыче нефти и газа на море.

Экономика

5.14.5. Глубокая переработка углеводородного сырья вне акватории моря.

Описание

Размещение промышленных площадок для комплексной подготовки нефти и газа вне акватории моря (на суше)

Достигнутые экологические выгоды

Меньшее воздействие эмиссий на морскую среду с возможностью осуществления более легких мероприятий по локализации эмиссий и ремедиации.

Кросс-медиа эффекты

Воздействие эмиссий переносится на сушу (при недостаточном уровне очистке выбросов, отходов и сбросов производства)

6. Заключение, содержащее выводы по наилучшим доступным техникам

Определение иных технологических показателей, связанных с применением НДТ, в том числе уровней потребления энергетических, водных и иных ресурсов в настоящем проекте справочника по НДТ является нецелесообразным.

Иные технологические показатели, связанные с применением НДТ, выражаются в количестве потребления ресурсов в расчете на единицу времени или единицу производимой продукции (товара), выполняемой работы, оказываемой услуги. Соответственно, установление иных технологических показателей обусловлено применяемой технологией производства. Кроме того, в результате анализа потребления энергетических, водных и иных (сырьевых) ресурсов, проведенного в разделе "Общая информация", получен вариативный ряд показателей, который зависит от многих факторов: качественные показатели сырья, производительность и эксплуатационные характеристики установки, качественные показатели готовой продукции, климатические особенности регионов и т.д.

Технологические показатели потребления ресурсов должны быть ориентированы на внедрение НДТ, в том числе прогрессивной технологии, повышение уровня организации производства, соответствовать наименьшим значениям (исходя из среднегодового значения потребления соответствующего ресурса), и отражать конструктивные, технологические и организационные мероприятия по экономии и рациональному потреблению.

6.1. Заключения по общим НДТ

Общие положения

Техники, перечисленные и описанные в настоящем разделе, не являются исчерпывающими. Могут использоваться другие техники, обеспечивающие достижение уровней эмиссий и технологических показателей, связанных с применением НДТ, при нормальных условиях эксплуатации объекта с применением одной или нескольких НДТ, описанных в заключении по НДТ.

Периоды усреднения и базовые условия для выбросов в атмосферу

Под уровнями выбросов, связанных с применением НДТ и приведенных в настоящем разделе, понимается масса загрязняющего вещества в единице объема сухих отходящих газов при стандартных условиях (293,15 K°, 101,3 кПа после вычитания содержания водяного пара, но без коррекции содержания кислорода), которая выражается как соотношение миллиграмм на кубический метр (мг/Нм3).

Для непрерывных измерений

Допустимые уровни эмиссий, связанные с применением НДТ, относятся к среднесуточным значениям (усредненные массовые концентрации за календарные сутки), которые являются средними значениями всех достоверных 20 минутных значений, измеренных в течение одних суток.

Для периодических измерений

Допустимые уровни эмиссий, связанные с применением НДТ, относятся к среднему значению не менее трех единичных проб, измеренных в течение 20 минут

Для основных стационарных организованных источников выбросов не соответствующим критериям необходимости установления Автоматизированной системы мониторинга выбросов, в целях контроля качества атмосферного воздуха рекомендуется проведение ежемесячного инструментального контроля уровня эмиссий маркерных загрязняющих веществ.

Для процессов сжигания различных видов топлив в целях выработки тепловой, механической, электрической энергии и установок извлечения серы из отработанных газов базовые условия для содержания кислорода приведены ниже:

№ п/п	Меры	Ед. изм.	Условия базового уровня кислорода
1	2	3	4
1	Установка для сжигания жидкого или газообразного топлива за исключением газовых турбин и двигателей	мг/Нм3	3 % кислорода по объему
2	Газовые турбины и двигатели	мг/Нм3	15 % кислорода по объему
3	Дизельные двигатели	мг/Нм3	6 % кислорода по объему
4	Установка для извлечения серы из отработанных газов и термоокислители (инсинераторы)	мг/Нм3	3 % кислорода по объему

Преобразование концентрации выбросов в базовый уровень кислорода

Ниже приведена формула для расчета концентрации выбросов при базовом уровне кислорода (см. таблицу 6.1).

где:

- концентрация выбросов, скорректированная на базовый уровень кислорода (мг/Нм3);

- базовый уровень кислорода (% по объему);

- концентрация выбросов, указанная на измеренный уровень кислорода (мг/Нм3);

– измеренный уровень кислорода (% по объему).

НДТ по сбросам в воду, относятся к следующим аспектам:

уровни концентраций, выраженные как масса сбрасываемых веществ на объем сточных вод, в мг/л.Уровни эмиссий, связанные с применением НДТ, установлены в настоящем разделе при условии нормальной работы оборудования, без учета аварийных и плановых ремонтных и пуско-наладочных работ, при использовании конкретного вида топлива и технологической установки по назначению.

Периоды усреднения и базовые условия для сбросов сточных вод

Если не указано иное, уровни сбросов, связанные с применением НДТ, приведенные в настоящем разделе, определяются как значения концентрации (массы сбрасываемого вещества на объем воды) и выражаются как соотношение миллиграмм на литр (мг/л).

Если не указано иное, периоды усреднения для уровней сбросов, связанных с НДТ, определяются следующим образом:

Среднесуточные

Среднее значение за период отбора проб, равный 24 часам, взятых в качестве составной пробы, пропорциональной расходу, или, при условии, что продемонстрирована достаточная стабильность потока, из пробы, пропорциональной времени

6.2. Система экологического менеджмента

НДТ 1. НДТ заключается во внедрении и соблюдении системы экологического менеджмента (СЭМ) для улучшения общих экологических показателей установок объектов нефтегазодобычи.

Описание: см. раздел 4.2.

Экологическая эффективность: СЭМ способствует и поддерживает постоянное улучшение экологических показателей установки. Если установка уже имеет хорошие общие экологические характеристики, то СЭМ помогает оператору поддерживать высокий уровень экологической эффективности.

Применимость: Компоненты, описанные выше, обычно могут применяться ко всем установкам и характер СЭМ (например, стандартный или нестандартный) будут связаны с характером, масштабом и сложностью установки, а также с диапазоном экологического воздействия, которое она может оказать.

6.3 Техники повышения энергоэффективности

НДТ 2. Для эффективного использования энергии НДТ предусматривает использование подходящей комбинации техник, приведенных ниже:

Техника	Описание
Техники проектирования
Пинч-анализ	Техника, основанная на систематическом расчете термодинамических показателей для минимизации потребления энергии. Используется в качестве инструмента для оценки общих конструкций систем
Тепловая интеграция	Тепловая интеграция технологических систем (при технических и технологических возможностях) гарантирует, что значительная доля тепла, необходимого в различных процессах, обеспечивается за счет обмена теплом между потоками, подлежащими нагреву, и потоками, подлежащими охлаждению
Рекуперация тепла и энергии	Использование устройств / систем рекуперации тепловой энергии, и утилизации остаточного тепла выхлопных газов топливосжигающего оборудования с достаточно высокой температурой и скоростью теплового потока достаточных для обеспечения других технологических тепловых нагрузок систем (например: котлов-утилизаторов, печей подогрева, теплообменников систем подачи сырья/топлива других устройств, систем центрального теплоснабжения и т.д.) и выработки электрической энергии (силовых турбин)
Техники управления технологическим процессом и техническим обслуживанием
Оптимизация технологического процесса	Оптимизация потребности в тепловой и электрической энергии в технологическом процессе посредством систематического анализа технологического процесса и энергопотребления с целью максимизации энергоэффективности и снижения энергопотребления всего процесса на единицу готовой продукции. Механизмы могут включать: обновленные принципы управления и/или систем управления, повышение эффективности использования оборудования, корректировка уставок (например, соотношение воздух/топливо), модернизация оборудования (конфигурация горелки, конструкция печи), изменение размеров оборудования (например, перестановка насосов или компрессоров) и т.д. Улучшение надежности оборудования также должно способствовать повышению эффективности.
Управление паром и снижение потребления пара	Систематическая съемка систем дренажных клапанов для снижения расхода пара и оптимизации его использования Систематическая оценка конденсатоотводчиков, дренажных клапанов регулирующих систем и другой запорно-регулирующей арматуры, оптимизированные подача пара и сброс давления и потоков отработанного тепла для снижения потерь пара с целью безопасной оптимизации его использования.
Использование энергетического эталона	Участие в ранжировании и сравнительном анализе для достижения непрерывного улучшения путем изучения передового опыта
Энергоэффективные технологии производства
Использование комбинированной тепловой и электрической энергии	Система, предназначенная для совместного производства (или когенерации) тепла (например, пара) и электроэнергии от одного и того же топлива

НДТ 3. Для сокращения энергопотребления, улучшения операционной деятельности, поддержания рациональной организации производства, НДТ предусматривает использование соответствующих комбинаций техник, приведенные ниже.

Техника	Эффект от внедрения
Сосредоточить внимание руководства на потреблении энергии	Для обеспечения принятия решений на основе интеграции процессов
Ускорение развития системы отчетности о потреблении энергии	Для измерения прогресса и обеспечения достижения целевых показателей
Инициировать систему стимулирования энергосбережения	Для содействия выявления областей улучшения
Регулярное проведение энергоаудитов	Для обеспечения соответствия деятельности внешним и внутренним нормативным документам
План снижения энергопотребления	Установить цели и стратегии для улучшения
Проводить мероприятия по интенсификации горения	Определить области улучшения (например, соотношение воздух/ топливо, температура выхлопной трубы, конфигурация горелки, конструкция печи)
Для участия в мероприятиях по ранжированию/бенчмаркингу в потреблении энергии	Проверка независимым органом
Интеграция между установками, внутри них и системами	Тепловая интеграция между установками на объектах нефтепромысла может быть неоптимальной. Необходимо проводить исследования на энергоемкость

Экологическая эффективность: Все меры по снижению потребления энергии приведут к сокращению выбросов в атмосферу, включая CO2. Любая техника по энергосбережению оказывает влияние на загрязнение окружающей среды из-за предельного расхода топлива.

6.4. Мониторинг выбросов в атмосферу

НДТ 4. НДТ предусматривает непрерывный мониторинг выбросов путем инструментальных замеров с частотой не менее той, которая указана ниже, а также в соответствии с требованиями, установленными в законодательных и подзаконных актах Республики Казахстан в области охраны окружающей среды.

Описание	Технологическая установка	Минимальная частота	Техника мониторинга
Выбросы SO2, NOX	Установки сжигания (печи и котлы, турбины) от 50 до 100 МВт ,**	Непрерывный	Инструментальные замеры
	Установки сжигания (печи и котлы, турбины) <50 МВт ,**	Непрерывный	Инструментальные замеры
	Установки производства / извлечения серы (УПС) и их котлы дожига (инсинераторы)	Непрерывный	Инструментальные замеры
Выбросы NH3	Все установки, оснащенные СКВ или СНКВ **	Непрерывный	Инструментальные замеры
Выбросы CO	Другие установки сжигания (печи и котлы) ,**	Непрерывный	Инструментальные замеры

*Относится к общей номинальной тепловой мощности всех установок сжигания (печи и котлы), подключенных к дымовой трубе, в которой происходят выбросы, и/или являющиеся самостоятельным источников загрязнения при соответствии условиям согласно пункта 11 "Правил ведения автоматизированной системы мониторинга эмиссий в окружающую среду при проведении производственного экологического контроля" (утвержденных Приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 22 июня 2021 года № 208).

** При использовании NH3 в качестве восстановителя.

*** Периодический мониторинг (инструментальный контроль) эмиссий в окружающую среду осуществляется ежемесячно для объектов не оснащенных АСМ с целью наблюдения за количеством, качеством эмиссий и их изменением

НДТ 5. НДТ заключается в мониторинге соответствующих технологических параметров, связанных с выбросами загрязняющих веществ, на установках сжигания с использованием соответствующих техник.

Описание

Минимальная частота

Мониторинг параметров, связанных с выбросами загрязняющих веществ, например, содержание кислорода в дымовых газах, содержание азота и серы в топливе или сырье *

Непрерывное измерение содержания кислорода частотой, предусмотренной для измерения концентраций загрязняющих веществ.
Периодическое измерение содержания азота и серы с частотой, основанной на значительных изменениях топлива/сырья

*мониторинг N и S в топливе не обязателен, если предусмотрены измерения NOX и SO2 в отходящих газах.

НДТ 6. НДТ заключается в мониторинге неорганизованных выбросов ЛОС в воздух со всего производственного объекта с использованием всех следующих техник:

a. техники мониторинга по запаху, связанные с корреляционными кривыми для основного оборудования;

b. оптические техники обнаружения газов;

c. расчеты постоянных выбросов на основе коэффициентов выбросов периодически (например, один раз в два года), подтверждаемых измерениями.

d. Скрининг и количественная оценка выбросов на объекте с помощью периодических измерений с использованием технологий, основанных на оптическом поглощении, таких как обнаружение и дальность света с дифференциальным поглощением.

6.5. Мониторинг сбросов в водные объекты

НДТ 7. НДТ заключается в мониторинге сбросов загрязняющих веществ в каждом выпуске сточных вод"

НДТ заключается в мониторинге сбросов маркерных загрязняющих веществ в месте выпуска сточных вод и устанавливаются на уровне экологических нормативов качества вод, утверждаемых в порядке, определенном законодательством Республики Казахстан (не распространяется на пункт 3, статьи 213 Экологического Кодекса).

Частота мониторинга сбросов, связанные с применением НДТ.

№ п/п	Наименование загрязняющего вещества	Частота мониторинга
Пруд-накопитель
1	взвешенные вещества	Ежеквартально
3	Железо (включая хлорное железо) по Fe	Ежеквартально
4	нефтепродукты	Ежеквартально
5	Сульфаты (по SO4)	Ежеквартально
6	Хлориды (по Cl)	Ежеквартально
Пруд-испаритель
1	взвешенные вещества	Ежеквартально
3	Железо (включая хлорное железо) по Fe	Ежеквартально
4	нефтепродукты	Ежеквартально
5	Сульфаты (по SO4)	Ежеквартально
6	Хлориды (по Cl)	Ежеквартально
7	диэтаноламин/МДЭА(флексорб)/метанол/этиленгликоль	Ежеквартально
8	сероводород	Ежеквартально
Закачка в пласт с целью поддержания пластового давления
1	взвешенные вещества	Еженедельно
2	Железо (включая хлорное железо) по Fe	Еженедельно
3	нефтепродукты	Еженедельно
4	сероводород	Еженедельно
Утилизация в недра
1	взвешенные вещества	Еженедельно
2	Железо (включая хлорное железо) по Fe	Еженедельно
3	нефтепродукты	Еженедельно
4	сероводород	Еженедельно
5	Сульфаты (по SO4)	Еженедельно
6	Хлориды (по Cl)	Еженедельно

1) Относится к составной пробе, пропорциональному потоку, взятому в течение 24 часов, или, при условии, что продемонстрирована достаточная стабильность потока, к образцу, пропорциональному времени.

2) закачка в недра технологических растворов и (или) рабочих агентов для добычи полезных ископаемых в соответствии с проектами и технологическими регламентами, по которым выданы экологические разрешения и положительные заключения экспертиз, предусмотренных законами Республики Казахстан;

3) Выпуски сточных вод, отводимые с объекта I категории в поверхностный водный объект подлежат оснащению автоматизированной системы мониторинга следующим параметрам:

a) температура (С0);

b) расходомер (м3/час);

c) водородный показатель (рН);

d) электропроводность (мкС -микросименс);

e) мутность (ЕМФ-единицы мутности по формазину на литр).

4) В отношении установления технологических нормативов в сбросах сточных вод в пруды-накопители и пруды-испарители норма не будет распространяться при условии их соответствия требованиям, применяемым в отношении гидротехнических сооружений с подтверждением отсутствия воздействия на поверхностные и подземные водные ресурсы по результатам мониторинговых исследований за последние 3 года.

5) Установление факта негативного воздействия на поверхностные и подземные водные ресурсы свидетельствует о нарушении требований, применяемых к гидротехническим сооружениям. В этом случае количественные показатели эмиссий должны соответствовать действующим санитарно-гигиеническим, экологическим нормативам качества и целевым показателям качества окружающей среды по отношению к местам культурно-бытового водопользования.

НДТ 8. В целях сокращения потребления воды и объема образования загрязненной воды НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
i. Интеграция водных потоков	Сокращение объема технологической воды, образующейся на уровне установки перед сбросом, за счет внутреннего повторного использования потоков воды, например, от охлаждения, конденсатов, особенно для использования при обессоливании сырой нефти	Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок и при наличии доступного пространства
ii. Система водоотведения для разделения потоков загрязненной воды	Проектирование промышленного объекта для оптимизации управления водными ресурсами, где каждый поток обрабатывается соответствующим образом, например, путем направления генерируемой сульфидсодержащей воды для соответствующей предварительной обработки, такой как колонна отпарки кислых стоков	Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок и при наличии доступного пространства
iii. Разделение потоков незагрязненной воды (например, однократное охлаждение, дождевая вода)	Проектирование объекта для того, чтобы избежать отправки незагрязненной воды на общую очистку сточных вод и иметь отдельный сброс после возможного повторного использования для этого типа потока	Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок и при наличии доступного пространства
iv. Предотвращение разливов и утечек*	Методы, которые включают использование специальных процедур и/или временного оборудования для поддержания функционирования, когда необходимо управление особыми обстоятельствами, такими как разливы, разгерметизация и т.д.	Общеприменимо

*Установление факта негативного воздействия на поверхностные и подземные водные ресурсы свидетельствует о нарушении требований, применяемых к гидротехническим сооружениям. В этом случае, количественные показатели эмиссий должны соответствовать действующим санитарно-гигиеническим, экологическим нормативам качества и целевым показателям качества окружающей среды по отношению к местам культурно-бытового водопользования.

НДТ 9. Для снижения сбросов загрязняющих веществ должна применяться стратегия управления водными ресурсами

Описание: Данная техника представляет собой стратегию выявления и сокращения сбросов в воду веществ, классифицированных как "маркерные загрязняющие вещества", а также сокращение потребления водных ресурсов.

Соответствующая стратегия может быть реализована и включать следующие мероприятия по:

a. снижению потребления воды (экономия);

b. раздельному сбросу с установок через локальные очистки;

c. максимальное повторное использование воды;

d. автоматический мониторинг состава воды для процессов химической и биологической очистки в сочетании с лабораторными методами;

e. установление нормативов сбрасываемых веществ с учетом региональных требований;

f. мониторинга на основе утвержденных программ, согласованных с компетентными государственными органами;

g. установка предписаний отбора проб для мониторинга при нормальных условиях эксплуатации (временный или постоянный план).

h. определение наиболее подходящего периода для проведения временного мониторинга при планировании, например, шестимесячного или ежегодного, если значения очень низкие, и выполнение плана;

i. анализ результатов и разработка конкретного плана действий по сокращению сбросов соответствующих веществ, которые будут включены в систему экологического мониторинга.

Экологическая эффективность: Постепенное сокращение сбросов загрязняющих веществ. Для загрязняющих опасных веществ - прекращение или поэтапное прекращение сбросов.

Применимость: применимо к существующим установкам процессов нефтедобычи.

6.6. Управление производством

НДТ 10. Для эффективного снижения энергозатрат, ресурсопотребления, а также снижения уровней эмиссий в окружающую среду применяется стратегия управления производством.

Техническое описание

Управление производством представляет собой целый комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможных выгод производства продукции, экологической безопасности. (см. раздел 4.5 справочника по НДТ). 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.

Достигнутые экологические выгоды

Применимость

Экономика

НДТ 11. В целях предотвращения шумового загрязнения на производственных объектах НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже:

a) Выбор подходящего места для шумных операций;

b) Ограждение шумных операций/агрегатов;

c) Виброизоляция производств/агрегатов;

d) Использование внутренней и внешней изоляции на основе звукоизолирующих материалов;

e) Звукоизоляция зданий для укрытия любых шумопроизводящих операций, включая оборудование для переработки материалов;

f) Установка звукозащитных стен и/ или природных барьеров;

g) Применение глушителей на отводящих трубах;

h) Звукоизоляция каналов и вентиляторов, находящихся в звукоизолированных зданиях;

i) Закрытие дверей и окон в цехах и помещениях;

j) Использование звукоизоляции машинных помещений;

k) Использование звукоизоляции стенных проемов, например, установка шлюза в месте ввода ленточного конвейера;

l) Установление звукопоглотителей в местах выхода воздуха, например, на выпуске после газоочистки;

m) Снижение скорости потоков в каналах;

n) Использование звукоизоляции каналов;

o) Сепарация шумовых источников и потенциально резонансных компонентов, например компрессоров и каналов;

p) Использование глушителей для дымососов и газодувок фильтров;

q) Использование звукоизолирующих модулей в технических устройствах (например, компрессорах);

Экологическая эффективность:

Настоящий НДТ позволяет снизить уровень шума на промышленных объектах.

Применимость:

Применима на всех объектах промышленности, с учетом соответствия промышленной безопасности производственных процессов и санитарных и строительных норм Республики Казахстан.

6.7. Образование и управление отходами

НДТ 12. В целях предотвращения или, если практически невозможно предотвращение, сокращения образования отходов, НДТ предусматривает принятие и внедрение плана по управлению отходами, в порядке приоритетности предусматривает и обеспечивает подготовку отходов к повторному использованию, переработке, рекуперации или утилизации (см. раздел 4.7 справочника по НДТ).

НДТ 13. В целях сокращения количества шлама, подлежащего обработке или удалению, НДТ предусматривает использование одной или комбинацию техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Предочистка шлама	Перед окончательной очисткой (например, в печи для) шламы обезвоживают и/или обезмасливают (например, центробежными декантерами или паровыми сушилками), чтобы уменьшить их объем и для извлечения нефти из отстойного оборудования	Общеприменимо
Повторное использование шлама в технологических установках	Некоторые виды шлама (например, нефтешлам) могут перерабатываться в установках (например, коксование) как часть сырья из-за содержания в них нефти	Применимость ограничена шламами, которые могут соответствовать требованиям, предъявляемым к обработке в установках с соответствующей очисткой

НДТ 14. Для сокращения образования отработанных твердых отходов катализаторов НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.

Техника	Описание
Контроль и управление отработанными катализаторами	Плановое и безопасное обращение с материалами, используемыми в качестве катализатора, (например, подрядными организациями) с целью их восстановления или повторного использования на площадках за пределами объекта. Данные операции зависят от типа катализатора и особенностей технологического процесса
Извлечение катализатора из шламовой эмульсии	Нефтешлам на технологических установках может содержать большие концентрации катализаторной пыли.

НДТ 15. Для повышения уровня добываемого сырья НДТ предусматривает интенсификацию притока углеводородного сырья посредством воздействия на призабойную зону пласта и заменой НКТ на меньшие диаметры.

Интенсификацию притока углеводородного сырья добиваются посредством воздействия на призабойную зону пласта следующими видами воздействия: химические, тепловые, механические, физические и комплексные (см. раздел 5.1.1.3 справочника по НДТ).

НДТ 16. Для повышения уровня добываемого сырья НДТ предусматривает внедрение 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)

Эффективная разработка истощенных 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.

устьевое давление,

температура и расхода газа,

расхода жидкости,

обнаружения в составе сырья механических примесей и глинопесчаной смеси. (см. раздел 5.1.1.4 справочника по НДТ).

НДТ 17. Для снижения материальных ресурсов в процессах нефтегазодобычи НДТ предусматривает внедрение наиболее эффективных насосов / насосных станций (мультифазные насосы), а также приводы на основе вентильных электродвигателей

Описание данных техник указаны в разделе 5.1.2.1 и 5.1.3.1 справочника по НДТ.

НДТ 18. Для повышения уровня добываемого сырья, НДТ предусматривает применение реагентов в процессах добычи

Самым распространенным, выгодным и простым способом разделения воды и нефти является добавление химического вещества – деэмульгатора. Принцип его действия заключается в проникновении в поверхностный слой частиц эмульсии и вытеснении присутствующих там естественных стабилизаторов, таких как альфатен и "поверхностно-активные вещества". За счет такого процесса происходит обезвоживание нефти.

НДТ 19. Для предотвращения или сокращения неорганизованных выбросов ЛОС НДТ предусматривает применение техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Техники, связанные с проектированием установки	Ограничивать количество потенциальных источников выбросов, максимизируя собственные параметры локализации процесса, выбирая оборудование с высокой степенью герметичности, облегчая деятельность по мониторингу и тех. обслуживанию путем обеспечения доступа к потенциально протекающим компонентам	Применимость может быть ограничена для существующих единиц измерения
Техники, связанные с установкой и вводом в эксплуатацию установок	Четко определенные процедуры строительства и монтажа надежные процедуры ввода в эксплуатацию и передачи для обеспечения того, чтобы установка была сооружена в соответствии с проектными требованиями	Применимость может быть ограничена для существующих единиц измерения
Техники, связанные с эксплуатацией установок	Использовать программы обнаружения и ремонта утечек на основе риска (LDAR) для выявления утечек компонентов и устранения этих утечек.	Общеприменимо

Применимость: НДТ может быть не применимо не ограничиваясь процессами добычи нефти и газа, а также могут применяться при иных различных процессах, осуществляемых на месторождениях нефти и газа.

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

НДТ 20. Для предотвращения или сокращения образования потоков сточных вод в процессе подготовки нефти и газа, НДТ предусматривает использование жидкостно-кольцевых вакуумных насосов или поверхностных конденсаторов.

Применимость: НДТ может быть неприменимо в некоторых случаях переоборудования. Для новых установок для достижения высокого вакуума (10 мм рт.ст.) могут потребоваться вакуумные насосы, как в сочетании, так и без него, с паровыми эжекторами. Кроме того, на случай выхода из строя вакуумного насоса должна быть обеспечена резервная единица вакуумного насоса и обеспечение байпасной линии.

НДТ 21. В целях предотвращения или сокращения выбросов в воздух, а также сокращения потерь тепловой энергии от технологических процессов, НДТ заключается в применении одной или комбинации техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Использование альтернативных видов топлива (природный газ, газообразное технологическое топливо)	Применение более калорийного вида топлива, например очищенный попутный нефтяной газ, газообразное технологическое топливо может положительно повлиять на энергосбережение, а также сокращению выбросов SO2, NOX, CO2, металлов и твердых веществ.	Общеприменимо, при условии наличия внешних источников бесперебойного снабжения очищенным попутным нефтяным газом.
Горелки с низким выбросом NOX Горелки с ультранизким выбросом NOX	Горелки с низким выбросом NOX, как воздушные, так и топливные, имеют целью снижение пиковых температур, снижение концентрации кислорода в зоне первичного сгорания и сокращение времени пребывания при высоких температурах, тем самым уменьшая термически образующийся NOX. Кроме того, в случае горелок, работающих на топливе, гипостехиометрические условия, создаваемые вторичным пламенем после дополнительного добавления топлива, создают дальнейшее химическое восстановление NOX в N2 радикалами NH3, HCN и CO. Горелки со сверхнизким выбросом NOX добавляют внутреннюю или внешнюю рециркуляцию отходящих газов в базовую конструкцию горелок с низким выбросом NOX, что позволяет снизить концентрацию кислорода в зоне горения и дополнительно снизить выброс NOX, воздействуя, в частности, на сжигание топлива.	Общеприменимо
Повышение коэффициента полезного действия	Модернизация печей и котлов на увеличение коэффициента полезного действия достигается следующими условиями: Оптимизация работы печи и, следовательно, эффективности сгорания за счет расширенного контроля параметров работы (соотношение воздух/топливо для топливной смеси, избегание потерь физического тепла за счет оптимизации избытка воздуха). Высокая тепловая эффективность конструкции нагревателя/котла с хорошими системами управления (например, кислородная отделка). Минимизация потерь тепла через выхлопные газы (например, минимизация потерь тепла через несгоревшие газы (H2, CO) или несгоревшие остатки, т.е. потери при прокаливании). Непрерывный контроль температуры и концентрации O2 отходящих газов для оптимизации горения. Также может быть рассмотрен вопрос о мониторинге СО. Поддержание высокого давления в котле. Подогрев топлива, заправляемого в котлы. Подогрев питательной воды котла паром. Предотвращение конденсации выхлопных газов на поверхностях. Минимизация собственных потребностей с помощью высокоэффективных насосов,компрессоров, двигателей, оптимизации тепла и электрических нагрузок минимизации вентиляционных отверстий и другого оборудования. Оптимизация условий горения. Оптимально изолировать все подогреваемые линии, резервуары, сосуды Методы контроля выбросов СО, такие как: исправная работа и контроль постоянная подача жидкого топлива во вторичное отопление хорошее смешивание выхлопных газов каталитическое дожигание. Регулярная очистка горячей трубки нагревателя от накипи и горячая конвекционная очистка (сухая обработка). Регулярная очистка поверхности нагрева (выдувание сажи) для жидкого топлива или комбинированного сжигания. Керамические покрытия для защиты технологических труб от окисления и предотвращения образования накипи. Огнеупоры с высокой излучательной способностью для улучшения теплопередачи, например, путем нанесения керамических покрытий.	Применимо преимущественно на новых печах и котлах технологических установок или в процессе модернизации установок
Использование техник по снижению выбросов	См.Раздел 6.26.	Общеприменимо
Снижение температуры отходящих газов	a. подбора оптимальных размеров и других характеристик оборудования исходя из требуемой максимальной мощности с учетом расчетного запаса надежности; b. интенсификации передачи тепла технологическому процессу посредством увеличения удельного потока тепла (в частности, при помощи завихрителей-турбулизаторов, увеличивающих турбулентность потоков рабочего тела), увеличения площади или усовершенствования поверхностей теплообмена; • установки подогревателя воздуха или воды, или организации предварительного подогрева топлива за счет тепла отходящих газов. Следует отметить, что подогрев воздуха может быть необходим, если технологический процесс требует высокой температуры пламени. Подогретая вода может использоваться для питания котла или в системах горячего водоснабжения (в т.ч. централизованного отопления);	Общеприменимо
Сокращение массового расхода отходящих газов за счет снижения избытка воздуха горения	Избыток воздуха горения может быть сведен к минимуму при помощи регулирования расхода воздуха в соответствии с расходом топлива.	Общеприменимо

Ожидаемые выбросы CO, SO2, NOX с применением НДТ представлено в таблице 6.1.

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

№ п/п	Параметр	Условия	Уровни выбросов, связанные с применением НДТ (в среднем за сутки), мг/Нм3
№ п/п	Параметр	Условия	для новых установок	для существующих установок
1	2	3	4	5
1	Окись углерода, выраженный как CO	-	Менее 100	Менее 100
2	Оксиды азота, выраженные как NOx	Технологические печи на газовом топливе	30-100	30-150*
3	Оксиды азота, выраженные как NOx	Технологические печииспользующие несколько видов топлива (жидкое и/или газообразное топливо)	30-300**
4	SO2	Печь на газовом топливе***	5-35
5	SO2	Печь на газовом топливе и/или использующие несколько видов топлива ****	35-600

* Для существующих установок с предварительным подогревом воздуха или содержанием N2 в топливе более 0.5 %, верхний предел технологического показателя устанавливается на уровне 200 мг/нм3

** В существующих установках, где сжигается жидкое топливо> 50 % или с содержанием N2 более 0,5 % масс или где используется предварительный нагрев воздуха, верхний предел технологического показателя устанавливается на уровне 450 мг/Нм3.

*** При применении топливного газа собственной выработки из сырья месторождений нефти, газа и газоконденсата с содержанием сероводорода менее 10 % в попутном газе;

**** При применении топливного газа собственной выработки из сырья месторождений нефти, газа и газоконденсата с содержанием сероводорода более 10 % в попутном газе;

НДТ 22. Для предотвращения или сокращения выбросов в атмосферу в процессе утилизации тепла отходящих газов, НДТ заключается в перераспределении горячих потоков газа или потоков сырья.

НДТ 23. В целях сокращения энергозатрат технологического процесса, и соответствующего снижения уровня выбросов в атмосферный воздух из установок предварительной подготовки газа и жидких углеводородов, НДТ должны обеспечить рациональное и максимально возможное использование энергии тепла используя одну или комбинацию техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Тепловая интеграция (рекуперация) на установках перегонки сырой нефти	Для оптимизации рекуперации тепла из атмосферной колонны перегонки два или три потока флегмы непрерывно циркулируют в нескольких точках на верхнем и среднем уровнях циркуляционного орошения. В современных конструкциях достигается интеграция с высоковакуумной установкой, а иногда и с установкой термического крекинга	Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок и при наличии доступного пространства
Использование вакуумных насосов и поверхностных конденсаторов	Техника заключается в использовании вакуумных жидкостно-кольцевых компрессоров вместо паровых эжекторов. 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	Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок. Для новых установок необходимы вакуумные насосы либо в сочетании с паровыми эжекторами, либо без них для достижения высокого вакуума (10 мм рт.ст.) и обеспечения резервного оборудования

Экологическая эффективность: Сокращение потребления энергетических ресурсов, оказывает положительное влияние на экологическую составляющую процессов переработки нефти снижая уровни выбросов.

НДТ 24. Для предотвращения и сокращения неконденсируемых продуктов, а также конденсатов из сепараторов могут сжигаться в специализированных печах сжигания отходов, используя при необходимости вспомогательное топливо или в промышленных нагревателях.

Описание: при обезвреживании отходов производства, подлежащих сжиганию, используют печи (инсинераторы) с режимом работы при температуре не менее плюс 1000 - 1200 ℃ с камерами дожига отходящих газов.

Уровни выбросов, связанные с применением НДТ, представлены в разделе 6.13.

Применимость: широко используется на промышленных объектах нефтегазодобычи.

6.10. Заключение по НДТ для подготовки воды

НДТ 25. Для предотвращения и сокращения нерационального использования водных ресурсов (включая пресную воду), НДТ обеспечивает требуемый уровень очистки пластовых вод, с последующим использованием в системе оборотных вод.

Пластовые воды некоторых месторождений имеют природную повышенную минерализацию и применение методов очистки для повторного использования могут привести к проблеме утилизации извлеченных солей.

Техники, заключаются в следующем:

1. Передача сточных вод из установок обессоливания в отстойную емкость, где может быть достигнуто дальнейшее разделение нефти и воды. Нефть из воды может быть непосредственно извлечена в системе обработки нефтезагрязненных сточных вод.

2. Выбор оптимальных регуляторов межфазового уровня. В зависимости от удельного веса и диапазона обрабатываемого сырья необходимо рассматривать наиболее точные датчики уровня среди вытеснителей, емкостных зондов или детекторов радиоволн. Точность регулировки межфазового уровня имеет основополагающее значение для корректной работы обессоливателя.

3. Оптимальное улучшение разделения нефти и воды может быть достигнуто с помощью добавок "смачивающих" агентов, предназначением которых является удаление взвешенных загрязняющих веществ, которые ответственны за значительный унос нефти в воду.

4. Использование нетоксичных, биоразлагаемых, негорючих специальных деэмульгирующих химических веществ, улучшающих процесс слияния капель воды.

По итогам операций по очистке вод, и проведенных анализов/исследований экономии воды для определения вариантов интеграции технологической воды, а также возможностей сокращения и повторного использования воды. На большинстве нефтегазодобывающих предприятиях некоторые внутренние водные потоки обычно используются в качестве промывочной воды для опреснения, например, конденсатная вода и очищенная от пара кислая вода.

Достигнутые экологические выгоды

Интеграция водных потоков в основном направлена на сокращение потребления пресной воды. Количественная оценка сокращения потребляемой воды (и потерь продуктов) варьируется до 50 %.

НДТ 26. Для увеличения повторного использования сточных вод НДТ заключается в использовании отпарки кислых вод с промывочной водой в отпарных колоннах.

Кислая вода с различных установок большей частью отпаривается на отпарной колонне кислой воды (при обеспечении технологических параметров по входному потоку). Обычно ее повторно используют вместе с промывочной водой на установке обессоливания.

Одноступенчатая отпарка

Двухступенчатая отпарка

Экологическая эффективность:

Одноступенчатая отпарка

Данные по установке отпарки кислых стоков

	Источник	Поток	Состав мин./макс.	Комментарии
Выбросы: кислый газ	Отходящий газ из колонны направляется на установку извлечения серы.	Действующий внутри объекта	В основном сероводород H2S и аммиак NH3. Содержание зависит от качества сырой нефти	Двухступенчатая отпарка позволяет разделить кислый газ в потоке: на богатый сероводором H2S и нитратом аммония NH3. Вследствие этого их очистка проходит эффективнее.
Сточные воды: очищенные кислые стоки	Сточные воды отпарной колонны используются в качестве промывочной жидкости на установке обессоливания или направляются на очистные сооружения	20–50 м3/ч на объектах нефтегазовой отрасли мощностью 5 Мт/г.	ХПК: 500 мг/л водорода H2S: 10 мг/ Фенол: 30–100 мг/л нитрат аммония NH3: 75–150 мг/л	Объем очищенных кислых стоков снижается, если подать меньше пара в технологических установках и увеличить время эксплуатации ребойлера.

Очищенная кислая вода направляется на станцию очистки сточных вод или, предпочтительно, на технологические установки для повторного использования после ее охлаждения (если это необходимо). К тому же, очищенные кислые стоки используют в качестве опреснительной промывочной жидкости при условии, что уровень ее загрязнения не превышает нормы (содержание аммиака NH3 менее 150 ppm и сероводорода H2S менее 20 част./млн). Такие ограничения требуются для предотвращения коррозии в нижерасположенных установках (например, в системе УППН верхнего уровня).

Двухступенчатая отпарка

Производительность двухступенчатой установки отпарки кислых стоков на примере НПЗ в г. Холборн

№ п/п	Параметры	Колонна подачи стоков 1 (мг/л)	Колонная выхода стоков 2 (мг/л)	Очищенные стоки (мг/л)
1	2	3	4	5
1	ХПК	14 400	599	37
2	Углеводороды	98	4	1,1
3	Неорганический азот	1 373	6	7
4	NH4-N	1 372	5	5
5	Фенолы	182	141	0,1
6	Сульфиды	1 323	5	0,5

При двуступенчатом процессе отпарки кислых стоков в целом достигается удаление сероводорода H2S и и аммиака NH3 соответственно на 98 % и 95 %. Остаточная концентрация в отпаренных водах находится в диапазоне 0,1-1,0 мг/л и 1-10 мг/л соответственно. Следовательно, содержание сульфида и аммония, подлежащие извлечению, значительно ниже. Это позволяет не применять дополнительный этап очистки (например, нитрификацию /денитрификацию).

Декантация и усреднения состава кислых стоков

Дополнительная установка резервуара кислых стоков достаточной емкости уравнивает содержание примесей и химических веществ в смешанных стоках.

Экологические показатели и эксплуатационные данные

Потребление электроэнергии (кВт*ч/т)	Расход пара (кг/т)	Расход кислоты и едкого натра
2-3	100-200	Нет данных

Использование второй отпарной колонны приводит к большим энергозатратам и использованию дополнительных химических веществ, регулирующих рН (кислота, едкого натра).

Применимость:

Двухступенчатая отпарка: в случае, когда кубовый остаток отпарной колонны не используется повторно, а направляется на биоочистку, он все равно содержит слишком много азота аммонийного NH4+. В случае модернизации в пользу двухступенчатой установки, имеющиеся секции преобразуется в концентраторы для уменьшения размера установки. Более или менее чистый поток аммиака из верхней части второй отпарной колонны направляется в горячий дымовой газ печи или в котел дожига угарного газа для снижения содержания оксидов азота NOX.

Для обезвреживания значительной группы жидких и газообразных промышленных отходов с большим набором и высокой концентрацией органических и минеральных веществ применяют термические методы.

Этот метод обезвреживания сточных вод является наиболее эффективным и универсальным из термических методов. Сущность его заключается в распылении сточных вод непосредственно в топочные газы, нагретые до 900 – 1000 °С. При этом вода полностью испаряется, а органические примеси сгорают.

Недостатком данного метода являются высокие затраты энергоресурсов, сложность систем очистки газов.

Для огневого метода обезвреживания имеются системы технологических установок: без рекуперации тепла и очистки газов; без рекуперации тепла с очисткой газов; с рекуперацией тепла без очистки газов; с рекуперацией тепла и очисткой газов.

Ожидаемые выбросы CO, SO2, NOX с применением НДТ представлено в таблице 6.2.

№ п/п	Параметр	Условия	Уровни выбросов, связанные с применением НДТ (в среднем за сутки), мг/Нм3
№ п/п	Параметр	Условия	для новых установок	для существующих установок
1	2	3	4	5
1	Окись углерода, выраженный как CO	инсинираторы (термоокислители) на газовом топливе	Менее 100	Менее 150
2	Оксиды азота, выраженные как NOx		30-150	50-350
3	SO2		50-400

Технологические показатели не распространяется на установки осуществляющих сжигание твердых отходов.

НДТ 27. Для сокращения загрязнения сточных вод и повышения их качественной очистки НДТ заключается в разделении охлаждающих и технологических вод.

Описание

Экологическая эффективность: Сегрегация уменьшает загрязнение охлаждающей воды нефтью, поступающим из других вод. Это увеличивает извлечение нефти установкой очистки сточных вод.

6.11. Заключение по НДТ для подготовки и переработки газа

НДТ 28. В целях повышения экологической и энергетической эффективности НДТ предусматривает применять техники, указанные в разделе 6.26.6.

НДТ 29. Для предотвращения выбросов ЛОС во время эксплуатации терминалов природного газа и других процессов необходимо предотвращать выбросы природного газа и выработанного газообразного технологического топлива в процессах НПЗ, НДТ должны использовать одну или комбинацию техник, приведенных ниже, но не ограничиваясь.

a. минимизация частоты использования элементов камеры пуска / приема скребка, работая с герметиками на высокой скорости, т.е. используя условия эмульсионного режима;

b. свести к минимуму случайную остановку и вентиляцию технологической установки (при необходимости, например, для целей технического обслуживания, сбоя и переналадки) с помощью соответствующего выбора и проектирования установки;

c. избегать использования хладагентов для контроля точки росы газа, которые представляют серьезную экологическую проблему;

d. конденсация и сжигание верхних продуктов и любого газа, выделяемого из хранилищ и установок регенерации гликоля и метанола;

e. применить программу обнаружения и устранения утечек (LDAR);

НДТ 30. НДТ заключается в удалении сероводорода амином из природного газа (процесс "подслащивания")

Описание: Многие реакции могут протекать в процессе, когда H2S поглощается водным смешанным раствором амина, главным образом путем переноса протонов.

Экологическая эффективность: Снижение концентрации H2S в природном газе.

Применимость: полностью применим.

НДТ 31. Для предотвращения и сокращения выбросов ЛОС, НДТ заключается в использовании оборудования с высокой степенью герметичности (см. раздел 6.26.6)

НДТ 32. Для сокращения потерь углеводородных компонентов и их максимального извлечения из газов НДТ заключается в использовании одной или комбинации техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Техника отбензинивания газов (техника извлечения целевых углеводородных компонентов из газов) низкотемпературной сепарацией	НДТ является техника извлечения углеводородов С3+ низкотемпературной сепарацией (НТС) при температурах от -10 до -25°С и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз. Жидкая фаза состоит преимущественно из углеводородов С3+, а газовая - из метана и этана. Эффективность работы установок НТС зависит от состава исходного газа, температуры и давления в низкотемпературном сепараторе. Чем ниже температура процесса и чем больше содержание в исходном газе тяжелых углеводородов, тем больше степень извлечения последних. Продукцией является газ горючий природный, газы углеводородные сжиженные (пропан, бутан), газ стабилизации.	Общеприменимодля процессов нефтегазодобычи
Техника извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации (НТК) или низкотемпературной конденсации и ректификации	НДТ является техника извлечения углеводородов С3+ низкотемпературной конденсацией (НТК) углеводородного сырья (сырьевого природного газа) при температурах до -120°С (температура на выходе из турбодетандера) и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз. Продукцией являются: газ горючий природный, газы углеводородные сжиженные (пропан, бутан). Использование внешних холодильных циклов позволило достичь степени извлечения этана до 87%, пропана - до 99%, бутана и высших - до 100%.	Общеприменимо
Техника сорбционного отбензинивания газов	НДТ является техника сорбционного отбензинивания газов с возможностью применения: установки низкотемпературной абсорбции (НТА) тяжелых углеводородных компонентов; установки деэтанизации; криогенной установки глубокой переработки сухого отбензиненного газа.	Общеприменимо
Техника очистки широкой фракции легких углеводородов от сернистых соединений	НДТ является техника переработки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и очистки ШФЛУ от сернистых соединений.	Общеприменимо
Техника получения сжиженных углеводородных газов (СУГ)	НДТ является техника получения СУГ с возможностью применения: установки низкотемпературного разделения газа, установки получения пропана и пропан-бутана.	Общеприменимо
Техника ректификационного разделения ШФЛУ (газофракционирующие установки)	НДТ является техника разделения ШФЛУ методом ректификации на ГФУ с использованием пара в качестве обогревающего агента по полной схеме переработки (получение в качестве продукции индивидуальных компонентов - пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, С6+ или их смеси), или по сокращенной схеме переработки (получение в качестве продукции - пропан, бутановая фракция, пентановая фракция или фракция С5+).	Общеприменимо

6.12. Заключение по НДТ для реагентного хозяйства

НДТ 33. В целях экономии финансовых средств, а также ресурсосбережения в процессах добычи и переработки нефти и газа, НДТ предусматривает регенерацию химических реагентов.

НДТ 34. В целях предотвращения или сокращения выбросов в атмосферу, НДТ предусматривает очистку регенерационных отработанных газов посредством техник, указанных в разделе 6.26, но не ограничиваясь, а также техникой ниже.

Адсорбционные слои, водяные скрубберы или скруберы, орашаемые водным раствором едкого натра и основные системы промывки воды приводят к сокращению выбросов микрокомпонентов в регенерационном вентиляционном газе и удалению большинства диоксинов и фуранов из выбросов в атмосферу.

6.13. Заключение по НДТ для производства газовой технической серы

НДТ 35. В целях предотвращения или сокращения выбросов в атмосферу, НДТ предусматривает эксплуатацию установок по очистке кислых газов, установок извлечения серы и всех других систем очистки отходящих газов с высоким уровнем доступности и наилучшей производительностью.

Описание: Особые процедуры могут быть определены для конкретных условий эксплуатации, в частности:

1) операции пуска или остановки;

2) другие особые операции, которые могут повлиять на надлежащее функционирование системы (например, регулярные и чрезвычайные работы по техническому обслуживанию и очистке печи и/или системы очистки отходящих газов или серьезные сбои в производстве);

3) недостаточный расход или температура отходящих газов, препятствующие использованию системы на полную мощность.

Экологическая эффективность: Постоянное улучшение экологических показателей установки.

Применимость: НДТ может применяться ко всем установкам.

НДТ 36. В качестве НДТ применительно к переработке сероводорода, НДТ должны применять техники "гидроочистки", "удаления серосодержащих газов, например, путем очистки амином", "установки извлечения серы" указанные в 6.26.3.

НДТ 37. В целях сокращения выбросов в атмосферу в процессах извлечения серы / производства технической серы НДТ заключается в надлежащем удалении отходящих газов процесса путем направления их в систему дожига хвостовых газов.

Описание техник по сокращению выбросов в атмосферу, представлено в разделах 6.23 и 6.25.

Уровни выбросов, с применением одной или нескольких техник связанных с применением НДТ, представлено в таблицах 6.3–6.4.

Таблица 6.3. Технологические показатели выбросов Окиси углерода (CO) от инсинераторовпосле 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)

Параметр	Уровни выбросов, связанные с применением НДТ (в среднем за сутки) мг/нм3
Окись углерода, выраженный как CO	109 – 440,*

*Окислы углерода образуются на разных стадиях процесса Клауса и в заметных количествах – до 0,3% присутствуют в хвостовом газе, идущем на дожиг. Практически подтверждается, что количество СО, входящее в печь дожига с хвостовым газом, сохраняется. В связи с чем, Операторам объекта необходимо проводить работы по оптимизации процессов Клауса.

Водяной пар и другие соединения водорода являются веществами, необходимыми не только для воспламенения СО, но и для дальнейшего развития процесса горения. Исследования свидетельствует о возможности эффективного дожигания СО в атмосфере конвертора струями О2, что подтверждает наличие водородных соединений в отходящих из зоны продувки газов. Присутствие водяного пара (Н2О) в смесях СО+О2 ведет к образованию активных частиц, т.е. атомов и радикалов Н, О и ОН, обнаруженных при горении водорода.

**технологический показатель эмиссий в атмосферу по Окиси углерода (CO) не применим при наличии сернокислотной установки

Таблица 6.4. Технологические показатели выбросов Оксидов серы (SO2) от инсинераторовпосле 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)

Условие *	Уровни выбросов, связанные с применением НДТ (в среднем за сутки), мг/нм3
Применительно к установкам извлечения серы из газа и/или жидкости месторождений нефти, газа и газоконденсата с содержанием сероводорода более 10 % в попутном газе	2000-6500**
Применительно к установкам извлечения серы из газа и/или жидкости месторождений нефти, газа и газоконденсата с содержанием сероводорода более 10 % в попутном газе (продолжение реакции процесса извлечения серы посредством применения сернокислотных установок)	Менее 1250
Применительно к установкам извлечения серы из газа и/или жидкости месторождений нефти, газа и газоконденсата с содержанием сероводорода менее 10 % в попутном газе	≤ 800

*Основной задачей печи дожига является окисление H2S, паров серы и других серосодержащих соединений до SO2, что достигается с помощью сжигания указанных соединений вместе с газом. При этом работа печи оптимизируется таким образом, чтобы, с одной стороны, обеспечить максимальную эффективность сгорания газа и, тем самым, снизить его расход, а с другой – иметь достаточные количество кислорода и температуру для полного окисления соединений серы. Оптимальным условиям соответствует температура печи дожига 600…700 °С и избыток кислорода 2…4 %.

**Для достижения установленного технологического показателя, необходимо обеспечение эффективности извлечения серы на уровне 99,5-99,95 %.

НДТ 38. В целях сокращения выбросов в атмосферу в процессах производства технической серы НДТ заключается в надлежащем удалении отходящих газов процесса путем направления их в сернокислотную установку.

Описание техник по сокращению выбросов в атмосферу, представлено в разделах 6.2

Уровни выбросов, с применением одной или нескольких техник связанных с применением НДТ, представлено в таблице 6.3.

6.14. Заключение по НДТ для низкотемпературной конденсации и газофракционирования

НДТ 39. Для предотвращения потерь углеводородов в процессах охлаждения и сокращения выбросов в атмосферу, НДТ заключается в предотвращении утечки углеводородного сырья в охлаждающую среду посредством непрерывного мониторинга, связанном с системой обнаружения утечек

(Программа LDAR См.Раздел 6.26.6).

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

НДТ 40. Для качественного учета и замера нефти, газа и воды, НДТ учитывает использование приборов, принцип действия которых основан на измерении перепада давления, создаваемого при прохождении сырья через сужающее устройство:

расходомеры (измерители докритического течения);

А также следует в соответствие с законодательством Республики Казахстан проводить поверку данных приборов учета с соответствующей периодичностью.

Применимость

Технология полностью применима.

Экономика

Необходим расчет экономической эффективности внедрения техники в каждом конкретном случае.

НДТ 41. Для качественного учета и замера нефти, газа и воды, НДТ должно обеспечивать поток с пониженной потерей давления (обеспечивая ламинарные потоки сырья) используется для соблюдения стабильной работы системы передачи нефти по трубопроводу.

Эффект от внедрения

Стабильная передача сырья по трубопроводу.

6.16. Заключение по НДТ для поддержания пластового давления

НДТ 42. В целях поддержания пластового давления, НДТ заключается в закачке подготовленных пластовых вод и излишек попутного нефтяного газа в пласт, что позволяет эффективно поддерживать уровень пластового давления и соответственно уровень добычи нефти на месторождении.

Описание

Установка закачки вод и попутного нефтяного газа в пласт, позволяет эффективно поддерживать уровень пластового давления и соответственно уровень добычи нефти на месторождении. Для закачки вод в пласт применяются насосные агрегаты системы поддержания пластового давления (ППД). Они являются наиболее энергозатратным оборудованием. Энергетические затраты на систему ППД составляют от 10 % до 40 % от энергетических затрат на добычу, промысловый транспорт и подготовку нефти (см. раздел 5.9 справочника по НДТ).

Эффект внеднения

Увеличение энергоэффективности предприятия.

Пример завода(-ов)

Ряд предприятий по нефтегазодобыче Российской Федерации и Республики Казахстан.

6.17. Заключение по НДТ для резервуарного парка

НДТ 43. Для предотвращения и сокращения выбросов в атмосферу в процессах хранения и транспортировки сырой нефти, НДТ заключается в условиях хранения с использованием одной из техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Хранение в надлежащих резервуарах для хранения в условиях соответствующих температур и изоляции азотной подушкой	Загрузка и разгрузка резервуара обычно производится следующим образом: если резервуар заполнен, то азот не поступает в резервуар, и давление снижается, позволяя части газа испариться; если резервуар разгружается с низкой скоростью, то небольшое количество азота поступает в резервуар; если скорость разгрузки выше, то необходимо использовать большее количество азота.	Общеприменимо для процессов подготовки нефти, хранения.
Оснащение резервуара системой очистки	См.раздел 5.10.1.11	Общеприменимо для процессов хранения битумных материалов
Оснащение системой вентиляции	вентиляция пахучих газов во время хранения сырой нефти и вентиляция операций смешивания/наполнения резервуаров; использование компактных мокрых электрофильтров, которые, способны успешно удалять жидкий элемент аэрозоля, образующегося при верхней загрузке резервуаров; адсорбция на активированном угле.	Общеприменимо для процессов подготовки сырой нефти, хранения.

НДТ 44. Для снижения выбросов ЛОС в воздух при хранении летучих углеводородных соединений НДТ заключается в использовании резервуаров для хранения с плавающей крышей, резервуары с понтоном, оснащенные высокоэффективными уплотнениями, и/или резервуар со стационарной крышей, подключенный к системе рекуперации паров.

Применимость:

Применимость высокоэффективных уплотнений может быть ограничена для модернизации третичных уплотнений в существующих резервуарах. Предназначены только для вертикальных резервуаров со стационарной крышей.

НДТ 45. Для снижения выбросов ЛОС в воздух при хранении летучих жидких углеводородных соединений НДТ предусматривает применение одной или комбинации техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Очистка резервуара для сырой нефти	Ручная очистка резервуара осуществляется рабочими, удаляющими осадок вручную	Общеприменимо
Очистка резервуара для сырой нефти	Полностью автоматизированные методы очистки резервуаров. В настоящее время такие установки проектируются с целью очистки резервуаров хранения сырой нефтью и нефтепродуктов. Автоматизированные методы очистки резервуаров, работающие в системах с замкнутым контуром, уменьшают выброс ЛОС в окружающий воздух.	Применимость такого метода ограничена типом и размером резервуаров, и типом обработки остатков.
Применение замкнутой системы	Касательно, внутреннего осмотра, то резервуары должны периодически опорожняться, очищаться и освбождаться от газов. Эта очистка включает в себя растворение осадка на дне резервуара. Системы с замкнутым контуром, которые могут быть объединены с мобильными техниками борьбы с выбросами в конце производственного цикла, предотвращают или сокращают выбросы ЛОС.	Применимость может быть ограничена, например, типом остатков, конструкцией крыши резервуара или материалами резервуара
Система организации хранения (Управление и контроль производственным процессом)	Поскольку резервуары для хранения являются одним из крупнейших источников выбросов ЛОС, сокращение количества используемых резервуаров способствует сокращению выбросов ЛОС. Вследствие этого сокращается количество осевших на дно резервуара взвешенных частиц и объем подтоварных сточных вод.	Техника преимущественно применяется на новых установках
Окрашивание резервуаров, в светлые цвета имеющие теплоотражающий эффект	Предпочтительно окрашивать резервуары, содержащие летучие материалы, в светлый цвет по причинам, чтобы предотвратить излишнее испарение и предотвратить увеличения частоты испарения хранимой жидкости	Общеприменимо
Нижний налив нефтепродуктов	Фланцевый трубопровод налива-слива соединен с соплом, расположенным в самой нижней точке резервуара. Вентиляционная труба на резервуаре подключается к трубопроводу стабилизации давления газа, установке улавливания газов или к вентиляционному отверстию. В последнем случае ЛОС выбрасывается в атмосферу. Фланцевое соединение на трубопроводе налива имеет специальную конструкцию ("блокировочное соединение"), которая позволяет отсоединять трубопровод с минимальными утечками/выбросами.	Техника преимущественно применяется на новых установках или при модернизации резервуарных парков
Установка вторичных и третичных уплотняющих затворов крыши	Два или три слоя уплотнения на затворе плавающей крыши обеспечивают многократную защиту от выпуска ЛОС из резервуаров хранения нефтепродуктов.	Несколько уплотняющих затворов легко устанавливаются на новых установках

НДТ 46. Для предотвращения загрязнения почвы и подземных вод при хранении жидких углеводородных соединений (сырая нефть, водонефтяная эмульсия и иное) НДТ заключается в использовании одной или комбинации техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Программа технического обслуживания, включающая мониторинг, предотвращение и контроль коррозии	Система управления, включающая обнаружение утечек и эксплуатационный контроль для предотвращения переполнения, контроль запасов и основанные на риске процедуры осмотры резервуаров через определенные промежутки времени для подтверждения их целостности, а также техническое обслуживание для улучшения герметичности резервуаров, установка электрохимической защиты резервуаров. Он также включает в себя системное реагирование на последствия разливов, чтобы действовать до того, как разливы могут достичь подземных вод. Быть особенно усиленными в период технического обслуживания	Общеприменимо
Резервуары с двойным дном	Второе непроницаемое дно, которое обеспечивает меру защиты от выбросов из первого материала	Обычно применяется для новых резервуаров и после капитального ремонта существующих резервуаров *
Непроницаемые геомембраны	Непрерывный барьер утечки под поверхностью всего дна резервуара	Полностью применимо для новых резервуаров и после капитального ремонта существующих резервуаров *
Достаточный объем обваловочного пространства. Ограждение резервуарного парка	Обваловочное пространство резервуарного парка предназначено для сдерживания крупных разливов, потенциально вызванных разрывом оболочки или переполнением (как по экологическим соображениям, так и по соображениям безопасности). Размер и связанные с ним строительные правила, как правило, определяются местными нормативными актами	Общеприменимо
Система обнаружения утечек	Такой метод предусматривает наличие смотрового люка, наблюдательных скважин и системы управления производственными ресурсами. Более продвинутые системы имеют зонды электронных датчиков или кабели проведения импульсов к датчику	Общеприменимо
Герметичный настил на объекте	Мощение и бордюрное покрытие участка, где обрабатываются нефтепродукты необходимы для устранения возможного разлива материала.	Полностью применимо для новых и существующих объектов НПЗ

* Техники могут быть неприменимы в целом в тех случаях, когда резервуары предназначены для продуктов, требующих нагрева для обработки жидкостей.

НДТ 47. Для предотвращения или сокращения выбросов ЛОС в воздух в результате операций погрузки и разгрузки летучих жидких углеводородных соединений НДТ заключается в использовании одной или комбинации техник, приведенных ниже, для достижения коэффициента извлечения паров не менее 95 %.

Техника	Описание	Применимость*
Рекуперация паров: a) Конденсация b) Поглощение c) Адсорбция d) Мембранное разделение e) Гибридные системы	См.Раздел 6.30.6	Обычно применимо к погрузочно-разгрузочным операциям
Автоматизированная установка тактового налива (АУТН)	АУТН предназначена для прямого взвешивания и налива различных типов нефтепродуктов в цистерны через наливные телескопические трубы, а также для удаления и рекуперации паров из зоны загрузки. Установка обеспечивает полностью герметичный налив и оснащена современной системой фильтров, которая улавливает пары углеводородов и возвращает их обратно в систему.	Общеприменимо, Незначительная потребность в обслуживающем персонале; наличии блокировок, исключающих аварийные ситуации или ошибочные действия персонала; способность приема всех типов и моделей отечественных цистерн, курсирующих по железнодорожным путям, включая перспективные модели.
Стабилизация давления пара в процессе налива сырой нефти	Использование уравнительных трубопроводов. Вытесненная смесь затем возвращается в расходный резервуар и, таким образом, заменяет откачанный объем жидкости. Пары, испаряемые во время наливных операций, возвращаются в загрузочный резервуар. Если резервуар со стационарной крышей, там они хранятся до улавливания или утилизации паров.	Обычно применимо к погрузочно-разгрузочным операциям.

* Установка уничтожения паров (например, путем сжигания) может быть заменена установкой рекуперации паров, если рекуперация паров небезопасна или технически невозможна из-за объема возвращаемого пара.

НДТ 48. Для сокращения количества донных остатков НДТ заключается в применении техник разделения нефти и воды

Описание: Количество донных остатков в резервуаре сокращают путем тщательного разделения нефти и воды, оставшихся на днище резервуара. Фильтры и центрифуги также используются для извлечения и отправки нефти на переработку. Другие применяемые методы - это установка на резервуарах трубопровода с боковым ответвлением, струйных смесителей или использование химических веществ.

Экологическая эффективность:

Донные остатки в резервуарах сырой нефти содержат большой процент твердых отходов, которые сложно поддаются утилизации из-за присутствия в них тяжелых металлов. Они состоят из тяжелых углеводородов, взвешенных частиц, воды, продуктов коррозии и отложений.

НДТ 49. Для сокращения и/или предотвращения разливов, утечек и других потерь, НДТ заключается в применении дополнительных техник хранения материалов

Описание:

1) Хранение емкостей над поверхностью земли предотвращают образование коррозии в результате разливов или "потения" бетона.

2) Хранение контейнеров закрытыми, за исключением случаев опорожнения контейнера.

3) Регулярный осмотр

4) Оснащение резервуаров плавающей крышей.

5) Проведение вентиляционных отверстий из резервуаров хранения серы в устройства с кислым газом или другие установки улавливания газов.

6) Вытяжная вентиляция из резервуарных парков к центральным системам борьбы с выбросами.

7) Установка самоуплотняющихся соединительных муфт для подсоединения шланга или слив нефтепродуктов через трубопровод.

8) Укладка изолирующих материалов и/или установка блокировочных устройств.

9) Обеспечение условий, при которых наливной рукав не приводится в действие до его полного размещения над контейнером.

10) Применение устройств или процедур, предотвращающих переполнение резервуаров.

11) Сигнализация аварийного уровня работает автономно от типовой системы учета резервуарных запасов.

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

(Описание: см. раздел 5.11.1)

НДТ 50. В целях сокращения потребления воды и сбросов загрязняющих веществ в водные объекты (пруды-испарители) в процессе обезвоживания и обессоливания, НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Рециркуляция воды и оптимизация процесса обессоливания	Комплекс проверенных технологий обессоливания, направленных на повышение эффективности опреснителя и сокращение потребления промывочной воды, например, с использованием смесительных устройств с низким сдвигом, низким давлением воды. Данная техника включает в себя управление ключевыми параметрами для этапов промывки (например, однородное перемешивание) и разделения (например, рН, плотность, вязкость, потенциал электрического поля для коалесценции)	Общеприменимо
Многоступенчатый опреснитель и обезболиватели	Многоступенчатые опреснители работают с добавлением воды и обезвоживанием, повторяемыми через две или более стадий для достижения лучшей эффективности разделения и, следовательно, меньшей коррозии в дальнейших процессах.	Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок
Дополнительный этап разделения	Дополнительное усовершенствованное разделение нефти от воды и твердых веществ от воды предназначено для сокращения содержания нефти в сточных водах, направляемых на очистные сооружения, и их рециркуляции в технологический процесс. Данное разделение может включать в себя: - отстойный барабан; - использование оптимальных регуляторов межфазового уровня; - предотвращение турбулентности в сосудах обезболивателя за счет использования более низкого давления воды; - оптимальное улучшение разделения нефти и воды с помощью "смачивающих" агентов, целью которых является удаление взвешенных загрязняющих веществ, которые приносят значительный унос нефти в воду. - использование нетоксичных, биоразлагаемых, негорючих специальных деэмульгирующих химических веществ для содействия процессу слияния капель воды.	Общеприменимо

НДТ 51. В целях предотвращения нарушения систем биологической очистки сточных вод НДТ предусматривает использование резервуара для хранения и соответствующего плана управления производственным процессом для контроля содержания растворенных токсичных компонентов (например, метанола, муравьиной кислоты, эфиров) в потоке сточных вод до окончательной очистки.

НДТ 52. В целях предотвращения нарушения систем биологической очистки сточных вод НДТ предусматривает проведение мониторинга технологического процесса биологической очистки воды на известные соединения, оказывающие негативное биологическое воздействие, в сочетании с обычными методами мониторинга биологического процесса (например, скорость поглощения кислорода, взвешенные твердые частицы в смешанном растворе, турбидиметрия, pH, растворенный кислород).

НДТ 53. Для улучшения разделения взвешенных веществ от воды и нефти в сбросах в процессах обезвоживания и обессоливания, НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже:

Использование смесительных устройств с низким сдвигом для смешивания промывочной воды обессоливателя и сырой нефти.

Использование низкого напора воды в обессоливателе во избежание турбулентности.

Замена струи воды. Он вызывает меньшую турбулентность при удалении осевших взвешенных веществ.

Водная фаза (суспензия) может быть разделена в пластинчатом сепараторе под давлением. В качестве альтернативы можно использовать комбинацию гидроциклонного обессоливателя и гидроциклонного нефтеотделителя.

Оценка эффективности системы промывки образующегося осадка. Промывка осадка - это периодический процесс, предназначенный для перемешивания водной фазы в обессоливателе, чтобы приостановить и удалить взвешенные вещества, накопившиеся на дне сосуда. Этот процесс очистки повышает эффективность обессоливателей во время нормальной работы, особенно при длительных циклах.

6.19. Заключение по НДТ факельных систем

НДТ 54. Для предотвращения и сокращения выбросов в атмосферу в процессах добычи, подготовки и переработки попутных нефтяных газов, НДТ заключается в использовании одной из техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Высокоэффективная горелка бездымного горения, обеспечивающая сгорание отработанных потоков флюидов	относится к подготовке скважинных флюидов к их утилизации, а именно к устройству и способу экологически чистого горения с нагнетанием воздуха газотурбинным двигателем для сжигания скважинных флюидов с целью их утилизации	Общеприменимо, при замене факельных установок
Улучшенная конструктивная технология факельного оголовка	Конструкции факельных наконечников (с воздушной, топливной или паровой поддержкой) с высокой эффективностью сгорания и деструкции сжигаемых смесей, обеспечивающие бездымное сжигание, сокращение потребления пара и иных эффектов при сжигании, которые влияют на работу и обслуживание факела	Общеприменимо при модернизации, и установлении новых конструкций факельных установок.
Улучшенная конструктивная технология факельного оголовка	Звуковой факел использует давление факельного газа для устранения дыма, снижения излучения пламени и сокращения длины пламени	Общеприменимо (для факела высокого давления), при замене факельных установок
Разбавление сбрасываемого сырого газа добавками негорючего газа или воздухом при условии обеспечения промышленной безопасности и достижения установленных технологических показателей	Техника представляет собой разбавление на факельной установке сбрасываемого сырого газа добавками негорючих газов или воздуха	Общеприменимо при модернизации, и установлении новых конструкций факельных установок.

Факельная система предназначена для сброса и последующего сжигания горючих газов и паров при невозможности внедрения одной или нескольких техник НДТ перечисленных в НДТ 54 и НДТ 55:

1) срабатывания устройств аварийного сброса, предохранительных клапанов, гидрозатворов, ручного стравливания, освобождения технологических блоков от газов и паров в аварийных ситуациях автоматически или с применением дистанционно управляемой запорной арматуры и другие;

2) предусмотренных технологическим регламентом;

3) периодических сбросов газов и паров при пуске, наладке и остановке технологических объектов.

Мониторинг факелов необходим для того, чтобы вести учет каждого события в рамках системы мониторинга нефтегазодобывающего комплекса.

Факельные системы необходимо оборудовать соответствующими автоматизированными системами мониторинга и контроля, необходимыми для работы и оценки выбросов в соответствии с требованиями действующего законодательства по ведению автоматизированного мониторинга.

Технологические показатели эмиссий загрязняющих веществ для открытых типов факельных установок устанавливаются в соответствии с проектом норматива эмиссии.

НДТ 55. Для предотвращения и сокращения выбросов в атмосферу в процессах добычи, подготовки и переработки попутных нефтяных газов, НДТ заключается организации системы сбора газов, отводимых на факельные системы от оборудования очистки газов (сепарации, аминовая очистка, абсорбции и иное) для дальнейшей переработки и/или реализации.

6.20. Заключение по НДТ для энергетической системы

В настоящем разделе представлен неполный перечень техник для энергетической системы. Подробный перечень техник по повышению энергоэффективности, улучшению интеграции и рекуперации тепла рассматриваются в справочнике по НДТ "Энергетическая эффективность при осуществлении хозяйственной и/или иной деятельности".

НДТ 56. Для снижения потребления пара, и эффективного управления им в технологических процессах, НДТ должны использовать одну или комбинацию техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Замена на инертный газ, такой как N2	Инертный газ, такой как N2, может быть альтернативой пару для операций по зачистке, особенно для более легких продуктов.	Общеприменимо
Рекуперация отработанного тепла	Рекуперация отработанного тепла в котлах-утилизаторах из горячих дымовых газах (например, дымовых труб) и потоков горячих продуктов. На стадиях проектирования просчитать тепловую интеграцию технологических систем.	Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок

А также техники, предлагаемые в НДТ 21.

НДТ 57. В целях предотвращения или сокращения выбросов окиси азота (NOx) и СО в воздух, а также сокращения выбросов от дизельных двигателей (дизельные электростанции, дизельные приводы установок), НДТ заключается в применении одной или комбинации техник, приведенных в разделе 6.26.2.

Технологические показатели выбросов окиси азота (NOx) от газовых и дизельных двигателей представлено в таблице 6.5.

№ п/п	Параметры	Условия		Технологические показатели эмиссий***, мг/Нм3 при 3 % О2
№ п/п	Параметры	Условия		NOx	СО
1	2	3		4	5
1	Малой мощности (до 15 МВт)	Дизель-газотурбинная установка, дизельные приводы установок	Новая установка	<100	<80
2	Малой мощности (до 15 МВт)		Существующая установка	<100 * 80-450**	<100
3	Средней мощности (15,01-50 МВт)		Новая установка	<100	<80
4	Средней мощности (15,01-50 МВт)		Существующая установка	<100 * 80-550**	<100

* Дымовые газы обрабатываются на установке SNOX.

** Дымовые газы обрабатываются с использованием иных видов фильтрации отходящих газов.

*** Технологические показатели эмиссий в атмосферу не применяются к аварийным и резервным установкам, работающим <1500 ч/год

НДТ 58. В целях предотвращения или сокращения выбросов NOX в атмосферу, а также сокращения выбросов от газовых двигателей (Газотурбинная установка, газокомпрессорная установка с приводом от газовой турбины, Газоперекачивающий агрегат с газотурбинным двигателем), НДТ заключается в применении сухих камер сгорания с низким содержанием NOX.

При использовании попутного нефтяного газа с высоким содержанием водорода в газовых турбинах могут потребоваться дополнительные методы, такие как закачивание разбавителя

НДТ 59. В целях предотвращения или сокращения выбросов NOX в атмосферу, а также сокращения выбросов от газовых двигателей (Газотурбинная установка, Газопоршневые электростанции, Газовый двигатель в качестве привода установок, Газоперекачивающий агрегат с газотурбинным двигателем), НДТ заключается в применении инертных разбавителей.

В целях предотвращения или сокращения выбросов СО в атмосферу, а также сокращения выбросов от газовых и дизельных двигателей, НДТ заключается в применении техник, указанных в разделе 6.26.5, но не ограничиваясь.

Технологические показатели выбросов NOx и СО в атмосферный воздух применительно к от газовых двигателей (Газотурбинная установка, Газопоршневые электростанции, Газовый двигатель в качестве привода установок, Газоперекачивающий агрегат с газотурбинным двигателем) Окиси углерода (CO) от газовых и дизельных двигателей представлено в таблице 6.6.

№ п/п	Параметры	Условия		Технологические показатели эмиссий *, мг/Нм3 при 15 % О2
№ п/п	Параметры	Условия		NOx	СО
1	2	3		4	5
1	Малой мощности (до 15 МВт)	газовые двигатели (Газотурбинная установка, Газопоршневые электростанции, Газовый двигатель в качестве привода установок, Газоперекачивающий агрегат с газотурбинным двигателем)	Новая установка	20-50	5-100
2	Малой мощности (до 15 МВт)		Существующая установка	20-90**	Менее 150
3	Средней мощности (15,01-50 МВт)		Новая установка	20-50	5-100
4	Средней мощности (15,01-50 МВт)		Существующая установка	40-120	Менее 171

**Нижний диапазон относится к сжиганию природного газа

** Нижний диапазон с сухими горелками с низким выбросом NOX.

НДТ 60. В целях предотвращения или сокращения затрат электрической и механической энергии, НДТ заключается в применении техник по оптимизации энергетических систем техниками указанными ниже.

Техника	Описание	Применимость
Оптимизациясистем электроснабжения	Сокращение не рационального потребления электрической энергии	Общеприменимо
i. Энергоэффективная эксплуатация трансформаторов	Широкое распространение трансформаторов обусловлено, в частности, тем, что электроэнергия передается и распределяется при более высоком уровне напряжения, чем уровень, необходимый для питания оборудования, что позволяет снизить потери при передаче
Энергоэффективные двигатели	Энергоэффективные двигатели и высокоэффективные двигатели отличаются повышенной энергоэффективностью. Начальные затраты на приобретение такого двигателя могут быть на 20–30% выше по сравнению с традиционным оборудованием при мощности двигателя более 20 кВт, и на 50–100 % при мощности менее 15 кВт. Конкретная величина стоимости зависит от класса энергоэффективности (двигатель более высокого класса содержит больше стали и меди), а также других факторов. Однако при мощности двигателя 1–15 кВт может быть достигнуто энергосбережение в размере 2–8% от общего энергопотребления.	Общеприменимо
Выбор оптимальной номинальной мощности двигателя	номинальная мощность электродвигателя является избыточной с точки зрения нагрузки – двигатели редко эксплуатируются при полной нагрузке. По данным исследований, проводившихся на предприятиях стран ЕС, в среднем двигатели эксплуатируются при нагрузке, составляющей 60% номинальной. Электродвигатели достигают максимального КПД при нагрузке от 60 до 100 % номинальной. Индукционные двигатели достигают максимального КПД при нагрузке около 75% номинальной, и величина КПД остается практически неизменной при снижении нагрузке до 50% номинала. При нагрузке ниже, чем 40% номинальной, условия работы двигателя существенно отличаются от оптимальных, и КПД снижается очень быстро.	Общеприменимо
Приводы с переменной скоростью	Приводы с переменной скоростью (частотные преобразователи) позволяют двигателю работать ближе к точке наилучшей эффективности при изменяющейся нагрузке и значительному энергосбережению, связанному с более эффективным управлением характеристиками технологического процесса.	Общеприменимо
Потери при передаче механической энергии (передаточные механизмы)	При передаче механической энергии от двигателя к исполнительному устройству имеют место потери энергии, которые могут варьировать в широком диапазоне, от 0 до 45%, в зависимости от конкретных условий. По возможности следует использовать синхронные ременные передачи вместо клиновидных. Зубчатые клиновидные передачи являются более эффективными, чем традиционные клиновидные. Цилиндрическая зубчатая (геликоидальная) передача является значительно более эффективной, чем червячная. Жесткое соединение является оптимальным вариантом там, где его применение допускается техническими условиями, тогда как применения клиновидных ременных передач следует избегать	Общеприменимо

6.21. Заключение по НДТ для морской добычи нефти и газа

НДТ 61. Для предотвращения и сокращения выбросов в атмосферу в процессах добычи, подготовки и переработки попутных нефтяных газов, НДТ заключается в использовании одной из техник представленных в НДТ 20-24, НДТ 29, НДТ 54 и иные техники обеспечивающие экологическую безопасность.

НДТ 62. Для предотвращения и сокращения нерационального использования водных ресурсов (включая пресную воду), НДТ заключается в использовании одной из техник представленных в НДТ 25-27, а также меры защиты гидросферы от загрязняющиъ веществ и истощения описанного в пункте 5.14.1 проекта справочника по НДТ "Добыча нефти и газа"

НДТ 63. Для сокращения энергетических потерь и обеспечения стабильной и рациональной потребности в энергетических ресурсах (тепло, электроэнергия), НДТ заключается в автономном энергообеспечении производства описанного в пункте 5.14.2 справочника по НДТ "Добыча нефти и газа"

НДТ 64. Для сокращения энергетических потерь и минимизации воздействия на гидросферу Каспийского моря, НДТ заключается в организации предварительной подготовки углеводородного сырья на искуственных островах с последущей глубокой переработкой на суше.

6.22. Методы управления отходами

НДТ 65. Для достижения общего сокращения отходов от технологических процессов нефтегазодобычи НДТ должны организовывать обработку и обращение со шламом, используя одну или комбинацию технологий, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Предварительная очистки и очистка шлама	С целью уменьшения объема и остаточного содержания углеводородов с целью экономии затрат на последующую переработку или утилизацию, применяются методы: - механическое обезвоживания шлама с помощью декантеров; - осушка и/или сжигание Термическая переработка подразумевает процессы испарения. Испарение происходит в результате косвенного нагрева и/или разрушения органических компонентов путем термического окисления (сжигания)	Общеприменимо
Биологическое разложение отходов	Метод биоразложения использует микроорганизмы которые либо уже присутствуют в отходах, либо следует добавить их (если разложение предполагает их наличие). Используют углеводородокисляющие микроорганизмы, которые специально отбирают и подготавливают в виде препаратов.	Общеприменимо
Передача на утилизацию специализированной организации по утилизации отходов		Общеприменимо

6.23. Методы комплексного управления выбросами

НДТ 66. Применение методов снижения выбросов CO, НДТ заключается во внедрении котлов CO и катализаторы восстановления CO (и NOX). Первичные меры по снижению выбросов CO:

a. соответствующий оперативный контроль;

b. постоянная подача жидкого топлива во вторичный обогреватель;

c. соответствующее перемешивание выхлопных газов;

d. каталитический дожиг;

e. окисляющие катализаторы.

Экологическая эффективность: Снижение выбросов CO. Выбросы на выходе из печи / котла CO: <100 мг / Нм3. В случае обычного сжигания концентрация CO ниже 50 мг/Нм3 достижима при температурах выше 800 °C, при достаточной подаче воздуха и достаточном времени удерживания.

НДТ 67. Для снижения выбросов NOx, SO2, СO, взвешенных частиц и других загрязняющих веществ от технологических установок процессов нефтегазодобычи следует использовать одну или несколько техник указанные в разделе 6.26, но не ограничиваясь.

НДТ 68. Для достижения общего сокращения выбросов SO2 в воздух из установок дожига и установок извлечения серы из отработанных газов НДТ должны использовать комплексные техники управления выбросами указанные в 6.26.3.

Описание:

Данная техника заключается в комплексном управлении выбросами SO2 из нескольких или всех установок сжигания и установок извлечения серы на НПЗ путем внедрения и эксплуатации наиболее подходящей комбинации НДТ на различных соответствующих установках и мониторинга их эффективности таким образом, чтобы обеспечить достижение уровней выбросов, связанных с применением НДТ (см. раздел 6.26.3.).

Технологические показатели выбросов SO2 в воздух от установок дожига и установок извлечения серы из отработанных газов, приведены в таблице 6.4.

Мониторинг, связанный с настоящим НДТ:

НДТ для мониторинга выбросов SO2, установленный в разделе 6.4, дополняется следующим:

1) план мониторинга, включающий описание контролируемых процессов, перечень источников выбросов и потоков источников (продукты, отработанные газы), контролируемых для каждого процесса, а также описание используемой техники (расчеты, измерения), а также имеющиеся допущения и связанный с ними уровень достоверности;

2) непрерывный контроль расхода отходящих газов соответствующих установок путем прямого измерения;

3) система управления данными для сбора, обработки и представления всех данных мониторинга, необходимых для определения выбросов из источников, охватываемых мониторингом комплексного управления выбросами.

6.24. Минимизация отходящих газов и их обработка

НДТ 69. В целях минимизации отходящих газов и их обработки НДТ должны использовать одну или комбинацию техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
Восстановление серы и уменьшения выбросов SO	Прежде чем элементарная сера может быть извлечена в УПС, топливные газы (в первую очередь метан и этан) необходимо отделить от сероводорода. Обычно это достигается растворением сероводорода в химическом растворителе (абсорбция). Чаще всего используются амины. Также можно использовать сухие адсорбенты, такие как молекулярные сита, активированный уголь, железная губка и оксид цинка. Установка аминовой обработки производит два потока для дальнейшего использования / обработки в последующих установках: поток очищенного газа с остаточным содержанием H2S. и поток концентрированного H2S / кислого газа, который направляется в УПС для извлечения серы.	Потоки технологических отходящих газов из установки для коксования, установок каталитического крекинга, установок гидроочистки и установок гидроочистки могут содержать высокие концентрации сероводорода, смешанного с легкими топливными газами нефтеперерабатывающих заводов. Дополнительная обработка, такая как конвертер COS, необходима для обеспечения надлежащего удаления серы из отходящего газа из установок коксования. Также важны аварийные скрубберы H2S.
Установки производства серы (УПС). Повышение эффективности процесса Клауса	Процесс Клауса состоит из частичного сжигания газового потока, богатого сероводородом (с одной третью стехиометрического количества воздуха), а затем реакции образующегося диоксида серы и несгоревшего сероводорода в присутствии активированного катализатора оксида алюминия с получением элементарного сера. Приведенные ниже методы можно использовать и модифицировать для существующих блоков УПС для повышения эффективности процесса Клауса. Усовершенствованная уникальная система горелки и улучшенные условия горения для достижения минимальной температуры 1350 ° C, что позволяет лучше разлагать аммиак и меркаптаны в камере сгорания и уменьшать засорение каталитического слоя Клауса солями аммония. Процесс с использованием высокоэффективных катализаторов (например, Selectox), которые можно использовать в комбинации с первой ступенью установки Клауса для ускорения окисления H2S до SO2 без использования пламени. Они позволяют значительно повысить эффективность извлечения серы. Автоматическое управление подачей воздуха в печь реакции Клауса оптимизирует извлечение.	Общеприменимо на установках регенерации серы (установки Клауса)
Установки очистки отходящих газов (УООГ). Окисление до SO2 и извлечение серы из SO2	Процесс WELLMAN-LORD, при котором сульфит натрия реагирует с SO2 в дымовых газах с образованием бисульфита натрия. Концентрированный раствор собирают и выпаривают для регенерации. На стадии регенерации с использованием пара бисульфит натрия расщепляется, чтобы высвободить сульфит натрия, который будет возвращен обратно в дымовые газы. Процесс CLINTOX, при котором частицы серы сжигаются для превращения в SO2, который затем абсорбируется физическим растворителем, отделяется от растворителя и возвращается в установку Клауса для замены кислорода в воздухе и увеличения емкости серы. агрегат печи Клауса. Процесс LABSORB, основанный на цикле абсорбции / регенерации, включая использование абсорбирующего раствора, содержащего едкий натр и фосфорную кислоту, для улавливания SO2 в виде бисульфита натрия. Установки очистки остаточных газов увеличивают общее извлечение H2S и снижают выбросы серы.	УООГ применимы как к новым, так и к существующим заводам.
Десульфуризация отходящих газов	(см раздел 6.26.3)	Применимы ко всем новым установкам
Применение блоков улавливания паров (VRU)	Применение блоков улавливания паров (VRU) для предотвращения утечки этих паров в атмосферу нацелены на сбор углеводородов для повторного использования. В некоторых случаях восстановление неэкономично, и предпочтение будет отдаваться установкам для уничтожения паров (VRU). Системы улавливания паров включают два процесса: сепарация углеводородов от воздуха; сжижение выделенных паров углеводородов (см раздел 6.26.6)	применимы ко всем новым установкам, которые имеют потенциальные диффузные выбросы. Для существующих единиц применимость может быть ограничена различными ограничениями, и следует прилагать усилия для включения этих методов с течением времени в рамках процесса постоянного улучшения.

6.25. Очистка сточных вод

НДТ 70. Для сокращения загрязняющих веществ при сбросе сточных вод в приемник НДТ заключается в удалении нерастворимых и растворимых загрязняющих веществ с использованием всех техник, приведенных ниже.

Техника	Описание	Применимость
i. Удаление нерастворимых веществ путем извлечения нефти	См.Раздел 6.27.2	В целом применимо
ii. Удаление нерастворимых веществ путем извлечения взвешенных веществ и растворенной нефти	См.Раздел 6.27.2	В целом применимо
iii. Удаление растворимых веществ, включая биологическую очистку и осветление вод	См.Раздел 6.27.2	В целом применимо
iv. Удаление метанола из водного раствора	См.НДТ 51 См.Раздел 3.5.1	Применимо при определенных условиях

Уровни сбросов, связанные с применением НДТ: см. раздел 6.5.

Уровни сбросов, связанные с применением НДТ для пункта iv. представлено в таблице ниже:

№ п/п	Наименование загрязняющего вещества	Ед. измерения	Уровень сбросов, связанный с применением НДТ	Частота мониторинга
1	Метанол	мг/дм3	3	Ежедневно

1) При использовании воды для целей хозяйственно-питьевого водопользования

2) Выпуски сточных вод, отводимые с объекта I категории в водный объект или на рельеф местности (за исключением прудов испарителей и накопителей), подлежат оснащению автоматизированной системы мониторинга следующим параметрам:

- температура (С0);

- расходомер (м3/час);

- водородный показатель (рН);

- электропроводность (мкС -микросименс);

- мутность (ЕМФ-единицы мутности по формазину на литр)"

НДТ 71. Если требуется дальнейшее удаление органических веществ или азота, НДТ заключается в использовании дополнительных этапов очистки, описанных в разделе 6.26.2.

НДТ 72. Дополнительная очистка сточных вод, НДТ заключается в снижении содержания солей в сточных водах включают: ионный обмен, мембранные процессы или осмос. Металлы отделяются методами осаждения, флотации, извлечения, ионного обмена или вакуумной дистилляции.

НДТ 73. Для совершенствования очистки сточных вод НДТ заключается в организации комплексно застроенных водно-болотных угодий

Взаимосвязанные бассейны, засаженные широким разнообразием видов водных растений, позволяют проводить последующую очистку сточных вод (см. раздел 5.11.9 справочника по НДТ).

Экологическая эффективность: снижаются Уровни выбросов азота и фосфора, БПК, ХПК, ОВЧ, Общее содержание органического углерода.

Энергия экономится по сравнению с обычной обработкой. Сокращаются выбросы парниковых газов. Никакие химические вещества не используются. Удаление осадка не требуется.

Применимость: Метод "Комплексно застроенные водно-болотные угодья" может применяться в широком диапазоне обстоятельств, например, при высоких или низких концентрациях загрязняющих веществ и скоростях гидравлической нагрузки, которые могут изменяться с течением времени. "Комплексно застроенные водно-болотные угодья" может быть построен как совершенно новый объект или может быть частью существующего водно-болотного угодья, объекта водного ландшафта или установкой очистки сточных вод. Требования к земле, связанные с "Комплексно застроенные водно-болотные угодья", могут ограничивать их применение, например требования к земле могут варьироваться от 10 м2 до многих гектаров в зависимости от объема производимых сточных вод и характеристик их загрязнения.

6.26. Описание техник предотвращения и контроля выбросов в атмосферу

В настоящем разделе представлено краткое описание представленных техник в справочнике по НДТ.

6.26.1. Твердые взвешенные вещества

Техника	Описание
Электростатический фильтр (ЭСФ)	Электростатические фильтры работают таким образом, что частицы заряжаются и разделяются под воздействием электрического поля. Электростатические фильтры способны работать в широком диапазоне условий. Эффективность борьбы с выбросами может зависеть от количества полей, времени пребывания (размера), свойств катализатора и устройств для удаления частиц в верху колонны. ЭСФ используются при сухом режиме или с впрыском аммиака для улучшения сбора частиц.
Многоступенчатые циклонные сепараторы	Циклонное устройство или система, устанавливаемые после двух ступеней циклонной очистки. Используется термин "сепаратор третьей ступени", общая конфигурация состоит из одного сосуда, содержащего множество обычных циклонов или усовершенствованную технологию вихревых труб.
Центробежный скруббер	Центробежный скруббер сочетает в себе циклонный принцип и интенсивный контакт с водой, например, скруббер Вентури
Трехступенчатый обратный фильтр	Керамические или металлокерамические фильтры обратной продувки, в которых после удержания на поверхности в виде кека твердые частицы вытесняются путем обратного потока. Вытесненные твердые частицы затем удаляются из системы фильтра.

6.26.2. Оксиды азота (NOx)

Техника	Описание
Модификации для сжигания
Ступенчатое сжигание	Ступенчатая подача воздуха – включает в себя субстехиометрический обжиг на первой стадии и последующее добавление оставшегося воздуха или кислорода в печь для полного сжигания. Ступенчатое сжигание топлива – в горелочной головке разгорается низкоимпульсное первичное пламя; вторичное пламя охватывает источник первичного пламени, снижая температуру в середине
Рециркуляция отходящих газов	Повторное впрыскивание отработанного газа из печи в пламя для снижения содержания кислорода и температуры пламени. Специальные форсунки, использующие внутреннюю рециркуляцию отходящих газов для охлаждения источника пламени и уменьшения содержание кислорода в самой горячей части пламени
Использование горелок с низким образованием NOX (LNB)	Техника (включая горелки со сверхнизким образованием NOX) основана на принципах снижения пиковых температур пламени, задержки, но завершения сжигания и увеличения теплопередачи (повышенная излучательная способность пламени). Это может быть связано с измененной конструкцией камеры сгорания печи. Конструкция горелок со сверхнизким образованием NOX (ULNB) включает стадию сжигания (воздух/топливо) и рециркуляцию отходящих газов. Сухие горелки с низким образованием NOX (DLNB) используются для газовых турбин
Оптимизация процесса горения	На основе постоянного контроля соответствующих параметров сжигания (например, содержания O2, CO, соотношения топлива к воздуху (или кислороду), несгоревшие компоненты), используется техника управления для достижения наилучших условий сжигания
Разбавление	Инертные разбавители, например, дымовые газы, пар, вода, азот, добавляемые к оборудованию сжигания, снижают температуру пламени и, следовательно, концентрацию NOX в дымовых газах
Селективное каталитическое восстановление (СКВ)	Техника основана на восстановлении NOX до азота в каталитическом слое путем реакции с аммиаком (в общем водном растворе) при оптимальной рабочей температуре около 300-450 °C. Можно нанести один или два слоя катализатора. Более высокое снижение NOX достигается при использовании большего количества катализатора (два слоя)
Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)	Технология основана на восстановлении NOX до азота путем реакции с аммиаком или мочевиной при высокой температуре. Для оптимальной реакции интервал рабочей температуры должен поддерживаться в диапазоне от 900 °C до 1 050 °C.
Низкотемпературное окисление NOX	Процесс низкотемпературного окисления вводит озон в поток отходящих газов при оптимальных температурах ниже 150°C, чтобы окислить нерастворимые NO и NO2 до высокорастворимого N2O5. N2O5 удаляется во влажном скруббере путем образования разбавленных сточных вод азотной кислоты, которые могут быть использованы в производственных процессах или нейтрализованы.

6.26.3. Оксиды серы (SOX)

Техника	Описание
Десульфуризация технологического топлива путем гидроочистки	В дополнение к выбору сырой нефти с низким содержанием серы десульфурация топлива достигается с помощью процесса гидроочистки (см. ниже), в котором происходят реакции гидрирования, приводящие к снижению содержания серы
Использование газообразного технологического топлива для замены жидкого технологического топлива	Сократить использование жидкого топлива (топочный мазут, дизельное топливо), заменив его сжиженным нефтяным газом (СНГ) на объекте, или ТТ (ГС), или газообразным топливом, поставляемым извне с низким содержанием серы и других нежелательных веществ. При индивидуальном сжигании в технологической установке, при применении многотопливной горелки, минимальное использование жидкого технологического топлива необходимое для обеспечения стабильности пламени.
Применение присадок к катализаторам, восстанавливающим SOX	Использование веществ (например, катализатора оксидов металлов), которые переносят серу, связанную с коксом, из регенератора обратно в реактор. Данная техника наиболее эффективно работает в режиме полного сжигания. Примечание: Присадки к катализаторам, снижающие содержание SOX, могут оказывать пагубное влияние на выбросы пыли, увеличивая потери катализатора из-за истирания, и на выбросы NOX, участвуя в активации CO вместе с окислением SO2 до SO3.
Гидроочистка	Основанная на реакциях гидрирования, гидроочистка направлена на получение топлива с низким содержанием серы (например, бензин и дизельное топливо с 10 част.млн по объему) и оптимизацию конфигурации процесса (конверсия тяжелых остатков и производство среднего дистиллята). Это снижает содержание серы, азота и металлов в сырье. Данный процесс требует достаточные производственные мощности по производству водорода. Технология переноса серы из сырья в сероводород (H2S) в газовых процессах требуют соответствующих производственных очистных сооружений (например, установки аминной очистки и Клауса) которые также являются возможной большой проблемой
Удаление серосодержащих газов, например, путем очистки амином	Отделение серосодержащего газа (в основном сероводорода) от газообразного технологического топлива осуществляется путем его растворения в химическом растворителе (процессы абсорбции). Преимущественно, используемыми растворителями являются амины. Данный процесс, необходим для очистки серосодержащих газов прежде, чем элементарная сера будет направлена в установку извлечения серы.
Установки извлечения серы (УИС)	Специальная установка, включающая в себя процесс Клауса для удаления серы из газовых потоков, обогащенных сероводородом (H2S), из установок аминной очистки и очистителей серосодержащей воды. По технологической цепи, за УИС следует установка очистки отходящих газов (УООГ) для удаления оставшейся H2S
Установка очистки отходящих газов (УООГ)	Группа технологий, дополнительных к УИС для более эффективного удаления соединений серы. Их можно разделить на четыре категории в соответствии с применяемыми принципами: a) прямое окисление до серы; b) продолжение реакции Клауса (условия ниже точки росы) c) окисление до SO2 и извлечение серы из SO2 d) восстановление до H2S и извлечение серы из H2S (например, аминный процесс)
Мокрая очистка газов скрубберами	В процессе мокрой очистки газообразные соединения растворяются в подходящей жидкости (воде или щелочном растворе). Одновременно достигается удаление твердых и газообразных соединений. После мокрого скруббера дымовые газы насыщаются водой, и перед выпуском отходящих газов требуется разделение капель. Полученная жидкость должна быть обработана в процессах очистки сточных вод, а нерастворимые вещества собираются путем осаждения или фильтрации В зависимости от типа очищающего раствора может быть: a) нерегенеративная технология (например, на основе натрия или магния) b) регенеративная технология (например, раствор амина или соды) В соответствии с контактным методом различные техники могут потребовать, например: трубку Вентури, использующая энергию входящего газа путем распыления его жидкостью; насадочный скруббер башенного типа, тарельчатую колонну, распылительные камеры. Там, где скрубберы в основном предназначены для удаления SOX, необходима подходящая конструкция для эффективного удаления пыли. Типичная индикативная эффективность удаления SOX находится в диапазоне 85-98 %
Нерегенеративная очистка	Раствор на основе натрия или магния используется в качестве щелочного реагента для поглощения SOX, как правило, в виде сульфатов. Технологии основаны, например, на: принудительном окислении (в системе десульфуризация отходящих газов ТЭС); водный раствор аммиака; морская вода (см. ниже)
Очистка газов морской водой	Специфический нерегенеративный тип очистки с использованием щелочности морской воды в качестве растворителя. Требуется снижение пыли в верху колонны.
Регенеративная система очистки газов	Использование специального реагента, поглощающего SOX (например, абсорбирующего раствора), который обычно позволяет извлекать серу в качестве побочного продукта во время цикла регенерации, когда реагент используется повторно.
Десульфуризация отходящих газов	В процессах обессеривания отходящих газов часто используется щелочной сорбент, который улавливает SO2 и превращает его в твердый продукт. Существуют различные методы обессеривания отходящих газов с различной эффективностью удаления SO2. Последние годы показали развитие процессов регенерации растворителя / катализатора, в которых абсорбирующая / концентрирующая среда регенерируется и повторно используется. Системы регенеративного или нерегенеративного типа существуют только для удаления SOX, а также для одновременного удаления пыли и NOX. Они конкурируют с системами, состоящими из отдельных блоков для удаления SO2 (например, мокрые скрубберы) и удаления NOX (например, СКВ).

6.26.4. Комбинированные техники (SOX, NOX и пыль)

Техника	Описание
Мокрая очистка газов скрубберами	См.Раздел 5.20.3.
Комбинированные технологии SNOX	Комбинированные технологии по удалению SOX, NOX и пыли, в которых происходит первая стадия удаления пыли (ЭСФ), за которой следуют некоторые специфические каталитические процессы. Соединения серы извлекаются в виде коммерческой концентрированной серной кислоты, в то время как NOX восстанавливается до N2. Общее удаление SOX находится в диапазоне 94 – 96,6 %. Общее удаление NOX находится в диапазоне: 87 – 90 %

6.26.5. Окись углерода (CO)

Техника	Описание
Управление процессом горения	Увеличение выбросов CO из-за модификации процессов горения (первичные технологии) для сокращения выбросов NOX могут быть ограничены тщательным контролем эксплуатационных параметров
Катализаторы с активаторами окисления монооксида углерода	Использование вещества, которое избирательно способствует окислению CO в CO2 (сжигание)
Котел с монооксидом углерода (CO)	Специальное устройство для дожигания CO присутствующий в отходящих газах после регенератора катализатора для рекуперации энергии.

6.26.6. Летучие органические соединения (ЛОС)

Техника	Описание
Улавливание паров	Выбросы ЛОС при погрузочно-разгрузочных работах большинства летучих продуктов, особенно сырой нефти и более легких продуктов, могут быть уменьшены с помощью различных технологий, например: Абсорбция: молекулы пара растворяются в подходящей абсорбционной жидкости (например, гликоли или фракции минерального топлива, такие как керосин или риформат). Загруженный раствор для очистки десорбируется путем повторного нагрева на следующем этапе. Десорбированные газы должны либо конденсироваться, далее обрабатываться и сжигаться, либо повторно поглощаться в соответствующем потоке (например, извлекаемого продукта) Адсорбция: молекулы пара удерживаются активирующими участками на поверхности твердых материалов адсорбента, например, активированного угля или цеолита. Адсорбент периодически регенерируется. Полученный десорбат затем абсорбируется в циркулирующем потоке продукта, извлекаемого из нижней части промывочной колонны. Остаточный газ из промывочной колонны направляется на дальнейшую очистку. Мембранное разделение газов: молекулы пара обрабатываются через селективные мембраны для разделения смеси пара и воздуха на обогащенную углеводородами фазу (пермеат), которая затем конденсируется или поглощается, и обедненную углеводородами фазу (ретентат). Двухступенчатое охлаждение/конденсация: при охлаждении парогазовой смеси молекулы пара конденсируются и отделяются в виде жидкости. Поскольку влажность приводит к обледенению теплообменника, требуется двухступенчатый процесс конденсации, обеспечивающий альтернативную работу. Гибридные системы: комбинации доступных технологий Примечание: Процессы абсорбции и адсорбции не могут заметно снизить выбросы метана.
Разрушение паров	Разрушение ЛОС может быть достигнуто, например, путем термического окисления (сжигания) или каталитического окисления, когда улавливание не осуществимо. Для предотвращения взрыва необходимо соблюдать требования безопасности (например, пламегасители). Термическое окисление обычно происходит в однокамерных окислителях с огнеупорной футеровкой, оснащенных газовой горелкой и дымовой трубой. Если для этой цели отсутствует специальная печь для сжигания, для обеспечения требуемой температуры и времени пребывания можно использовать существующую печь. Каталитическое окисление требует катализатор для ускорения скорости окисления за счет адсорбции кислорода и ЛОС на его поверхности. Катализатор позволяет реакции окисления протекать при более низкой температуре, чем требуется при термическом окислении: обычно в диапазоне от 320°C до 540°C. Первая стадия предварительного нагрева (электрически или с помощью газа) происходит для достижения температуры, необходимой для инициирования каталитического окисления ЛОС. Стадия окисления происходит, когда воздух проходит через слой твердых катализаторов
Программа LDAR (выявление и устранение утечек)	Программа LDAR (выявление и устранение утечек) представляет собой структурированный подход к сокращению выбросов ЛОС путем обнаружения и последующего устранения или замены протекающих компонентов. В настоящее время для идентификации утечек доступны методы обнаружения по запаху и оптической визуализации газов. Метод обнаружения по запаху: Первым шагом является обнаружение с помощью ручных анализаторов ЛОС, измеряющих концентрацию рядом с оборудованием (например, с помощью пламенной ионизации или фотоионизации). Второй этап состоит из упаковки компонента в пакет для проведения прямого измерения в источнике излучения. Этот второй шаг иногда заменяется математическими корреляционными кривыми, полученными на основе статистических результатов, полученных в результате большого числа предыдущих измерений, выполненных на аналогичных компонентах. Оптические методы визуализации газов: Оптическая визуализация использует небольшие легкие ручные камеры, которые позволяют визуализировать утечки газа в режиме реального времени, так что они появляются в виде "дыма" на видеоустройстве вместе с обычным изображением соответствующего компонента, чтобы легко и быстро обнаружить значительные утечки ЛОС. Активные системы создают изображение с обратным рассеянием инфракрасного лазерного света, отраженного на компоненте и его окружающем оборудовании. Пассивные системы основаны на естественном инфракрасном излучении оборудования и его окружающем оборудовании
Мониторинг рассеивания выбросов ЛОС	Полное обследование и количественная оценка выбросов на объекте могут быть осуществлены с помощью соответствующей комбинации дополнительных методов, например, по потоку солнечного затенения (SOF) или лидару дифференциального поглощения (DIAL). Эти результаты могут быть использованы для оценки тенденций во времени, перекрестной проверки и обновления/валидации текущей программы LDAR. Поток солнечного затенения (SOF): Технология основанная на регистрации и спектрометрическом анализе преобразования Фурье широкополосного инфракрасного или ультрафиолетового/видимого спектра солнечного света вдоль заданного географического маршрута, пересекающего направление ветра и улавливающего шлейфы ЛОС. Дифференциальный абсорбционный LIDAR (DIAL): DIAL - это лазерный технология, использующая дифференциальный адсорбционный LIDAR (обнаружение света и дальность), который является оптическим аналогом RADAR на основе звуковых радиоволн. Технология основана на обратном рассеянии импульсов лазерного луча атмосферными аэрозолями, а также анализ спектральных свойств возвращенного света, собранного с помощью телескопа
Оборудование с высокой степенью герметичности	Оборудование с высокой степенью герметичности включает, например: a. клапаны с двойными уплотнительными манжетами; b. насосы с магнитным приводом/компрессоры/перемешиватель c. насосы/компрессоры/ перемешиватели, оснащенные механическими манжетами вместо уплотнительных d. прокладки с высокой герметичностью (например, спиральные намотки, кольцевые соединения) для важных деталей
Деструкция паром (VD)	Окисление: молекулы пара превращаются в CO2 и H2O либо путем термического окисления при высоких температурах, либо путем каталитического окисления при более низких температурах. Термическое окисление происходит обычно в однокамерных, футерованных окислителях, оборудованных газовой горелкой и стек. Если присутствует бензин, эффективность теплообменника ограничивается, а температура предварительного нагрева поддерживается ниже 180 ° C для снижения риска воспламенения. Диапазон рабочих температур составляет от 760 ° C до 870 ° C, а время пребывания обычно составляет одну секунду или меньше. Для каталитического окисления требуется катализатор для ускорения окисления за счет адсорбции кислорода и ЛОС на поверхности. Катализатор позволяет реакции окисления протекать при более низких температурах, чем требуется для термического окисления: обычно в диапазоне от 320 ° до 540 ° C.

6.26.7. Другие техники

Техника	Описание
Техники для предотвращения или сокращения выбросов от сжигания на факелах	Правильная конструкция установки: включает достаточную мощность системы рекуперации факельного газа, использование предохранительных клапанов с высокой герметичностью и другие меры по использованию факельного сжигания только в качестве системы безопасности для других операций, отличных от режимных (запуск, остановка, аварийная ситуация). Управление установкой: включает организационные и контрольные меры по сокращению случаев сжигания на факелах путем балансировки системы ТТ (ГС), использования расширенного управления технологическим процессом и т.д. Конструкция факелов: включает высоту, давление, подпитка паром, воздухом или газом, тип наконечников факелов и т.д. Факел направлен на обеспечение бездымной и надежной работы и обеспечение эффективного сжигания избыточных газов при сжигании на факелах в результате нестандартных, аварийных операций. Мониторинг и отчетность: Непрерывный мониторинг (измерения расхода газа и оценки других параметров) газа, направленного на сжигание на факелах, и связанных с ним параметров сжигания (например, расход газовой смеси и теплосодержание, соотношение мощности, скорости, расхода продувочного газа, выбросы загрязняющих веществ). Отчетность о факельных событиях позволяет использовать коэффициент факельного сжигания в качестве требования, включенного в СЭМ, и предотвращать будущие события. Визуальный удаленный мониторинг факела также может осуществляться с помощью цветных телевизионных мониторов во время событий
Выбор активатора катализатора для предотвращения образования диоксинов	Во время регенерации катализатора органический хлорид необходим для эффективного функционирования катализатора: (для восстановления надлежащего баланса хлорида в катализаторе и обеспечения правильной дисперсии металлов). Выбор соответствующего хлорированного соединения окажет влияние на возможность выбросов диоксинов и фуранов
Техники улавливания, использования и хранения углерода (Carboncapture, utilisationandstorage, CCUS).	Улавливать углекислый газ можно на любом промышленном объекте - для этого существует десяток различных технологий, которые применяются в зависимости от ситуации. Пойманный CO2 сжижается под давлением и по трубопроводу или в цистернах транспортируется к месту использования или захоронения. Под захоронением углекислого газа подразумевается его закачивание под землю - на глубину от 800 м. За надежность такого хранения отвечают геологические свойства подземных резервуаров. Среди наиболее подходящих - пористые породы истощенных газовых или нефтяных месторождений, которые миллионы лет удерживали в себе ископаемое топливо. Еще один вариант захоронения - закачивание в действующие нефтяные месторождения. Такой подход позволяет повысить добычу, причем использование уловленного диоксида углерода значительно эффективнее традиционного вытеснения нефти водой.

6.27. Описание техник предотвращающие или контролирующие сбросы сточных вод

6.27.1. Предочистка сточных вод

Техника	Описание
Предочистка потоков серосодержащей воды перед повторным использованием или очисткой	Серосодержащую воду (например, из установок перегонки, крекинга, коксования) следует направлять на соответствующую предочистку (например, на колонну отпарки)
Предочистка других сточных водных потоков до основной очистки	Для поддержания эффективности очистки может потребоваться соответствующая предочистка

6.27.2. Очистка сточных вод

Данная техника представляет собой стратегию сокращения сбросов в воду веществ, классифицированных как "маркерные вещества" со сточными водами в пласт с целью поддержания пластового давления (ППД) и утилизации в недра.

Техника	Описание
Удаление нерастворимых веществ путем извлечения нефти	Эти технологии обычно включают в себя: Сепараторы нефть-вода (API) Пластинчатые сепараторы (CPI) Сепараторы с параллельными пластинами (PPI) Сепараторы с наклонными пластинами (TPI) Буферные и/или промежуточные резервуары.
Удаление нерастворимых веществ путем извлечения взвешенных механических примесей и нефти в дисперсном состоянии.	Эти техника обычно включают в себя: Флотация растворенным газом (DGF) Флотация с газовым барботажем (IGF) Фильтрация на песке
Удаление растворимых веществ, включая биологическую очистку и осветление	Технология биологической очистки: Система газификации с неподвижным слоем Система очистки с псевдосжиженным слоем Одной из наиболее часто используемых систем является процесс использования активного ила. Системы с фиксированным слоем могут включать биофильтр или песчанный фильтр
Дополнительная обработка	Cпециальная очистка сточных вод, предназначенная для дополнения предыдущего этапа очистки, например, для дальнейшего снижения содержания соединений азота или углерода. Используется там, где существуют особые местные требования к сохранению качества воды.

6.28. Требования по ремедиации

Основным фактором воздействия на атмосферный воздух при добыче нефти и газа являются выбросы загрязняющих веществ, возникающие в результате эксплуатации организованных источников выбросов, в числе которых газотурбинные установки, установки извлечения / производства серы (процесс Клауса и процесс SCOT), котельные и т.д.

Неорганизованные выбросы возникают при многих процессах добычи нефти и газа, например из труб, клапанов, уплотнений, резервуаров и других узлов инфраструктуры.

Условия формирования сточных вод на разных предприятиях могут весьма различаться.

производственные (от основного и вспомогательного производства);

коммунальные.

Согласно Экологического кодекса ремедиация проводится при выявлении факта экологического ущерба:

животному и растительному миру;

подземным и поверхностным водам;

землям и почве.

Таким образом, в результате деятельности предприятий по добыче нефти и газа следующие негативные последствия наступают в результате загрязнения атмосферного воздуха и дальнейшего перехода загрязняющих веществ из одного компонента природной среды в другую:

загрязнение земель и почв в результате осаждения загрязняющих веществ из атмосферного воздуха на поверхность почв и дальнейшая их инфильтрация в поверхностные и подземные воды;

воздействие на животный и растительный мир.

При обнаружении фактов экологического ущерба компонентам природной среды по результатам производственного и (или) государственного экологического контроля, причиненного в результате антропогенного воздействия, и при закрытии и (или) ликвидации последствий деятельности, необходимо провести оценку изменения состояния компонентов природной среды в отношении состояния, установленного в базовом отчете или эталонного участка.

Лицо, действия или деятельность которого причинили экологический ущерб, должна предпринять соответствующие меры для устранения такого ущерба, чтобы восстановить состояние участка, следуя нормам Экологического кодекса (ст. 131–141 Раздела 5) и Методическим рекомендациям по разработке программы ремедиации.

Помимо того, лицо, действия или деятельность которого причинили экологический ущерб, должно принять необходимые меры для удаления, сдерживания, или сокращения эмиссий соответствующих загрязняющих веществ, также для контрольного мониторинга в сроки и периодичность, для того чтобы, с учетом их текущего, или будущего утвержденного целевого назначения, участок больше не создавал значительного риска для здоровья человека, и не причинял ущерб от ее деятельности в отношении окружающей среды из-за загрязнения компонентов природной среды.

7. Перспективные техники

Данный раздел содержит информацию о новейших техниках, в отношении которых проводятся научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы или осуществляется их опытно-промышленное внедрение.

Под перспективными техниками в настоящем справочнике понимаются новые техники, которые еще массово не применялись в нефтегазодобывающем секторе и/или которые имеют только опытно конструкторские наработки и эксперименты.

Ухудшение структуры запасов углеводородов, происходящее по мере разработки традиционных месторождений, вынуждает нефтегазодобывающую промышленность постоянно совершенствовать технологии поиска, разведки и добычи нефти и газа.

Инновационные проекты осуществляются по широкому спектру направлений, охватывающих технологии поиска, разведки и разработки традиционных, трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов, включая остаточные запасы разрабатываемых традиционных месторождений, месторождения, связанные с низкопроницаемыми, карбонатными, трещиноватыми коллекторами, месторождения высоковязкой нефти, сланцевых углеводородов, нетрадиционных запасов газа и другие.

Инвестиции бизнеса в будущие возможности, в том числе в инновации в части сокращения энергоресурсов и рационального потребления природных ресурсов должно являться приоритетом каждой компании для собственного развития и конкурентоспособности на рынке, но и для развития страны.

В большинстве, успешному развитию способствует:

1) перспективное планирование деятельности;

2) реализация инновационных проектов;

3) сотрудничество как с производителями технологического оборудования, а также сотрудничество с аналогичными компаниями, с целью обмена опыта, но и с научно-исследовательскими инжиниринговыми компаниями.

Отставание в технологическом развитии влечет за собой падение эффективности операционной деятельности по разработке эксплуатируемых запасов, а отказ от инноваций или неэффективная инновационная деятельность приводит к крайне негативным последствиям для бизнеса.

Эффективное внедрение инновационных проектов выводят компанию в число лидеров отрасли.

7.1 Низкоуглеродные энергетические технологии

Дожигание влечет за собой отделение CO2 от выхлопных газов электростанции с помощью химической абсорбции. Поскольку CO 2 отделяется от выхлопных газов, эту технологию, в принципе, можно использовать на существующих электростанциях без значительных модификаций самой станции. Дожигание считается наиболее зрелой технологией, хотя до сих пор существует неопределенность в отношении ее использования и необходимость значительных технологических усовершенствований, прежде чем она сможет эксплуатироваться на коммерческих условиях и в больших масштабах.

С помощью технологии предварительного сжигания CO2 улавливается перед сжиганием. Это достигается путем преобразования природного газа в газовую смесь, богатую водородом. Эта газовая смесь обрабатывается таким образом, чтобы улавливать CO2 , и, таким образом, новое топливо "декарбонизируется" (выхлопные газы содержат очень мало CO2 ). Хотя улавливание перед сжиганием требует модификации газовых турбин для сжигания богатых водородом газовых потоков, предыдущие этапы технически проверены в виде заводов по производству аммиака по всему миру.

При использовании топлива и кислорода горение происходит в газовой турбине с чистым кислородом вместо воздуха. Это означает, что выхлопные газы содержат водяной пар и CO2 , а CO2 можно отделить путем охлаждения выхлопных газов. Современные газовые турбины страдают от низкой производительности при сжигании кислорода, и на сегодняшний день было мало усилий для разработки новых типов турбин, которые лучше подходят для сжигания кислорода. Кроме того, производство кислорода энергоемкое, а соответствующая технология довольно дорогостоящая. Из трех категорий технологий улавливания кислородное топливо является наименее зрелым.

Затраты, связанные с улавливанием CO2 на электростанции, составляют примерно две трети затрат на всю цепочку CO2, в то время как транспортировка и хранение составляют примерно одну треть.

7.2 Мобильные комплексные установки по переработке нефтешламов

Существуют три основных способа фазового разделения жидковязких нефтешламов – механический, химический и механохимической обработке. Разрушение устойчивых водно-масляных эмульсий механическим способом основано на технологических приемах искусственного изменения концентраций дисперсной фазы эмульсии с последующей коалесценцией мелких капель этой фазы. Для осуществления операции межфазного разделения жидковязких нефтешламов в настоящее время разработано большое количество технологических аппаратов, включая сепараторы, центрифуги, гидроциклоны, деканторы различных конструкций.

Химические флокуливующие средства также подаются в центрифугированный сырьевой трубопровод через тот же смесительный трубопровод. Это позволяет хорошо перемешивать шлам с химическими агентами.

Экономическая эффективность обусловлена, тем что данную установку можно передавать в другие организации, на правах аренды.

Экологическая эффективность представлена в очистке загрязненного грунта.

7.3. Очисткасточныхвод

Новыеметодыдляочисткисточныхводрассматриваетсяв Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Common Waste Water and Waste Gas Treatment/Management Systems in the Chemical Sector.

7.4 Обработка отработанных газов

Следует упомянуть некоторые разработки:

методы борьбы с выбросами твердых частиц с помощью новых разработок, включая керамические фильтры (например, NGK, Япония) и вращающийся сепаратор твердых частиц (LebonandGimbrair, Нидерланды);

методы снижения выбросов CO2 .

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

Согласно прогнозам IEA, в ближайшие годы улавливать CO2 начнут повсеместно - это позволит миру сократить не менее 15% всех парниковых выбросов, от которых необходимо избавиться, чтобы сдержать глобальное потепление в пределах 2°C.

Техника улавливания CO 2

Эти методы все еще находятся на начальной стадии разработки и проходят испытания на пилотных установках. Доступные технологии очень дороги, и существует много неопределенностей, связанных с затратами и эксплуатацией цепочки CO2 . Их можно разделить на три основные категории:

дожигание;

предварительное сжигание;

кислородно-топливная.

Уловленный углекислый газ можно использовать в производстве

Кроме нефтедобычи, использовать пойманный диоксид углерода можно во множестве технологических процессов. Сегодня в мире ежегодно потребляется 230 млн тонн CO2. Большая часть идет на выпуск удобрений (130 млн тонн) и повышение нефтеотдачи пластов (70-80 млн тонн). Среди остальных направлений - производство продуктов питания и напитков, очистка воды, применение в теплицах, использование для охлаждения и замораживания.

Электростанции, оснащенной системой CCS, потребуется примерно на 10-40% больше энергии, чем электростанции с эквивалентной мощностью без CCS, большая часть которой предназначена для улавливания и сжатия.

Транспортировка CO 2

Хранение CO 2

7.6. Сорбционный метод утилизации отработанных нефтепродуктов

Суть сорбционного метода утилизации отработанных нефтепродуктов, розливов нефти заключается в применении активных сорбентов.

Сорбент впитывает нефть и нефтепродукты полностью, в том числе и радужную пленку, после чего необходимо удаление и утилизация сорбента.

7.7. Техники закрытого факела

Закрытые типы факелов имеют закрытую конструкцию (футляр), который обеспечивает бездымное сжигание газообразных отходов и отсутствие видимого пламени без подачи воздуха и пара, при этом снижая уровень шума сравнению с обычными факелами. Регуляция выбросов производится контролем температуры пламени.

Закрытый наземный факел и факел термического окисления проектируются по спецификациям заказчика и повышают общие показатели работы системы.

Во многих закрытых факельных системах используется оребренная пластинчатая горелка, помогающая уменьшить выбросы. Наклонная, пластинчатая конструкция аэродинамической решетки обеспечивает равномерное распределение воздуха по длине и ширине корпуса факела. В результате, оребренные пластинчатые горелки достигают высокой эффективности сжигания при минимальном уровне шума.

Закрытые типы факелов могут оснащаться разными типами фильтрующими элементами, которые дополнительно очищают отходящие газы или системами направленные на энергосбережение.

Данный тип факел имеет закрытую конструкцию и обеспечиваетбездымное сжигание и выделяется отсутствием видимого пламени без подачи воздуха и пара. Регуляция выбросов производится контролем температуры пламени.

Преимущества применения закрытых факельных систем:

отсутствие видимого горения;

в большинстве случаев не нужен ни пар, ни воздух;

отсутствие теплового излучения;

низкий шум;

простое обслуживание;

высокая полнота сжигания.

Технологическая схема закрытого факела представлена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1. Технологическая схема закрытого факела

В закрытой факельной системе присутствует открытая сверху камера сжигания с футерованными стенками. Они обеспечивают горелочным приборам защиту от влияния ветра. Процесс ‘эксплуатации оборудования предусматривает мониторинг качества и объема воздуха, который поступает в камеру сгорания в ходе процесса. Также отслеживается поток газов, которые покидают камеру. Температура сгорания понижается благодаря избыточному воздуху, подаваемому с помощью тяги естественного или принудительного типа. Для упрощения принудительной тяги в закрытой установке предусмотрены специальные регулировки. Они отвечают за нормальную работу, снижая риски вибраций и искаженности пламени.

Снижение выбросов загрязняющих веществ. Повышение безопасности эксплуатации системы факельных установок.

8. Дополнительные комментарии и рекомендации

Справочник по НДТ подготовлен в рамках государственного задания по бюджетной программе 044 "Содействие ускоренному переходу Казахстана к зеленой экономике путем продвижения технологий и лучших практик, развития бизнеса и инвестиций" в соответствии со статьей 113 Экологического Кодекса.

Разработка справочника по НДТ проводилась группой независимых экспертов, представленной технологами по добыче нефти и газа, технологами по переработке газа, экологами, специалистами по энергоэффективности и экспертом по финансовому моделированию, с непосредственным анализом результатов работ и рекомендациями Членов технической рабочей группы по разработке справочника по НДТ.

В состав технических рабочих групп вошли представители:

1) субъектов промышленности;

2) научных организаций в соответствующих областях применения наилучших доступных техник;

3) экологических ассоциаций;

4) уполномоченных органов в области санитарно-эпидемиологического благополучия населения и промышленной безопасности;

5) общественности, независимых отечественных и зарубежных экспертов, обладающих необходимыми знаниями и опытом по соответствующим областям применения наилучших доступных техник.

Проведенный комплексный технологический аудит на предприятиях нефтегазодобычи, по экспертной оценке, текущего состояния нефтегазодобывающей отрасли, позволил определить эффективность управления производством, применяемые средства автоматизации, анализ технологических возможностей, и степень воздействия предприятий на окружающую среду.

Был проведен анализ и систематизация информации по нефтегадобычной отрасли в целом, о применяемых технологиях, оборудовании, уровнях сбросов и выбросов загрязняющих веществ, образовании отходов производства, других факторов воздействия на окружающую среду, энерго- и ресурсопотреблении с использованием литературных данных, изучения нормативной документации и экологических отчетов.

Оценка соответствия критериям НДТ устанавливалась в соответствии с статьей 113 Экологического кодекса, Директивой 2010/75/ЕС Европейского парламента и Совета ЕС "О промышленных выбросах и /или сбросах (о комплексном предупреждении и контроля загрязнений), а также Методологией отнесения к НДТ, отраженной в разделе 2 настоящего справочника.

На основе анкет-опросников среди Членов ТРГ и компаний прошедших КТА проводилось анкетирование предприятий нефти и газа в части актуализации информационных данных, предлагаемых методик по определению уровней эмиссий, по определению техник при выборе наилучших доступных техник.

Итоги анализа, анкет-опросников выявили явную недостаточность информации по различным аспектам применения технологий, в том числе по технологическим показателям, поскольку многие параметры контролируются в различные временные интервалы. Кроме того, не предоставлялись фактические (замерные) показатели по ЗМВ, предприятия НГО более ориентируются на предоставление отчетов ПДВ, ПДС, в связи с чем, для подтверждения фактических показателей группа разработчиков справочника по НДТ в качестве подтверждения достоверности предоставляемых данных ориентировалось на запросы от операторов объектов документальные и инструментальные свидетельства.

При разработке справочника по НДТ был учтен наилучший мировой опыт, 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.

К перспективным техникам отнесены не только отечественные разработки, но также и передовые технологии, применяемые на практике за рубежом, но до настоящего времени не внедренные в Республике Казахстан.

По итогам подготовки справочника по НДТ были сформулированы следующие рекомендации, касающиеся дальнейшей работы над настоящим справочником и внедрения НДТ:

предприятиям нефтегазодобычи рекомендуется осуществлять сбор, систематизацию и хранение сведений об уровнях эмиссий загрязняющих веществ, а также проводить анализ на выявление "причинно-следственной связи" изменения уровней эмиссий;

при проведении инструментального замера уровней выбросов необходимо учитывать уровни загрузки установок, физико-химический состав топлива, и иное (например: температуру сырья на входе и выходе);

при проведении ремонтных работ, направленных на модернизацию основного и природоохранного оборудования, также учитывать экономические аспекты внедрения НДТ;

необходимо внедрение автоматизированной системы мониторинга эмиссий в окружающую среду при проведении производственного экологического контроля, которая позволит оценивать фактические замерные данные с учетом поправки на содержание кислорода в отходящем газе.

при модернизации технологического и природоохранного оборудования в качестве приоритетных критериев выбора новых технологий, оборудования, материалов следует использовать повышение энергоэффективности, ресурсосбережение, снижение негативного воздействия объектов нефтепереработки на окружающую среду;

организовывать мониторинг и анализ наилучшего мирового опыта применительно к нефтегазодобычной отрасли и к непосредственному оператору объекта;

использовать фактические данные при анализе или сверке данных;

касательно информационных данных, собираемых с промышленных предприятий в рамках КТА, должны учитывать сезонные изменения в работе технологического оборудования, а также уровней эмиссий в окружающую среду.

Библиография

[1] UNECE Energy Series, "Политика повышения энергоэффективности: передовой опыт", Второе издание, 2017);

[2] Best AvailableTechniques (BAT) Reference Document forWasteTreatment, Industrial EmissionsDirective 2010/75/EU, JRC IPTS EIPPCB, 2018 (Справочный документ по наилучшим доступным технологиям (ВАТ) по обработке отходов);

[3] Application of the CONCAWE biodegradability test for oil products, CONCAWE, 2000 (Испытаниенефтепродуктовнабиоразлагаемость);

[4] HMIP UK, Petroleum Processes: Oil Refining and Associated Processes/HMSO, 1995 (Нефтяныепроцессы: Переработканефтиисвязанныеснейпроцессы);

[5] API, Environmental design considerations for petroleum refining crude processing units, 1993 (Экологическиесоображенияприпроектированииустановокдляпереработкинефти);

[6] Borremans M. Pumps and Compressors, 2019 (НасосыиКомпрессоры);

[7] Кроутер, Низкотемпературные газы окисления NO ^-ВОС, 2001;

[8] CONCAWE, Параметры окружающей среды нефтеперерабатывающих заводов, относящиеся к BREF, для водных сбросов с нефтеперерабатывающих заводов в Европе, 2010, стр. 51;

[9] UN/ECE, VOC taskforceonemissionreductionfortheoilandgasrefiningindustry/DFIU-IFARE, 1998 (Целевая группа по ЛОС по сокращению выбросов для нефтегазоперерабатывающей промышленности);

[10] CONCAWE, Наилучшие доступные методы сокращения выбросов от нефтеперерабатывающих заводов, 1999;

[11] А.Г. Ананенков, Г.П. Ставкин, Э.Г. Талыбов. АСУ ТП промыслов газоконденсатного месторождения Крайнего Севера.ООО"Недра-Бизнесцентр", 1999, стр. 230;

[12] Н.А. Еремин, Информационные технологии и автоматизация в нефтегазовой отрасли. Газовая промышленность № 5/674/2012, стр. 2–4;

[13 ]Н.А. Еремин, В.Е. Столяров, Оптимизация процессов добычи газа при применении цифровых технологий. Научно-технический журнал "Геология. Геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений", 6/2018, Разработка нефтяных и газовых месторождений стр.54-61, ISSN 2413–5011, ВНИИОЭНГ, Москва;

[14] В.Е. Столяров, С.В. Ларцов, Организация АСУ ТП распределенных объектов на основе беспроводных сенсорных сетей, Экспозиция Нефть Газ, № 3, 2013, стр. 29–33;

[15]В.З.Минликаев, Д.В., Дикамов, В.Е., "Газовая скважина как объект автоматизации в современных условиях", Газовая промышленность, №10 /713/2014, 2014, стр. 52-57;

[16] Силаш А.П., Добыча и транспорт нефти;

[17] American Petroleum Institute, API STD 676, Positive displacement pumps – Rotary [Электронныйресурс];

[18] Горячев А.А., Липатов И.А., Туманов А.П., "Напорная система сбора нефти и газа с использованием многофазных замеряющих устройств и многофазных насосных станций", Нефтяное хозяйство, № 7, 2006, стр. 38–39;

[19] Шенгур Н.В., "Мифы и реальности внедрения вентильного электродвигателя в УЭЦН";

[20] Шенгур Н.В., Иванов А.А., "Инженерная практика", № 3, 2011;

[21] Горелик Д.О., "Мониторинг загрязнения атмосферы и источники выбросов", Изд-во Стандартов, 1992;

[22] Миляев В.Б., Ясенский А.Н., "Ежегодник выбросов загрязняющих веществ в атмосферу городов и регионов Российской Федерации (России)" 2005, стр. 274;

[23] Dekkers, Комментарии голландского члена TWG к первому проекту, 2000;

[24] TWG, Комментарии TWG ко второму проекту документа Refineries BREF, 2001;

[25] Мейерс, "Справочник по процессам нефтепереработки", McGraw-Hill, США, 1997;

[26] Хуссейн К. Абдель-Аал, Промысловая подготовка нефти и газа, 2016;

[27] VROM, Голландские заметки о НДТ для нефтеперерабатывающих заводов / Министерство жилищного строительства, территориального планирования и окружающей среды (VROM) - Управление по воздуху и энергетике - инженеры и конструкторы Raytheon, 1999;

[28] HMIP UK, Переработка природного газа/Агентство по охране окружающей среды Великобритании;

[29] Шумский, Н. М. "Основные способы осушки газа", 2019, № 24 (262), стр. 158–159;

[30] TWG IT, Пересмотренный вклад Италии по установке GelaSNOx, 2012;

[31] Муродов, М.Н., Паноев, Э.Р. "Системы разработки газоконденсатных месторождений", 2014;

[32] СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным технологиям (НДТ) на крупных установках сжигания (LCP BBEF), Европейская комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2006;

[33] ИНЕРИС, Католическая защита, 2008;

[34] Сема, Софрес, Техническая записка о наилучших доступных технологиях по сокращению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающей промышленности. Применение статей 7 и 13 Директивы 84/360 EEC, 1991;

[35] REF TWG 2010, Комментарии TWG 2010 к обзору DRAFT 1 BREF, 2010;

[36] API, Руководство по эталонам для нефтепродуктов. Глава 19: Измерение потерь на испарение, Раздел 1: Потери на испарение из резервуаров с неподвижной крышей, 2002;

[37] CONCAWE, Комментарии Конкаве к первому проекту, 2000;

[38] Мандуцио, Комментарии итальянского члена TWG к первому проекту, 2000;

[39] API, Manual of petroleum measurement standards. Chapter 19: Evaporative loss measurement, Section 1: Evaporative loss from fixed-roof tanks, 2002 (Руководствопостандартамизмерениянефти. Глава 19: Измерение потерь на испарение, Раздел 1: Потери на испарение из резервуаров с фиксированной крышей);

[40] Теберт и др., Лучшие доступные технологии на нефтеперерабатывающих заводах в Германии, ОКОПОЛ, 2009;

[41]COM, Best AvailableTechniques (BAT) Reference Document onEmissionsfrom Storage (EFS BREF), European Commission, JRC IPTS EIPPCB, 2006 (Справочный документ по наилучшим доступным техникам (НИМ) о выбросах при хранении);

[42]Sema, Sofres, Technical note on the best available technologies to reduce emissions of pollutants into the air from the refining industry. Application of articles 7 and 13 of the Directive 84/360 EEC/Report made for European Commission, 1991, стр. 135 (Техническаязапискаонаилучшихдоступныхтехнологияхдлясокращениявыбросовзагрязняющихвеществватмосферуотнефтеперерабатывающейпромышленности);

[43] Станислаус и др., "Последние достижения в науке и технологии производства дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы (ULSD)", 2010;

[44]API, Руководство по эталонам для нефтепродуктов. Глава 19: Измерение потерь на испарение, Раздел 1: Потери на испарение из резервуаров с неподвижной крышей, 2002;

[45] TWG CONCAWE, Комментарии к разделу VRU в REF BREF, 2012;

[46] MWV, CommentsfromGermanrefineryassociationtofirstdraft, 2000 (Комментарии немецкой ассоциации нефтеперерабатывающих заводов к первому проекту Refinery BREF);

[47]UBA, German Notes on BAT in the Refinery Industry. The GermanRefinery Industry, 2000 (Немецкие заметки о НДТ в нефтеперерабатывающей промышленности. Немецкая нефтеперерабатывающая промышленность);

[48] ORECO, ContributionofOrecoA/StotheMineralOil&GasRefineriesBREF, 2011 (ВкладOrecoA/SвразвитиеBREFПереработканефтиигаза);

[49] ЕРА, Информационный бюллетень по контролю за загрязнением воздуха СКВ, 2002;

[50] СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным технологиям (ВАТ) для энергоэффективности (ENE BREF) у Европейская КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2009;

[51] Directive 94/63/EC, Directive on the control of volatile organic compound (VOC) emissions resulting from the storage of petrol and its distribution from terminals to service stations, 2019 (Директиваоконтролезавыбросами (ЛОС) врезультатехранениябензинаиегораспределенияоттерминаловдостанцийтехническогообслуживания);

[52] HP, RefiningProcesse, 1998;

[53] Янсон, Шведские НДТ, примечания к нефтеперерабатывающим заводам / Шведское агентство по охране окружающей среды, 1999;

[54] VDI, Контроль выбросов от нефтеперерабатывающих заводов / VDI / UBA, 2000;

[55] Агентство по охране окружающей среды Ирландии, "Руководство BATNEEC. Класс 9.3. Переработка нефти или газа" Проект 3, 1993;

[56] UBA, Немецкие комментарии по НДТ в нефтеперерабатывающей промышленности;

[57] CONCAWE, Гидроочистка и взаимосвязь между содержанием S в сырье и выбросами SO2, 2012;

[58] Блумколк и др., "Альтернативные конструкции для использования охлаждающей воды в обрабатывающей промышленности: минимизация воздействия на окружающую среду от систем охлаждения / Journal forCleaner Production", 1996;

[59] Clearstone, GuidelinesonFlareandVentMeasurement, GGFR & World Bank, 2008 (Руководство по измерению факельных и вентиляционных отверстий);

[60] BMUJF, Emissionsbegrenzung und Anwendungsbereich von stat. Моторен, 1999;

[61] Дживонс и Фрэнсис, Возможные меры контроля выбросов NOx и SO ^ для существующих крупных точечных источников, 2008;

[62] CONCAWE 4/09, "Пневматические выбросы", 2009;

[63] G. Electric, "Топливо LHV диапазон и типы камер сгорания", 2012;

[64] Сименс, "Промышленные газовые турбины" - Полный ассортимент продукции от 5 до 50 мегаватт, 2012;

[65] FWE, Стратегический обзор сектора нефтеперерабатывающей промышленности / работа FosterWheeler Energy Ltd. для Агентства по окружающей среде Великобритании, 1999;

[66] МРТ, Факторы выбросов, 1997;

[67] TWG, REF BREF TWG - Собранные комментарии к проекту 1, 2010;

[68] Диксон и др., "Использование нитратов для контроля / уменьшения запаха - тематические исследования нефтеперерабатывающих заводов", Личное общение, 2009;

[69] Италия, вклад Италии в Главу 4 Refinery BREF, 2000;

[70] CIPEC, "Energy Efficiency Planning and Management Guide", 2002 (Руководство по планированию и управлению энергоэффективностью);

[71] Berger, H., "EnergieeffizienteTechnologienundeffizienzsteigerndeMaßnahmen" (Энергоэффективные технологии и меры по повышению эффективности), 2005;

[72] Maes, D., Vrancen, K., "Energy efficiency in steam systems", 2005 (Энергоэффективностьвпаровыхсистемах);

[73] Åsbland, A., "High temperature air combustion", 2005 (Высокотемпературноегорениевоздуха);

[74] Blasiak W., Rafidi N., "Physical properties of a LPG flame with hightemperature air on a regenerative burner" Горениеипламя, 2004, стр. 567–569 (Физическиесвойствапламенисжиженногогазасвысокотемпературнымвоздухомнарегенеративнойгорелке);

[75] Yang W., B. W. "Mathematical modelling of NO emissions from High Temperature Air Combustion with Nitrous Oxide Mechanism", Технологияпереработкитоплива, 2005, стр. 943–957 (Математическоемоделированиевыбросов NO присжиганиивысокотемпературноговоздухапомеханизмузакисиазота);

[76] Yang W., 2005, Yang W., B. W. "Flame Entrainments Induced by a Turbulent Reacting Jet Using High-Temperature and Oxygen Deficient Oxidizers", Энергияитопливо, 2005, стр. 1473-1483 (Захватпламени, вызванныйтурбулентнойреактивнойструейсиспользованиемвысокотемпературныхикислорододефицитныхокислителей);

[77] Rafidi N., B. W. "Thermal performance analysis on two composite material honeycomb heat regenerators used for HiTAC burners" Прикладнаятеплотехника, 2005, стр. 2966-2982 (Анализтепловыххарактеристикдвухячеистыхрегенераторовтеплаизкомпозитныхматериалов, используемыхдлягорелокHiTAC);

[78] Mörtberg M., B. W., Gupta A.K "Combustion of Low Calorific Fuels in High Temperature and Oxygen Deficient Environment" Наука и технология сжигания, 2005 (Сжигание низкокалорийного топлива в условиях высокой температуры и дефицита кислорода);

[79] Rafidi N., B. W., Jewartowski M., Szewczyk D. "Increase of the Effective Energy from the Radiant Tube Equipped with Regenerative System in Comparison with Conventional Recuperative System", Журналсгорания IFRF (международный фонд исследований пламени), 2005, (Увеличение эффективной энергии от излучающей трубки, оснащенной регенеративной системой, посравнению собычной рекуперативной системой);

[80] CADDET "High-performance Industrial Furnace Based on High temperature Air Combustion Technology - Application to a Heat Treatment Furnace", 2003 (Высокопроизводительная промышленная печь на основе технологии высокотемпературного сжигания воздуха – применение в печи для термообработки);

[81] CEFIC "Guidelines for Energy Efficiency in Combustion installation", 2005 (Руководство по энергоэффективности в установках для сжигания);

[82] EIPPCB "C&L BREF";

[83] TWG "Комментарии к второму проекту Energy Efficiency BREF";

[84] EUROELECTRICS "Гармоники", интервью;

[85] Association, C. D. "Гармоники", 2007

[86] Di Franco, N. "Energy-efficient management of transformers", 2008;

[87] Международный стандарт ГОСТ IEC 60034-2-1-2017 "Машины электрические вращающиеся";

[88] EIPPCB "Energy Efficiency BREF", 2009;

[89] Caddet Energy Efficiency, "Pressured air production and distribution. Caddet Energy EfficiencyNewsletter №3", 1999 (Производство и распределение сжатого воздуха. Информационный бюллетень Caddet по энергоэффективности №3);

[90] PNEUROP, "Proposed new text for compressed air section (CAS)", 2007 ("Предлагаемый новый текст для раздела о сжатом воздухе (CAS)");

[91]EC, "European motor challenge programme - Pumping systems programme", 2003 (Европейскаяпрограмма - motor challenge);

[92] TWG "Annex 1622 Front EndsPump Systems" (Приложение 1622 Передние концевые насосные системы);

[93] ADEME “Spaceheating” (Обогревпомещений);

[94] TWG “CommentsonDraft 3: BAT Chapter, etc”, 2008 (Замечания по проекту 3: Глава о НДТ и т.д.);

[95] Hardy, M. “A Practical Guide to Free Cooling, AlternativeCooling, Night CoolingandLow Energy Systems” (Практическое руководство по Свободному охлаждению, Альтернативному Охлаждению, Ночному охлаждению и Системам с низким энергопотреблением);

[96] Coolmation “Free Cooling" (Охлаждение: “Свободное охлаждение”);

[97] СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным методам (ВАТ) для промышленных систем охлаждения (ICS BREF) Европейская комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2001;

[98] TWG, Комментарии членов TWG ко второму проекту Refineries BREF главы 4 и главы 5.1, 2000;

[99] Об утверждении методики расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию (Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 164);

[100] Александров М.А., Маркова Л.М., "Техника и технологии сбора и подготовки нефти и газа", 2015.

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

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

2. Осы қаулы қол қойылған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі	Ә. Смайылов

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2023 жылғы 27 желтоқсандағы
№ 1202 қаулысымен
бекітілген

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

Мазмұны

Схемалар мен суреттердің тізімі

Глоссарий

Алғысөз

Қолданылу саласы

1. Жалпы ақпарат

1.1. Мұнай-газ өндіру саласының құрылымы

1.2. Өндірілетін шикізат түрлері бойынша саланың құрылымы

1.3. Мұнай-газ өндіру саласындағы кәсіпорындардың өндірістік қуаттары

1.4. Сала шығаратын негізгі және жанама өнімдер

1.5. Техникалық-экономикалық сипаттамалары

1.6. Мұнай-газ өндіру саласының негізгі экологиялық проблемалары

2. Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау әдіснамасы

2.1. Детерминация, таңдау қағидаттары

2.2. Техникаларды ЕҚТ-ға жатқызу өлшемшарттары

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

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

3.2. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

3.3. Суды дайындау

3.4. Газды дайындау және қайта өңдеу

3.6. Газ техникалық күкірт өндірісі

3.7. Төменгі температурада конденсациялау және газды фракциялау

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

3.9. Қабаттық қысымды ұстап тұру

3.10. Резервуарлар паркі

3.11. Кәріз және тазарту қондырғылары (сарқынды суларды тазарту)

3.12 Алау жүйелері

3.13. Энергетикалық жүйе

3.14. Шикі мұнай мен газды теңізде өндіру

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

4.1. Қоршаған ортаға әсерді азайту

4.2. Экологиялық менеджмент жүйесі

4.3. Су ресурстарын басқару

4.4. Атмосфераға шығарындыларды басқару

4.5. Өндірісті басқару

4.6. Энергия тиімділігін арттыру

4.7. Қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату жөніндегі жұмыстарды ұйымдастыру

5. Ең үздік қолжетімді техникаларды таңдау кезінде қарастырылатын техникалар

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

5.2. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

5.3. Суды дайындау

5.4. Газды дайындау және қайта өңдеу

5.5. Реагенттік шаруашылық

5.6. Газ техникалық күкірт өндірісі

5.7. Төменгі температурада конденсациялау және газды фракциялау

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

5.9. Қабаттық қысымды ұстап тұру

5.10. Резервуарлық парк

5.11. Кәріз және тазарту құрылысжайлары (сарқынды суларды тазарту)

5.12. Алау жүйелері

5.13. Энергетикалық жүйе

5.14 . Шикі мұнай мен газды теңізде өндіру

6. ЕҚТ бойынша қорытындыларды қамтитын тұжырым

6.1. Жалпы ЕҚТ бойынша қорытындылар

6.2. Экологиялық менеджмент жүйесі

6.3. Энергия тиімділігін арттыру техникалары

6.4. Атмосфераға шығарындылар мониторингі

6.5. Су объектілеріне төгінділердің мониторингі

6.6. Өндірісті басқару

6.7. Қалдықтардың түзілуі және басқару

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

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

6.10. Суды дайындауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

6.11. Газды дайындау және қайта өңдеуге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

6.12. Реагенттік шаруашылыққа арналған ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша қорытынды

6.13. Газды техникалық күкірт өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

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

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

6.16. Қабаттық қысымды ұстап тұруға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

6.17. Резервуарлық паркке арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

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

6.19. Алау жүйелерінің ЕҚТ бойынша қорытындысы

6.20. Энергетикалық жүйеге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

6.21. Мұнай мен газды теңізде өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

6.22. Қалдықтарды басқару әдістері

6.23. Шығарындыларды кешенді басқару әдістері

6.25. Сарқынды суларды тазарту

6.26. Атмосфераға шығарындыларды болғызбау және бақылау техникаларының сипаттамасы

6.27. Сарқынды сулар төгінділерін болғызбайтын немесе бақылайтын техникалардың сипаттамасы

6.28. Ремедиация бойынша талаптар

7. Перспективалы техникалар

8. Қосымша түсініктемелер мен ұсынымдар

Библиография

Схемалар мен суреттердің тізімі

1.1-сурет. Мұнай-газ кешені жұмысының жалпы схемасы

1.2-сурет. Қазақстан Республикасында шикі мұнай өндірудің айлық көлемі

1.3-сурет. Қазақстан Республикасында газ өндіру бойынша өндірістік көрсеткіштер

1.4-сурет. Табиғи газдың әлемдік қорлары бойынша жалпы ақпарат

1.5-сурет. Мұнай қорлары бойынша елдердің рейтингі

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

1.7-сурет. Қазақстандық шикі мұнай экспортының диаграммасы

1.8-сурет. Табиғи газ экспортының диаграммасы

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

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

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

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

3.3-сурет. Газлифт қондырғысы

3.4-сурет. Плунжерлік көтергіштің негізгі бөліктері

3.5-сурет. Плунжерлік көтергіштің жұмыс циклі

3.6-сурет. Штангалық сорғының ең кең таралған түрі

3.7-сурет. Қарапайым штангалық сорғының схемалық бейнесі

3.8-сурет. Штангалық сорғының жұмыс циклінің схемасы

3.9-сурет. Штангалық сорғы қондырғыларына арналған сорғылардың екі түрі

3.10-сурет. Тербелме станогының схемалық суреті

3.11-сурет. Бұрандалы сорғы

3.12-сурет. Диафрагмалы сорғы қондырғысының батырмалы агрегатының қағидаттық схемасы

3.13-сурет. Электрлі ортадан тепкіш сорғының қағидаттық схемасы

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

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

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

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

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

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

3.20-сурет. Мұнайды ректификациялау арқылы тұрақтандырудың технологиялық схемасы

3.21-сурет. Тарату коллекторы бар тұндырғыштың технологиялық схемасы

3.22-сурет. ЭДГ технологиялық схемасы

3.23-сурет. ЭДГ қағидаттық схемасы

3.24-сурет. Шикі мұнайды тұзсыздандырудың қағидаттық технологиялық схемасы

3.25-сурет. ДМС-1 процесінің қағидаттық технологиялық схемасы

3.26-сурет. ДМС-3 процесінің қағидаттық технологиялық схемасы

3.27-сурет. Гидрокүкіртсіздендіру процесінің технологиялық схемасы

3.28-сурет. СААҚ резервуары

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

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

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

3.32-сурет. Газды гликольді кептірудің қағидаттық схемасы

3.33-сурет. Газды адсорбциялық тазартудың қағидаттық схемасы

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

3.35-сурет. Моноэтаноламин ерітіндісімен газдарды тазарту қондырғысының технологиялық схемасы

3.36-сурет. Газды бір ағынды тазалау схемасы

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

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

3.39-сурет. MEROX процесінің технологиялық схемасы

3.40-сурет. МКС жабдығын орналастырудың үлгі схемасы

3.41-сурет. ГАА-да қолданылатын компрессорлардың жіктелуі

3.42-сурет. ІМГ-ны сығу қондырғысы

3.43-сурет. ІМГ-ны дайындау жүйесі

3.44-сурет. Газды сұйылту процесінің қағидаттық схемасы

3.45-сурет. Адсорбциялық кептіру блогы - қағидаттық технологиялық схема

3.46-сурет. Метанолды регенерациялау процесі

3.47-сурет. Гликольдің отпен регенерациялау схемасы

3.48-сурет. Амин ерітіндісін регенерациялау схемасы

3.49-сурет. Блоктардың құрылымдық ерекшеліктері мен құрамы

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

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

3.53-сурет. "Сульфрин" процесінің технологиялық схемасы

3.54-сурет. SCOT процесінің технологиялық схемасы

3.55-сурет. Төмен температуралы конденсация қондырғысының схемасы

3.56-сурет. ТТКР қондырғыларының технологиялық схемалары

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

3.58-сурет. МСӨЖ технологиялық схемасы

3.59-сурет. Контур жанындағы суландыру схемасы

3.60-сурет. Контур ішіндегі суландыру схемалары

3.61-сурет. Блокты суландырумен игеру жүйесі

3.62-сурет. Су резервуарларының эволюциясы

3.63-сурет. ЖФҰ қондырғысын байлаудың қағидаттық схемасы

3.64-сурет. Вагон-цистерналардан мұнай өнімдерін құю схемалары

3.65-сурет. Автоцистерналарға көмірсутектерді жоғарғы құю мысалы

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

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

3.68-сурет. Сарқынды суларды биологиялық тазарту схемасы

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

3.70-сурет. Бу генераторлық қондырғының қағидаттық схемасы

3.71-сурет. Шартты белгілердегі қарапайым схеманың ГТҚ схемасы

3.72-сурет. Су жылыту қазандығының технологиялық схемасы

3.73-сурет. Жылыту пешінің технологиялық схемасы

3.74-сурет. Дизель қозғалтқыштың технологиялық схемасы

3.75-сурет. Газ поршеньді қозғалтқыштың жұмыс істеу қағидаты

3.76-сурет. Клаус қондырғысына қатысты Сульфрен процесінің қағидаттық схемасы

4.1-сурет. ЭМЖ моделін жүйелік жетілдіру

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

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

5.3-сурет. Декантерлік центрифуганың технологиялық схемасы

5.4-сурет. Табақшалы центрифуганың технологиялық схемасы

5.5-сурет. ТТС қондырғысының технологиялық схемасы

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

5.7-сурет. Метанол бүрку арқылы сұйытылған газдарды алу схемасы

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

5.9-сурет. Этан бөлінбейтін газ бөлу қондырғысының технологиялық схемасы

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

5.11-сурет. СКГ тазарту технологиясы

5.12-сурет. Қышқыл ағындарды булауды орнатудың оңайлатылған технологиялық схемасы

5.13-сурет. Gela зауытындағы SNOX технологиялық схемасы

5.14-сурет. Аминді тазарту қондырғысының қағидаттық схемасы

5.15-сурет. Абсорбердегі материалдық ағындар схемасы

5.16-сурет. Тозуға төзімді катализатордың стандартты құрылымы.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.34-сурет. Жартылай құрғақ күкірт тазарту технологиясының қағидаттық схемасы

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

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

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

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

5.39-сурет. Дымқыл күкіртті тазарту технологиясының қағидаттық схемасы

5.40-сурет. Жартылай құрғақ күкірт тазарту технологиясының қағидаттық схемасы

5.41-сурет. Молекулярлық елеумен кептірудің принципті схемасы

5.42-сурет. Қалқымалы шатыры бар резервуардың үлгісі

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

5.44-сурет. VRU белсендірілген көмірмен адсорбциялау процесі

5.45-сурет. VRU мембраналық бөлу процесі

5.46-сурет. Буларды ұстауды орнатудың оңайлатылған технологиялық схемасы

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

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

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

5.50-сурет. API мұнай-су сепараторының жалпы сипаттамасы

5.51-сурет. Параллель PPI пластиналары бар сепаратордың жалпы сипаттамасы

5.52-сурет. Алау жүйесінің жеңілдетілген технологиялық схемасы

5.53-сурет. Жабық алаудың технологиялық схемасы

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

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

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

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

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

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

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

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

5.62-сурет. Ауаны алдын ала жылытумен жағу жүйесінің схемасы

5.63-сурет. Регенеративті жанарғылардың жұмыс істеу принципі

5.64-сурет. Өртеудің әртүрлі режимдері

5.65-сурет. Трансформатор схемасы

5.66-сурет. Үш фазалы индукциялық электр қозғалтқыштарының энергия тиімділігі

5.67-сурет. Электр қозғалтқышының қызмет ету мерзімі ішіндегі шығындар

5.68-сурет. Электр қозғалтқышының ПӘК оның жүктемесіне тәуелділігі

5.69-сурет. Қысым мен шығыстың арақатынасы

5.70-сурет. Табиғи салқындатылатын жүйенің ықтимал схемасы

Кестелер тізімі

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

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

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

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

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

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

3.1-кесте. ЭОСҚ энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.2-кесте. ШТС энергетикалық ресурстарын тұтыну

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

3.4-кесте. Энергетикалық ресурстарды электродегидратормен тұтыну

3.5-кесте. Күкірт өндіру қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

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

3.7-кесте. Сіңіргіш және субстрат материалдарын орнату қалдықтары

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

3.9-кесте. Газды кептіру процесінің энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.10-кесте. Қалдықтардың түзілуі абсорбентті ауыстыру нәтижесінде пайда болады

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

3.12-кесте. Сығымдау компрессорлық станциясын пайдалану кезінде энергетикалық тұтыну

3.13-кесте. СТГ процесі қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.14-кесте. Адсорбция қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.15-кесте. Метанолды регенерациялаудың технологиялық процесінің сипаттамасы

3.16-кесте. Гликольдің отпен регенерациялау технологиялық процесінің сипаттамасы

3.17-кесте. Амин ерітіндісін регенерациялау технологиялық процесінің сипаттамасы

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

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

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

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

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

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

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

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

3.26-кесте. Өнімді тасымалдау сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну

3.27-кесте. Кәріз сорғыларының энергетикалық ресурстарын тұтыну

3.28-кесте. Сарқынды суларды тазартудың энергетикалық ресурстарын тұтыну

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

3.30-кесте. Су жылыту қазандықтарының шығарындылары

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

3.32-кесте. Қазандықтың энергетикалық ресурстарын тұтыну

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

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

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

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

3.37-кесте. Газ және дизель отынындағы дизель генераторларының шығарындылары

4.1-кесте. Осы бөлімде сипатталған әрбір техника бойынша ақпарат

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

4.3-кесте. ҰОҚ шығарындыларын бейтараптандыру әдістерінің үлгілері

4.4-кесте.Энергия үнемдеу техникалары

5.1-кесте. Мұнай ағынын қарқындату әдістерін бөлу

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

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

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

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

5.6-кесте. SNOX сипаттамалары (OMV Швехат)

5.7-кесте. Үш қондырғы бойынша СКЕҚ жүйесінің көрсеткіштері.

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

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

5.10-кесте. Қондырғыда қолданылатын ЭШФ бойынша экономикалық деректер

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

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

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

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

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

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

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

5.18-кесте. VRU әдістерімен байланысты ілеспе әсерлер

5.19-кесте. Газдарды сорбциялық бензиндеу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

5.20-кесте. Күкіртті қосылыстардан ЖККФ тазартудың технологиялық көрсеткіштері

5.21-кесте. Табиғи газдан гелийді бөлу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

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

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

5.24-кесте. Резервуарлар құрылысының жобалық деректері

5.25-кесте. Тығыздауларды таңдау және болжамды тиімділік

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

5.27-кесте. Шикі мұнай резервуарларын тазарту жөніндегі үлгілік деректер

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

5.29-кесте. Қол жеткізілген экологиялық пайдалар мен экологиялық көрсеткіштер

5.30-кесте. Буларды ұстау қондырғылары үшін шығарындылардың мәндері

5.31-кесте. VRU әдістерімен байланысты ілеспе әсерлер

5.32-кесте. Кейбір VRU әдістерінің қолданылуына шолу

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

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

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

5.36-кесте. Өнеркәсіпте қолданылатын ЛОС термиялық тотығуды бақылау әдісі

5.37-кесте. Алау жүйесін әртүрлі қолдану

5.38-кесте. Алау газы құрамының мысалдары

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.53-кесте. Отын түріне байланысты Зигерт коэффициентін есептеу

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

5.55-кесте. Жылуды кәдеге жарату нәтижесіндегі экономикалық әсердің мысалы

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

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

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

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

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

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

Глоссарий

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

Глоссарийде келесі бөлімдер ұсынылған:

терминдер мен олардың анықтамалары;

аббревиатуралар мен олардың толық жазылуы;

Терминдер мен олардың анықтамалары

Осы ЕҚT бойынша анықтамалықта мынадай терминдер қолданылады:

атмосфераға эмиссияларды бақылау	–	тікелей аспаптық және/немесе жанама өлшеу әдістері арқылы алынған түтін газдарындағы ластағыш заттар шығарындыларының концентрациясын бағалау
жану қондырғысы	–	қазандықтар (CO жағу қазандықтарынан басқа), пештер мен газ турбиналары және т.б. сияқты объектіде энергия/жылу өндіру үшін отынды бөлек немесе басқа отын түрлерімен жағатын қондырғы
жаңа қондырғы	–	ЕҚТ бойынша осы қорытындылар жарияланғаннан кейін кәсіпорында пайдалануға алғаш рет жіберілген қондырғы немесе осы ЕҚТ бойынша қорытындылар жарияланғаннан кейін кәсіпорын шегіндегі қолданыстағы іргетастағы агрегатты толық ауыстыру
қалдық газ	–	КҚҚ-дан шығатын газдың жалпы атауы (әдетте, Клаус процесі)
қолданыстағы қондырғы	–	жаңа қондырғы болып табылмайтын қондырғы
қондырғы	–	белгілі бір өңдеу операциясы орындалатын орнату сегменті/кіші бөлімі
мерзімді өлшемдер	–	қолмен немесе автоматтандырылған анықтамалық әдістерді қолдана отырып, берілген уақыт аралықтарында өлшенетін шаманы анықтау
ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)	–	кез келген органикалық қосылыс, сондай-ақ 293,15 к бу қысымы 0,01 кПа немесе одан жоғары немесе белгілі бір пайдалану жағдайларында сәйкес құбылмалылығы бар креозот фракциясы
технологиялық көрсеткіштер	–	эмиссиялар көлемінің бірлігіне (мг/нм3, мг/дм3) және (немесе) электр және (немесе) жылу энергиясын тұтыну мөлшеріне, өндірілетін өнімнің бірлігіне немесе бірлігіне шаққандағы өзге де ресурстарға, белгілі бір уақыт кезеңінде және белгілі бір жағдайларда орташаландыруды ескере отырып, ЕҚТ бойынша қорытындыда сипатталған бір немесе бірнеше ең үздік қол жетімді техникаларды қолдана отырып, объектіні пайдаланудың қалыпты жағдайларында қол жеткізуге болатын өндірілген өнімнің (тауарлардың), орындалған жұмыстардың, көрсетілген қызметтердің бірлігіне маркерлік ластағыш заттардың шекті саны (массасы) түрінде көрсетілген, ең үздік қол жетімді техникаларды қолдануға байланысты эмиссиялар деңгейлері
үздіксіз өлшеу	–	жөндеу жұмыстарын жүргізу, ақауларды жою, іске қосу-баптау, тексеру, калибрлеу жұмыстарын жүргізу үшін үзілістерге жол беретін тәулік бойы өлшеу
шығатын газ	–	қышқыл газды кетіру қондырғысы және күкіртті қалпына келтіру қондырғысы (КҚҚ) сияқты тазартылуы керек процесс нәтижесінде пайда болатын жиналған газ
СО	–	көміртегі тотығы
NOx, NO2 ретінде көрсетілген	–	азот оксиді (NO) мен азот диоксиді (NO2) қосындысы NO2 түрінде көрсетілген
H2S	–	күкіртсутек. карбонил сульфиді мен меркаптан қосылмаған
HCІ ретінде көрсетілген сутегі хлориді	–	HCl түрінде көрсетілген барлық хлорид газдары
HF түрінде көрсетілген фторлы сутегі	–	HF түрінде көрсетілген барлық фторлы газдар
SOx SO2 ретінде көрсетілген	–	күкірт диоксиді (SO2) мен күкірт триоксидінің (SO3) қосындысы SO2 түрінде көрсетілген

Аббревиатуралар мен олардың толық жазылуы

Аббревиатура	Толық жазылуы
ГӨЗ	Газ өңдеу зауыттары
ГФҚ	Газ фракциялау қондырғылары
ЖККФ	Жеңіл көмірсутектердің кең фракциялары
КӨҚ	Күкірт өндіру қондырғылары
МАЖ	Эмиссиялар мониторингінің автоматтандырылған жүйесі
МӨЗ	Мұнай өңдеу және мұнай-химия зауыттары
СКГ	Сұйытылған көмірсутек газдары
ТТА	Төменгі температурада адсорбциялау
ТТК	Төменгі температурада конденсациялау
ТТС	Төменгі температурада сепарациялау
ШГТҚ	Шығатын газдарды тазарту қондырғысы

Алғысөз

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

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

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

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

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

Деректерді жинау туралы ақпарат

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

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

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

ЕҚT бойынша басқа анықтамалықтармен өзара байланысы

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

энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отынды жағу;

мұнай мен газды қайта өңдеу;

бейорганикалық химиялық заттар өндірісі;

цемент және әк өндірісі;

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

мыс өндірісі;

мырыш және кадмий өндірісі;

қорғасын өндірісі;

қара металдарды одан әрі қайта бөлу бұйымдарын өндіру;

мұнай және газ өндіру;

11) темір кендерін өндіру және байыту;

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

13) ферроқорытпалар өндірісі;

14) шойын және болат өндірісі;

15) өнімді өндіру кезінде сарқынды суларды тазарту;

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

17) өртеу арқылы қалдықтарды кәдеге жарату және жою;

18) титан және магний өндірісі;

19) алюминий өндірісі;

20) сирек және сирек жер металдарын өндіру;

21) өнеркәсіптік салқындату жүйелері;

22) сирек және сирек жер металдарын өндіру;

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

24) аршылған және орналастырылған тау жыныстарымен жұмыс істеу;

25) жұқа органикалық синтез және полимерлер өнімдерін өндіру.

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

ЕҚТ бойынша анықтамалықтың атауы	Байланысты процестер
Мұнай мен газды қайта өңдеу	Шикі газды қайта өңдеу және дайындау
Шаруашылық және (немесе) өзге де қызметті жүзеге асыру кезіндегі энергетикалық тиімділік	Энергетикалық тиімділік
Атмосфералық ауаға және су объектілеріне ластағыш заттар эмиссияларының мониторингі	Эмиссиялар мониторингі
Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу	Энергия өндірісі

Қолданылу саласы

Экологиялық кодекстің 3-қосымшасына сәйкес осы ЕҚТ бойынша анықтамалық:

мұнай және газ өндіруге қолданылады.

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

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

Өндірістік / Технологиялық процестер		Процестің қысқаша сипаттамасы
1		2
1	Шикі мұнай, мұнай (ілеспе), табиғи газ және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру
1.1	Шикі мұнай өндіру	Шикі мұнай өндіру процестері: - газлифт әдісімен; - субұрқақ әдісімен; - механикаландырылған әдістерді қолданумен (штангалық тереңдіктегі сорғылар, батпалы бұрандалы сорғылар, электржетекті қалақ сорғыларының қондырғылары, батпалы диафрагмалық сорғылар, Плунжерлік лифт)
1.2	Газды (мұнай (ілеспе) газды, табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру)	Газды (мұнай (ілеспе) газды, табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру процестері)
1.3	Мұнай мен газды ішкі кәсіпшілік құбыржолдар арқылы тасымалдау	Жерүсті, жердегі және жерасты орындауларының кәсіпшілік құбырлары бойынша шикі мұнай мен газды тасымалдау, мультифазалы сорғы станциясы, құбырларды жылыту
2	Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау
2.1	Ажырату қондырғылары	Суды, газдарды, механикалық қоспаларды кетіру мақсатында ажырату процестері
2.2	Шикі мұнайды тұрақтандыру	Көмірсутек газдарының және жеңіл сұйық фракциялардың қалдық мөлшерін мұнайдан (конденсаттан) шығару (айдау) процесі
2.3	Шикі мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері	Термиялық, химиялық, гравитациялық, электромагниттік әсер ету арқылы мұнай эмульсиясынан тұздар мен суды кетіру процестері
2.4	Шикі мұнайды күкіртсіздендіру	Құрамында күкірт бар қосылыстарды мұнайдан шығару процесі
3	Суды дайындау
3.1	Қабаттағы суды алдын ала төгу	Қабаттағы суды алдын ала ағызу кезінде бөлу және құм тазалау процесі
3.2	Қабаттағы суды дайындау	Суды, газдарды, механикалық қоспаларды кетіру мақсатында ажырату процестері
4	Газды дайындау және өңдеу
4.1	Газды кептіру	Газдар мен газ қоспаларынан ылғалды кетіру процесі
4.2	Аминді тазарту	Газдарды күкіртсутек пен көмірқышқыл газынан тазарту процесі
4.3	Демеркаптанизациялау(Сілтілі тазарту)	Көмірсутек фракцияларынан меркаптандарды (меркаптан күкіртін) жою процесі
4.4	Газды сығымдау	Компрессордың көмегімен газ қысымын (қысу) арттыру процесі.
4.5	Сұйытылған көмірсутек газын, тауарлық газды өндіру	Сұйытылған көмірсутек газын алдын ала тазарту процесі
5	Реагентті шаруашылық
5.1	Реагентті құбырларға енгізу	Мұнай - газ - су құбырларына химиялық реагенттерді беру процесі
5.2	Реагентті ұңғымаларға қабылдау, араластыру және беру	Ингибиторды ұңғымаларға қабылдау, араластыру және беру процесі
5.3	Реагенттің қалпына келуі	Метанолдың, гликольдің қалпына келу процесі
5.4	Сорбенттің қалпына келуі	Абсорбенттің, адсорбенттің қалпына келу процесі
6	Газ техникалық күкірт өндіру	Кен орындарында газды техникалық күкірт өндіру процесі
7	Төмен температуралы конденсация және газ фракциялау	Төмен температуралы конденсация және газ фракциялау процестері
8	Шикі / тауарлық мұнайды, газды және суды есепке алу және өлшеу	Қабылдау-тапсыру пунктін, шикі / тауарлық мұнайды есепке алу торабын, газды есепке алу торабын, газдың саны мен параметрлерін өлшеу жүйесін, шикі мұнайдың саны мен сапа көрсеткіштерін өлшеу жүйесін қоса алғанда, мұнай мен газды есепке алу және өлшеу процесі, судың саны мен сапа көрсеткіштерін өлшеу жүйесі немесе суды есепке алу аспаптары
9	Қабаттық қысымды ұстап тұру
9.1	Суды қабатқа айдау	Қаттық қысымды ұстап тұру мақсатында айдау ұңғымаларына су айдау процесі
9.2	Газды қабатқа айдау	Газ дайындау жабдығын қолдана отырып, газды айдау газ ұңғымалары, құбырлар арқылы қабатқа айдау процесі
10	Резервуарлық парк
10.1	Өнімді сақтау және тасымалдау	Көмірсутектердің жеңіл фракцияларын ұстауды қоса алғанда, сақтау және тасымалдау процесі
10.2	Құю / төгу жүйесі	Қабылдау-тапсыру пунктінде құю-құю процесі
11	Кәріз және тазарту қондырғылары (сарқынды суларды тазарту)	Сарқынды суларды жинау және тазарту процесі
12	Алау жүйелері	Алау жүйелерінде жанғыш газдарды (буларды) ағызу және жағу процесі көлденең, тік, біріктірілген
13	Энергетикалық жүйе	Электрмен, жылумен, бумен, сумен жабдықтау процесі және энергия тиімділігі
14	Шикі мұнай мен газды теңізде өндіру

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

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

2) ұңғымаларды бұрғылау;

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

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

5) мұнай өнімдерін өндіру;

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

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

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

9) өнеркәсіптік машиналар мен жабдықтарды монтаждау, орнату;

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

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

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

13) ұйымдастырылмаған шығарындылар көздері.

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

Бұл, атап айтқанда, мыналарды білдіреді:

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

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

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

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

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

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

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

Қолданылу қағидаттары

Құжаттың мәртебесі

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

Қолданылуы міндетті ережелер

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

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

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

Ұсынымдық ережелер

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Жалпы ақпарат

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

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

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

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

1.1-сурет. Мұнай-газ кешені жұмысының жалпы схемасы

1.1. Мұнай-газ өндіру саласының құрылымы

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

1.1.1. Шикі мұнай өндіру

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.2. Өндірілетін шикізат түрлері бойынша саланың құрылымы

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

1.2.1. Шикі мұнай

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

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

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

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

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

1.2-сурет. Қазақстан Республикасында шикі мұнай өндірудің айлық көлемі

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

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

Р/с №		2015ж.	өндіру көлеміне %	2016ж.	өндіру көлеміне %	2017ж.	өндіру көлеміне %	2018ж.	өндіру көлеміне %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Ішкі нарыққа жөнелту	14108,1	17,8%	13082,1	16,8%	13231,6	15,4%	14372,6	15,9%

1.2.2. Табиғи және ілеспе мұнай газы, газ конденсаты

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

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

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

1.3-сурет. Қазақстан Республикасында газ өндіру бойынша өндірістік көрсеткіштер

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

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

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

1.4-сурет. Табиғи газдың әлемдік қорлары бойынша жалпы ақпарат

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

1.3. Мұнай-газ өндіру саласындағы кәсіпорындардың өндірістік қуаттары

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

Мұнай өндіру, млн. т	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2025	2030
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Барлығы	83*	84	85	91	96	99	101,5	111,5	118,1

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

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

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

Р/с №	Атауы	2022		2023		2024		2025		2026		2027		2028		2029		2030
1	2		3		4		5		6		7		8		9		10		11
1	Қазақстан Республикасының шикі газын өндіру		57 497		58 690		66 609		71 832		72 973		82 716		86 559		85 479		87 089
2	Газ өндіру (жұмыс істеп тұрған кен орындары)		57 486		58 391		65 529		69 531		70 007		78 781		82 050		80 175		81 711
3	Қазақстан Республикасының шикі газын айдау		20 503		21 795		26 595		31 712		35 577		39 275		40 991		42 564		41 051
4	Жаңа кен орындарын ендіруден шикі газдың қосымша көлемі		11		299		1 080		2 302		2 966		3 935		4 509		5 304		5 378
5	Қазақстан Республикасының тауарлық газын өндіру		29 590		30 227		32 091		33 137		35 446		38 164		38 830		39 079		42 218
6	Барлық жаңа жобаларды іске қосудан тауарлық газдың қосымша көлемі		126		356		1 735		2 709		5 528		7 521		7 986		8 616		12 588
7	Тауарлық газ өндіру (жұмыс істейтін кен орындары)		29 464		29 871		30 355		30 427		29 918		30 643		30 844		30 463		29 630
8	Жер қойнауын пайдаланушылардың жеке технологиялық қажеттіліктеріне арналған тауарлық газ (электр энергиясын өндіруге, мұнай жылыту пештеріне, қазандықтарға және т. б.)		4 588		4 499		5 747		7 119		8 593		8 890		8 926		8 823		8 742
9	Тауарлық газ ресурстары, млн м3 (сату)		25 002		25 728		26 344		26 018		26 853		29 274		29 904		30 256		33 476
10	Ішкі нарықта тауарлық газды тұтыну, млн. м3		19 817		21 269		23 178		28 001		29 104		31 206		31 573		31 946		32 363
11	Ағымдағы ішкі тұтыну		18 271		18 734		19 113		19 634		20 062		21 639		22 006		22 379		22 796
12	Перспективалық тұтыну		1 546		2 535		4 065		8 367		9 042		9 567		9 567		9 567		9 567
13	Газ химиясы жобалары		939		939		1 089		1 189		1 464		1 989		1 989		1 989		1 989
14	Өнеркәсіптік кәсіпорындарды газға ауыстыру (Арселор және Қазақмыс)		384		684		684		684		684		684		684		684		684
15	Электр энергетикасы жобалары		223		912		2 292		6 494		6 894		6 894		6 894		6 894		6 894
16	Қазақстан Республикасынан тауарлық газ экспорты, млн м3		5 186		4 459		3 166		-1 983		-2 251		-1 932		-1 669		-1 690		1 113

1.3.1. ҚР мұнайын қайта өңдеу қуаты

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

Р/с №	Сипаттама	2015	2020	2030
1	2	3	4	5
1	Мұнай өндіру көлемі	Жылына 84 млн. тонна	Жылына 101 млн. тонна	Жылына 118 млн. тонна
2	Мұнай өңдеу қуаты	Қайта құру және жаңғырту	Жаңғыртуды аяқтау	Қуаттылықты 5 млн. тоннаға кеңейту
3	Мұнай өңдеу тереңдігі	70%	90%	90%
4	Мұнай өнімдерінің ішкі нарығының қажеттіліктерін қамтамасыз ету	100%	100%	100%
5	Салаға тікелей шетелдік инвестициялардың үлесі		Кемінде 30 %	Кемінде 30 %

1.4. Сала шығаратын негізгі және жанама өнімдер

1.4.1. Қазақстан Республикасының мұнай нарығы

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

1.5-сурет. Мұнай қоры бойынша елдердің рейтингі

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

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

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

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

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

1.7-сурет. Қазақстандық шикі мұнай экспортының диаграммасы

1.4.2. Қазақстан Республикасының газ нарығы

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

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

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

1.8-сурет. Табиғи газ экспортының диаграммасы

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

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

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

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

1.5. Техникалық-экономикалық сипаттамалары

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

Стратегияны іске асыру мақсатында 2019 жылы мынадай жобалар іске асырылды:

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

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

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

1.6. Мұнай-газ өндіру саласының негізгі экологиялық проблемалары

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

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

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

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

1.6.1. Атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындылары

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Р/с №	Негізгі ластағыш заттар	Негізгі көздер
1	2	3
1	NOx (NO, NO2) азот оксидтері	технологиялық пештер, күш жетегінің Іштен жану қозғалтқыштары, қазандықтар, алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, дизельді және газды электр станциялары, күкірт алу қондырғылары, жылытқыштар, әбден жанатын пештер, бу генераторлары, буды жағу қондырғылары, ребойлерлер, сепараторлар жылытқыштар, ластанған топырақты жағу қондырғылары, термо тотықтырғыштар, газды кептіру қондырғылары
2	Көміртек оксиді (СО)	қыздырылған дегидратор, күш жетегінің іштен жану қозғалтқыштары, технологиялық пештер, қазандықтар, алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, дизельді және газды электр станциялары, күкірт шығаратын қондырғылар, жылытқыштар, әбден жанатын пештер, бу генераторлары, бу жағатын қондырғылар, ребойлерлер, сепараторлар жылытқыштар, замазченногогрунт жағатын қондырғылар, жылу тотықтырғыштар, қондырғылар газды кептіру
3	SOx (SO2, SO3) күкірт оксидтері	қыздырылған дегидратор, қуат жетегінің Іштен жану қозғалтқыштары, технологиялық пештер, қазандықтар, алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, дизельді және газды электр станциялары, күкірт алу қондырғылары, жылытқыштар, әбден жанатын пештер, бу генераторлары, бу жағу қондырғылары, ребойлерлер, сепараторлар жылытқыштар, ластанған топырақты жағу қондырғылары, жылу тотықтырғыштар, газды кептіру қондырғылары (эмиссияларда болуы пайдаланылған отында күкірт қосылыстарының болуына/болмауына байланысты)
4	Метан (CH4)	қыздырылған дегидратор, технологиялық пештер, алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, одоризация қондырғылары, жылытқыштар, әбден жанатын пештер, бу генераторлары, буды жағу қондырғылары, ребойлерлер, сепаратор-жылытқыштар, ластанған топырақты жағу қондырғылары, термо тотықтырғыштар, газды кептіру қондырғылары
5	Ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)	резервуарлар, сыйымдылықтар, тиеу-түсіру құрылғылары, қысымды қондырғылар, тиеу-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың тығыздығы, сорғылар, үрлеу шамдары
6	Күкіртсутек (H2S)	резервуарлар, сыйымдылықтар, тиеу-түсіру құрылғылары, қысымды қондырғылар, тиеу-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың тығыздығы, сорғылар, үрлеу шамдары, алау қондырғылары, әбден жанатын пеш, түйіршіктеу қондырғысы (эмиссияларда болуы көмірсутектерде күкіртсутектің болуына/болмауына байланысты)
7	Көміртек (С)	алау қондырғылары, газ турбиналы және газ поршенді қондырғылар, компрессорлық қондырғылар, күш жетегінің Іштен жану қозғалтқыштары, ластанған топырақты жағу қондырғылары

1.6.2. Ластағыш заттардың төгінділері

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

Өндірістік сарқынды сулар:

көмірсутектерді өндірудің әртүрлі кезеңдерінде ілеспе өндірілетін қабат суының көмірсутектерден бөлінуі;

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

технологиялық жабдықты жуу;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Р/с №		Өлшем бірлігі	2016	2017	2018	2019	2020
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Төгілген сарқынды сулар
1.1	Сарқынды сулардың жалпы көлемі (нормативтік-таза (тазартусыз) сарқынды суларды ескере отырып)	млн. м3/жыл	5 205	5 502	5 408	5 073	5 426
2	Тазарту құрылысжайларында (МСОСВ) сарқынды суларды тазарту, барлығы
2.1	Құрылыстардың саны (механикалық, биологиялық тазарту)	бірлік	188	192	186	238	244
3	Бастапқы тазарту
3.1	Есептік өнімділік (көлем)	жылына млн. м3	1075	1091	1110	516,1	502,8
3.2	Нақты пайдалану (көлем)	жылына млн. м3	47	48,3	47,8	83,7	77,5
4	Тазарту құрылысжайлары арқылы сарқынды сулардың өтуі (толық биологиялық (физика-химиялық) тазартуға)
4.1	Есептік өнімділік (көлем)	жылына млн. м3	1037,1	1051,4	1062,7	997	1014,8
4.2	Нақты пайдалану (көлем)	жылына млн. м3	535,6	533,3	532,9	495,5	501,1
5	Тазартылмаған сарқынды сулар*
5.1	Тазартылмаған (жеткіліксіз тазартылған) сарқынды сулар	млн.м3/жыл	149	50	-	0,05	-
5.2	Төгілген сарқынды сулардың жалпы көлеміндегі тазартылмаған (жеткіліксіз тазартылған) сарқынды сулардың үлесі	%	2,86	0,91	-	-	-
5.3	Орталықтандырылған дренажға қол жеткізу***	%	52,2	55,6	-	-	-
5.4	Сарқынды суларды тазартумен қамту***	%	-	-	68,7	70,5	70,5

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

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

өндірістік сарқынды сулар эмиссияларының құрамы 23 атау бойынша бақыланады;

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

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

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

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

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

Р/с № компаниялар	Қайтадан пайдаланылатын сарқынды сулар көлемі, м3/год		Өндірістік сарқынды сулар, жылына м3		Шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар, жылына м3
Р/с № компаниялар	max	min	max	min	max	min
1	2	3	4	5	6	7
1	141,747	88,794	0	0	324,971	235,322
2	0	0	0	0	316,614	296,492
3	0	0	0	0	237,377	174,149
4	0	0	4023,694	3450,768	75,162	67,136
5	0	0	0	0	133,136	133,136
6	4164,125	3802,47	5	4	28,875	26,53
7	2455,28	1101,912	2192585,7	1233343,74	12739,767	433,17
8	0	0	0	0	22,8	15,4
9	0	0	0	0	96,679	56,194
10	0	0	0	0	44,882	25,033
Жалпы жиыны	6761,152	4993,176	2196614,4	1236798,51	14020,263	1462,562

Р/с №	Ластағыш заттың атауы	Концентрация
Р/с №	Ластағыш заттың атауы	max, мг/дм3	min мг/дм3
1	2	3	4
1	Аммоний азоты	125,04	0,013
2	Хлоридтер	102805	2,32
3	Мұнай өнімдері	220	0,006
4	Қалқымалы заттар	150	0,014
5	Күкіртсутек	380	0,05
6	Сульфидтер	1000	0,5
7	Нитриттер	3,81	0,002
8	Сульфаттар	4059	2,352
9	Жалпы темір	38,78	0,036
10	Метанол	12,86	0,5
11	Этиленгликоль	193,9	5
12	Диэтаноламин	49,15	1,5
13	MДЭA (флексор)	12,94	0,5
14	Нитраттар	4,64	0,27
15	Фосфаттар	135,78	12,97
16	Алюминий	0,63	0,09
17	СББЗ	3,75	0,613
18	Мыс	0,1	0,02
19	Мырыш	0,13	0,03
20	ОХТ	193,633	69
21	ОБТ5	61,443	35,08
22	Қалқымалы заттар	66,3	45,5
23	Құрғақ қалдық	3583	2506,667

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

Р/с №	Ластағыш заттың атауы	нормативтік таза		өндірістік + нөсерлік		технологиялық		условно-чистые		жалпы сала бойынша
Р/с №	Ластағыш заттың атауы	СMAX, мг/дм3	СMIN мг/дм3	СMAX, мг/дм3	СMIN мг/дм3	СMAX, мг/дм3	СMIN мг/дм3	СMAX, мг/дм3	СMIN мг/дм3	СMAX, мг/дм3	СMIN мг/дм3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Аммоний азоты	44,65	14,34	125,04	15,11	0,736	0,013	1,9	1,6	125,04	0,013
2	Алюминий			0,63	0,09					0,63	0,09
3	ОБТ5	61,443	35,08							61,443	35,08
4	Қалқымалы заттар	66,3	45,5	150	9,33	50	0,014	42	15	150	0,014
5	Диэтаноламин			49,15	1,5					49,15	1,5
6	Жалпы темір	1,61	1,46	38,78	1,66	5,32	0,036	0,32	0,2	38,78	0,036
7	MДЭA (флексор)			12,94	0,5					12,94	0,5
8	Мыс			0,1	0,02					0,1	0,02
9	Метанол			12,86	0,5					12,86	0,5
10	Мұнай өнімдері	0,209	0,062	220	0,19	0,8	0,006			220	0,006
11	Нитраттар (No3 бойынша)			4,64	0,27			2,25	1,34	4,64	0,27
12	Нитриттер (NO2 бойынша)			3,81	0,26	0,018	0,002	0,065	0,015	3,81	0,002
13	Күкіртсутек			380	0,05					380	0,05
14	СББЗ	1,74	0,613	3,75	0,9					3,75	0,613
15	Сульфаттар (SO4 бойынша)	503,8	184	4059	2,352	1936,11	122,3	211,2	90,1	4059	2,352
16	Сульфидтер			1000	0,5					1000	0,5
17	Құрғақ қалдық	3583	2506,667							3583	2506,667
18	Фосфаттар	23,684	14,73	135,78	12,97					135,78	12,97
19	Хлоридтер (cl бойынша)	851,1	474,183	4303	2,32	102805	273	316,1	198,9	102805	2,32
20	ОХТ	193,633	69							193,633	69
21	Мырыш			0,13	0,03					0,13	0,03
22	Этиленгликоль			193,9	5					193,9	5
	Жалпы қорытынды	3583	0,062	4303	0,02	102805	0,002	316,1	0,015	102805	0,002

1.6.3. Қалдықтардың түзілуі және оларды басқару

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

өндірістік (негізгі және қосалқы өндірістен);

коммуналдық.

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

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

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

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

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

Р/с №	Қалдықтардың атауы	Қалдықтардың түзілу көрсеткіштері
1	2	3
1	Мұнай шламы	64,4200%
2	Технологиялық қондырғылар жүйесінің пайдаланылған майлары (майлардың трансмиссиялық, трансформаторлық және өзге де түрлері)	18,5200%
3	Резевуарларды тазалаудан пайда болған мұнай шлам	14,6700%
4	Амин шламы және құрамында амин бар ерітінді	0,2570%
5	Химиялық материалдардың сұйық қалдықтары	0,0095%
6	Ластанған күкірт	0,0080%
7	Құрамында сілті бар шлам	0,0025%
8	Этиленгликоль	0,0002%
9	Өзге қалдықтар (ҚТҚ басқа)	2,1100%

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

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

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

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

1) қалдықтардың түзілуін болғызбау;

2) қалдықтарды қайтадан пайдалануға дайындау;

3) қалдықтарды қайта өңдеу;

4) қалдықтарды кәдеге жарату;

5) қалдықтарды жою.

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

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

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

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

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

1.6.4. Топырақ пен жерасты суларының ластануы

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

Мұнай кәсіпшілігі объектілерін жобалау кезінде топырақтың ластануын болғызбау үшін:

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

лақтыру желісі жарылған кезде ұңғымаларды бөлгіштермен автоматты түрде ажырату;

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

өнеркәсіптік-нөсер және нәжіс ағындарының ағынсыз кәріз жүйелерін пайдалану;

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

қабаттық суды айдайтын құбырлардың ішкі коррозияға қарсы жабыны.

1.6.5. Шу және діріл

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

Кен орнындағы мынадай өндірістік/технологиялық процестер:

ұңғымаларды бұрғылау;

ұңғымаларды жөндеу кезіндегі түсіру-көтеру операциялары;

көмірсутек шикізатын айдау процестері;

қабаттың гидрожарылу процесі;

газды қайта өңдеу, елеулі шу мен дірілмен қоса жүреді.

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

1.6.5.1. Шудан қорғау әдістері

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

Р/с №	Конструктивтік әдіс	Ұйымдастырушылық әдіс	Жеке әдіс
1	2	3	4
1	Конструктивтік әдіс машиналар мен агрегаттардың үнсіз конструкциясын құруды ескереді, жобалау кезінде және/немесе жаңғырту процесінде конструктивтік орындау көзделеді. Бұл әдістің негізгі мысалдары: әсер ету механизмдерін әсер етпейтін механизмдерге ауыстыру, кері-үдемелі механизмдер бұрандалы және/немесе аз шу әсерінің өзге де механизмдеріне ауыстырылады, қабырғаларды шуды сіңіретін материалмен жабу арқылы шуды сіңіру, шығыс құбырларына жұмсақ сөндіргіштерді орнату, құрылғыларды дәл құрастыру және мұқият реттеу, үйкелетін элементтердің жеткілікті майлануын қамтамасыз ету.	Ұйымдастырушылық әдіс шуды жою немесе азайту, өндіріс процестерін автоматтандыру, кәсіпорында цехтарды ұтымды орналастыру және шудың жұмыс персоналына әсерін болдырмайтын басқа да ұйымдастырушылық сәттер үшін технологиялық процесті өзгертуден тұрады.	Шу әсеріне ұшыраған әрбір қызметкер жеке қорғаныс құралдарымен жабдықталуы керек: антифондар; дулыға; құлаққаптар, беруштер, т.б.

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

1.6.5.2. Дірілден қорғау әдістері

Өнеркәсіп кәсіпорындарында дірілді азайту үшін келесі негізгі әдістер қолданылады:

Дірілден демпферлеу	Дірілден сөндіру	Дірілден оқшаулау
Әдіс серпімді-тұтқыр материалдар қабатын (демпферлік қабат) қолданғаннан кейін немесе болат-алюминий, болат-мыс және басқалары сияқты екі қабатты материалдарды қолданғаннан кейін машина бөлшектерінің тербеліс амплитудасын азайтуға бағытталған.	Бұл әдіске дірілдейтін қондырғының массасын оны қатты, қуатты іргетастарға орнату арқылы немесе қосымша қаттылық шеттері арқылы құрылымның қаттылығын арттыру арқылы қол жеткізіледі.	Әдіс олардың арасындағы қатты байланыстарды жою және/немесе серпімді діріл тосқауылдарын орнату (мысалы: серіппелі немесе серіппелі механизмдерді, резеңкеден, киізден жасалған тығыздағыш элементтерді діріл тосқауылдары ретінде пайдалану) есебінен көзден негізге (еденге, жұмыс алаңына, механикаландырылған қол құралының тұтқаларына және басқаларына) тербелістердің берілуін әлсірету арқылы оқшаулауды ескереді. немесе резеңке металл, серіппелі- пластмасса және пневморезин конструкциялары).

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

2. Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау әдіснамасы

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

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

2.1. Детерминация, таңдау қағидаттары

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Техника-кандидатты технологиялық қолдану параметрлері бойынша бағалау.

2. Техник-кандидатты экологиялық тиімділік параметрлері бойынша бағалау.

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

атмосфералық ауа: шығарындыларды болғызбау және (немесе) азайту;

су тұтыну: жалпы су тұтынуды азайту;

сарқынды сулар: төгінділерді болғызбау және (немесе) азайту;

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

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

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

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

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

Кросс-медиа әсерлерілерінің болмауы немесе болуы да ескерілді.

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

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

3. Техника-кандидатты экономикалық тиімділік параметрлері бойынша бағалау.

Өнеркәсіптік ендіру фактісі КТА нәтижесінде анықталған мәліметтерді талдау нәтижесінде анықталды.

4. ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштерді анықтау.

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

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

2.2. Техникаларды ЕҚТ-ға жатқызу өлшемшарттары

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

аз қалдықты технологияны пайдалану;

қауіптілігі неғұрлым аз заттарды пайдалану;

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

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

техникалық прогресс және ғылыми білім мен түсініктегі өзгерістер;

тиісті шығарындылардың сипаты, салдары және көлемі;

жаңа және жұмыс істеп тұрған қондырғыларды пайдалануға беру мерзімдері;

ең үздік қолжетімді техниканы ендіру үшін қажетті уақыт;

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

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

аварияларды болғызбау және қоршаған ортаға жағымсыз салдарларды барынша азайту қажеттігі;

халықаралық қоғамдық ұйымдар жариялаған ақпарат;

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

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

қоршаған ортаға теріс әсердің ең төменгі деңгейі;

ресурс және энергия үнемдеу техникаларын қолдану;

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

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

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

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

3.1.1. Шикі мұнай өндіру

3.1.1.1. Пайдаланудың бұрқақтық әдісімен шикі мұнай өндіру

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

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

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

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

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

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

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

3.1.1.2. Газлифтті пайдалану әдісімен шикі мұнай өндіру

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

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

3.3-сурет. Газлифт қондырғысы

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

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

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

Артықшылықтары мен кемшіліктері

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

жұмыста салыстырмалы түрде оңай;

жабдық салыстырмалы түрде арзан;

жабдық бір-бірін алмастырады;

үлкен және кіші көлемді өндіруге болады;

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

қисық ұңғымаларда тиімді қолданылады;

коррозия мәселелерін оңай шешуге болады;

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

төмен техникалық қызмет көрсету;

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

Газлифтті жүйені орнатпас бұрын оның кейбір кемшіліктерін ескеру қажет:

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

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

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

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

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

3.1.1.3. Шикі мұнайды плунжерлік пайдалану әдісімен өндіру

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

3.4-сурет. Плунжерлік көтергіштің негізгі бөліктері

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

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

Артықшылықтары мен кемшіліктері

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

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

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

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

3.1.1.4. Штангалық тереңдіктегі сорғылармен шикі мұнай өндіру

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

3.6-сурет. Штангалық сорғының ең көп таралған түрі

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

3.7-сурет. Қарапайым штангалық сорғының схемалық бейнесі

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

3.8-сурет. Штангалық сорғының жұмыс циклінің схемасы

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

Тереңдіктегі сорғылар

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

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

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

Тербелмелер

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

3.10-сурет. Тербелме станогының схемалық суреті

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

Артықшылықтар

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

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

Кемшіліктер

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

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

3.1.1.5. Шикі мұнайды батырмалы бұрандалы сорғылармен өндіру

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

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

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

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

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

3.1.1.6. Электр жетекті қалақты сорғылар қондырғыларымен шикі мұнай өндіру

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

3.1.1.7. Шикі мұнайды батырмалы диафрагмалы сорғылармен өндіру

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

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

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

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

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

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

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

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

3.1.1.8. Электрлі орталықтан тепкіш сорғылармен шикі мұнай өндіру

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

3.13-сурет. Электрлі орталықтан тепкіш сорғының қағидаттық схемасы

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

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

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

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

3.1.1.10. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

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

3.1-кесте. ЭОСҚ энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВт*сағ/тәу	182,4	404
2	1 м3 шикі мұнай өндіруге жылу энергиясын үлестік тұтыну	кВт*сағ/м3	1,1	3
3	1 тонна шикі мұнай өндіруге жылу энергиясын үлестік тұтыну	кВт*сағ/т	5,8	13,5

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

3.2-кесте. ШТС энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВт*сағ/тәул	266,4	348
2	1 м3 шикі мұнай өндіруге жылу энергиясын үлестік тұтыну	кВт*сағ/м3	9,2	75
3	1 тонна шикі мұнай өндіруге жылу энергиясын үлестік тұтыну	кВт*сағ/т	12,4	100

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың пайда болуы көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

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

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

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

Ұңғыманы пайдаланудың негізгі компоненттері:

ұңғыманы іске қосу және тоқтату;

берілген жұмыс режимін бақылау;

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

Ұңғымалар келесі түрлерге бөлінеді:

пайдалану – газ және газ конденсатын алу үшін қажет;

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

арнайы – топырақтың геологиялық құрылымын барлау үшін қолданылады.

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

Бөлу жүйесінің түрі келесі факторларға байланысты таңдалады:

эмульсия тұрақтылығы;

мұнай мен оның құрамындағы судың тығыздығы;

мұнай, газ және судың коррозиялық белсенділігі;

мұнай құрамындағы судың шөгінділердің түзілуіне бейімділігі;

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

шикі мұнайдың парафиндік шөгінділерге қабілеттілігі.

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

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

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

3.1.2.1. Эмиссияның ағымдағы деңгейлері

Атмосфераға шығындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

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

Технологиялық процестің қалдықтары

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

3.1.3. Шикі мұнай мен газды ішкі кәсіпшілік құбыржол арқылы тасымалдау

3.1.3.1. Құбыржолдар бойынша тасымалдау

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

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

Кәсіптік құбыржолдардың келесі түрлері бөлінеді:

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

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

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

Құбыржол желілері келесі негізгі элементтерден тұрады:

1) әртүрлі мақсаттағы құбырлар;

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

3)арматура (шойын, болат және арнайы);

4) компенсаторлар.

3.1.3.2. Құбыржолдарды жылыту

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.1.3.3. Мультифазалық сорғы станциялары (МФСС)

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

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

3.14-сурет. МФСС-тің схемалық бейнесі:

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

6 – Блоктық құрылым.

3.1.3.4. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

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

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.2. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

3.2.1. Сепарациялық қондырғылар

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

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

3.15 а-сурет. Үш фазалы мұнай сепараторының схемалық бейнесі

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

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

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

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

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

3.15 б-сурет. Мұнай сепараторының схемалық бейнесі

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

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

10 – мұнай шығатын келтеқұбыр

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

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

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

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

3.2.1.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулардың төгінділері

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

Қабаттық суды дайындау

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

Суды, газдарды, механикалық қоспаларды жою мақсатында сепарациялау процестері

Қабаттық суды қышқыл компоненттерден тазарту

Технологиялық процестің қалдықтары

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

3.2.2. Шикі мұнайды тұрақтандыру

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

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

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

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

2) кейіннен газ қалдығын сығымдай отырып, фракцияланған конденсация;

3) абсорбция немесе ректификациялау.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Мұнайды ректификациялау арқылы тұрақтандырудың технологиялық схемасы 3.20-суретте келтірілген.

3.20-сурет. Мұнайды ректификациялау арқылы тұрақтандырудың технологиялық схемасы

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

3.2.2.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

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

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

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны	Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны
1	2	3	4	5
Атмосфералық-вакуумдық түтікше
1.1	Электр энергиясын тұтыну	кВт*сағ/т	12,2	3,34
1.2	Бу тұтыну	Гкал/т	0,039	0,0006
1.3	Салқындатқыш су	куб. м/т	6,9	0,6
1.4	Айналмалы су	т.у.т./т	0,015	0,013
1.5	Отынды тұтыну	т.у.т./т	0,03	0,00004
Мультифазалық сорғы
2.1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВт*ч	0,5	180
2.2	Қалыпты режимде сорғы тұтынатын қуат	кВт*ч	144

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

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

3.2.3. Шикі мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері

3.2.3.1. Сусыздандыру процестері

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

Шикі мұнайды сусыздандырудың негізгі қондырғыларын қарастырайық.

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

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

3.21-сурет. Тарату коллекторы бар тұндырғыштың технологиялық схемасы

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

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

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

3.22-сурет. ЭГД технологиялық схемасы

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

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

6 – жоғары вольтты трансформатор

3.23-сурет. ЭДГ қағидаттық схемасы

3.2.3.2. Тұзсыздандыру процестері

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

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

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

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

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

3.2.3.3. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

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

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

Энергетикалық ресурстарды электродегидратормен тұтыну 3.4-кестеде көрсетілген.

3.4-кесте. Энергетикалық ресурстарды электродегидратормен тұтыну

Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны	Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны
Электр энергиясын тұтыну	кВт*ч/т	0,86	8,15
Бу тұтыну	Гкал/т	0,00017	0,02
Салқындатқыш су	куб. м/т	0,05	0,18
Жылыту суы	т.у.т./т	0,000012	0,000013
Айналым суы	т.у.т./т	7,6	7,6

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

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

Технологиялық процестің қалдықтары

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

3.2.4. Шикі мұнайды күкіртсіздендіру

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

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

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

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

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

H2S + 2 NaOH → Na2S + 2 H2O (1)

RCOOH + NaOH –>RCOONa + H2O (2)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Мұнайды бейтараптандырғыштармен күкіртті тазарту технологиясы Мұнайды күкіртті тазартуға арналған бейтараптандырғыш реагенттер

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

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

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

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

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

Реакция негізінен органикалық фазада жүреді. Бірінші кезеңде меркаптоэтанол түзіледі

CH2O + H2S –R2NH-> HOCH2SH (12)

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

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

Оксазолидин одан әрі формальдегидпен және күкіртті сутегімен әрекеттеседі:

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

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

3.2.4.1. Күкірт алу қондырғылары (КАҚ)

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

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

3.2.4.2. Гидрокүкіртсіздендіру

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

Тиолдар: R-SH + H2 → R-H + H2S (1)

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

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

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

1) сутектің үлкен шығыны.

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

3) металдардың жоғары болуынан шөгінділердің түзілуі.

4) катализаторды дезактивациялау

5) кокстеу.

3.27-сурет. Гидрокүкіртсіздендіру процесінің технологиялық схемасы

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

3.2.4.3. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

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

3.5-кесте. Күкірт өндіру қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Шикізатты қайта өңдеу	т/год	4000	20 000
2	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	195	3
3	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/т	29,89	0,07
4	Отынды үлестік тұтыну	т/т	0,036*	0,011)
5	Салқындатқыш су	т/т	0,340	0,14
6	Айналмалы су	т/т	36,08	10,5

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

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

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

Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны
1	2	3	4
Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	29,6	40,3
Буды үлестік тұтыну	Гкал/т	0,0728	0,1428
Отынды үлестік тұтыну	т.у.т./т	0,01729	540
Салқындатқыш су	т/т	4,8	8,6

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

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

Технологиялық процестің қалдықтары

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

3.7-кесте. Сіңіргіш және субстрат материалдарын орнату қалдықтары

Қалдықтың атауы	Қалдықтар коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері
1	2	3	4
Ластанған адсорбенттер мен сүзгілер	05 01 16	0,000000089	0,000006887

3.3. Суды дайындау

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

3.3.1. Қабаттық суды алдын ала төгу

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

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

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

деэмульгатор реагентінің дозасынсыз;

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

құбырдағы реагенттер мен эмульсияның бұзылу әсерлерін қолданумен;

дренажды суларды қолданумен;

жоғарыда аталған факторлардың аралас әсері.

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

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

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

жолда ағызу.

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

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

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

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

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

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

3.28-сурет. СААҚ резервуары

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3.1.1. Эмиссиялардың ағымдағы деңгейлері

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

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

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

Технологиялық процестің қалдықтары

Қалдықтардың түзілуі 3.11-бөлімде келтірілген.

3.3.2. Қабаттық суды дайындау

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3.2.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

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

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

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

Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны
1	2	3	4
Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	2,2	130

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

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

Технологиялық процестің қалдықтары

Қалдықтардың пайда болуы 3.11-бөлімде келтірілген.

3.4. Газды дайындау және қайта өңдеу

3.4.1. Газды кептіру

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

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

1) Сіңіру – Гликольді кептіру.

2) Адсорбция – Цеолиттер, силикагель немесе белсендірілген алюминий.

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

4) Мембраналар – Эластомерлерге немесе шыны тәрізді полимерлерге негізделген.

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

Әлемдегі қондырғылардың басым көпшілігі алғашқы екі жолға негізделген.

3.4.1.1. Абсорбциялық газды кептіру әдісі - гликольді кептіру

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

Абсорбциялық газды кептіру әдісінің негізгі артықшылықтары:

жоғары қысым айырмашылықтары емес;

төмен пайдалану шығындары

қатты сорбенттерді бұзатын заттардың көп мөлшері бар газдарды кептіру мүмкіндігі.

Бұл әдістің кемшіліктеріне мыналар жатады:

газ температурасын 40°С жоғары көтеру қажеттілігі;

орташа кептіру деңгейі;

сіңіргіштердің көбіктену мүмкіндігі;

гликольді кептіруге арналған жабдық.

Стандартты гликольді кептіру екі негізгі блоктан тұрады:

абсорбер тәрелке немесе саптама түрі;

гликоль регенерация блогы.

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

3.32-сурет. Газды гликольді кептірудің қағидаттық схемасы

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

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

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

абсорбер;

жылу алмастырғыштар;

тоңазытқыштар;

ауа райы;

десорбер;

аралық сыйымдылықтар;

сорғылар мен ерітінді сүзгілері.

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

3.4.1.2. Газды кептірудің адсорбциялық әдісі

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

3.33-суретте газды адсорбциялық тазарту процесі көрсетілген.

3.33-сурет. Газды адсорбциялық тазартудың қағидаттық схемасы

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

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

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

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

Газды адсорбциялық кептірудің артықшылықтары:

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

шағын өнімділікті орнату үшінактамдық және төмен күрделі шығындар;

қысым мен температураның өзгеруі кептіру сапасына айтарлықтай әсер етпейді.

Кемшіліктері:

өнімділігі жоғары қондырғыларды салу кезінде жоғары күрделі салымдар;

адсорбенттің ластану мүмкіндігі және онымен байланысты оны ауыстыру қажеттілігі;

адсорбент қабатындағы қысымның үлкен жоғалуы;

үлкен жылу шығыны.

Адсорбциялық құрғату қондырғысы дәстүрлі түрде келесі жабдықты қамтиды:

шикі газ сепараторы;

адсорберлер;

ауа тоңазытқыштары;

газ жылытқыштары;

регенерация газын сығуға арналған компрессорлар.

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

Газды кептірудің адсорбциялық әдісінің негізгі артықшылықтары:

адсорбенттің ұзақ қызмет ету мерзімі;

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

температура мен қысымның өзгеруі кептіру сапасына айтарлықтай әсер етпейді;

Процесс қарапайымдылығымен және сенімділігімен ерекшеленеді.

Кемшіліктері:

үлкен күрделі салымдар;

жоғары пайдалану шығындары;

адсорбенттің ластануы және оны жиі ауыстыру немесе тазалау;

технологиялық процестің үздіксіз циклінің сенімділігінің болмауы;

Осы әдіспен қолданылатын жабдық

Стандартты адсорбциялық газды кептіру қондырғысы блоктардан тұрады:

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

3.4.1.3. Газды кептірудің басқа әдістері

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

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

3.4.1.3. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

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

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

3.9-кесте. Газды кептіру процесінің энергетикалық ресурстарын тұтыну

Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны
1	2	3	4
Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/сағ	0,2	0,65
Салқындату үшін электр энергиясын үлестік тұтыну	кВт*сағ/Гкал	300	862

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

3.10-кестеде Қалдықтардың түзілуі абсорбентті ауыстыру нәтижесінде пайда болады.

3.10-кесте. Қалдықтардың түзілуі абсорбентті ауыстыру нәтижесінде пайда болады

Қалдықтардың атауы	Қалдықтар коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері
1	2	3	4
Сіңіргіш және субстрат материалдарының қалдықтары	16 08 03	0,000000006	0,000071159
Этиленгликоль	07 01 99	0,000000414	0,000014038

3.4.2. Аминді тазарту

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

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

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

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

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

Күкіртті сутекті бөлудің қолданыстағы әдістері

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

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

Тазалау әдісі қажетті нәтижеге назар аудара отырып таңдалады.

Барлық қолданыстағы әдістер екі топқа бөлінеді:

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

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

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

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

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

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

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

Газды тазартуда қолданылатын сіңіру әдістері келесі үш топқа бөлінеді:

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

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

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

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

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

Амин технологиясы газдың үлкен көлемін өңдеуге қолайлы, себебі:

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

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

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

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

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

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

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

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

Әдеттегі қондырғының жұмыс принципі

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Алканоламиндермен тазартудың төрт нұсқасы

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

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

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

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

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

10 – қайнаған су; 11 – регенерацияланған амин сыйымдылығы

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

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

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

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

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

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

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

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

2 – тоңазытқыш

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.4.2.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

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

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

Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны
1	2	3	4
Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	70	80
Жылу энергиясының меншікті шығыны (бу)	Гкал/т	1500	3000
Салқындатқыш су	м3/т, DT = 10 °C	25	35

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

Сарқынды сулардың түзілуі пайдалану режимінде көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді:

Р/с №	Қалдықтың атауы	Қалдықтар коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері
1	2	3	4	5
1	Амин шламы	07 01 10*	0,000007723	0,000010551
2	Құрамында амин бар ерітінділер	07 01 01*	0,000033042	0,000036808
3	Пайдаланылған белсендірілген көмір	19 09 04	0,000000036	0,000024499

3.4.3. Демеркаптанизациялау (сілтілі тазарту)

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

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

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

3.39-сурет. MEROX процесінің технологиялық схемасы:

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

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

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

3.4.3.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Негізгі технологиялық қалдықтарға төменде келтірілген қалдықтар жатады:

Қалдықтың атауы	Қалдықтар коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері
Көмірсутектерді күкірт қосылыстарынан тазартқаннан кейін сулы-сілтілі ерітінді	05 01 11*	0,000000584	0,000017226
Құрамында сілтілі шлам	06 02 99	0,000002107	0,000005028

3.4.4. Газды сығымдау

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

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

3.40-сурет. МКС жабдығын орналастырудың үлгі схемасы

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

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

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

МКС артықшылықтары:

жарылысқа қауіпсіз орындау;

толық автоматтандыру;

арнайы іргетас қажет емес;

желдету, жылыту, жарықтандыру, өрт дабылы жүйелерімен жабдықталған.

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

поршенді;

бұрандалы;

ортадан тепкіш.

3.41-сурет. ГАА-да қолданылатын компрессорлардың жіктелуі

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

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

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

3.42-сурет. ІМГ-ны сығу қондырғысы

Техникалық нәтиже қондырғыны оңайлату және энергия шығындарын азайту болып табылады.

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

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

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

3.43-сурет. ІМГ дайындау жүйесі

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

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

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

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

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

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

3.4.4.1. Ағымдағы тұтыну деңгейлері

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

3.12-кесте. Сығымдау компрессорлық станциясын пайдалану кезінде энергетикалық тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/сағ	55	175
2	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/г	47,9	82,6
3	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/сағ	0,011	0,19
4	Салқындатқыш су	м3/сағ	40	145

3.4.4.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

Атмосфераға шығарындылар

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

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Қалдықтардың түзілу сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

3.4.5. Сұйытылған табиғи газ өндірісі

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

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

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

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

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

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

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

Пайдалану үшін ол бастапқы күйіне дейін булануға ұшырайды.

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

СТГ табиғи газдан сығымдау, содан кейін салқындату арқылы алынады.

Сұйылтылған кезде табиғи газ көлемі шамамен 600 есе азаяды.

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

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

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

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

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

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

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

Газ компоненттерінің тығыздығы айтарлықтай өзгереді:

метан - 0,668 кг/м³,

этан - 1,263 кг/м³,

пропан - 1,872 кг/м³.

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

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

Пропорциялар компоненттік құрамға да байланысты.

Орташа алғанда, 1: 600 қатынасы қабылданады.

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

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

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

Қазір 2 технологиялық процесс қолданылады:

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

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

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

Криогендік аймақтағы жылу алмасу кезінде ағындар арасындағы температура айырмашылығының небәрі 0,5 ºС артуы әрбір 100 мың м3 газды сығуға 2-5 кВт аралықта қосымша қуат шығынына әкелуі мүмкін.

Дроссельдеу технологиясының жетіспеушілігі-төмен сұйылту коэффициенті – 4 % дейін, бұл бірнеше рет айдауды қамтиды.

Компрессорлық-детандерлік схеманы қолдану турбина қалақтарында жұмыс жасау арқылы газды салқындату тиімділігін 14 %-ға дейін арттыруға мүмкіндік береді.

Термодинамикалық схемалар табиғи газды сұйылтудың 100 % тиімділігіне қол жеткізуге мүмкіндік береді:

қайнау температурасын дәйекті төмендету арқылы пропан, этилен және метан салқындатқыштары ретінде дәйекті түрде қолданылатын каскадты цикл,

қос салқындатқыш цикл - этан мен метан қоспасы,

сұйылтудың кеңею циклдары.

Табиғи газды сұйылтудың 7 түрлі технологиясы мен әдістері белгілі:

СТГ-ның үлкен көлемін өндіру үшін Air Products компаниясының 82 % нарық үлесі бар AP-SM™, AP-C3MR™ және APS™ технологиялық процестері көш бастап тұр;

ConocoPhillips әзірлеген Optimized Cascade технологиясы;

өнеркәсіптік зауыттарда ішкі пайдалануға арналған GАМ қондырғыларын пайдалану;

жергілікті СТГ өндіретін қондырғылар газды моторлы отын (ГМО) өндірісінде кеңінен қолданыла алады;

газ құбыры инфрақұрылымы объектілері үшін қолжетімсіз газ кен орындарына қолжетімділікті ашатын табиғи газды сұйылту қондырғысы (FLNG) бар теңіз кемелерін пайдалану;

Австралияның батыс жағалауынан 25 км қашықтықта Shell компаниясы салынып жатқан СТГ теңіз қалқымалы платформаларын пайдалану.

Газды сұйылту процесі

3.44-суретте газды сұйылту процесі көрсетілген.

3.44-сурет. Газды сұйылту процесінің қағидаттық схемасы

СТГ зауытының жабдықтары

газды алдын ала тазарту және сұйылту қондырғысы,

СТГ өндірісінің технологиялық желілері,

сақтауға арналған резервуарлар, оның ішінде Дюара ыдысының принципі бойынша ұйымдастырылған арнайы криоцистерналар,

танкерлерге тиеу үшін-газ тасымалдаушылар,

зауытты электр қуатымен және салқындатқыш сумен қамтамасыз ету.

Табиғи газды магистральдық құбыржол қысымынан (4-6 МПа) тұтынушы қысымына (0,3-1,2 МПа) дейін дроссельдеу кезінде газ тарату станцияларында (ГТС) жоғалған энергияны пайдалана отырып, энергияның 50 %-на дейін сұйылтуға үнемдеуге мүмкіндік беретін технология бар:

қысымды төмендету кезінде сығылған газдың нақты потенциалдық энергиясы да, табиғи газды салқындату да қолданылады.

тұтынушыға жеткізер алдында газды жылытуға қажетті энергия қосымша үнемделеді.

Таза СТГ жанбайды, өздігінен жанбайды және жарылмайды.

Ашық кеңістікте қалыпты температурада СТГ газ күйіне оралады және ауада тез ериді.

Булану кезінде табиғи газ жалын көзімен жанасу орын алса, тұтануы мүмкін.

Тұтану үшін ауадағы булану концентрациясы 5 %-дан 15 %-ға дейін болуы керек.

Егер концентрация 5 %-ға дейін болса, онда тұтануды бастау үшін булану жеткіліксіз, ал егер 15 %-дан көп болса, онда қоршаған ортада оттегі тым аз болады.

СТГ пайдалану үшін ауаның қатысуынсыз қайта газдануға - булануға ұшырайды.

3.4.5.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

3.13-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай өндіруші компаниялары тәжірибесінің нәтижелері, сондай-ақ Қазақстан Республикасы кәсіпорындарының сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

3.13-кесте. СТГ процесі қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	МВт/ч	1,6	8
2	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/т	0,0825	0,0688

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссия көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың, сепаратордың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды) саңылаулары болып табылады.

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.4.5.1. СКГ-ны тазарту және кептіру

Күкіртті газдарды бензиндеу және күкіртті газ конденсаттарын тұрақтандыру кезінде алынатын күкіртті қосылыстардың (күкіртті сутегі, меркаптандар, күкіртті көміртек және т.б.) СКГ мен ЖККФ-дағы концентрациясы, әдетте, нормативтік талаптармен белгіленген рұқсат етілген деңгейден жоғары болады.

Меркаптандарды СКГ мен ЖККФ-дан толығымен алып тастау үшін натрий гидроксиді ерітіндісінде VI топтағы металдардың хелатталған қосылыстары бар катализаторларда демеркаптанизация қолданылады.

Демеркаптанизация — сұйытылған көмірсутек газдарын күкіртсіздендіру және жоғары қайнайтын көмірсутекті бензин, керосин, дизель фракциялары мен майларды дезодорациялау процесі. Бүгінгі таңда демеркаптанизация процестері Merox, Maricat, Demerus, DMD технологияларымен ұсынылған.

Жеңіл көмірсутек шикізатын (сұйытылған көмірсутек газдары) күкіртсіздендірудің негізіне меркаптандарды сілтілі агенттермен (1-реакцияны қараңыз) және кейіннен натрий меркаптидтерінің дисульфидтерге дейін тотығуы (2-реакцияны қараңыз) көмірсутек шикізатынан бөлек біртекті немесе гетерогенді фталоцианин катализаторларының қатысуында бастапқы сілтілі ерітіндінің регенерациясымен алу реакциясы жатады. Бұл әдіс пропан-пропилен фракциясында, бутан-бутилен фракциясында немесе негізгі метил мен этилмеркаптандарда ұсынылған олардың қоспаларында жалпы күкірттің 10 ppm қалдық мөлшеріне дейін төмендеуін қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

Жоғары қайнаған көмірсутекті бензин, керосин, дизель фракциялары мен майлардың дезодорациясының мәні көмірсутек фазасындағы меркаптандардың тотығуы болып табылады (3-реакцияны қараңыз) катализаторлардың қатысуымен ауадағы оттегі дисульфидтеріне дейін. Басқаша айтқанда, коррозиялық меркаптан күкіртін инертті дисульфидтерге ауыстыру. Бұл жағдайда көмірсутек шикізатындағы жалпы күкірттің төмендеуі болмайды.

Дисульфидтер әртүрлі салаларда қолданылады. Сілтілі металл, аммоний және кальций дисульфидтері инсектофунгицидтер болып табылады. Аммоний, калий және натрий дисульфидтері коррозияға төзімділік беру үшін болат және шойын бұйымдарының бетін сульфаттау және жағу үшін қолданылады. Тері өнеркәсібінде натрий мен калий дисульфидтерінің (күкірт бауыры) қоспасының көмегімен шашты теріден алып тастайды. Күкіртті бауыр ерітінділерінің әсері олардың жоғары сілтілігімен ғана емес, сонымен қатар тотығу қасиеттерімен де байланысты.

Газ конденсаттарын гидротазарту газ конденсаттарынан күкірт қосылыстарының барлық кластарын, сондай-ақ азот пен оттегі бар басқа гетероатомдық қосылыстарды алып тастауға мүмкіндік береді. Процес конденсатта ерітілген барлық күкірт қосылыстарын күкіртті сутекке айналдыруға негізделген:

RSH+H2→RH+H2S

RSR'+H2→RH+R'H+H2S

Катализаторлар ретінде алюминокобальтмолибден және алюмонникельмолибден қолданылады, кейде беріктігі үшін 5-7% кремний диоксиді қосылады.

Процесс 310-370 °C температурада, 2,7-4,7 МПа қысымда жүзеге асырылады, қолданылатын катализатор мен шикізатқа байланысты режимдік көрсеткіштер таңдалады.

Күкірт қосылыстарынан адсорбциялық тазарту табиғи және синтетикалық қатты сорбенттердің көмегімен жүзеге асырылады: бокситтер, алюминий оксиді, силикагельдер, цеолиттер және т.б.

300-400 °C жоғары температурадағы адсорбция кезінде күкіртті органикалық қосылыстардың ыдырауына немесе оларды белсенді емес формаларға айналдыруға әкелетін адсорбциялық-каталитикалық процестер жүреді. Адсорбциялық тазартуды аз мөлшердегі күкіртпен қолданған жөн - 0,2 % массаға дейін.

Адсорбциялық әдістің сөзсіз артықшылықтарымен қатар - технологиялық процестің жұмсақ шарттары (төмен температура және аз қысым), аппараттық дизайнның қарапайымдылығы - оның айтарлықтай кемшіліктері бар. Көптеген адсорбенттер, соның ішінде цеолиттер, әсіресе импортталған адсорбенттер әлі де қымбат және тапшы. Адсорбенттердің төмен адсорбциялық сыйымдылығы олардың көп мөлшерін жиі қалпына келтіруді қажет етеді. Бірнеше регенерация циклдарынан кейін адсорбент ішінара кокстеледі және механикалық бұзылуға ұшырайды. Бұл адсорбенттерді мезгіл-мезгіл толық ауыстыруды қажет етеді. Сондықтан адсорбциялық тазарту әдісін қолдану өте тар аймақпен - күкірт қосылыстарының төмен концентрациясы бар жеңіл көмірсутектерді тазартумен (0,2% массаға дейін) шектеледі.

Дәстүрлі адсорбенттерден басқа, соңғы жылдары физикалық адсорбцияны ғана емес, химосорбцияны да жүзеге асыратын молибден, теллур, марганец оксидтеріне және сілтілі металл карбонаттарына негізделген сіңіргіштер жасалуда.

Мырыш, темір, мыс оксидтері ең көп таралған қатты химосорбент болып табылады. Темір оксидтерін қолданған кезде (ең ескі әдіс) реакциялар жүреді:

Fe2O3+3H2S↔Fe2S3+3H2O

Fe3O4+3H2S+H2↔3FeS+4H2O

Сорбентті регенерациялау реакциялар бойынша ауамен жүзеге асырылады:

2Fe2S3+3O2↔2Fe2O3+6S

4FeS+3O2↔2Fe2O3+4S

Регенерацияға берілетін ауаның мөлшеріне байланысты қарапайым күкірт пен күкірт оксидтерін де алуға болады. Әдіс арзан, химосорбентті қалпына келтіру мүмкіндігімен сипатталады, бірақ оның маңызды кемшілігі - күкіртсутектен тазартудың төмен деңгейі (10 мг/м3 дейін) және пайда болған күкіртті пайдалану мүмкін еместігі болып табылады.

Мырыш оксидтерімен тазарту кезінде күкіртті сутегімен ғана емес, басқа күкіртті қосылыстармен де реакциялар жүреді:

H2S+ZnO↔ZnS+H2O

CS2+2ZnO↔2ZnS+CO2

COS+ZnO↔ZnS+CO2

RSH+ZnO↔ZnS+ROH

Процестің температурасы 350-400 °С, ал сорбенттің күкірт сыйымдылығы 30 % жетеді. Газдағы күкірттің қалдық мөлшері 1 мг/м3 дейін. Процесс өте әмбебап, өнеркәсіпте кеңінен қолданылады, бірақ химосорбенттің өзі қалпына келтіруге жатпайды. Мыс оксидтерімен тазартылған кезде процесс жоғары жылдамдықпен жүреді, бірақ химосорбент те қалпына келтірілмейді.

Химосорбциялық-каталитикалық жүйе кеңінен қолданылады. Бірінші кезеңде күкіртті органикалық қосылыстарды көмірсутектер мен күкіртті сутекке каталитикалық гидрогенизациялау, содан кейін күкіртті сутекті сіңіргіштермен (мырыш, темір немесе мыс оксидтерімен) химосорбциялау жүргізіледі. Ресейде мыс оксидін белсендіретін қоспасы бар мырыш оксиді негізінде төмен температуралы гиап-10-2 химосорбенті жасалды.

Бұған жақын - темір-сода әдісі. Екі және үш валентті темір гидроксидін сіңіргіш ерітінді ретінде қолдануға негізделген

H2S+Na2CO3→NaHS+NaHCO3

3NaHS+2Fe(OH)3→Fe2S3+3NaOH+3H2O

NaHS+2Fe(OH)3→2FeS+S+3NaOH+3H2O

Сіңіргіш ерітіндіні қалпына келтіру ол арқылы ауа өткізу жүзеге асырылады. Бұл жағдайда күкіртсутектің шамамен 70 %-ы элементтік күкіртке ауысады, ал 30 %-ы натрий тиосульфатына дейін тотығады.

Экстракциялық тазарту газ конденсаттарынан күкірт қосылыстарын селективті түрде шығаратын экстрагенттерді пайдалануға негізделген. Экстрагенттер ретінде этаноламиндердің, диметилформамидтің, этиленгликольдің, диметилсульфоксидтің және т.б. сулы ерітінділері ұсынылады.

Дегенмен, қазіргі уақытта қолданылатын экстрагенттердің ешқайсысы барлық қажетті талаптарды қанағаттандырмайды - күкірт қосылыстарына қатысты жоғары еріту қабілеті, жоғары тығыздық, төмен тұтқырлық, қолжетімділік және арзандық, уыттылық пен коррозиялық қасиеттердің болмауы.

2. Күкіртті қосылыстардан тазартылғаннан кейін СКГ адсорбциялық кептіру блогына беріледі (3.45-сурет).

3.45-сурет. Адсорбциялық кептіру блогы - қағидаттық технологиялық схема

Суометанол ерітіндісінің қалдық мөлшерін адсорбциялау NaA және NaX маркалы цеолиттермен толтырылған 3-ші адсорберлерде жүзеге асырылады.

СКГ 9-шы сүзгі ыдысынан 3-ші адсорберлердің бірінің төменгі бөлігіне ағызу үшін түседі. 3-ші адсорбердің жоғарғы жағынан суометанол ерітіндісінің қалдық құрамы 50 ppm аспайтын құрғатылған СКГ тауар-шикізат қоймаларына жіберіледі.

Бір адсорбер 3-тегі су-метанол ерітіндісінің адсорбция режимі шамамен 24-48 сағат бойы 30-50 °C температурада және 1,2÷2,0 МПа қысымда жалғасады. Осыдан кейін басқа дайындалған адсорбер 3 адсорбцияға ауысады, ал пайдаланылған адсорбер 3 регенерация және салқындату режиміне өтеді.

Пайдаланылған адсорберден 3 газбен басудың көмегімен сұйық СКГ 8 сыйымдылығына құйылады. Адсорбер 3 босатылғаннан кейін газбен үрлеу желілерінде жетек арматурасы ашылады. Адсорбер 3-ті үрлеу 11-ші сепараторға 20 минут ішінде жүзеге асырылады. Үрлемелі газ қондырғының отын желісіне жіберіледі, ал қалдық сұйық көмірсутектер 4-ші буферлік сыйымдылыққа қайтарылады. Ағызу мен үрлеудің жалпы уақыты шамамен 40 мин. содан кейін үрлеу және сұйықтықты төгу клапандары жабылады.

Жылу регенерациясының 24 сағаттық циклін жүргізу үшін (метанол адсорбент қабатынан және судан десорбция) тиісті жетек арматурасын ашып, адсорберге 3 жоғарыдан төмен қарай, шамамен 1500-3000 м3/сағ ағынмен, 16-шы отты жылытқышта алдын ала қыздырылған ыстық регенерация газы (метан) беріледі. 3-ші адсорбер егер оның төменгі бөлігінен шығатын регенерация газының температурасы кемінде 200°С болса, регенерацияланған болып саналады. 3-ші адсорберлерден регенерация газы ауамен салқындатылатын 19-шы аппаратта салқындатылады және сүзгіш саптама құрылғыларымен жабдықталған 11-ші сепараторға беріледі, онда 3-ші адсорберлерден десорбцияланған су-метанол ерітіндісі бөлінеді. Бөлінбеген регенерация газы отын желісіне жіберіледі.

Регенерация циклі аяқталғаннан кейін регенерация газының желісіндегі жетек арматурасы жабылады, 3-ші адсорбертегі газ қысымы 3 шамға 0,15 МПа дейін түсіріледі, содан кейін 20 минут ішінде азотпен үрленеді, қысым 1,2÷2,0 МПа дейін көтеріледі және цеолиттер 3-ші адсорберке 2500-3500 нм3/сағ. шығынымен төменнен жоғары қарай шамамен 20°С температурада берілетін азоттың суық ағынымен салқындатылады. Салқындату кезеңі (шамамен 24 сағат) 3-ші адсорбертің жоғарғы бөлігінен бөлінетін газдың температурасы 30÷50°C дейін төмендеген кезде аяқталды деп саналады. 3-ші адсорберлер металындағы температура кернеулерін азайту үшін 22-ші регенеративті жылу алмастырғыш қолданылады, онда регенерация процесінің басында ыстық регенерация газы салқындатылады, ал салқындату процесінің басында азот қызады. 1 сағат ішінде 22-ші жылу алмастырғыш арқылы өтетін регенерация газының үлесі біртіндеп 100%-дан 0%-ға дейін төмендейді, ал 16 жылытқыштан бөлінетін газдың температурасы 300÷350°С дейін көтеріледі.

3-ші адсорберде салқындағаннан кейін азот желісі бойынша жетек арматурасы жабылады және 3-ші адсорберді 8-ші ыдыстан сұйытылған көмірсутек газдарымен толтыру үшін жетек арматурасы ашылады. Сыйымдылықтағы сұйықтық деңгейі 70÷80%-дан 35-40%-ға дейін төмендейді. Адсорбер 15÷20 минут ішінде пропан-бутан фракциясымен (СКГ) толтырылады. 3-ші адсорберден сұйытылған көмірсутек газдарыесыстырылған азот пен пропан буы алауға төгіледі. Толтырылғаннан кейін 3-ші адсорбер кептіру цикліне қосылуы мүмкін.

3.4.5.1.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

3.14-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай өндіруші компанияларының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

3.14-кесте. Адсорбция қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	41,05	35,79
2	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	т/т	0,585	0,0038
3	Отынды үлестік тұтыну	т/т	1,187*	0,773*
4	Айналмалы су	т/т	25,32	5,11
* отынды үлестік тұтыну көптеген өлшемшарттарға байланысты, соның ішінде кәсіпорынның жоғары калориялы отын өндіру мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ ҚР СТ 3520-ны қарастыру қажет.

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссия көздері: сепаратор, өшіру-реттеу арматурасы және фланецті қосылыстар, буферлік сыйымдылық ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды).

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Технологиялық процестің негізгі қалдықтары-төмендегі кестеде келтірілген қалдықтар

Қалдықтың атауы	Қалдық коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері
1	2	3	4
Пайдаланылған картридждер және Мембраналық сүзгілер	05 07 99	0,000000014	0,000006324

3.5. Реагенттік шаруашылық

3.5.1. Реагенттің регенерациясы

Газ және газ конденсатын дайындау қондырғыларында реагенттер: метанол, гликоль, натрий гидроксиді, аминдер регенерацияланады.

Сулы ерітіндіден метанолдың регенерациясы (массаның 15-тен 75 %-на дейінгі метанол құрамы бар су-метанол қоспасы.) ректификациялау және отты регенерациялау әдістерімен жүргізіледі. Құрамында су мөлшері 10 %-дан аспайтын регенерацияланған метанол құбыр арқылы резервуар паркіне жіберіледі (3.46-сурет).

3.46-сурет. Метанолды регенерациялау процесі

3.15-кестеде метанолдың регенерациялаудың технологиялық процесі туралы мәліметтер келтірілген.

3.15-кесте. Метанолды регенерациялаудың технологиялық процесінің сипаттамасы

Р/с №	Кіріс ағыны	Процесс кезеңі (ішкі процесс)	Шығыс ағыны	Негізгі технологиялық жабдық
1	2	3	4	5
1	Су-метанол ерітіндісі	Конденсаттың бөлінуі және ішінара газсыздандыру	Су-метанол ерітіндісі, газсыздандыру, конденсат газы	Сепаратор
2	Су-метанол ерітіндісі	Жылыту	Су-метанол ерітіндісі	Жылу алмастырғыш
3	Су-метанол ерітіндісі	Метанол мен судың бөлінуі	Метанол, су буы	Бағана

Гликольдердің регенерациясы. Су буымен қаныққаннан кейін гликольдердің регенерациясы жүзеге асырылады және сіңіру процесіне қайтарылады. Кептіру тереңдігіне байланысты регенерацияның әртүрлі әдістері қолданылады: атмосфералық қысымда және вакуумда ректификация, азеотропты айдау, үрлеу газын қолдана отырып суды буландыру, отты регенерация (3.15-кесте, 3.47-сурет).

3.47-сурет. Гликольдің отпен регенерациялау схемасы:

1 – вакуумдық баған; 2 – вакуумдық буландырғыш; 3 – буферлік сыйымдылық; 4 – бу шығатын штуцер; 5 – люк-лаз; 6 – дефлегматор табақшасы; 7 – жоғарғы табақ; 8 – тұрақты саптаманың бөлімі; 9, 11 – орташа табақ; 10, 18 – гликоль кірісінің штуцері; 12 – қауіпсіздік клапанының штуцері; 13 – жылу құбырлары; 14 – түтін құбыры; 15 – отын газының штуцері; 16, 21 – дренаждық штуцер; 17, 19, 20 – гликоль шығысының штуцері; 22 – тұз жинағышқа гликоль шығысының штуцері; 23 – тұз жинағыштан гликоль кірісінің штуцері;

24 – құбырлық байлам

3.16-кесте. Гликольдің отпен регенерациялау технологиялық процесінің сипаттамасы

Р/с №	Кіріс ағыны	Процесс кезеңі (ішкі процесс)	Шығыс ағыны	Негізгі технологиялық жабдық
1	2	3	4	5
1	Регенерацияға арналған гликоль	Бұзылу	Бұзылған гликоль, газ	Газсыздандыру блогы
2	Бұзылған гликоль	Сүзу	Сүзілген гликоль, тұз жинағышқа тұздар	Сүзгі блогы
3	Сүзілген гликоль	Өрт регенерациясы	Қалпына келтірілген гликоль	Өрт регенерациясының қондырғысы

КТК регенерациясы (натрий гидроксиді негізіндегі катализатор кешені)

Сілтілі тазарту процестерінде (Мерокс) жеңіл меркаптандар (R1SH-R4SH) сұйық көмірсутек фазасынан алдымен концентрацияланған сілтілі ерітіндімен ағынның жанасуын қамтамасыз ету арқылы шығарылады, содан кейін ол ауаны айдау және меркаптандарды сілтілі ерітіндіден одан әрі бөлінетін мұнай дисульфидтеріне айналдыру арқылы қол жеткізілетін төмен температуралы каталитикалық тотығу арқылы қалпына келтіріледі. Сілтінің регенерация процесі реакция арқылы натрий меркаптидінің ауадағы оттегімен тотығуымен жүзеге асырылады

НК-70 °С фракциясын тазарту процесінің технологиясы Мұнайхимиясы үшін шикізат ретінде пайдалануға және тауарлық бензиннің жоғары октанды компоненттерін өндіруге жарамды көмірсутек фракцияларын (ПФФ, ББФ, жеңіл бензин) одан әрі фракциялау кезінде алу мақсатында шикізаттан меркаптандарды және күкіртсутектің қалдық мөлшерін барынша алуға бағытталған.

Тазалау процесі мыналарды қамтиды:

а) натрий гидроксидінің 15 % сулы ерітіндісі болып табылатын катализатор кешенін (КТК) дайындау құрамында 0,1 % сульфидтердің тотығу катализаторы бар;

б) мынадай процестерден тұратын шикізатты демеркаптанизациялау сатысы:

в) меркаптандарды КТК ерітіндісімен алу;

г) тазартылған өнімді сумен жуу;

д) КТК ерітіндісінің регенерациясы;

е) дисульфидтерді КТК ерітіндісінен бөлу.

Күкіртсутек пен меркаптанның экстракциясы келесі реакциялар арқылы жүреді:

Катализатордың қатысуымен КТК ерітіндісінің регенерациясы келесі реакциялар бойынша жүреді:

Құрамында меркаптандар мен аминді тазартудан кейінгі күкіртсутектің қалдық мөлшері бар НК-70 °С фракциясы меркаптан экстракторының текшесіне беріледі. Дисульфидті сепаратордан алынған айналымдағы КТК ерітіндісі экстрактордың жоғарғы бірінші табағына беріледі. Экстракция қысымы - 18 атм, температурасы - 40-50 °С.

Экстрактордың жоғарғы жағынан тазартылған НК-70 °С фракциясы сілтілік сепараторға жіберіледі, онда ол КТК ерітіндісінің жойылған тамшыларынан бөлінеді. Сепаратордың түбінен КТК ерітіндісі газсыздандырғышқа шығарылады, ал сепаратордың жоғарғы жағынан НК-70 °С фракциясы КҚК ерітіндісінің іздерінен су жуу сатысына су жуу колоннасына жіберіледі. Баған 17-19 атм және 30-40 °С температурада жұмыс істейді.тазартылған және жуылған НК – 70 °С фракциясы бағанның жоғарғы жағынан фракцияларды бөлу колоннасына жіберіледі.

Газсыздандырғыштан сульфидтермен және натрий меркаптидтерімен қаныққан КТК ерітіндісі регенератордың текшесіне беріледі, ол реакция аймағы 50501 өлшемді болат Палль сақиналары қолданылатын масса алмастырғыш саптамамен толтырылған регенератордың текшесіне беріледі. Регенераторға кіре берістегі КТК ерітіндісінің қыздыру температурасы 50 (2) °С-пен реттеледі, өйткені 45 °С-тан төмен температураның төмендеуі регенерация жылдамдығының төмендеуіне әкеледі, ал КТК ерітіндісінің температурасының 60 °С-тан жоғарылауы тотығу катализаторының дезактивациясына әкеледі.

Сульфидтер мен меркаптидтерді тотықтыруға арналған тарату құрылғысы арқылы тірек торының астындағы Регенератор текшесіне қысымы кемінде 6 атм болатын компрессордан технологиялық ауа беріледі. Қалдық ауа және регенератордан дисульфидтері бар регенерацияланған КТК ауа сепараторына түседі, онда қалдық ауа мен құрамында дисульфидтер бар КТК ерітіндісі бөлінеді. Пайдаланылған ауа пештің оттықтарына жіберіледі, ал дисульфидтері бар регенерацияланған КТК ерітіндісі дисульфидті сепараторға түседі, онда гравитациялық тұндыру арқылы дисульфидтер КТК ерітіндісінен бөлінеді.

Дисульфидті сепаратордың түбінен қалпына келтірілген КТК ерітіндісі қайтадан меркаптан экстракторына беріледі. КТК ерітіндісі (реакциялық су мен тұздардың түзілуіне байланысты) массаның 6%-ы бойынша белсенді сілтінің концентрациясына дейін сұйылтылған кезде. оның бір бөлігі мезгіл-мезгіл, айналымын тоқтатпай, дренаждық ыдысқа айдалады. КТК ерітіндісінің баланстық мөлшері КТК концентрацияланған ерітіндісін айдау арқылы толтырылады.

Аминдердің регенерациясы (3.48-сурет, 3.16-кесте) бірнеше сатыда жүзеге асырылады:

гидротурбинадағы қысымның төмендеуі кезінде және регенеративті жылу алмастырғыштарда қыздырудан кейін газсыздандыру есебінен;

регенератордағы қышқыл компоненттерді булау әдісімен; регенератордан жартылай регенерацияланған ерітіндінің 2/3 бөлігі абсорбердің ортаңғы бөлігіне жіберіледі және регенерацияланған ерітіндінің 1/3 бөлігі абсорбердің жоғарғы бөлігіне беріледі. Әрбір қондырғы амин ерітіндісін жинау және сүзу қондырғысымен жабдықталған, бұл амин шығынын барынша азайтады.

3.48-сурет. Амин ерітіндісін регенерациялау схемасы:

1 – эжектор; 2 – сепаратор; 3 – рекуперациялық жылу алмастырғыш; 4 – десорбер;

5 – конденсатор; 6 – жылытқыш; 7 – дроссель шұрасы; 8 – сыйымдылықты сепаратор;

I – қаныққан амин ерітіндісі; II – сепарация жұптары; III – ауа

райының газы; IV – газсыздандырылған амин ерітіндісі; V – булар; VI – қышқыл газ;

VII – рефлюкс; VIII, IX, X – регенерацияланған амин ерітіндісі;

XI – концентрацияланған регенерацияланған абсорбент

3.17-кесте. Амин ерітіндісін регенерациялау технологиялық процесінің сипаттамасы

Р/с №	Кіріс ағыны	Процесс кезеңі (ішкі процесс)	Шығыс ағыны	Негізгі технологиялық жабдық
1	2	3	4	5
1	Регенерацияға арналған аминдер	Газсыздандыру	Газсыздандырылған амин ерітіндісі; желдету газы	Сепаратор
2	Газсыздандырыл-ған амин ерітіндісі	Жылыту	Жылытылған газсыздандырылған амин ерітіндісі	Рекуперациялық жылу алмастырғыш
3	Жылытылған газсыздандырыл-ған амин ерітіндісі	Қышқыл газдардың бөлінуі.	Қалпына келтірілген амин ерітіндісі; қышқыл газдар	Десорбер

3.5.1.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

Газды бөлу процесінде электр энергиясына деген қажеттілік шикізаттың тоннасына 15 квт-тан 20 кВтсағ-қа дейін өзгереді. Бұл процестер тоннасына 300 кг-нан 400 кг-ға дейін бу тұтынады. Будың үлестік тұтынуы 3,5-тен 5,8 Гкал/сағ-қа дейін өзгереді.

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссия көздері сепаратор, жылу алмастырғыш, сорғы, буферлік сыйымдылық (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), жылытқыш-шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Технологиялық процестің негізгі қалдықтары-төмендегі кестеде келтірілген қалдықтар

Р/с №	Қалдықтың атауы	Қалдық коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері
1	2	3	4	5
1	Тұзсыз қатты минералды қалдық	19 02 11*	0,000390948	0,000972448
2	Тұзсыз қатты минералды қалдық	19 02 11*	0,000102476	0,001156692

3.5.2. Сорбенттің регенерациясы

Газды ағызу кезінде қолданылатын өнеркәсіптік адсорбенттердің негізгі түрлеріне силикагельдер, синтетикалық цеолиттер және алюминий оксиді жатады.

Ыстық құрғатылған газбен адсорбенттің регенерациясының типтік схемасы қалпына келтірілген адсорбенттің салыстырмалы түрде төмен қалдық ылғалдылығын, демек, адсорбция сатысының басында газдың шық нүктесінің төмен температурасын алуға мүмкіндік береді. Алайда, бұл технологияның сенімділігін күрт төмендететін және ГКДҚ жұмысының техникалық-экономикалық көрсеткіштерін нашарлататын бірқатар маңызды кемшіліктері бар.

Кен орнын компрессорлық пайдалану (ДКС пайдалануға беру) кезеңі басталғанға дейін мұндайдың қалпына келу жүйесінің жұмыс қабілеттілігі негізінен газды сығымдау торабының сенімділігімен анықталады, ал құрғатылған газдың сығылу дәрежесі мен оның пештегі қысымы қазіргі уақытта адсорбция сатысы жүріп жатқан адсорбердің гидравликалық кедергісімен анықталады. Адсорбенттің гранулометриялық құрамының уақыт бойынша өзгеруі, оның ұсақталуы және технологиялық режимнің жобалық параметрлерінен ауытқуы адсорберлердің гидравликалық кедергісінің айтарлықтай өсуіне әкеледі, сондықтан орнатылған компрессорлар газдың қажетті мөлшерін аппараттар арқылы беруді қамтамасыз ете алмайды. Мұның бәрі күніне 200-ден 750 мың м3-ге дейін алауты тастау қажеттілігіне әкеледі. өндірілген және құрғатылған газ. Ыстық құрғатылған газбен регенерация технологиясын қолдану газды кептіру жүйесіне жүктеменің біршама өсуіне әкеледі (3-3,5 %), өйткені регенерация жүйесінде айналымдағы газ магистральдық газ құбырына берілмейді. Мұндай технология барлық компрессорлық жабдықтардың әрбір ГКДҚ да үздіксіз және сенімді жұмыс істеуін талап етеді.

3.5.2.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссия көздері көзделмейді.

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.5.3. Реагентті құбыржолдарға енгізу

Қышқыл газдарды өндіру кезінде қаптама және субұрқақ құбырлары мен жабдықтарын күкіртсутек пен көмірқышқыл газының агрессивті әсерінен қорғау қажет. Құбырлар мен жабдықтарды коррозиядан қорғау үшін әртүрлі әдістер әзірленді: тежеу; легирленген коррозияға төзімді болаттар мен қорытпаларды жабдыққа қолдану; коррозияға төзімді металл емес және металл жабындарды қолдану, коррозиядан қорғаудың электрохимиялық әдістерін қолдану: жабдықты пайдаланудың арнайы технологиялық режимдерін пайдалану.

Газды жинау және тасымалдау объектілеріндегі реагентті енгізу тораптарына мыналар жатады:

а) деэмульгаторларды мөлшерлеуге және беруге арналған блок;

б) ингибиторлар мен химреактивтерді мөлшерлеуге және беруге арналған блоктар;

в) химреактивтерді сақтауға арналған қойма.

Ингибиторларды енгізу схемалары:

ингибиторларды құбыраралық кеңістікке енгізу;

ингибиторларды тікелей қабатқа айдау;

қатты күйде ингибиторларды енгізу.

Коррозиядан қорғау үшін қышқыл газдарды өндіру кезінде газ ұңғымаларын пайдалану тәжірибесінде коррозия ингибиторлары ең көп қолданылады. Коррозия ингибиторлары үш топқа бөлінеді:

дезактивендіруші немесе байланыстырушы коррозиялық агенттер;

анодты және катодты әсер ететін ингибиторлар;

пленкалық әсер ингибиторлары.

Мұнай-газ өнеркәсібінде қолданылатын ингибиторлар талаптардың тұтас кешеніне жауап беруі және ең аз концентрацияда жоғары қорғаныш әсеріне ие болуы; газды жинау, дайындау, тасымалдау және тасымалдаудың технологиялық процестеріне теріс әсер етпеуі; орташа уытты болуы тиіс. Негізгі талап - ингибитордың қорғаныс әсері мүмкіндігінше жоғары болуы, яғни агрессивті орталардың коррозиялық әсеріне максималды тиімділікпен қарсы тұруы (3.17-3.19-кестелер).

3.18-кесте. Құрамында күкірт бар орталар үшін коррозия ингибиторларының құрамы

Р/с №	Негізгі компонент	Қоспа
1	2	3
	Құрамында фосфор бар қышқыл, этаноламин	Иондық емес ББЗ
	Талл майы, полиэтилен полиамин, фосфор пентоксиді, неонол	Еріткіш
	Фосфат қоспасы	–
	2-(хинолил-4)бензимидазолдың төрттік емес тұздары	–
	Полиэтилен полиаминдер, олеин қышқылы	Еріткіш, диспергатор
	Бром алкилі, гексаметилентетрамин	Еріткіш
	Монохлорацет қышқылы, гексаметилентетрамин	Иондық емес ББЗ
	Бор қышқылының, диетаноламиннің және май қышқылдарының қоспасының өзара әрекеттесу өнімі	Еріткіш
	Аминнің, диетаноламиннің және май қышқылдарының қоспасының өзара әрекеттесу өнімі	Иондық емес ББЗ, еріткіш
	Талл майы немесе олеин қышқылы мен аминнің өзара әрекеттесу өнімі	Иондық емес ББЗ, еріткіш
	Этилен оксидінің майлы аминге қосылуы және нәтижесінде алынған өнімнің органикалық қышқылмен әрекеттесуі	–
	Имидазолин, 2-гидроксиалкан карбон қышқылы, гликоль	Көмірсутекті еріткіш
	Имидазолиннің аминдермен қоспасы	–
	Имидазолин, бензил хлориді	–
	Құрамында азот бар зат, алкилимидазолин	Иондық емес ББЗ, толуол
	Ауыр пиридин негіздері, фенолды шайыр	Бір атомды спирттер, сивуха майы
	Майлы амин	Еріткіш
	C21 және одан жоғары БМҚ қалдықтары, моноэтаноламин, оксиэтилденген фенолдар	Алкилпиридиндер немесе пиридин негіздері
	Имидазолиндер,аминдер, пиперазиндер қоспалары (1-диэтилендиамин-2-алкил-2-имидазолиндер, моноамидтер-алкилоилтриэтиленаминдер және 1,4-диалкилоилпиперазиндер)	Еріткіш (ацетон, хош иісті көмірсутектер)
	1-фурфурилокси-3-бензиламинопропанол-2	–
	Анилиннің N-ацетил-2(2,3-дигидроксициклопентенил)	–

3.19-кесте. Құрамында оттегі бар ортаға арналған коррозия ингибиторларының құрамы

Р/с №	Негізгі компонент	Қоспа
1	2	3
1	Бастапқы аминдер С 8-С 25	Иондық емес ББЗ, еріткіш
2	Талл майы, майлы қатардағы аминдер	Иондық емес ББЗ, еріткіш
3	Моноэтаноламин, фосфор қышқылы	Еріткіш
4	2-алкилимидазолин, БМҚ текше қалдықтары	ББЗ ОП-7 немесе ОП-9
5	Жеңіл қайнайтын аминдер, эфирлер, этиленгликольдер	Кобальт сульфаты, гидрохинон, хинол, оксим
6	Монометиламин және диметиламин, формальдегид	Еріткіш, диспергатор
7	Моноэтаноламин мен фенолдың конденсация өнімі	Бір атомды спирттер

Р/с №	Негізгі компонент	Қоспа
1	2	3
1	Полиэфир, құрамында фосфор бар агент, құрамында амин бар агент	Моноалкил эфирлері мен моно - немесе диетиленгликольдердің қоспасы
2	Циклогексил эфирлерінің туындыларының қоспасы (синтетикалық май)	Дипроксамин
3	Бензолды гидрлеудің жанама өнімі	-

Бактерицидтік әсердің анаэробты коррозия ингибиторларының негізі ретінде: С8 – С18 фракциясының бастапқы алифатты аминдері; техникалық диметилфосфитпен бастапқы және қайталама алифатты аминдердің өзара әрекеттесу өнімдері пайдаланылады.

Гидратация ингибиторлары ретінде спирттер (метанол, моно-, ди - және триэтиленгликольдер) және шектеулі түрде кальций хлоридінің сулы ерітінділері қолданылады.

Ингибиторлар гидратация пайда болуы мүмкін учаскелердің алдында газ ағынына енгізіледі. Енгізу орталықтандырылған түрде жинау пунктіндегі бір қондырғыдан ұңғымалар тобына, кәсіпшілік коммуникацияларға және технологиялық аппараттарға (мөлшерлеу сорғысының көмегімен) немесе жеке — әр объектіге (сорғымен немесе ауырлық күшімен) жүзеге асырылады. Максималды әсерге ингибиторлар (енгізу схемасына қарамастан) инжекторларды (бүріккіш күйінде) қолдану арқылы тұрақты қабылдау арқылы қол жеткізіледі.

Пайдаланылған гидрат түзілу ингибиторларын регенерациялау ректификация әдісімен (метанол мен гликоль үшін) немесе булану арқылы (кальций хлориді ерітінділері үшін) жүргізіледі.

Мұнай-химия өндірісінің өнімдерін (полипропилен-гликоль, этил целлюлоза) гидратация түзу ингибиторлары ретінде пайдалану, сондай-ақ кешенді ингибиторларды қолдану перспективалы болып табылады. Соңғысы гидратация мен коррозияның алдын алуға, сондай-ақ тұзды тұндыруға арналған.

3.5.3.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

Құбырға реагентті енгізу жүйесін қалыпты пайдалану кезінде бұл процесс ОЖ-ға айтарлықтай теріс әсер етпейді. Энергетикалық ресурстарға деген қажеттілік пайдаланылатын сорғы жабдықтарының қуатымен анықталады.

Атмосфераға шығарындылар

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.5.4. Реагентті ұңғымаларға қабылдау, араластыру және беру

Реагенттерді мөлшерлеу блоктары (РМБ) сұйық деэмульгаторларды, коррозия ингибиторларын, тұз шөгінділерінің ингибиторларын, гидрат түзілу ингибиторларын және т.б. көліктің және газды дайындаудың кәсіпшілік жүйесінің құбыржолына, газ ұңғымаларына құбырлар мен жабдықтарды коррозиядан, гидрат түзілуінен және т.б. қорғауды жүзеге асыру мақсатында мөлшерлеп енгізуге арналған.

РМБ-ның жеке класы -РМБ ұңғымалары бар.

Құрылымдық ерекшеліктері және блоктардың құрамы (3.49-сурет):

блоктың негізгі жабдықтары металл корпуста орналасқан. Климаттық жағдайларға байланысты оқшауланған корпус-контейнер нұсқасын жасауға болады;

блокта сорғы-диспенсер; деңгей датчигі бар технологиялық сыйымдылық; жұқа тазалау сүзгісі; көрнекі деңгей көрсеткіші; электр контактілі манометрі бар құбыр байланысы; жарылыстан қорғалған орындауды басқару жүйесі (шкаф) орналасқан;

реагентпен жанасатын ыдыстарды, бөлшектер мен тораптарды орындау, коррозияға төзімді (тот баспайтын болат). Қажет болған жағдайда блок жерүсті құбырымен және реагентті ұңғымаға енгізу торабымен жабдықталуы мүмкін.

3.49-сурет. Блоктардың құрылымдық ерекшеліктері мен құрамы

3.5.4.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

Энергетикалық ресурстарға деген қажеттілік пайдаланылатын сорғы жабдықтарының қуатымен анықталады.

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссия көздері: реагенті бар сыйымдылық, сорғы, өшіру-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың саңылаулары (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды).

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.6. Газ техникалық күкірт өндірісі

Мұнай мен газ өндіретін кәсіпорындардағы күкірт жоғары күкіртті көмірсутек шикізатын аминмен тазарту кезінде түзілетін қышқыл газдардан өндіріледі. Газ күкіртінің басым көпшілігі белгілі Клаус әдісімен шығарылады.

Күкірт өндіретін қондырғылар қышқыл газдар ағындарындағы H2S-ті аминді қалпына келтіру қондырғыларынан және күкіртті-сілтілі сарқынды бейтараптандыру қондырғыларынан сұйық күкіртке айналдырады. Әдетте екі немесе үш сатылы Клаус процесі H2S-тің 92 %-дан астамын қарапайым күкірт ретінде қалпына келтіреді. Мұнай өңдеу зауыттарының көпшілігі күкіртті 98,5 %-дан астам қалпына келтіруді қажет етеді, сондықтан Клаустың үшінші сатысы күкірттің шық нүктесінен төмен жұмыс істейді. Үшінші сатыда селективті тотығу катализаторы болуы мүмкін, әйтпесе күкірт өндіретін қондырғының құрамында қалдық газдарын жағу қондырғысы қарастырылуы керек.

3.6.1. Клаус процесі

Процесс келесі жалпы реакция бойынша күкіртті сутектің көп сатылы каталитикалық тотығуынан тұрады:

2H2S+O2→2S+2H2O

Клаус процесі келесі реакцияға сәйкес күкірт диоксиді (SO2) түзу үшін реактор пешіндегі ауамен H2S үштен бірін жағуды қамтиды:

2H2S+3O2→2SO2+2H2O

Қалған күйдірілмеген күкіртсутектің үштен екісі Клаус реакциясына ұшырайды (SO2-мен реакция) элементар күкірт түзу үшін келесідей:

2H2S+SO2←→3S+2H2O

Клаус әдісінің технологиялық схемасы 3.50-суретте көрсетілген.

3.50-сурет. Клаус әдісімен күкірт өндіру қондырғысының қағидаттық технологиялық схемасы

Артықшылықтары:

Қондырғыны технологиялық дайындау жеңілдігі.

Кәсіпорынның экологиялық стандарттарын сақтауға мүмкіндік беретін жану газдарынан H2S жою.

Кемшіліктері:

Күтпеген конденсация және күкірттің жиналуы технологиялық газ ағынының өтуін қиындату, қатты күкірттің бітелуі, өрт және жабдықтың зақымдануы сияқты мәселелерге әкелуі мүмкін.

Нарықтағы күкірт ұсынысының оның сұранысынан асып кетуі.

Аммиак, H2S, CO2 болуы мүмкін күкірт қышқылының пайда болуына байланысты жабдықтың коррозиясы және ластануы.

Мұнай-газ өндірудің негізгі технологиялық блоктарының бірі газ күкіртін өндіру қондырғылары болып табылады, олардың шикізаты құрамында күкіртсутегі бар газдардан бөлінген қышқыл газдар болып табылады. Қышқыл газдардан элементтік күкірт алу күкіртсутектің тотығуына негізделген. Оттегі көзі ретінде жүйеге әдетте ауа беріледі. Клаус реакцияларын жүзеге асыруға негізделген күкірт алу қондырғылары әдетте Клаус қондырғылары деп аталады, олар термиялық және каталитикалық қадамдарды қамтиды. Термиялық кезеңде күкіртсутек ауаның қатысуымен жанып кетеді. Бұл жағдайда негізінен элементтік күкірт және күкірт диоксиді түзіледі. Жану температурасы ең алдымен қышқыл газдағы H2S концентрациясына байланысты және 900-1200 °C құрайды. Бұл температура әдетте 1,7-1,9 деңгейінде сақталатын "ауа: қышқыл газ" қатынасына да байланысты. Термиялық сатыдағы H2S элементтік күкіртке конверсия дәрежесі мүмкіндігінше жоғары болуы керек, яғни термодинамикалық деңгейге жақын. Сонымен, H2S-тің күкіртке 95 % конверсия дәрежесімен күкірт өнімділігі тәулігіне 200 тонна болғанда, күкірт диоксиді жылына шамамен 3200 тонна түзіледі. Термиялық сатыдағы конверсия дәрежесінің төмендеген мәндері кезінде осы параметрдің жалпы мәнін сақтай отырып тұтастай алғанда орнату кезінде каталитикалық сатыларға жүктеме артады. Термиялық кезеңнің тиімділігіне әсер ететін негізгі факторлардың бірі - онда газдың болу ұзақтығы-оның көбеюі конверсия дәрежесінің жоғарылауына әкеледі. Күкіртті сутектің күкіртке конверсия дәрежесі реактордағы температураға да байланысты: температура неғұрлым жоғары болса, күкіртті сутектің конверсия дәрежесі соғұрлым жоғары болады. Пеште күкіртті сутектің күкіртке айналуының практикалық дәрежесі (термиялық сатыда) 60-65 %-дан аспайды. Каталитикалық сатыда күкіртсутектің конверсия дәрежесіне әсер ететін негізгі параметр реакциялық пештің шығысындағы ауа мен қышқыл газдың қатынасы болып табылады: ол конвертерге газ кірісінің 2-ден 1-ге дейінгі H2S-SO2 көлемдік қатынасын қамтамасыз етуі керек. Осы қатынастан кез-келген ауытқу элементтік күкірттің шығымдылығының төмендеуіне әкеледі. Осы фактордан басқа, каталитикалық сатыда жану өнімдерінің жоғары температурасын ұстап тұру ұзақтығы, каталитикалық сатыға кіретін газдың температурасы, конвертердегі газдың көлемдік жылдамдығы және т.б. Конвертерлердегі процестің орташа температурасы неғұрлым төмен болса, күкірт шығымы соғұрлым жоғары болады, алайда іс жүзінде бұл температура күкірттің конденсация нүктесінен сәл жоғары болуы керек. Бұл, әрине, күкірттің шығуын азайтады, бірақ CS2 және COS күкіртсутекке айналуын қамтамасыз етеді, ол одан әрі күкіртке дейін тотығады:

Клаус процесінің катализаторлық сатысы үшін катализаторлар қолданылады, олар негізінен алюминий мен темір оксидтерінен тұратын табиғи бокситтерді кеңінен қолданады. Олардың құрамында Si02 кремний диоксиді, TiO2 титан оксиді, кальций СаО, магний МДО, марганец МпО, фосфор Р2О5 және т.б. Сәйкесінше, Клаус әдісі осы катализатор қабатында күкіртті ангидрид пен күкіртке дейін күкіртті сутекті жағу болды. Бұл катализатор негізінен оның арзандығына, қолжетімділігіне, жоғары белсенділігіне, сондай-ақ өңделетін күкіртті сутектің шамалы көлеміне байланысты қолданылды. Қышқыл газдағы күкіртті сутектің құрамына байланысты Клаус процесінің технологиялық схемалары 3.51-суретте көрсетілген.

1 – пеш-реактор; 2 – жылу алмастырғыш; 3, 5 – күкірт конденсаторы; 4 – конвертор; 6 – газ жылытқышы;

7 – күкіртті күкірт диоксидіне жағуға арналған пеш, I – қышқыл газ;

II – ауа; III – күкірт. (а – тікелей тізбек; б – 1/3-2/3 тармақталған ағын тізбегі;

в – күкіртті қайта өңдеу схемасы)

3.51-сурет. Қышқыл газдағы күкіртсутектің құрамына байланысты Клаус процесінің технологиялық схемалары

Бұл жағдайда катализаторға жүктеме сағатына 1 м3 катализаторға 3-4 нм3 күкіртсутек болды. Бірақ катализаторлардың бұл түрінің айтарлықтай кемшіліктері болды: беттің сульфаттануынан туындаған тез дезактивация, құрамы мен қасиеттерінің тұрақсыздығы, жеткіліксіз дамыған беті, көміртекті шөгінділермен және гидратациямен жабу. Бұл катализаторды қолданған кезде күкіртсутектің күкіртке айналу дәрежесі 80-90 % құрады, күкірт диоксиді түріндегі күкірт қосылыстарының қалған бөлігі атмосфераға түсті. Бұл экологиялық жағдайға теріс әсер етті. Болашақта бұл процесс екі бөлек кезең - термиялық және каталитикалық арқылы жүзеге асырыла бастады. Алюмооксидті және титаноксидті катализаторлар әзірленді және сәтті енгізілді. Көбінесе Клаус катализаторлары алюминий гидроксидінен шығарылады. Бұл қатардың катализаторларының типтік өкілдері – гиббсит, байерит, норстрандит. Алюминий оксиді және оның гидратталған формалары суда ерімейді, амфотерлік қасиеттерге ие. Толық гидроксидтерден басқа alooh екі ромбтық модификация түрінде де белгілі: тығыздығы 3,3–3,5 г/см3 диаспоралар, 350 °С-қа дейін тұрақты, температура аралығында 350-400°С а-AI2O3-ке ауысады; тығыздығы 3,01 г/см3 болатын бемит 400°С-та u-AI2O3-ке ауысады, ал 600°C температурада ол a - AI2O3-ке ауысады. Ол іс жүзінде қышқылдармен және сілтілермен әрекеттеспейді. Оны сілтілермен балқыту арқылы ғана еритін күйге келтіруге болады. Іс жүзінде катализатор-диаметрі 4-6 мм доп немесе экструдат, құрамында 94%-дан астам алюминий оксиді бар, нақты беті 260-345 м2/г. Катализатордың құрамына әдетте Na2O - 0,04; SiO2 - 0,02; Fe2O3 - 0,04; TiO2 - 0,01 сияқты компоненттер (%, масса) кіреді.

1, 11 – сепаратор: 2 – бу қазандығының барабаны; 3 – реактивті пеш; 4, 6 – қышқыл газдарды жылытуға арналған пеш; 5, 7 – түрлендіргіштер; 8 – түтін құбыры; 9 – тазартылған газдарды жағу пеші; 10 – күкірт шұңқыры; 12, 13, 15 – күкірт конденсаторлары; 14 – тор-коагулятор; 16 – ыстық су сыйымдылығы; 17 – сорғы; 18 – үрлегіш; I – қышқыл газ; II – ауа; III – жоғары қысымды бу; IV, V – реакция өнімдері; VI – қалдық газдар; VII – сұйық күкірт; VIII – қазандықты қуаттандыруға және конденсаторлардағы газдарды салқындатуға арналған су; IX – төмен қысымды бу

3.52-сурет. Екі түрлендіргіші бар Клаус қондырғысының технологиялық схемасы

Катализаторлардың белсенділігі олардың құрылымының өзгеруі, олардың беттерінде әртүрлі қоспалардың (кокс, тұздар) шөгуі, алюминий оксидінің сульфатталуы және т.б. нәтижесінде катализатор мезгіл-мезгіл (3-4 жылда бір рет) толығымен ауыстырылады. Клаус процесінің технологиялық схемасы термиялық сатыны және бірнеше тізбектелген каталитикалық түрлендіргіштерді қамтиды. Әр кезеңнен кейін реакциялық газдар күкірттің конденсация температурасына дейін салқындатылады, күкірт бөлінеді, ал қажетті қыздырудан кейін газдар келесі кезеңге жіберіледі. Қышқыл газдардағы күкіртсутектің көлемдік үлесі 5% айайналымнан төмен болған жағдайларда, жылу сатысы жоқ схеманы қолданады. Күкіртсутектің тотығуы катализатордағы ауаның оттегімен жүзеге асырылады (әдетте бір немесе екі түрлендіргіш). Бастапқы қышқыл газдағы күкіртсутектің құрамына байланысты Клаус процесінің технологиялық схемалары тікелей және тармақталған болуы мүмкін (3.52-сурет).

3.6.1.1. LO-CAT күкірт шығару қондырғысы

LO-CAT процесі күкіртті сутекті сіңіреді, оны иондайды және күкіртке дейін тотықтырады, темірді айналдырады (тотықтырады), оттегіні сіңіреді, содан кейін темірді қайта тотықтырады. Осылайша, күкірт сутегі қарапайым күкіртке айналады, бұл ретте хелат безі негізінде экологиялық зиянсыз катализатор пайдаланылады. Темір катализатор органикалық хелат қоспаларының көмегімен ерітіндіде ұсталады, олар темір ионын жабысқақ тәрізді қамтиды, темір сульфидінің немесе темір гидроксидінің Fe (OH) тұндырылуын болдырмайды 3. LO-CAT процесі тотықтандыру-қалпына келтіру химизміне негізделген. Екі тотықтырғыш-қалпына келтіру реакциясы орын алады - біреуі абсорбер секциясында жүреді, күкіртті сутекті қарапайым күкіртке айналдырады, екіншісі - тотықтырғыш секциясында - катализаторды регенерациялайды.

3.52.1-суретте анаэробтық модель негізінде әзірленген LO-CAT орнатудың қағидаттық технологиялық схемасы ұсынылған.

3.52.1-сурет. Анаэробтық модель негізінде әзірленген LO-CAT қондырғысының технологиялық схемасы

3.52.2-суретте автоциркуляциялау моделінің жұмыс қағидаты бойынша орындалған LO-CAT қондырғысының стандартты технологиялық схемасы келтірілген.

3.52.2-сурет. Автоциркуляциялау моделінің жұмыс қағидаты бойынша орындалған LO-CAT қондырғысының технологиялық схемасы

3.6.2. Клаус қондырғыларының бөлінетін газдарын толық тазарту технологиясы (Сульфрен-процесс)

Клаус процесінің қалдық газдарында әдетте (жұмыс тиімділігі мен бастапқы газдың сапасына байланысты) 1-2 % күкіртсутек, 1 % күкірт диоксиді, 0,4 % көміртек сульфаты, 0,3 % дейін күкіртсутек, 1-8 г/м3 тамшы және бу күкірті, 1,0–1,5 % сутегі және көміртегі оксиді, 15 % дейін көмірқышқыл газдары, су буының шамамен 30 % және азот. Газдардың температурасы-шамамен 150 °С, қысым – 0,02–0,03 МПа аспайды.

Алдын ала тазартудың барлық процестерін оларда белгіленген қағидатқа байланысты екі негізгі топқа бөлуге болады:

негізгі қондырғыларға қосымша болып табылатын және күкіртті алудың жалпы дәрежесін 99,0-99,7 % дейін қамтамасыз ететін Клаус реакциясына негізделген процестер.

барлық күкірт компоненттерін бір (SO2 немесе H2S) түрлендіруге негізделген және күкіртті алудың жалпы дәрежесін 99,9 % және одан жоғары деңгейге жеткізетін процестер.

Клаус реакциясына негізделген толық тазарту процестері-бөлінетін газдарды тазартудың ең көп таралған процестері. Олар күкіртсутек пен күкірт диоксидінің қалдық газдарында қалған Клаустың каталитикалық реакциясына негізделген:

2H2S+SO2→3/nSn+2H2O

Реакция Клаус қондырғысына (130 – 150 °C) қарағанда төмен температурада жүзеге асырылады, бұл қатты катализатор қабатында ("Сульфрин", СВА, MCRC процестері) немесе катализаторы бар сұйық ортада (фин процесі, Клаусполь 1500) оның толық жүруіне ықпал етеді. Бұл процестер салыстырмалы түрде қарапайым технологиялық схемаға ие және өте кең таралған, бірақ олар екінші топтағы процестер сияқты тиімділікке ие емес.

Қатты катализаторды қолданатын процестердің ішінен "Эльф Акитен" Франция) және "Air Liquide Global e&Solutions Germany GmbH" (ГФР) фирмалары әзірлеген "Сульфрин" процесі кеңінен қолданылады. Бұл процесте Клаус реакциясы қатты катализаторда (алюминий оксиді) 125-150 °C температурада жүреді. Мұндай төмен жұмыс температурасында термодинамикалық тепе-теңдік Клаус процесінің қалыпты жағдайына қарағанда қолайлы. Алынған күкірт катализаторда сұйық күйінде адсорбцияланған күйінде қалады, осылайша реакция тепе-теңдігін H2S және SO2-нің күкіртке толық конверсиясына ауыстырады.

"Сульфрин" процесінің технологиялық схемасы 3.49-суретте көрсетілген. Қондырғы адсорбциялық тізбек түрі бойынша екі-үш реактордан тұрады.

3.53-сурет. "Сульфрин" процесінің технологиялық схемасы

Температурасы 400 - 410 К (673 – 683 °С) Клаусты төменнен жоғарыға орнатқаннан кейін конденсатордан бөлінетін газ параллель жұмыс істейтін екі конвертерге (1, 2) кіреді, олардың әрқайсысында екі қабат алюмооксидті катализаторлар бар. Төменгі жағынан бірінші қорғаныс қабаты - технологиялық газдағы оттегін байланыстыру үшін g-Al2O3 темір сульфатына малынған (мысалы, "Рон-Пуленк" фирмасының am маркалы катализаторы). Am катализаторын реактордағы катализатордың жалпы көлемінің 30 % мөлшерінде пайдалану ұсынылады. Екінші негізгі қабат ретінде белсендірілген алюминий оксидінің катализаторы қызмет етеді (мысалы, А2-5 маркасы).

Реакторлардағы температура күкірттің шық нүктесінің температурасынан төмен болғандықтан, бөлінетін газбен бірге келетін және Клаус реакциясы арқылы түзілетін күкірт булары катализатордың кеуектеріне адсорбцияланып, оны дезактивациялайды. Қалдық газ ағынынан катализатор арқылы барлық күкірт жойылатындықтан, Клаус реакциясының тепе-теңдігі H2S және SO2 күкіртке толық конверсиясына қарай жылжиды.

Тазартылған қалдық газ әбден жанатын пешке түседі, онда SO2 түзей отырып, газ ағынындағы барлық күкірт қосылыстары (H2S, COS, CS2), күкірт тұманы және булар жанып кетеді. Олардың күкіртке шаққандағы концентрациясы, әдетте, айналымның 0,1 - 0,2 % құрайды ((1000 - 2000 ppm). Тазартылған қалдық газдың бір бөлігі газ үрлегішпен (5) жылыту пешіне (4) жіберіледі, онда отынның жану түтін газдарымен жанама жанасу есебінен 330 – 350 °С дейін қызады және осындай температурамен жоғарыдан төмен қарай регенерация (күкіртті десорбциялау) және салқындату сатысындағы үшінші реакторға (3) түседі. Регенерация газдары бу түрінде шығарылады және конденсаторға жіберіледі (6), онда күкірт буы конденсацияланады.

Күкірт сұйық күйінде су тығыздағышы арқылы сақтау ыдысына құйылады, ал температурасы 127 °С газ үрлегіштің сорғысына түседі (5). Құбыраралық кеңістікте конденсатор 0,4 МПа қысыммен су буын алады. Егер жеткілікті үлкен реакторлар болса, процесті үздіксіз деп санауға болады, өйткені бұл жағдайда адсорберлерді катализ және адсорбция сатысынан регенерация сатысына ауыстыру күніне бір рет жүзеге асырылады. Реакторларды ауыстыру үшін бағдарламалық құрылғысы бар арнайы пневматикалық арматура қолданылады.

Регенерация газына десорбция кезеңінің соңында алюминий сульфатын қалпына келтіру мақсатында бастапқы қышқыл газ (шамамен 5 % H2S регенерация газына дейін) араласады. Күкірттің жоғалуын болдырмау үшін бұл газ адсорбция сатысында жұмыс істейтін реактор арқылы шығарылады.

Десорбциядан кейін реактор салқындату цикліне ауысады. Катализаторды салқындату регенерация газының адсорбері арқылы 4-ші қыздыру пешін айналып өту арқылы жүзеге асырылады. Катализаторды тереңірек салқындату және осылайша қазіргі заманғы қондырғылардағы күкірттің жоғалуын азайту үшін конденсаторларда 0,2 МПа дейінгі қысыммен бу алуды жөн көреді. Бұл бу көбінесе технологиялық қолдануды таппайды, сондықтан конденсациядан кейін конденсатор барабанына қайта оралады. Бұл шешімнің кемшілігі-процесте пайда болатын будың бір бөлігін жоғалту, ал артықшылығы-атмосфераға SO2 шығарындыларын азайту.

Осы процестен кейін бөлінетін газдағы H2S және SO2 концентрациясы массаның 0,20-0,25 % құрайды.

Француз мұнай институты әзірлеген "Клаусполь 1500" процесі қалдық газдарды құрамында еріген катализатор (калий немесе натрий бензоаты) бар полиэтиленгликольдің циркуляциялық ағынымен саптама бағанында күкірттің балқу температурасынан жоғары температурада өңдеуге негізделген – 125 – 130 °С. Процесте түзілген күкірт еріткіштен балқытылған күйінде бөлінеді. Процесс өңделген газда H2S: SO2 қатынасын 2:1-ге тең ұстауды талап етеді; COS және CS2 өзгеріссіз қалады.

Күкіртсутек пен күкірт диоксидінің конверсия дәрежесі 80%-ға жетеді, бұл күкіртті алудың 98,5 %-ға дейінгі жалпы тереңдігіне сәйкес келеді. Күйгеннен кейін газдардағы SO2 мөлшері массаның 0,15 % құрайды.

Сульфрин процесінің тиімділігін арттыру бірнеше бағытта мүмкін:

сульфринді орнатпас бұрын күкіртті органикалық қосылыстарды гидрлеу арқылы;

Клаус пешіне берілетін қышқыл газ/ауа ағындарының арақатынасын нәзік реттеу (реттеу дәлдігі - ± 0,5% кем емес);

адсорбция режимін оңтайландыру және тазарту кезінде неғұрлым белсенді катализаторларды қолдану.

Клаустың қалдық газдарын тазартудың тотығу әдістерінің негізі күкірт қосылыстарын күкірт диоксидіне дейін жағу және оны кейіннен алу және күкіртке немесе басқа химиялық өнімге айналдыру болып табылады. Осы процестердің ішінен "Уэллман-Лорд" ("Уэллман-Лорд" фирмасы, АҚШ) процесі әлемдік тәжірибеде кеңінен таралды.

Процестің мәні күкірт қосылыстарын күкірт диоксидіне дейін күйдіру, содан кейін оны натрий сульфитінің ерітіндісімен сіңіру болып табылады. Содан кейін пайда болған бисульфит қалпына келеді. Конденсатордағы су бөлінгеннен кейін концентрацияланған күкірт ангидриді Клаусты орнату үшін қайта өңделеді. Күкіртті алудың жалпы дәрежесі 99,9-99,95 % құрайды.

Тотықсыздану процестері барлық күкірт қосылыстарының күкіртсутекке каталитикалық тотықсыздануына негізделген және негізінен оны алу және кейінгі өңдеу әдістерімен ерекшеленеді.

Осы типтегі процестердің ішінде Shell Development (Нидерланды) әзірлеген Scot (Shell clausoffgastreating бастапқы әріптері) процесі ең көп таралды (3.50-сурет). Клаус қондырғысының бөлінетін газдары метанның толық емес жану өнімдерімен (H2+CO) араласады және температурасы 300 °C алюмокобальтмолибден катализаторымен толтырылған гидрлеу реакторына түседі. Гидрлеу өнімдері кәдеге жарату қазандығында, содан кейін конденсациялық су бір уақытта бөлінетін "Квенч" бағанында салқындатылады. Әрі қарай, сіңіру бөлімінде аминдердің көмегімен селективті сіңіру әдісімен газдардан H2S алынады, ол Клаусты орнатуға қайта өңделеді (3.55-сурет).

3.54-сурет. SCOT процесінің технологиялық схемасы

Тазартылған IV газда 0,001-0,050 % күкіртсутек қалады, бұл H2S 99,8–99,9 % өндірудің жалпы дәрежесіне сәйкес келеді. Диизопропаноламин, MДЭA және басқа аминдер абсорбент ретінде қолданылады.

Скотт немесе Сульфринді таңдағанда, қазіргі уақытта Клаустың қалдықты газдарды тазартудың көптеген процестері әзірленгенін және өнеркәсіпте қолданылатынын ескеру қажет. Клаус қондырғыларының барлық өндірістерден келетін зиянды шығарындылардың жалпы көлеміне қосқан үлесі әрқашан басым бола бермейді. Мысалы, коммерциялық құрылымдардан СО2 шығарындылары Клаус қондырғыларына сәйкес келуі немесе одан да көп болуы мүмкін. Тазарту процесін таңдау туралы шешім барлық көздерден шығарындылар көлемін ескере отырып қабылдануы керек.

SCOT процесі үшін күкіртті алудың кепілдендірілген деңгейі 99,8 % құрайды, ал іс жүзінде жақсы ұйымдастырылған сульфрин процесі 99,4 % құрайды.

Осылайша, SCOTT процесі Сульфринге балама бола алады, егер Клаусты орнату зиянды шығарындылардың жалғыз көзі болса және/немесе табиғатты қорғаудың қатаң шектеулері бар тығыз қоныстанған аймақта болса.

Клаус қондырғыларында түзілетін күкіртте еріген күкіртсутек, сондай-ақ сутегі полисульфиді бар. Сақтау және тасымалдау кезінде олар осындай күкірттің жарылғыштығына байланысты бөлінуі мүмкін. Сонымен қатар, құрамында газ бар күкірттің коррозиялық белсенділігі жоғарылайды. Бұл қасиеттер күкіртті газсыздандыруды қажет етеді.

Газсыздандыру технологиялары үнемі дамып келеді, өйткені бүгінгі күні олардың ешқайсысы элементтік күкірттің техникалық шарттарын толық қанағаттандырмайды. Технологияны дамытудың негізгі бағыттары-күкірт сапасын нашарлататын аммиак катализаторынан бас тарту және газсыздандыру уақытын қысқарту. Ең жақсы Shell и D'GAASS технологиялары күкірттегі күкіртсутектің қалдық құрамына 10 ppm артық емес қол жеткізуге мүмкіндік береді. Күкірт арқылы ауаны көпіршіктеу арқылы газсыздандыруды жүргізу оңтайлы, бұл жағдайда Клаустың реакциясы бойынша қосымша күкірт мөлшері де пайда болуы мүмкін (Amoco, Hyspec, D'GAASS процестері). Көптеген дамыған процестерге қарамастан, SNE(a)P, Shell, Exxon, D'GAASS технологиялары өнеркәсіптік енгізуге жеткізілді.

3.6.2.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

3.21-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған газ техникалық күкірт өндіру технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

3.21-кесте. Газды техникалық күкірт өндіру технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	24,2	30,3
2	Жылу энергиясын үлестік тұтыну (бу)	т/т	0,15	0,18
3	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/ч	0,017	0,026
4	Отынды үлестік тұтыну	т/т	18,5	20
5	Салқындатқыш су	м3/т	7,9	53,9

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссиялардың көздері сепаратор, сорғы (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), кәдеге жарату қазандығы, жылыту пеші, күйдіру пештері болып табылады-шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген, алау қондырғысы – шығарындылардың сипаттамалары 3.11-бөлімде келтірілген. Инсинераторлардан маркерлік ластағыш заттардың шығарындылары 3.22-кестеде келтірілген.

Р/с №	Шығарындыларды ластағыш заттың атауы		Шығарындылардағы МЗВ минималды шоғырлануы, (мг/Нм3)	Шығарындылардағы МЗВ максималды шоғырлануы, (мг/Нм3)	МГД саласы бойынша МЗВ медианалық шоғырлануы, (мг/Нм3)
1	2		3	4	5
1	Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Тұншықтырғыш газ)	CO	14,832	8976	3721,945
2	Азот оксидтері	NOx	4,875	446,25	134,053
3	Күкірт диоксиді (Күкірт ангидриді, Күкірт газы,	SO2	289,7	10814	4156,305
4	Күкірт (IV) оксиді)	CH4	109,48	270,56	171,2

Сарқынды сулар төгінділері

Қондырғылардан сарқынды суларды ағызу оларды үздіксіз үрлеу кезінде кәдеге жарату қазандықтарындағы сарқынды сулар болып табылады.

Технологиялық процестің қалдықтары

Қалдықтардың пайда болуы күкірт блоктарына сұйық күкіртті құю, күкіртті балқыту және сүзу, күкіртті сақтау цистерналарын тазарту, түйіршіктеу процесі және т.б. төменде келтірілген:

Р/с №	Қалдықтың атауы	Қалдық коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері
1	2	3	4	5
1	Ластанған күкірт	05 07 02	0,000000028	0,000208313

3.7. Төменгі температурада конденсациялау және газды фракциялау

Төменгі температурада конденсациялау қондырғылары (ТТКҚ) белгілі бір қысымда газ конденсатының жекелеген компоненттерінің немесе олардың фракцияларының дәйекті конденсациясымен жүретін табиғи және ілеспе мұнай газының изобарлық салқындату процесіне негізделген. Төменгі температурада конденсациялау әдісімен көмірсутекті газдарды бөлу газдардан алынатын компоненттердің конденсациясымен сүйемелденетін тұрақты қысым кезінде сыртқы суықпен берілген температураға дейін салқындату, содан кейін газ және сұйық фазалардың сепараторларында бөлу жолымен жүзеге асырылады (3.56-сурет).

ТTK технологиясы кез-келген климаттық аймаққа жарамды, газда көмірсутекті емес компоненттердің болуына мүмкіндік береді, конденсатты алу дәрежесін 97 %-ға дейін қамтамасыз етеді, сонымен қатар табиғи газды тасымалдау кезінде ылғал мен ауыр көмірсутектердің жоғалуын болдырмайтын шық нүктесінің температурасын қамтамасыз етеді.

ТТК қондырғысының артықшылығы-күрделі және пайдалану шығындарының төмендігі( қысымның еркін айырмашылығы болған кезде), кемшілігі-арық газдардан конденсат түзетін компоненттерді алудың төмен дәрежелері, қабат қоспасының құрамын жеңілдету арқылы пайдалану процесінде тиімділіктің үздіксіз төмендеуі, дроссель әсерінің сарқылу кезеңінде түбегейлі қайта құру қажеттілігі.

ТТК тиімділігін арттыру үшін ағындағы сорбция (тұрақты конденсат немесе басқа көмірсутек сұйықтықтарының газ ағынына инъекция) және бөлінген газдың қарсы ағымдық сіңірілуі қолданылады. Төменгі температурада конденсациялау процесінде сығылған газ арнайы салқындатқыштармен (пропан, аммиак, азот, көмірқышқыл газы) төмен температураға дейін салқындатылады, нәтижесінде газдың едәуір бөлігі конденсацияланады. Бастапқы газдың құрамына кіретін барлық көмірсутектері бар көмірсутек конденсаты сепараторда бөлініп, содан кейін деэтанизатор – ректификациялық колоннаға беріледі. Жасанды сыртқы суық әдісті қолдану жыл мезгіліне және қысымның төмендеуіне қарамастан тұрақты шық нүктесін сақтауға, сондай-ақ ауыр көмірсутектерді тереңірек алуға мүмкіндік береді. ТТКҚ қолдану мыналарды көздейді: - кіріс газ сепараторында газды бастапқы бөлу және сұйық тығындарды ұстау; - сыртқы салқындату көзі есебінен жылу алмастырғышта газдың кіріс ағынын салқындату – төменгі температурада газ сепараторында салқындатылған газды кейіннен бөлу.

1,2, 3, 4 – жылу алмастырғыштар; 5, 8 – пропан тоңазытқыштары; 6 – сепаратор;

7 – деэтанизатор; 9 – деэтанизатордың рефлюкс сыйымдылығы; 10 – сорғы; 11 – қайнатқыш. Ағындар: I – бастапқы газ; II – құрғақ газ; III – конденсацияланбаған газ;

IV – этанизацияланбаған бензинн

3.55-сурет. Төмен температуралы конденсация қондырғысының схемасы

ТТКҚ артықшылықтары: – сыртқы тоңазытқыш циклінің қуатын реттеу арқылы тұрақты шық нүктесі (ұңғымадағы газ қысымы төмендеген кезде де); – газды салқындату кезінде төмен температураны ұстап тұру мүмкіндігі, осы қосымша сұйық өнімдерді алу; - колонналардағы конденсатты тұрақтандыру алаутағы шығындарды едәуір азайтады.

Бұл жағдайда ректификация әдетте сұйық фазадан еріген газдардың қалдық мөлшерін бөлуге арналған.

ТТК схемасының бір түрі – төменгі температурада конденсациялау және ректификациялау процесі (ТТКҚ).

Технологиялық схемаға байланысты ТТР қондырғыларының ректификациялық колонналары ректификациялық-буландырғыш және конденсациялық-буландырғыш болып бөлінеді (3.57-сурет).

а – ректификациялық-булау бағанымен;

б – конденсациялық-бу колоннасымен

3.56-сурет. ТТКР қондырғыларының технологиялық схемалары

ТТКР процесінің ерекшелігі – конденсацияланған көмірсутектерді алдын-ала бөлудің болмауы. Тоңазытқышта салқындатылған екі фазалы ағын (а-3; б-7) ректификациялық-булау (а-2)/конденсациялық-булау бағанының (б-6) ортасына беріледі. Осылайша, шикізат газының бүкіл ағыны бағанда этанизациядан өтеді, оның жоғарғы температурасы этанды алудың берілген дәрежесі үшін ТTK схемасы бойынша деметанизаторға қарағанда төмен болуы керек. С3 + мақсатты компоненттерін алу дәрежесі 99,5 %-ға жетеді.

ТТКР схемаларында суықты өндіру үшін тиімділігі жоғары заманауи турбодетандерлік агрегаттар, тиімділігі жоғары жаңа жылу алмастырғыштар (пластиналы, қалқымалы өзегі бар бұралған түтіктері бар қаптама-құбырлы) және төмен температуралы суықтың жоғалуын болдырмайтын жылу оқшаулағыш материалдар (көбікті резеңке және т.б.) қолданылады. ТТКР технологиялық схемаларында қосымша суық көзі жоқ (Тоңазытқыш машиналар, пропан-тоңазытқыш қондырғылар), бұл ТТКР процесін басқа әдістермен салыстырғанда, тіпті бастапқы газдың төмен қысымымен және оның құрамының кең өзгеруімен қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

3.7.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

3.23-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған төмен температуралы конденсация технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

3.23-кесте. Төменгі температурада конденсациялау технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	12	153,3
2	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/т	8,8	28,5
3	Отынды үлестік тұтыну	т/т	3,3	4,3
4	Салқындатқыш су	м3/т	7,9	53

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссия көздері сепаратор, жылу алмастырғыш, өшіру-реттеу арматурасы және фланецті қосылыстар болып табылады (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды).

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.8. Шикі/тауарлық мұнай, газ және суды есепке алу және өлшеу

3.8.1. Қабылдау-тапсыру пункті

Ағындағы мұнайдың саны мен сапасын есепке алуды қамтамасыз ету үшін магистральдық мұнай құбырларында есепке алу тораптары орнатылады. Коммерциялық тораптар мұнай есебін бухгалтерлік есеп операциялары үшін қажетті дәлдікпен жүзеге асырады. Жедел тораптар технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесінің жедел мақсаттары мен міндеттері үшін қажетті дәлдікпен есепке алуды жүзеге асырады және коммерциялық есепке алу үшін резервтік нүктелер болуы мүмкін.

Орындалатын функцияларға байланысты бұл түйіндер бөлінеді:

коммерциялық – магистральдық мұнай құбырларын жүйеге қабылдау, МӨЗ тапсыру, экспортқа шығару, теңіз және өзен көлігіне құю, теміржол және автоцистерналарға құю кезінде мұнайдың саны мен сапасының көрсеткіштерін өлшеуге арналған.

жедел – мұнай қозғалысын жедел бақылауға арналған және коммерциялық жүйелер үшін резервтік құралдар болуы мүмкін.

Мұнайды қабылдау-тапсыру кезінде қабылдау-тапсыру пунктін жүзеге асырады:

диспетчерлік және тауар-көлік қызметтеріне ақпарат бере отырып, қабылданатын, айдалатын, қолда бар және тапсырылатын мұнай мөлшерін тәулік бойы есепке алу;

мұнай саны мен сапа көрсеткіштерін өлшеу жүйесінің резервуарлары мен мұнай құбырларынан сынама алу, мұнайды сынау, төрелік сынамаларды сақтау;

мұнай қабылдау-тапсыру актілерін, сапа паспорттарын ресімдеу, есептер жасау және оларды тауар-көлік қызметтеріне беру;

тараптардың жауапкершілік аймағы шегінде мұнайды тасымалдаудың технологиялық схемасын бақылау;

айдалатын мұнай параметрлерін бақылау;

пайдалану процесінде тексеру аралық аралықта өлшеу құралдарының метрологиялық Сипаттамаларын бақылау;

өлшеу құралдарына қол жеткізуді бақылау және олардың метрологиялық Сипаттамаларын өзгерту.

ПСП типтік құрылымдық схемасы 3.58-суретте көрсетілген.

Мұнайды есепке алуды шығын өлшегіштер – турбиналық шығын түрлендіргіштері, геликоидты типтегі көп тұтқыр турбиналық турбиналар, көлемді есептегіштер, жаппай ағын түрлендіргіштері, ультрадыбыстық ағын түрлендіргіштері және т.б.

3.8.2. Шикі/тауарлық мұнайды есепке алу торабы

Есепке алу торабы – қолданыстағы нормативтік құжаттаманың талаптарына сәйкес мұнай-газ кәсіпорындарындағы энергия ресурстарының шығынын, сапа көрсеткіштерін және санын автоматтандырылған өлшеуге арналған мұнайды (мұнай өнімдерін, шикі мұнайды) есепке алудың автоматтандырылған жүйесі. Тауарлық мұнай массасын магистральдық мұнай құбырларына айдау кезінде автоматты өлшеу жеңіл фракциялардың шығындарын азайтуды және пайдалану шығындарын азайтуды қамтамасыз етеді.

Мұнай есептеу торабының мақсатына байланысты олардың орналасуының бірнеше нұсқалары бар. Мұнайды жедел есепке алу үшін ең қарапайым нұсқа (бір өлшеу сызығымен және резервтеусіз) қолданылады, бірақ бұл опция жақында аз қолданыла бастады.

МЕТ құрамына әртүрлі жабдықтар мен өлшеу құралдары кіреді: бекіту арматурасы, сүзгілер, реактивті ұшақтар, температура, қысым, тығыздық, ылғалдылық датчиктері, сонымен қатар есептегіштерді тексеруге арналған құбыр поршенді қондырғы кіруі мүмкін.

3.8.3. Газды есепке алу торабы

Есепке алу торабы – газ мөлшерін есепке алуды, сондай-ақ оның параметрлерін бақылауды және тіркеуді қамтамасыз ететін өлшеу құралдары мен құрылғыларының жиынтығы. Газ шығынын өлшеу тораптары газ тарату станцияларының, газ өлшеу станцияларының, компрессорлық станциялардың технологиялық жабдықтарының құрамына кіреді. Газды есепке алу қондырғысы-қысымды, температураны және газ ағынын өлшейтін жүйелерді қамтиды.

Газды есепке алу торабы газ тарату станциясының кіреберісінде де, шығысында да орналасуы мүмкін. өлшенетін параметрлердің өзгеру диапазонына, газ тарату станциясының жұмыс режиміне, техникалық-экономикалық орындылығына байланысты.

Газ тарату станциясының шығысында есепке алу торабы орналасқан кезде газды есепке алу әрбір шығыс газ құбыры бойынша жеке жүргізілуі тиіс. Газдың шағын шығыстары желісі болған кезде есепке алу торабы шағын шығыстар үшін өлшеу құбырын көздеуге тиіс.

Өлшеу құралдарының көмегімен есепке алу торабында: жұмыс уақыты; жұмыс және стандартты жағдайларда газдың шығыны мен мөлшері; газдың орташа сағаттық және орташа тәуліктік температурасы; газдың орташа сағаттық және орташа тәуліктік қысымы айқындалуы тиіс.

Газды тұтынушы мен өнім берушінің есепке алу тораптары бойынша жүзеге асырылатын газ мөлшерін өлшеу және есепке алу белгіленген тәртіппен аттестатталған өлшемдерді орындау әдістемелері бойынша жүргізіледі.

Газ мөлшерін анықтау қалыпты жағдайлар үшін жүргізілуі керек. Газды жеткізуші мен тұтынушының келісімі бойынша газ мөлшерін анықтау температура немесе температура мен қысым бойынша автоматты түрде түзетілетін құралдармен жүргізілуі мүмкін. Есепке алу торабында газдың барлық өлшенетін параметрлерін қағаз жеткізгіштерде тіркеу көзделуге тиіс.

Газ тарату станциясының газды коммерциялық есепке алу торабындағы газдың сандық көрсеткіштерін өлшеу және есептеу нәтижелері газ жеткізуші мен тұтынушы арасындағы өзара есеп айырысу үшін қабылданады.

3.8.4. Газдың мөлшері мен параметрлерін өлшеу жүйесі

Газдың мөлшері мен параметрлерін өлшеу жүйесі (ГСӨЖ) – көлемдік және массалық ағын, қысым, бос мұнай газының температурасы сияқты көрсеткіштер бойынша ақпарат беретін өлшеу құралдарының кешені. Жүйе бір немесе бірнеше құбырларда жұмыс істей алады. ГСӨЖ санаты мен класына байланысты шығын өлшегіштердің әртүрлі түрлерін қолдануға болады: құйынды, турбиналық, ультрадыбыстық және электромагниттік, сондай-ақ стандартты тарылту құрылғыларына негізделген шығын өлшегіштер.

ГСӨЖ типтік құрамы:

сүзгі блогы (СБ);

өлшеу сызықтары блогы (ӨСБ);

сапа параметрлерін анықтау блогы, құрамында: сынама алу жүйесі, су және көмірсутектер бойынша шық нүктесінің анализаторлары, хроматографтар, оттегі құрамының анализаторы және тығыздық өлшегіш;

қысымды реттеу түйіні (ҚРТ);

ақпаратты жинау, өңдеу және басқару (АӨЖ) және АРМ-оператор жүйесі;

тіршілікті қамтамасыз ету элементтерін басқару жүйесі.

3.8.5. Шикі мұнайдың саны мен сапа көрсеткіштерін өлшеу жүйесі

Мұнай (шикі және тауарлық) және мұнай өнімдерінің саны мен параметрлерін өлшеу жүйесі (МСӨЖ) өлшеу-есептеу жүйесінен және метрологиялық жабдықтан тұрады. МСӨЖ жеңілдетілген технологиялық схемасы 3.58-суретте көрсетілген.

3.58-сурет. МСӨЖ технологиялық схемасы

МСӨЖ технологиялық схемасында келесі негізгі блоктарды қамтиды:

өлшеу желілерінің блогы (мұнай мөлшерін - мұнай массасын тікелей өлшеуге арналған);

сүзгі блогы (мұнайды тазартуға арналған);

мұнай сапасын бақылау блогы (ағындағы мұнай сапасының параметрлерін алуға арналған. Ол үшін мұнай сапасының сарқынды анализаторлары қолданылады);

ақпаратты өңдеу жүйесі;

тексеру қондырғысы;

қысым мен сарқынды реттеу торабы.

Әр блокта (сүзгі блогынан басқа) келесі параметрлер міндетті түрде бақыланады: температура мен қысым. Бұл параметрлер өлшеу нәтижесіне айтарлықтай әсер етеді. Температура мен қысым тығыздық пен көлемді бірдей өлшеу жағдайларына немесе қалыпты жағдайларға келтіру үшін қажет.

3.8.6. Судың мөлшері мен сапасының көрсеткіштерін өлшеу жүйесі

СМӨЖ суының саны мен сапасының көрсеткіштерін өлшеу жүйесі айдалатын қабат суының мөлшері мен физикалық көрсеткіштерін өлшеу арқылы суды автоматты түрде коммерциялық есепке алуға арналған.

Сындарлы СМӨЖ мыналардан тұрады:

1) өлшеу сызықтарының блоктары (ӨСБ). ӨСБ құрамына жұмыс өлшеу желілері кіреді: резервтік және бақылау.

Әрбір өлшеу сызығында: электр жетегі немесе қол шар клапандары, су шығынын өлшегіш.

1) бастапқы түрлендіргіштермен өлшенетін айдалатын судың сандық және физикалық көрсеткіштері туралы ақпаратты жинау, өңдеу, есептеу және көрсету функциясын қамтамасыз ететін, ақпаратты өңдеу жүйелері (АӨЖ).

3.8.6.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

3.24-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған шикі / тауарлық мұнайды, газды және суды есепке алу және өлшеу сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	1,6	253,4
2	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/т	0,0015	0,2
3	Отынды үлестік тұтыну (газ)	м3/т	0,12	11,4

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссиялардың көздері бітеу-реттеуші арматураның және фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды) саңылаулары болып табылады.

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың түзілуі көзделмейді.

3.9. Қабаттық қысымды ұстап тұру

Мұнай кен орындарына сыртқы әсер етудің негізгі міндеттері қабаттық қысымды ұстап тұру болып табылады, және де маңыздысы - мұнайдың түпкілікті шығымдылығын арттыру. Мұнайдың түпкілікті қайтарымы ұлғайған жағдайда, әсер ету әдістері басқаша болуы мүмкін және олар көбінесе игерудің соңғы сатысында тұрған таусылған кен орындарында қолданылады, дегенмен қабат қысымы бастапқы деңгейде қалуы немесе одан асып кетуі мүмкін. Көбінесе экспозиция әдістері екі мақсатты да көздейді, яғни қабаттық қысымды ұстап тұру және мұнай берудің соңғы коэффициентін арттыру. Мұнай кен орындарына әсер ету әдістерін қолдану ауқымы өте үлкен. Мұнайдың көп бөлігі әсер ету әдістеріне ұшыраған қабаттардан алынады. Олардың ішінде су қабатына айдау арқылы қабаттық қысымды ұстап тұру басым әдіс болып қала береді.

Қабаттық қысымды ұстап тұрудың келесі негізгі әдістерін ажыратуға болады:

I. Қабаттық қысымды су қабатына айдау арқылы сақтау, оған мыналар жатады:

1. Контур сыртындағы су тасқыны.

2. Контур аймағындағы су тасқыны.

3. Контурішілік су тасқыны.

II. Газ айдау қысымын ұстап тұру:

1. Ауа айдау.

2. Құрғақ газ айдау.

3. Байытылған газ айдау.

4. Сыни параметрлерге жақын параметрлерде газ айдау.

Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

3.25-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған төмен температуралы конденсация технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

3.25-кесте. Төмен температуралы конденсация технологиясы кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	0,51	483,3
2	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/т	0,007	0,92
3	Айналмалы су	м3/т	0,20	0,43

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссия көздері көзделмейді.

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.9.1. Қабатқа су айдау

Қабатқа су айдау – мұнай кен орындарын игерудің ең көп қолданылатын әдісі. Бұл әдіс мұнай ұңғымаларының жоғары ағымдық шығынын ұстап тұруға және нәтижесінде алынатын мұнай қорларын іріктеудің жоғары пайызына қол жеткізуге мүмкіндік береді.

Контур сыртында суландыру – 100-1000 м қашықтықта мұнайлылықтың сыртқы контурының артында орналасқан бірқатар айдау ұңғымаларына су айдалатын су тасқыны.

Контурдан тыс даму жүйесін қолдану су-мұнай контактісі қолжетімді қысым айырмашылықтарымен қозғалуы мүмкін болған кезде мүмкін болады.

Бұл жағдайда қабатқа әсер ету мұнайдың сыртқы контурының артында орналасқан айдау ұңғымалары жүйесі арқылы жүзеге асырылады.

Бұл жағдайда судың алдыңғы жағы шетінен ортасына қарай басталады. Бірінші қатарда орналасқан пайдалану ұңғымаларын суландырғаннан кейін оларды айдау разрядына ауыстырады.

Айдау желісі құру үшін мұнай контурынан шамамен 300-800 м қашықтықта орналасқан: оған біркелкі әсер ету, суландыру тілдерінің пайда болуын және пайдалану ұңғымаларына судың жергілікті серпілістерін болдырмау. Контур сыртында суландыруды қолдану айдалатын судың ең аз шығарылуымен мұнайды іріктеу жылдамдығының барынша ұлғаюын қамтамасыз етуге мүмкіндік береді және қажетті дебитті қамтамасыз ету үшін судың аз жұмсалуымен бірге жүреді.

Контур жанындағы суландыру

Кен орнына әсер етуді жеделдетуге айдау ұңғымаларын мұнай контурына жақын немесе тіпті сыртқы және ішкі мұнай контурлары арасында орналастыру арқылы қол жеткізуге болады. Контур ішіндегі суландыру (3.60-сурет) қолданылады:

қабаттың сыртқы аймақпен гидродинамикалық байланысы нашарлаған кезде;

салыстырмалы түрде кішкентай кен орындарында;

пайдалану процесін күшейту үшін, өйткені айдау және іріктеу желілері арасындағы сүзу кедергісі олардың жақындасуына байланысты азаяды.

3.59-сурет. Контур жанындағы суландыру схемасы

Контур ішіндегі суландыру

Бұл жағдайда қабатқа әсер ету мұнай контурының ішінде қандай да бір схема бойынша орналасқан айдау ұңғымаларының жүйесі арқылы жүзеге асырылады. Бұл мұнай кен орнына әсер етудің анағұрлым қарқынды жүйесі, бұл қорларды өндіру мерзімін қысқартуға және мұнай өндіруді тез арттыруға мүмкіндік береді. Контурішілік су тасқынының бірнеше сорттары бар: шөгінділерді айдау ұңғымаларының сызықтарымен жолақтарға, сақиналарға кесу, бірнеше көлденең қатарлары бар орталық кесу қатарын құру және контур маңындағы су тасқынымен бірге. Айдау ұңғымаларының орналасу схемасын таңдау нақты геологиялық жағдайлармен, қорларды өндірудің экономикалық қолайлы мерзімдерімен және қажетті күрделі салымдардың мөлшерімен анықталады. Әдетте, айдау ұңғымаларының желілері коллекторлық қасиеттері жақсартылған және линзалар мен өткізгіш құмтастардың басым кеңеюіне перпендикуляр орналасқан, бұл айдау суының бітелуін жоюға немесе азайтуға және қабаттың әсермен қамтылуын арттыруға мүмкіндік береді.

Контур ішінде суландыру бірқатар сорттармен ұсынылған. Шөгінділерді айдау ұңғымаларының қатарларымен кесу кезінде қабаттарға су айдау шөгінділердің өзінде жеке жолақтарға, блоктарға немесе аудандарға кесу қатарлары немесе кесу сызықтары деп аталатын қатарларда орналасқан айдау ұңғымалары арқылы жүзеге асырылады (әдетте ені 4-5 км, ал әлсіз өткізгіш коллекторлар 3-3, 5 км) (3.60-сурет).

1 – айдау ұңғымалары; 2 – өндіру ұңғымалары; а) кен орнын кесумен; б) осьтік

3.60-сурет. Контур ішіндегі суландыру схемалары

Блокты суландыру

Блокты су тасқыны ірі, контурсыз кен орындарында, барлау ұңғымаларының мәліметтері бойынша, олардың орналасқан жерінде өнеркәсіптік мұнай деңгейі айқын болған кезде жөн (3.62-сурет). Бұл жағдайда кен орнын түпкілікті барлауға және мұнайлылық контурын анықтауға дейін кен орнының айдау ұңғымаларының қатарларын пайдалану ұңғымаларының дербес торлары бар жекелеген блоктарға кесу арқылы объектіні жедел пайдалануға беруге болады.

1 – ұңғыманың мұнай контуры; 2 – айдағыштар; 3 – өндіру

3.61-сурет. Блокты суландырумен игеру жүйесі

Содан кейін әр блоктың ішінде қатарлар түрінде өндіруші ұңғымалар бұрғыланады, олардың саны мен тығыздығы блоктың ауданында гидродинамикалық және техникалық-экономикалық есептеулермен анықталады. Кен орнын түпкілікті барлау және контурлау кезінде бұрын пайдалануға берілген блоктар технологиялық тұрғыдан игерудің жалпы схемасына сәйкес келеді және онымен органикалық тұтастықты құрайды.

3.9.1.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссия көздері көзделмейді.

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді. Қабатқа айдалатын судағы ластағыш заттардың концентрациясы төмендегі кестеде келтірілген:

Р/с №	Ластағыш заттардың атауы	Минималды көрсеткіштер, мг/дм3	Максималды көрсеткіштер, мг/дм3
1	2	3	4
1	Қалқымалы заттар	0,74	150
2	Fe бойынша темір (хлорлы темірді қоса)	0,063	10,39
3	Мұнай өнімдері	0,0075	220
4	Күкіртсутек	3,89	380

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.9.2. Қабатқа газ айдау

Энергия тиімділігі тұрғысынан газ айдау арқылы қабаттық қысымды ұстап тұру суды қабатқа айдаумен салыстырғанда энергияны көп қажет ететін процесс болып табылады. Атап айтқанда, суды айдау кезінде мұнай көлемінің бірлігінесыстыруға газбенесыстыруға қарағанда энергия аз жұмсалады. Бұл жағдайдың негізгі себептері:

1. Суды айдау кезінде қажетті кенжар қысымы айдау ұңғымасының аузындағы су қысымымен де, ұңғымадағы су бағанының үлкен гидростатикалық қысымымен де жасалады. Тығыздығы судың тығыздығынан едәуір төмен газ айдау кезінде газ бағанының гидростатикалық қысымы аз болады (су бағанынан шамамен 7-15 есе аз). Сондықтан қажетті кенжар қысымын сағадағы қысымның жоғарылауына байланысты жасау керек (қысым қысымы), нәтижесінде газды қабатқа айдау үшін энергия шығындары артады.

2. Газды айдау кезінде оның үлкен сығылуына байланысты газдың қажетті көлемін алдымен кенжар қысымына дейін қысу керек, оған көп мөлшерде энергия жұмсалады. Ал суды айдау кезінде оның "қаттылығына" байланысты сығымдау энергиясы іс жүзінде нөлге тең болады.

Шөгіндіге газды қабаттың көтерілісі бойынша айдау әдісі.

Шөгінділердің тік құлауы және төмен өткізгіштігі бар шөгінділер үшін қолданылады (жарылған тақтатастар), бұл газды көтерілген кезде гравитациялық дренаж режиміне байланысты мұнайды тиімді ауыстыру процесінің пайда болуына әкеледі. Бұл ретте айдау бастапқы немесе қайталама газ қалпақшасына жүргізіледі. Төмен түсу бұрышы бар жоғары қуатты қабаттарда сығылған газ (төмен тығыздыққа байланысты) жоғарыдан шығады, бұл фазалардың гравитациялық бөлінуіне әкеледі. Өнімді қабаттың қуаты аз болған кезде газды айдау бірден бір кен орнындағы бірнеше ұңғымаларға жүргізілуі мүмкін, әсіресе егер алғашқы мұнай беру кезінде пайдалану еріген газ режимінде жүргізілсе; айдау рөліне ұңғымаларды таңдау әрқашан оларды орналастырудың қалыптасқан жүйесіне сүйене отырып жүргізіледі.

Газды қабаттың төменгі бөлігіне айдау әдісі. Тау жыныстарының едәуір тік өткізгіштігі жағдайында айдалатын газдың көші-қоны жоғары қарай бағытталатын болады, нәтижесінде мұнайдың кен орнының төменгі бөлігінеесысуымен бірге қайталама газ қалпақшасының қалыптасуы орын алады, ол жерден бұрғыланған ұңғымаларға ағып кетеді.

3.9.2.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссия көздері компрессорлар болып табылады. Шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Технологиялық процестің негізгі қалдықтарына қалдық майлар жатады. Шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген.

3.10. Резервуарлар паркі

3.10.1. Өнімді сақтау және тасымалдау

Резервуарлар әртүрлі пішіндегі және өлшемдегі стационарлық немесе жылжымалы ыдыстар деп аталады. Резервуарлар ең тұрақты құрылымдар болып табылады, олар көп мөлшерде сұйықтықта сақталады.

Пайдаланылатын атмосфералық резервуарлардың жалпы түрлері ашық үстіңгі резервуарлар (OTT), бекітілген шатырлы резервуарлар (FRT), сыртқы қалқымалы шатырлы резервуарлар (EFRT) немесе ішкі қалқымалы шатырлы резервуарлар (ifrt) болуы мүмкін. Өнімге байланысты тіпті жабық қалқымалы шатырлы резервуар (CFRT) таңдалуы мүмкін.

3.62-сурет қауіпсіздікті жақсартуға және өнімнің жоғалуын бақылауды жақсартуға баса назар аударатын осы тенденцияны көрсетеді. Өндірістік кәсіпорындар әдетте ашық үстіңгі резервуарларды немесе атмосфералық қысымда немесе одан сәл жоғары жұмыс істейтін бекітілген шатырлы резервуарларды пайдаланады.

3.62-сурет. Су резервуарларының эволюциясы

Бекітілген шатыры бар резервуарлар

Резервуар өнімнің бу оқшаулауын жақсартады және өрт ықтималдығын азайтады. Бұл резервуар әлі де сұйықтықтың бетін резервуардың бу кеңістігіне ұшыратады, бұл булану кезінде өнімнің айтарлықтай жоғалуына әкеледі. Бекітілген шатырлы резервуарлар әдетте цилиндр тәрізді және әдетте жердің үстінде орналасады. Бекітілген шатыры бар резервуар цилиндрлік болат қабықтан тұрады. Резервуардың шатыры конустық немесе күмбез тәрізді. Бұл резервуар сұйықтыққа да, газға да арналған. Резервуардың ішкі қысымда жұмыс істеуі үшін резервуардың жоғарғы жағында будың шығуына жол бермейтін клапан бар.

Қалқымалы шатыры бар резервуарлар

Қалқымалы шатыры бар резервуарлар әдетте өндірістік операцияларда пайдаланылмаса да, олар көбінесе сорғы станцияларында немесе терминалдарда қолданылады. Қалқымалы шатыры бар резервуарлар цилиндр тәрізді және жер үстінде орналасқан. Қалқымалы шатыры бар резервуарлар екі түрге бөлінеді: сыртқы қалқымалы шатыры бар резервуар және ішкі қалқымалы шатыры бар резервуар.

Қалқымалы шатыры бар резервуар – үстіңгі жағы ашық цилиндрлік болат қабық. Шатыр сұйықтықтың бетінде қалқып тұрады. Шатыр сұйықтық деңгейіне байланысты көтеріледі және төмендейді. Қалқымалы шатыр палуба мен арматурадан тұрады. Резервуар жұмыс функциялары үшін қолданылатын арматурамен жабдықталған.

Ішкі бекітілген шатыр бекітілген және өзгермелі шатырдан тұрады. Ішкі қалқымалы шатырды пайдаланатын бекітілген шатыры бар резервуарлар – бұл резервуардың ішіндегі тік бағандармен бекітілген шатыры бар резервуарлар. Оның тұрақты бекітілген шатыры және резервуарлардың ішінде қалқып тұратын шатыры бар, ол сұйықтық деңгейі жоғарылаған кезде көтеріледі және сұйықтық деңгейі төмендеген кезде төмендейді.

Көлденең бак

Көлденең резервуарлар жер үстінде және жер астында салынады. Бұл резервуарлар шыны талшықпен нығайтылған болат пен полиэфирден жасалған. Көлденең резервуарлар диаметрінен 5 есе аспайтын ұзындық есебінен құрастырылады. Бұл құрылымның тұрақтылығын сақтауға көмектеседі. Цистерна өлшеуіш люктермен, мойынмен, қысым-вакуумдық клапандармен жабдықталған. Резервуарларда коррозияны азайту үшін катодты қорғаныс бар.

Қысым багы

Жоғары қысымды резервуарлар жоғары қысымды сұйықтықтарды сақтау үшін қолданылады. Жоғары қысымды резервуарлар сфералық және цилиндр тәрізді болуы мүмкін. Сфералық құрылымдар тұрақты және берік құрылым болып табылады, өйткені резервуардың бетінде жүктеме біркелкі бөлінеді. Сфералық резервуарлар сонымен қатар вакуумды төгу және бақылау люктерімен жабдықталған. Сфералық резервуарлардың пішініне байланысты көлем бірлігіне шаққандағы бетінің ауданы кішірек. Демек, қоршаған ортадан жылу беру жылдамдығы аз, бұл сфералық резервуардың артықшылығы. Екінші жағынан, цилиндрлік қысымды ыдыстар сфералық резервуарлармен салыстырғанда төзімділігі төмен.

СТГ сақтауға арналған резервуар

СТГ сақтау цистернасы әр түрлі мұнай мен мұнай өнімдеріне емес, тек сұйытылған газды сақтау үшін қолданылады. Сақтау ыдысының бұл түрін талаптарға байланысты жер үстінде және жер астында салуға болады. СТГ сақтау цистерналары қос цилиндрлік дизайнға ие, онда ішкі цилиндрде СТГ бар, ал сыртқы цилиндрде СТГ-ны өте төмен температурада сақтауға мүмкіндік беретін оқшаулағыш материалдар бар.

Көмірсутектердің жеңіл фракцияларын ұстау қондырғысы

Көмірсутектердің жеңіл фракцияларын ұстау қондырғыларының мақсаты Мұнай көмірсутектерінің жеңіл фракцияларын барынша сақтау мақсатында газ толтырылған кеңістіктерден буларды жинау және сығымдау болып табылады. Бұл қондырғы қоршаған ортаның ластануына жақсы шешім ретінде қызмет етеді. Жеңіл фракцияларды ұстау қондырғысының қағидаттық схемасы 3.63-суретте көрсетілген.

1 – резервуар; 2 – қауіпсіздік клапаны; 3 – манифольд; 4 –қысым реттегіштерінің блогы; 5 – еңіс; 6 – сұйық қайтару сызығы скрубберден резервуарға көмірсутектер; 7 – байланыс желісі; 8 – жетек (қозғалтқыш); 9 – скруббер; 10 – жоғарғы деңгей шегінің реттегіші скруббердегі сұйықтықтар; 11 – компрессор; 12 – үш жақты ысырма; 13 – тексеру клапаны; 14 – шекті қысымды реттегіш 15 – газ жинау жүйесіне газ шығару желісі немесе сатуға арналған; 16 – газ есептегіш

3.63-сурет. ЖФҰ қондырғысын байлаудың қағидаттық схемасы

Жеңіл фракцияларды ұстау қондырғыларының компрессоры газ теңестіру жүйесінде немесе қондырғының сору магистралінде белгілі бір қысымға жеткенде қосылады. Компрессордың өнімділігін реттеу қысым датчигінің сигналы бойынша автоматты режимде жүреді. Егер жүйеде қысым жоғарыласа, онда компрессор жоғары жылдамдықта жұмыс режиміне ауысады және резервуарлардан көмірсутектердің жеңіл фракцияларын қарқынды түрде шығарады. Жүйеде қысым төмендеген кезде-компрессор төмен айналымдарда жұмыс режиміне өтеді. Қысым бағдарламаланған минималды мәнге дейін төмендегенде, компрессор өшеді. Егер қысым одан әрі төмендейтін болса, онда толтыру клапаны ашылады, нәтижесінде айдау құбырынан көмірсутектердің жеңіл фракциялары резервуарға толтыру құбыры арқылы түседі.

3.10.1.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

Өнімді сақтау кезінде энергия шығындары минималды болады. 3.26-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған өнімді тасымалдау сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

3.26-кесте. Өнімді тасымалдау сатысында энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	3,43⋅10-6	253,4
2	Жылу энергиясын үлестік тұтыну	Гкал/т	1,86⋅10-7-7	8,23⋅10-4

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссия көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), резервуарлардың саңылаулары болып табылады.

Р/с №	Шығарындыларды ластағыш заттың атауы	Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/м3	Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/м3	Ластағыш заттың медиандық концентрациясы, мг/м3
1	2	3	4	5
1	Алкандар C1-C5	1676,606	728900,2425	48662,20
2	Алкандар С6-С10	620,53	269488,5845	11342,0

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Негізгі қалдықтарға резервуарларды тазарту нәтижесінде пайда болатын мұнай шламдары жатады. Оның түзілу мөлшері мұнайдағы механикалық қоспалардың мөлшеріне тікелей байланысты.

Р/с №	Қалдықтың атауы	Қалдық коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең аз үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының ең жоғары үлестік көрсеткіштері
1	2	3	4	5
1	Резервуарларды тазалаудан мұнай шламы	05 01 03*	0,000169884	0,006219107

3.10.2. Құю ағызу жүйесі

Мұнай өнімдерін тасымалдаудағы маңызды кезеңдердің бірі оларды стационарлық сыйымдылықтардан жылжымалы (теміржол, автомобиль) цистерналарға; кеме-танкерлерге және кері тиеу болып табылады. Бұл Процесс өте көп уақытты қажет етеді және қоршаған ортаның ластану қаупімен байланысты.

Жүк айналымына байланысты мұнай өнімдері кәсіпшіліктен немесе жеке цистерналардан немесе тұтас маршруттардан жөнелтіледі. Мұнай өнімдері әртүрлі тұтқырлыққа, қатаю температурасына, булардың серпімділігіне және оларды бір-бірінен ажырататын басқа қасиеттерге ие. Сонымен қатар, кіретін мұнай өнімдері әртүрлі конструкциялары мен ағызу аспаптарының өлшемдері бар әртүрлі типтегі цистерналарда тасымалданады. Бұл факторлар дренажды ұйымдастыруды қиындатады және оны жүзеге асыру үшін әртүрлі әдістер мен құрылғыларды қолдану қажеттілігін анықтайды.

3.59-суретте тәжірибеде қолданылатын мұнай өнімдерін ағызудың әртүрлі схемалары келтірілген.

Сорғылармен ағызу. Мұнай өнімдерін сорғылармен айдау жоғарғы ағызу кезінде де, төменгі ағызу кезінде де қолданылады. Ол үшін темір жол бойында 7-ші сорғыш болат коллектор салынады (3.65, а-сурет), оған жоғарғы ағызу кезінде 4-ші икемді шлангілері бар 9-шы ағызу көтергіштері қосылған. Бұл шлангтар 1--ші цистерналарға ашық қақпақ люктері арқылы түседі. Төменгі ағызу үшін вагон-цистерналардың ағызу аспаптарына 7-ші коллектордан шығатын 8-ші икемді шлангілер қосылады. Іс жүзінде су төгетін көтергіштер орнатылады: бір типті цистерналар үшін 4-12 м, ал әр түрлі цистерналар үшін — 4 м. Қалыпты жұмысты қамтамасыз ету үшін су төгетін коммуникациялар толық герметикалыққа ие болуы керек.

Әдетте, сору коллекторының ортасынан 5-ші сорғы құбыры 6-шы сорғыға дейін созылады. Өздігінен сорбайтын орталықтан тепкіш сорғыларды қолданған кезде вакуумды сорғыны орнату қажет (жоғарғы ағызу кезінде) сору желісінде вакуум астындағы ағызу коммуникацияларының бос жерлері арқылы жұмыс кезінде түскен ауаны сору үшін. Ауаны сору су төгетін көтергіштердің ең жоғары нүктелерінен 2-ші құбырлармен су төгетін көтергіштерге қосылған 3-ші сору коллекторы арқылы жүргізіледі.

Жалғыз цистерналарды ағызу кезінде ағызу көтергішіндегі вакуум ағызу көтергіштеріне Орнатылатын қол сорғыларымен жасалады.

3.64, б-суретте 2-ші түсіру құбырының немесе икемді шлангтың соңында орнатылған 7-ші батпалы сорғылардың көмегімен жоғарғы ағызу схемасы келтірілген. Сорғы орнына жарылысқа төзімді электр қозғалтқышы бар жалпы тығыздалған қаптамада қоршалған. Сорғы агрегатын электр энергиясымен қоректендіру икемді брондалған кабель арқылы жүргізіледі.

а – сорғы көмегімен ағызу; б – батпалы сорғылар арқылы ағызу; в – сифонмен өздігінен ағызу; г – ашық өздігінен ағызу; д – қысыммен жоғарғы ағызу; е – қысыммен төменгі ағызу; ж – жабық өздігінен ағатын төменгі ағызу

3.64-сурет. Вагон-цистерналардан мұнай өнімдерін құю схемалары.

Бұл схема бойынша сорғы мұнай өнімін тікелей 1-ші цистернадан сорып алады және оны 2, 3, 4 және 5 құбырлар жүйесі арқылы 6-шы мұнай базасының резервуарларына айдайды.

Мұнай өнімдерін жоғарғы ағызу үшін эжекторларды қолдануға болады, олар суасты сорғылары сияқты вагон-цистернаның қазандығына түседі. Ынталандырушы – бұл резервуарлардан эжекторға арнайы сорғы арқылы берілетін сорылатын сұйықтық.

Сифонмен өздігінен ағызу (3.64-сурет, в). Резервуарлар вагон-цистернаға қатысты төменгі белгіде орналасқан кезде ағызу көтергіші сифон болады және оның көмегімен цистерналарды ағызуға болады. Сифонды ағызу кезіндегі коммуникациялар 3.59-суреттегі коммуникациялардан өзгеше болады, тек су төгетін желіде сорғының болмауы. Сифон қолмен немесе вакуумдық сорғымен зарядталады.

Ашық ауырлық ағызу (3.64-сурет, г). Ашық гравитациялық ағызу кезінде мұнай өнімдері вагон-цистерналардан 1 төгу аспаптары арқылы тасымалданатын науалар бойынша 2 темір жол бойында орналасқан 8 науаға құйылады. Науа бойымен мұнай өнімдері науаның ортасынан шығатын 4 бұрма құбырға, ал бұрма құбыр арқылы — ағызу резервуарына 5 ағызылады. Су төгетін резервуарлардан мұнай өнімдері мұнай базасының резервуарларына сорғылармен айдалады.

Егер ағызумен бір мезгілде ағызу резервуарынан мұнай өнімдерін айдау жүргізілсе, ағызу ("нөлдік") резервуарлардың сыйымдылығы маршруттың сыйымдылығына немесе оның сыйымдылығының 2/3 тең деп қабылданады.

Тұтқыр мұнай өнімдерін ағызу кезінде науалар диаметрі 25-50 мм бу құбырларынан жасалған, науаның түбіне төселетін жылытқыштармен жабдықталады немесе бу жейдесін құрайтын қос қабырғамен жасалады.

Қысыммен ағызу ағызу сортына байланысты сығылған ауаны, инертті газды немесе буды беру арқылы цистерна вагонында мұнай өнімінің бетінен жоғары қысым пайда болған кезде ағызуды жеделдету үшін қолданылады. Ол негізінен гравитациялық ағызу жүйелерінде қолданылады, бірақ оны мәжбүрлі ағызу жүйелерінде де қолдануға болады.

Қысыммен ағызу кезінде цистерна клапанының люгі қысылған ауа немесе бу берілетін коллектордан икемді шлангты жалғау үшін фитингтері бар арнайы қақпақпен герметикалық жабылады. Қақпақ орнатылған қысымнан асып кетпеу үшін манометрмен және сақтандырғыш клапанмен жабдықталады.

Қысыммен жоғарғы ағызу кезінде (3.64, д-сурет) мұнай өнімі 1-шланг бойынша 2-көтергішке көтеріледі және одан әрі 3 және 4-құбырлар арқылы 5-ші ағызу резервуарына түседі. Жоғарғы қысымды ағызу барлық мұнай өнімдерін ағызу үшін, сондай-ақ ақаулы ағызу құрылғысы бар цистерналар үшін қолданылуы мүмкін. Төменгі қысыммен ағызу (3.64, е-сурет) негізінен тұтқыр мұнай өнімдерін ағызу үшін қолданылады және вагон-цистерналарды түсірудің ең тиімді әдісі болып табылады. Бұл ағызу әдісімен мұнай өнімі жоғары тұтқырлықпен белгіленген мерзімде ағызылуы мүмкін, бұл цистернадағы қыздыру дәрежесін төмендетуге және көптеген жағдайларда оны толығымен болдырмауға мүмкіндік береді.

Төменгі қысыммен ағызуды жеңілдету үшін мұнай өнімдерін рельс аралық науаларға, әсіресе мұнай базасына бүкіл маршруттарды немесе цистерналар партияларын қабылдау кезінде ағызу қажет.

Рельс аралық науа 1 теміржол жолының симметрия осі бойымен орналастырылады және жерге көміледі; бұл жағдайда рельстер науаның қабырғаларына қойылады. Рельстердің астына төселген 2 бұру құбыры бойынша рельс аралық науадан алынған мұнай өнімі ағызу резервуарына ағызылады.

Жабық ауырлық ағызу (3.65-сурет, ж). 1 вагон-цистернаның 2 ағызу аспаптарына қажетті герметикалықты қамтамасыз ете отырып 3 рельс аралық науаның 4 ағызу аспаптары қосылады. Бүкіл су төгетін жүйе-1 және 3 су төгетін құрылғылар және 4 рельс аралық науа толығымен тығыздалған. Су төгетін құрылғыларды толығымен тығыздау бұл жүйені оңай буланатын немесе құнды сұйықтықтарды (мұнай мен майлау майларын) ағызу үшін пайдалануға мүмкіндік береді. Жеңіл буланатын сұйықтықтарды ағызу кезінде булардың көп мөлшері бөлінеді, олар 5 газды бұру құбыры арқылы арнайы жинақтағыштарға немесе резервуарларға шығарылады. Рельс аралық науалар цистерналар вагондарының ағызылатын маршрутының сыйымдылығымен тең дәрежеде орындалады. Рельс аралық науадан алынған сильтті сұйықтықтар 6 сорғыларымен 7-резервуарға айдалады.

Автоцистерналарға мұнай-газ қоспасын құю үшін әртүрлі типтегі көтергіштер қолданылады.

Автоцистерналарды құюға арналған көтергіштер жіктеледі:

қосылу әдісі бойынша цистерна (жоғарыдан немесе төменнен);

құю әдісі бойынша (герметикаланған немесе герметикаланбаған);

құю процесін автоматтандыру дәрежесі бойынша (автоматтандырылған немесе автоматтандырылмаған);

басқару түрі бойынша (механикаландырылған немесе қолмен басқарылатын).

Тығыздалған құю кезінде автоцистерналардың мойны арнайы қақпақпен жабылады, оған бу-ауа қоспасын босатылатын резервуарларға немесе жеңіл фракцияларды ұстау (ЖФҰ) қондырғысына бұру үшін шлангпен жалғанған келте құбыр кесіледі. Төмен ұшпа мұнай өнімдерін жөнелту кезінде герметикаланбаған құюды қолданған жөн.

Автоцистерналардың толып кетуін болдырмау үшін автоматтандыру құралдары қолданылады. Бұл жағдайда құю көтергіштері деңгей датчиктерімен немесе мұнай өнімдерінің берілген мөлшерін босатуға мүмкіндік беретін клапан-диспенсерлермен жабдықталады. Мұндай бақылау герметикалық құюдың міндетті шарты болып табылады. Қолмен және автоматтандырылған басқарумен бір және топтарға біріктірілген құю құрылғылары қолданылады. Арнайы ғимараттан – операторлық ғимараттан басқарылатын құю құрылғыларының тобы құю станциясын құрайды Автомобиль цистерналарына құюдың қағидаттық схемасы 3.65-суретте көрсетілген.

1 - құю көтергіші; 2 – есептегіш; 3 - клапан – диспенсер; 4 – сүзгі; 5 - сорғы.

3.65-сурет. Автоцистерналарға көмірсутектерді жоғарғы құю мысалы

Көмірсутек резервуарлардан 5 сорғымен алынады, 4-сүзгі, 3-диспенсер клапаны, 2-есептегіш және 1-көтергіш арқылы цистернаға түседі.

3.10.2.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға эмиссия көздері жоқ, өйткені қалыпты жұмысты қамтамасыз ету үшін су төгетін коммуникациялар толық герметикалыққа ие болуы керек. Герметикаланбаған құю кезінде өшіру-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың тығыздығы, сорғылар, құю көтергіші (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды) шығарындылардың көздері болып табылады.

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.11. Кәріз және тазарту қондырғылары (сарқынды суларды тазарту)

Мұнай-газ өндіру кәсіпорындарының аумақтарынан ағатын сарқынды сулар өздерінің қалыптасу шарттары бойынша үш түрге бөлінеді:

әр түрлі технологиялық процестерде суды пайдалану нәтижесінде пайда болатын өндірістік сарқынды сулар;

аумақта жиналатын қоспаларды жаңбыр, еріген және суармалы сумен жуу нәтижесінде пайда болатын атмосфералық (нөсерлі) сарқынды сулар (кәсіпорын аумағынан жерүсті ағыны);

кәсіпорын аумағында санитарлық тораптарды, душтарды, кір жуатын және асханаларды пайдалану кезінде пайда болатын шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар.

Әр түрлі кәсіпорындарда сарқынды сулардың пайда болу шарттары әр түрлі болуы мүмкін. Өнеркәсіптік кәсіпорындардың кәрізі, әдетте, толық бөлек жүйе бойынша жүзеге асырылады.

3.11.1. Процесс технологиясы

Мұнай-газ өндіру саласында тұрмыстық және өндірістік сарқынды суларды тазарту үшін мынадай әдістер қолданылады:

механикалық (тұндырғыштарды, сүзгілерді және центрифугаларды жиі қолдану) (3.2.1 бөлім);

физика-химиялық (флотация-көмірсутектердің көтергіштігін пайдалану және оларды бетінен жинау, коагуляция-мұнай өнімдерін байланыстыратын және оларды тұндыратын арнайы реагенттерді қосу; бұл әдістің ерекше жағдайы-бір жақты өткізгіштігі бар мембрананың артына ластағыш заттардың жоғары концентрациясы бар сыйымдылық орналастырылған кезде кері осмосты пайдалану және сарқынды сулардан тиісті заттарды жинау, адсорбция - ластануды белсенді сіңіретін заттарды қолдану) (3.4.1-бөлім);

биологиялық (органикалық ластағыш заттардың микроорганизмдермен тотығуына негізделген).

Механикалық тазарту сарқынды сулардан дөрекі (тамшылатып) күйдегі мұнай өнімдерін алуға мүмкіндік береді. Механикалық тазалау үшін пайдаланылатын тұндырғыштар, құмтастар, мұнай ұстағыштар, торлар және басқа да құрылғылар минералдық тектес (құм, жер) ілеспе ластанулардың негізгі массасын ұстауға, сондай-ақ олардың артында орнатылған құрылғылар мен құрылыстардың тозуынан және ластануынан қорғауға арналған.

Құрамында мұнай бар сарқынды суларды тазарту мынадай процестер арқылы жүзеге асырылады: мұнай тамшыларындағы брондау қабықшаларын бұзу, мұнай тамшыларының коалесценциясы және ішінара шоғырланған мұнай фазасы мен тұнбаны (механикалық қоспалар) шығару мақсатында араластыру, тұндыру, Центрифугалау және сүзу арқылы. Жабдық ретінде араластырғыштары бар резервуарлар, тұндырғыштар, сепараторлар, центрифугалар, гидроциклондар, тамшылатқыштар, флотаторлар мен сүзгілер қолданылады.

3.66-суретте төрт кезеңді жүзеге асыратын мұнай кәсіпшілігінің сарқынды суларын тазартуға арналған қондырғы схемасы келтірілген: алдын-ала тазарту, өңдеу, тазарту және толық тазарту (механикалық әдіспен).

Гидроциклонда тазарту және өңдеу кезеңдері жүреді, тұндырғышта-тазарту, құмды сүзгіде-тазарту.

1 - гидроциклон; 2 - бастапқы мұнай кәсіпшілігі сарқынды суын жеткізу құбыры; 3 - жоғарғы ағызу бұру құбыры; 4 - төменгі ағызу бұру құбыры; 5 - тұндырғыштың кіріс құбыры;

6 - тұндырғыш; 7 - мұнай эмульсиясын бұру құбыры, 8 - тазартылған су құбыры; 9 - шламды тұнбаны бұру құбыры 9; 10 – жоғарғы тік қалқалар; 11 - төменгі тік қалқалар; 12 - конустық түбі; 13 - өздігінен жуылатын құм сүзгісінің кіріс құбыры; 14 - өздігінен жуылатын құм сүзгісі; 15 - жуылатын суды бұру құбыры; 16 - тазартылған суды бұру құбыры

3.66-сурет. Мұнай кәсіпшілігі сарқынды суларын тазартуға арналған қондырғы схемасы

Сарқынды суларды мұнай өнімдерінен тазартудың физика-химиялық түрлеріне коагуляция, флотация және сорбция жатады. Коагуляция сарқынды сулардан коллоидты-дисперсті бөлшектерді (мөлшері 1-100 мкм) кетіру үшін тиімді. Флотация процесін қолдану мұнай өнімдерінің ауа көпіршіктерімен қапталуына байланысты олардың пайда болуын күшейтуге мүмкіндік береді. ол сарқынды суларға беріледі. Сорбциялық (адсорбциялық, абсорбциялық) тазарту сарқынды сулардан еріген органикалық және бейорганикалық заттарды кетіру үшін қолданылады. Сіңіргіш қатты кеуекті материалдар (адсорбенттер) немесе сіңіргіш сұйықтықтар немесе ерітінділер (сіңіргіштер) негізінен адсорбенттің немесе сіңіргіштің химиялық қасиеттеріне және сарқынды сулардан сіңірілетін зиянды қоспаларға сүйене отырып таңдалады. Сарқынды суларды сорбциялық тазарту әмбебап емес және әдетте жергілікті тазарту жүйелерінде қолданылады.

3.67-суретте сарқынды суларды мұнай өнімдерінен физика-химиялық әдіспен тазарту орындалатын негізгі схемалар келтірілген.

Биохимиялық тазарту сарқынды суларды ағызу алдында да, қайта өңдеу жүйелерінде қайта пайдалану алдында да тұрмыстық сарқынды суларды тазартудың негізгі әдістерінің бірі болып табылады. Биохимиялық әдістер гетеротрофты микроорганизмдердің тіршілік әрекетінің табиғи процестеріне негізделген. Микроорганизмдер қарапайым және күрделі құрылымның әртүрлі кластарындағы көмірсутектерді қолдана алады.

Биологиялық тазарту кезінде еріген органикалық заттар микроорганизмдердің көмегімен оттегінің қатысуымен биологиялық ыдырауға ұшырайды (аэробты процесс) немесе оттегі болмаған кезде (анаэробты).

Суды тазартудың аэробты әдісі ең көп таралған. Тазарту үшін оттегі кіретін және суды қанықтыратын аэротенктер қолданылады.

Аэротенк екінші реттік ағартқышпен бірге жұмыс істейді. Органикалық заттардың микроорганизмдермен тотығу процесі жүреді, ол үшін биореакторда қолайлы жағдайлар жасалады (3.68-сурет).

3.68-сурет. Сарқынды суларды биологиялық тазарту схемасы

3.11.2. Тұрмыстық және өндірістік сарқынды сулардың тұнбасын өңдеу және кәдеге жарату

3.11.2.1. Сарқынды сулардың тұнбасы туралы жалпы мәліметтер

Сарқынды сулардың тұнбасы - бұл сарқынды сулардан механикалық, биологиялық және физика-химиялық (реагенттік) тазарту процесінде бөлінетін суспензиялар.

Сарқынды суларды тазартумен салыстырғанда, тұнбаны өңдеу айтарлықтай технологиялық және экологиялық қиындық тудырады. Сарқынды сулардың тұнбасын өңдеу және кәдеге жарату операциялары әртүрлі құрамы мен жоғары ылғалдылығына байланысты қиын.

Сарқынды сулардың тұнбасын келесідей жіктеуге болады:

торлармен ұсталатын дөрекі қоспалар (қоқыстар);

құм тұзақтарымен ұсталатын ауыр қоспалар (құм);

тұндырғыштарда қалқып шығатын қалқымалы қоспалар (немесе майлы заттар);

бастапқы тұндырғыштар ұстайтын шикі тұнба;

қайталама тұндырғыштарда ұсталатын белсенді тұнба (биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін);

метантенкаларда, ағартқыш-ыдыратқыштарда немесе екі деңгейлі тұндырғыштарда анаэробты ашытылған тұнба.

Жауын-шашын мөлшері, әдетте, тазарту схемасы мен жауын-шашынның ылғалдылығына байланысты өңделетін сарқынды сулардың 0,5-1 % (сирек жағдайларда 40 % дейін) құрайды. Жауын-шашынның ылғалдылығы 85 %-дан (құрылыс индустриясы кәсіпорындары) 99,5 %-ға дейін (биологиялық тазарту құрылыстарының белсенді тұнбасы).

Жауын-шашынның құрғақ затының химиялық құрамы кең ауқымда өзгереді. Тұрмыстық сарқынды сулардың тұнбасында құнды компоненттер бар: көміртегі, азот, фосфор, калий және басқа элементтер. Бастапқы тұндырғыштардан жауын-шашынның негізгі бөлігі органикалық заттар болып табылады. Олардың құрамында көптеген микроорганизмдер, соның ішінде патогендер бар. Өндірістік сарқынды сулардың жауын-шашыны мен шламдары негізінен минералдардан тұрады, олардың құрамында канцерогенді және улы заттар, соның ішінде ауыр металл иондары болуы мүмкін.

Тұнба шикі түрінде жағымсыз иіс шығарады, санитарлық қауіпті және тасымалдауға жарамсыз. Кәдеге жаратпас бұрын тұнба мақсатта алдын ала өңделеді:

жауын-шашынның ылғалдылығы мен көлемін, жағымсыз иісті азайту;

патогендік микроорганизмдер мен зиянды заттар санының азаюы;

тасымалдау шығындарын азайту.

Сарқынды сулардың тұнбасында бос және байланысқан су бар. Тұнбадан бос суды (60 – 65 %) салыстырмалы түрде оңай алып тастауға болады, байланысқан суды (30 – 35 %) – коллоидпен байланысқан және гигроскопиялық-әлдеқайда қиын.

3.11.2.2. Сарқынды сулардың тұнбасын өңдеу әдістері

Сарқынды сулардың тұнбасын өңдеу үшін келесі әдістер қолданылады:

тығыздау (қоюлану) бос ылғалды кетірумен байланысты және тұнбаны өңдеудің барлық технологиялық схемаларының қажетті кезеңі болып табылады. Тығыздау кезінде ылғалдың орта есеппен 60 %-ы алынып тасталады, ал шөгінді массасы 2,5 есе азаяды. Ең қиын тығыздау белсенді шлам;

тұнбаны тұрақтандыру микроорганизмдерді септиктерде, екі деңгейлі тұндырғыштарда, ағартқыш-ыдыратқыштарда және метантенкаларда анаэробты (метан) ашыту арқылы немесе жауын-шашынның аэробты тұрақтандыруымен (органикалық заттардың ауа оттегінің қатысуымен аэробты микроорганизмдермен тотығу процесі) жүзеге асырылады. Бұл әдіс бастапқы тұндырғыштар мен белсенді тұнбалардың белсенді тұнбасы немесе жауын-шашын қоспасы үшін қолданылады. Тұнбаны аэробты тұрақтандыру үшін кез келген сыйымдылықты құрылыстар (түрлендірілген тұндырғыштар, аэротенктер)қолданылуы мүмкін.

тұнбаны кондиционерлеу – оларды сусыздандыру алдында алдын ала дайындау. Кондиционерлеудің мақсаты-жауын-шашынның су өткізбейтін қасиеттерін олардың құрылымы мен су байланысының формаларын өзгерту арқылы жақсарту. Кондиционерлеу коагулянттармен (алюминий сульфаты, темір хлориді, әк) және флокулянттармен (ПАА – полиакриламид қолданылады) реагентті өңдеу, 30-40 % күлі бар қалалық және өндірістік сарқынды сулардың жауын – шашынына арналған термиялық өңдеу арқылы жүзеге асырылуы мүмкін. Жауын-шашын автоклавтарда өткір бумен 170-200 оС температураға дейін қызады;

жауын-шашынның сусыздануы – ылғалды 70-80 % дейін төмендету процесі. Сусыздандыру тұнба алаңдарында (барлық жағынан жер роликтерімен қоршалған және дренаж жүйесімен жабдықталған жер учаскелерінде (карталарда) немесе механикалық дегидратация арқылы жүзеге асырылуы мүмкін, ол арнайы қондырғыларды: вакуумдық сүзгілерді; сүзгі престерін; центрифугалар мен сепараторларды қолдану арқылы жүзеге асырылады.

Нәтижесінде сусыздандырылған тұнба көлемі 7-15 есе азаяды және ылғалдылығы 50-80 % құрайды.

тұнбаны термиялық кептіру – бұл ылғалды 5-40 % дейін төмендету процесі. Бұл тұнбаны өртеу арқылы жоюға немесе жоюға дайындаудың соңғы кезеңі. Термиялық кептіру процесінде дезинфекция және жауын-шашын массасының төмендеуі байқалады. Жауын шашын алдын ала механикалық түрде сусыздандырылуы керек.

3.11.3.3. Тұнбаны жою

Сарқынды сулардың жауын шашынын жоюдың негізгі бағыттарына мыналар жатады:

қатты фазалық биокомпосттау;

тұнбаны құрылыс материалдары мен конструкцияларын өндіруде, жолдарды салуда, негіздер үшін, іргетастардың синусын толтыру үшін және т.б. толтырғыш ретінде пайдалануға болады, жауын-шашын жағылғаннан кейін күлді кірпіш пен құрылыс материалдарын өндіруде қолдануға болады.

тұнбаны сорбенттерді (сарқынды суларды тазартуға арналған реагенттер) өндіру үшін пайдалануға болады;

метантенкалардағы тұнбаны ашыту кезінде бөлінетін биогаз энергия көзі ретінде пайдаланылуы мүмкін, мысалы, қазандықтарда бу шығару үшін;

тұнбаны көпбұрыштарды қалпына келтіру үшін материал ретінде пайдалануға болады.

3.11.3.4. Ағымдағы эмиссия және тұтына сенгейлер

Тұтыну

3.27-3.28 кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының тәжірибесі, сондай-ақ ҚР кәсіпорындарының сауалнамасы нәтижесінде алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

3.27-кесте. Кәріз сорғыларының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	2,78	4,11

3.28-кесте. Сарқынды суларды тазартудың энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясын үлестік тұтыну	кВтч/т	2,78	4,11
2	Отынды үлестік тұтыну	т.у.т.	1,4	3,68
3	Балғын су	м3/т	47,2	62

Атмосфераға шығарындылар

Технологиялық процесте атмосфералық ауаға ластағыш заттар шығарындыларының көздері сарқынды су жылытқыштары, тұндырғыштар және дренаждық ыдыстар болып табылады.

Жылытқыштардан шығарындылардың сипаттамасы 3.13-бөлімде келтірілген. Тұндырғыштар мен сарқынды сулардың дренаждық ыдыстарынан шығарындылар олардың жалпы шығарындыларының төмен болуына байланысты Анықтамалықта қарастырылмайды.

Сарқынды сулар төгінділері

Жабдықтар үшін ластағыш заттардың құрамының нормативтері жеке көзделмейді, нормативтер тек су шығару үшін ғана белгіленеді.

Сарқынды сулардың түзілу көлемі төмендегі кестеде келтірілген:

Р/с №	Сарқынды сулар санаты	Минималды көрсеткіштер, м3/жыл	Максималды көрсеткіштер, м3/жыл
1	2	3	4
1	Өндірістік сарқынды сулар	3450,768	2192585,704
2	Шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар	15,4	12739,767

Шығарындылары бар ластағыш заттардың жалпы эмиссияларының саны төмендегі кестеде келтірілген:

Р/с №		Минималды көрсеткіштер, т/жыл	Максималды көрсеткіштер, т/жыл
1	2	3	4
1	Ластағыш заттардың төгінділері	1,2345	28898,42

Тазартылғаннан кейін сарқынды сулар жинақтаушы тоғанға, буландырғыш тоғанға жіберіледі, қабатқа айдалады немесе жер қойнауына кәдеге жаратылады.

Қалдықтар

Сарқынды суларды тазарту процесінің негізгі қалдықтары төмендегі кестеде келтірілген қалдықтар болып табылады:

Р/с №	Қалдықтың атауы	Қалдық коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.з.т.) қалдықтың пайда болуының минималды үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының максималды үлестік көрсеткіштері
1	2	3	4	5
1	Тұндырғыш шламдар	05 01 03*	0,000000169	0,000002117
2	Тазарту құрылыстарының тұнбасы	19 08 16	0,000000383	0,000067016
3	Биошлам	19 08 11*	0,00020256	0,00040197
4	Белсендірілген көмір	19 09 04	0,000000036	0,000024499

3.12 Алау жүйелері

Алау жүйесі жанғыш газдар мен буларды ағызуға және кейіннен жағуға арналған:

авариялық ағызу құрылғыларының, сақтандыру клапандарының, су тығындарының іске қосылуы, қолмен құю, авариялық жағдайларда технологиялық блоктарды газдар мен булардан автоматты түрде немесе қашықтан басқарылатын бекіту арматурасын қолдана отырып босату және басқалар;

технологиялық регламентте көзделген;

технологиялық объектілерді іске қосу, баптау және тоқтату кезінде газдар мен булардың мерзімді төгінділерін.

Алау қондырғысы қайта пайдалануға немесе қайта өңдеуге болмайтын барлық көмірсутегі бар газдар мен буларды экологиялық таза түрде бақыланатын термиялық залалсыздандыру үшін қолданылады. Газдар мен булар технологиялық қондырғылардан алау жүйесіне басқару, бақылау және процестерді тіркеу жүйелерінің құлыптау-реттеуші элементтері, аварияға қарсы/өртке қарсы қорғаныстың сақтандырғыш клапандары арқылы түседі.

Алау жүйелері жалпы немесе бөлек болуы мүмкін: жалпы алау жүйелері кәсіпорындағы барлық технологиялық қондырғылардың жалпы шығарындыларынан газдарды жағуды жүзеге асырады: жеке алау жүйелері Бір технологиялық қондырғыдан шығарылатын газдарды жағуды қамтамасыз етеді. 3.69-суретте газдар мен буларды алау жүйесіне жіберудің технологиялық схемасы көрсетілген.

3.69-сурет. Газдар мен буларды алау жүйесіне жіберудің технологиялық схемасы

Отандық мұнай және газ өндіру кәсіпорындарында тік және көлденең алау қондырғылары қолданылады.

Көлденең алау қондырғыларында жүзеге асырылатын негізгі технологиялық процесс газ шығарындыларын оларды жағу арқылы термиялық залалсыздандыру болып табылады. Атмосфералық ауа көлденең алау қондырғысында тотықтырғыш ретінде қолданылады. Тігінен-алау қондырғыларынан айырмашылығы көлденең-алау қондырғыларын алау сепараторларынсыз пайдалануға болатындығына байланысты. Тік алау қондырғыларында (жоғары және төмен қысымды) алау оттықтары алау құбырының жоғарғы жағында орналасқан. Алау бөшкесінде тек жанғыш компоненттер көтеріледі, ал жану атмосферада алау бөшкесінің басының үстінде болады.

Алау жүйелерінің міндеттері мен қолдану саласына сәйкес оларға келесі негізгі талаптар қойылады: - жанудың толықтығы, нәтижесінде әртүрлі альдегидтердің, қышқылдардың және көптеген өте зиянды аралық өнімдердің түзілуі алынып тасталады – күйе мен түтіннің пайда болуын болдырмау – алауқа шығарылатын газдардың қауіпсіз тұтануы – ағынның, қысымның өзгеруі кезінде алау жұмысының тұрақтылығы және шығарылатын газдың құрамы. Алау жүйесі жоғары және төмен қысымды алау жүйелерін (ЖҚШ және ТҚШ) көздейді, олардың әрқайсысына мыналар кіреді – бөлу-дренаждық торап; - жоғары қысымды алау сепараторы – төмен қысымды алау сепараторы; - алау қондырғысы (біріктірілген алау қондырғысы, жоғары және төмен қысымды алау оқпандарын бөлек орнататын алау қондырғысы ДНС-ның САҚҚ-мен тоқтаусыз жұмыс істеуін немесе көлденең алау оқпаны бар алау қондырғысын және қабат суын буландыру мүмкіндігін қамтамасыз ету). Алау қондырғысын жағу кезекші оттықта жұмыс істейтін от немесе электр ұшқын жүйесі деп аталады. Бұдан әрі бақылау жану жүзеге асырылады акустикалық датчиктер және термоэлектрическим түрлендіргіш. Басқару үшін автономды тұтану және жалынды басқару блогы да қатысады, ол бөлек жылыту шкафында болуы керек. Автоматика қосылған жұмыс режимдері оператордың қашықтан басқару пультіне сигнал беру арқылы берілген алгоритмдер бойынша жұмысты қамтиды. Алау жүйелері желдің раушанын және оттықтарға арналған қоршаулары мен бұру арналары бар құбыр желілерін орнатудың техникалық мүмкіндіктерін ескере отырып орналастырылады. Орнату түріне қарамастан, алау оқпандары, ғимараттар, инженерлік құрылыстар, қоймалар мен электр қосалқы станциялары арасындағы нормативтік арақашықтық сақталады.

3.12.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Атмосфераға шығарындылар

Атмосфералық ауаға шығарылатын эмиссия көздері бекіту-реттеу арматурасы мен фланецті қосылыстардың тығыздығы, сепаратор (ұйымдастырылмаған көздер, Анықтамалықта қарастырылмайды), алау қондырғысы болып табылады. Алау қондырғыларынан маркерлік ластағыш заттардың шығарындылары 3.29-кестеде көрсетілген.

Р/с №	Шығарындыларды ластағыш заттың атауы		Шығарындылардағы МЗВ минималды шоғырлануы, (мг/Нм3)	Шығарындылардағы МЗВ максималды шоғырлануы, (мг/Нм3)	МГД саласы бойынша МЗВ медианалық шоғырлануы, (мг/Нм3)
1	2		3	4	5
1	Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Иіс газ)	CO	53,803	257319,996	887,6775
2	Азот оксидтері	NOx	8,0525	14190,4	146,65
3	Күкірт диоксиді (Күкірт ангидриді, Күкірт газы, Күкірт (IV)оксиді)	SO2	0,0815	82594,384	794,793
4	Метан	CH4	1,35	3960,76	22,245
5	Қорап	С	0,323	9460,27	152,093

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың түзілуі көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Пайдалану режимінде технологиялық қалдықтардың пайда болуы көзделмейді.

3.13. Энергетикалық жүйе

Отын-энергетикалық ресурстарды тұтынудың артуы ұңғымалар тереңдігінің өсуімен, мұнай-газ кен орындарын игеру жағдайларының күрделенуімен, сондай-ақ барлық мұнай аудандары үшін табиғи түрде жер қойнауынан айдалатын сұйықтықтың сулануының уақыт өте келе ұлғаюы мәжбүрлі іріктеу қажеттілігіне алып келеді және мұнай өндіруге электр энергиясының үлестік шығындарының күрт өсуіне әкеледі. Мұның бәрі энергия шығындарының абсолютті шамасының және олардың өнім құнындағы үлесінің артуына әкеледі. Мұндай жағдайларда электрмен жабдықтау жүйесі элементтерінің параметрлерін, Сипаттамаларын, шарттары мен жұмыс режимдерін жақсарту нәтижесінде, яғни кәсіпшілік электр қондырғылары мен электр желілері, сондай-ақ негізгі өндірістік процестердің технологиясын жақсарту арқылы қол жеткізуге болатын мұнай кәсіпшілігі шаруашылығының әртүрлі буындарында электр пайдалануды жетілдіру және энергия шығынын азайту мәселесі ерекше маңызды болып табылады., немесе, қысқасы, электр энергиясын өндірудің негізгі электр энергетикасы мен технологиялық іс-шаралардың есебі. Бірінші топтың іс-шаралары өз кезегінде ұйымдастырушылық және техникалық болып бөлінеді.

Мұнай-газ өнеркәсібіндегі операциялар энергияны көп қажет етеді, электр энергиясын үнемі жеткізуді және көбінесе технологиялық жылуды, буды немесе салқындатуды қажет етеді. Бу қабаттардың мұнай өндірісін арттыру үшін де қолданылады. Мұнай кәсіпорны осы операцияларды электр және бумен қамтамасыз ету үшін энергия өндіретін қондырғыларға иелік ете алады және қолдана алады.

Турбиналарды, қазандықтарды немесе компрессорларды іске қосу үшін отынды жағу нәтижесінде CO2 және аз дәрежеде N2O және CH4 шығарындылары. Табиғи газ энергияны өндіру үшін пайдаланылатын жерде CH4 шығарындылары технологиялық желдеткіштер мен ұшпа көздердің нәтижесі болуы мүмкін, дегенмен бұл шығарындылар жану көздерімен салыстырғанда аз болады.

Мұнай өнеркәсібінде N2O күрделі реакциялар сериясы арқылы жану арқылы түзіледі. Оның қалыптасуы көптеген факторларға байланысты, ал N2O шығарындылары әр қондырғыда әр түрлі болуы мүмкін, тіпті әр түрлі жұмыс жағдайлары үшін бір қондырғыда әр түрлі болуы мүмкін. Әдетте, N2O түзілуіне оң әсер ететін жағдайлар CH4 шығарындыларына да әсер етеді. Бұл шығарындылары CH4, сондай-ақ əр түріне байланысты отын және конфигурация жану. Тұтастай алғанда, жану көздерінен CH4 және N2O шығарындылары CO2 эквивалентіне есептегенде CO2 шығарындыларынан айтарлықтай аз. Стационарлық жану көздеріне арналған Метан және N2O шығарындылары шығарындылар коэффициенттерін қолдана отырып бөлек есептеледі.

Жану көздерінен шығатын шығарындылар атмосфералық шығарындылардың едәуір бөлігін құрайтындықтан, есептеулерде қолданылатын деректердің дәлдігін түсіну маңызды. Мысалы, отын шығынын өлшеу деректері дәлдігіне калибрлеу, тексеру және техникалық қызмет көрсету әсер етуі мүмкін шығын өлшегіштерден алынуы мүмкін. Жанармайдың құрамы уақыт өте келе өзгеруі мүмкін, сондықтан көміртегі құрамымен есептелген шығарындылар сынама алу жиілігіне және отын құрамының өзгергіштігіне байланысты репрезентативті болуы мүмкін немесе болмауы мүмкін. Есептелген шығарындылардың дәлдігі кіріс деректерінің дәлдігіне байланысты.

3.13.1. Бу генераторлық станциялары

Бу генераторлық қондырғы (БҚ) – бу машиналарында жұмыс денесі, жылыту жүйелерінде және технологиялық мақсаттарда салқындатқыш ретінде пайдаланылатын қаныққан бу өндіруге арналған жабдық.

Бу генераторы-реактор қондырғысының бөлігі, жылу алмасу аппараты, ол жылу энергиясын электр энергиясына айналдыру үшін турбогенераторға түсетін буды өндіруге арналған.

Мысалы, кейбір бу генераторлық қондырғылар (3.71-сурет) мұнай беру коэффициентін арттыру мақсатында қабатқа бу-жылу әсерін тигізуге арналған.

1 - дроссель құрылғысы; 2 - бу генераторы; 3 - отын жылытқышы; 4 - үрлеу желдеткіші; 5 - ауа жылытқышы; 6 - отын сорғысы; 7 - деаэратор; 8 - деаэрленген су салқындатқышы; 9 - электр сорғы қондырғысы; 10 - сульфоногон сүзгісі; 11 - құрғақ тазартылған су сорғысы; 12 - құрғақ тазартылған су ыдысы; 13 - бастапқы су сорғысы; 14 - бастапқы су жылытқышы; 15 - химиялық суды тазарту сүзгісі

3.70-сурет. Бу генераторлық қондырғының қағидаттық схемасы

Бу генераторы – реактор қондырғысының бөлігі, жылу алмасу аппараты, ол жылу энергиясын электр энергиясына айналдыру үшін турбогенераторға түсетін буды өндіруге арналған.

3.13.2. Газ турбиналық қондырғылар

Газ турбиналық қондырғы (ГТҚ) – энергетикалық қондырғы (3.72-сурет). Турбинадан шығатын пайдаланылған газдар тұтынушының қажеттіліктеріне байланысты ыстық су немесе бу өндіру үшін пайдаланылады. Қуат турбинасы мен генератор бір корпусқа орналастырылған. Жоғары температурадағы газ ағыны қуат турбинасының қалақтарына әсер етеді (айналу моментін жасайды). Жылу алмастырғыш немесе кәдеге жарату қазандығы арқылы жылуды пайдалану қондырғының жалпы тиімділігін арттырады.

Газ турбиналы электр қондырғыларының электр қуаты ондаған кВт-тан ондаған МВт-қа дейін. ГТҚ жұмысының оңтайлы режимі жылу және электр энергиясын (когенерация) біріктірілген өндіру болып табылады.

Ең үлкен тиімділікке когенерация немесе тригенерация режимінде жұмыс істеу арқылы қол жеткізіледі (жылу, электр және суық энергияны бір уақытта өндіру). Қуатты ГТҚ-дағы пайдаланылған газдардың жоғары температурасын ескере отырып, газ және бу турбиналарын біріктіру отын тиімділігін арттыруға және электр тиімділігін арттыруға мүмкіндік береді.

3.71-сурет. Шартты белгілердегі қарапайым схеманың ГТҚ схемасы

Газ (отын) қазандыққа түседі, онда ол жанып, қазандықтан бу түрінде шыққан және Бу турбинасын айналдыратын суға жылу береді. Содан кейін бу турбинасы генераторды айналдырады. Генератордан электр энергиясы өндіріледі, ал қажет болған жағдайда турбинадан өнеркәсіптік қажеттіліктерге арналған бу (жылыту, жылыту) алынады.

3.13.3. Жылумен жабдықтау (қазандық)

Қазандық кәсіпорын объектілерін бумен немесе ыстық сумен қамтамасыз етуге арналған. Мақсатына қарай мынадай қазандық қондырғылары ажыратылады: жылыту – жылыту, желдету және ыстық сумен жабдықтау жүйелерін жылумен қамтамасыз ету үшін, жылыту-өндірістік – жылыту, желдету, ыстық сумен жабдықтау және технологиялық сумен жабдықтау жүйелерін жылумен қамтамасыз ету үшін, өндірістік - технологиялық сумен жабдықтау үшін.

Су жылыту қазандығы

Газдағы су жылыту қазандығының физикалық жұмыс принципі қазандық оттығындағы отынды жағуға және жылу алмастырғыштың көмегімен жанған отынның жылу энергиясын жылу тасымалдағышқа одан әрі беруге негізделген. Су салқындатылған көйлекпен қоршалған қазандықтың жану бөлігінде газ жанып кетеді (3.72-сурет).

1 - газ-май қыздырғыш; 2 - жарылғыш клапан; 3 - жану камерасы; 4 - аралық экран;

5 - жану камерасы; 6 - фестон; 7 - атқылау қондырғысы; 8 - конвективті қыздыру беті

3.72-сурет. Су жылыту қазандығының технологиялық схемасы

Камерада алдыңғы, екі бүйір және аралық экрандар орналасқан, олар қабырғаларды толығымен жабады және пештердің астында (ерекшелік-жарылғыш клапан мен айналмалы саптамасы бар газ-май қыздырғыш орнатылған алдыңғы қабырғаның бөлігі). Экран құбырлары диаметрі 219 х 10 мм коллекторларға дәнекерленген.аралық экран екі қатарда орналасқан құбырлардан жасалған және артында 5 жану камерасын құрайды.

Конвективті қыздыру беті екі конвективті сәулені қамтиды және қабырғалары толығымен қорғалған тік білікте орналасқан. Конвективті сәулелер диаметрі 28 х 3 мм құбырлардан жасалған шахмат тәрізді U-тәрізді экрандардан терілген.біліктің артқы және алдыңғы қабырғалары диаметрі 60 х 3 мм тік құбырлармен, бүйір қабырғалары диаметрі 85 х 3 мм құбырлармен қорғалған, олар конвективті пакеттердің экрандары үшін көтергіш ретінде қызмет етеді.

Жану камерасының артқы қабырғасы болып табылатын біліктің алдыңғы қабырғасы тұтас дәнекерленген. Қабырғаның төменгі бөлігінде құбырлар төрт қатарлы фестон конвективті біліктің алдыңғы, бүйір және артқы қабырғаларын құрайтын құбырлар диаметрі 219 х 10 мм камераларға дәнекерленген.

Жану өнімдері отын жану камерасының түседі, камераны догорания ал одан кейін фестон — конвективтік шахтаға түседі, содан кейін ЖӨ генераторлары қазандық қондырғысынан біліктің жоғарғы бөлігіндегі тесік арқылы шығады. Конвективті беттердің ластануын жою үшін 7 атқылау қондырғысы қарастырылған.

Су жылыту қазандықтарының шығарындылары 3.30-кестеде келтірілген.

3.30-кесте. Су жылыту қазандықтарының шығарындылары

Р/с №	Шығарындыларды ластағыш заттың атауы		Шығындылардағы МЗВ минималды шоғырлануы, (мг/Нм3)	Шығындылардағы МЗВ максималды шоғырлануы, (мг/Нм3)	НГД саласы бойынша МЗВ медиан. шоғырлануы, (мг/Нм3)
1	2		3	4	5
1	Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Иіс газы)	CO	0,815	20938,375	263,666
2	Азот оксидтері	NOx	1,25	4533,37	149,394
3	Күкірт диоксиді (Күкірт ангидриді, Күкірт газы,	SO2	0,333	1216,196	26,608

Жылыту пеші

Жылыту пеші – бұл қосалқы жабдықтар мен коммуникациялары бар пештің жылу бөлігін, сондай-ақ автоматтандыру жүйесін құрайтын бірқатар ірі блоктарды қамтитын жабдықтар кешені.

Жылыту пеші үш негізгі блоктан тұрады: жылу алмасу камерасы, пештің негізі блогы және желдеткіш қондырғысы, сонымен қатар пештің құрамына төрт жарылғыш клапан блогы, төрт түтін құбыры, мұнайдың кіруі мен шығуы құбырларының құрастыру бірліктері, газды жылыту катушкаларын байлау құбырлары, қызмет көрсету алаңы және баспалдақ кіреді.

Пештің технологиялық блоктары және оны қолдану орнында жылыту пешін автоматтандыру жүйесі бір-бірімен және мұнайды бірыңғай кешенге дайындайтын басқа қондырғылармен құбыр коммуникацияларымен, кабельдік қуат сымдарымен, сондай-ақ бақылау және автоматтандыру сымдарымен байланысады. Автоматтандыру жүйесі блоктық-функционалдық қағидат бойынша орындалған және пештің технологиялық бөлігіне, сондай-ақ аппаратуралық блоктың үй-жайына тікелей орналастырылатын бақылау, басқару және сигнал беру құрылғыларының кешені болып табылады.

Технологиялық схема 3.73-суретте көрсетілген.

3.73-сурет. Жылыту пешінің технологиялық схемасы

Бұл пештің тән ерекшелігі - басқа типтегі пештермен салыстырғанда жылыту беттерінің жылу режимі, катушкалар құбырларында өнімді "жұмсақ" қыздыруды қамтамасыз етеді және осылайша кокстың пайда болуына жол бермейді. Катушкалар құбырларының беттері біркелкі қызатын бұл режимге жанармай жану өнімдерін қарқынды қайта өңдеу арқылы жылу алмасу камерасының бүкіл ішкі көлемінде жеткілікті біркелкі өріс құру арқылы қол жеткізіледі. Жылу алмасу камерасының кеңістігінде белгілі бір жолмен орналасқан катушкалар үшін оралған құбырларды қолдану қыздыру бетінің жоғары жылу кернеулігін қамтамасыз етеді.

Пештегі жану өнімдерінің қарқынды рециркуляциясына арнайы жану камераларында отынды жағу және жану камераларының конфузорларында дефлекторларды орнату нәтижесінде алынған жылу алмасу камерасының ішкі көлемінде жану өнімдерінің қозғалысының жоғары жылдамдығын жасау арқылы қол жеткізіледі.

Жану камераларына мәжбүрлі ауа беруді қолдану жанармай газының ауамен жақсымещысуын, жанармай қоспасының стехеометриялық жануын және жылу алмасу камерасының көлемінде жану өнімдерінің ондағы шамадан тыс қысыммен рецеркуляциясын қамтамасыз етеді.

3.13.4. Электр станциялары

3.13.4.1. Дизельді генераторлар

Классикалық генератордың құрамында: қозғалтқыш (әдетте дизельмен жұмыс істейді), жүйені басқару және басқару блогы, айнымалы ток генераторы, жанармай сыйымдылығы, салқындату жүйесі, майлау және шығару жабдықтары, зарядтағышы бар батарея, кернеу реттегіші, сондай-ақ барлық қондырғылар біріктірілген құрылымның корпусы немесе жақтауы бар бірге.

Стандартты дизельді электр станциясында дизельді қозғалтқышты пайдалануға негізделген жұмыс принципі бар. Дәл осы бөлік жүйені белсендіруді бастайды және оның негізгі міндеттерінің орындалуын қамтамасыз етеді.

Дизельді қозғалтқыштың технологиялық схемасы 3.74-суретте көрсетілген.

3.74-сурет. Дизельді қозғалтқыштың технологиялық схемасы

Кез келген дизельді генератордың жұмыс ІШҚ мен айнымалы ток генераторының ынтымақтастығы болып табылады. Алайда, егер қозғалтқыш жақсы күйде болмаса, бұл бүкіл құрылымның күйіне теріс әсер етеді. Қозғалтқыштың максималды өнімділігі мен жақсы өнімділігін қамтамасыз ету үшін өндірушілер оны бірқатар қосымша құрылымдармен қамтамасыз етті:

салқындату (сорғыдан, резервуардан, құбырлардан тұрады; әртүрлі салқындатқыштарды қолдануға негізделген су немесе ауа болуы мүмкін);

іске қосу қозғалтқышы (стартер, іске қосу клапаны, зарядталатын батарея, компрессор, түтіктер; бұл элементтердің кешені қозғалтқышты шамадан тыс белсендіруге көмектеседі);

майлау (май ыдыстарынан, сүзгілерден, радиаторлардан, май құбырларынан және сорғылардан тұрады; ішкі жану қозғалтқышының көрші элементтермен шамадан тыс үйкеліс әсерін бейтараптандырады);

жанармай (отын, құбырлар, сорғылар көмегімен жасалған; дизельді қозғалтқышқа кейіннен қайта өңдеу үшін жеткізуді қамтамасыз етеді);

жылыту (қозғалтқыштың термиялық параметрлерін тиісті деңгейде қолдайды, бұл әсіресе көшеде жұмыс істейтін жүйелерге қатысты; желдету және жылыту элементтерін қамтиды: катушкалар, жылытқыштар, шамдар және т.б.).

Дизельді қозғалтқыштардан маркерлік ластағыш заттардың шығарындылары 3.31-кестеде келтірілген.

Р/с №	Шығарындыларды ластағыш заттың атауы		Шығындылардағы МЗВ минималды шоғырлануы, (мг/Нм3)	Шығындылардағы МЗВ максималды шоғырлануы, (мг/Нм3)	НГД саласы бойынша МЗВ медиан. шоғырлануы, (мг/Нм3)
1	2		3	4	5
1	Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Иіс газы)	CO	74,335	21152,705	897,357
2	Азот оксидтері	NOx	85,0725	32430,69	858,1475

3.13.4.2. Газ поршенді генераторлар

Газ поршенді қозғалтқыш – бұл отын-ауа қоспасының сыртқы түзілу жүйесі және ұшқын тұтануы бар ішкі жану қозғалтқышы. Балық шаруашылығында отын ретінде сұйық және газ тәрізді отынды пайдаланады, бұл үнемділікті, жоғары жұмыс ресурсын және шудың минималды деңгейін қамтамасыз етеді (3.75-сурет).

3.75-сурет. Газ поршенді қозғалтқыштың жұмыс істеу қағидаты

Қажетті параметрлердің жанғыш газы газ поршенді қозғалтқышқа түседі. Отынды жағу процесінде механикалық энергия пайда болады, ол бір білік арқылы генераторға беріледі және стандартты сапа параметрлерінің электр энергиясына айналады. Өндірілетін электр энергиясы кабель желілері арқылы кернеудің қажетті деңгейінің генераторлық тарату құрылғысына (генераторлық ұяшық) беріледі, содан кейін Тапсырыс беруші кәсіпорынның энергия жүйесінің қолданыстағы тарату құрылғысына таратылады.

Қондырғы жұмыс істеп тұрған кезде көп мөлшерде жылу бөлінеді (қозғалтқышты салқындататын жейде, пайдаланылған түтін газдары, қыздырылған май), ол жылу алмастырғыштар мен кәдеге жарату қазандықтарының (ілеспе жылуды кәдеге жарату жүйесі) көмегімен алынады. Өндірілген жылу энергиясы кәсіпорынның қолданыстағы жылу желісіне беріледі. Электр станциясынан ілеспе жылуды пайдаланбаған кезде жылу энергиясы атмосфераға жіберіледі.

3.13.5. Жағып бітіру пеші

Бұл процесс (3.76-сурет) химиялық және технологиялық тұрғыдан Клаус процесіне көптеген ұқсастықтарға ие және оны техникалық және технологиялық тұрғыдан біріктіруге болады. Табиғи газды күкірттен тазартатын көптеген қондырғылар Клаус-сульфрен процесін қолдана отырып жұмыс істейді, сонымен қатар мұнай өндіру кешеніндегі көптеген зауыттар бөлінетін газдарды тазартуға арналған осындай қондырғылармен жабдықталған. Сульфрен процесі үшін циклдік жұмыс істейтін екі реакциялық пеш (реакторлар) қолданылады. Клаус қондырғысында катализделген, H2S және SO2 қатынасы шамамен 2:1 және температурасы (125÷135) °С болатын технологиялық газ сульфренді реакторлардың біріне түседі, онда күкірт сутегі күкірт диоксидімен реакциясы жалғасады. Ондағы температура Клаус реакторларына қарағанда төмен болғандықтан, тепе-теңдік элементар күкірт түзуге ауысады. Катализатор-жоғары белсенді алюминий оксиді бір мезгілде адсорбент болып табылады, ол біртіндеп түзілетін элементар күкіртпен толтырылады. Шамамен 300 °C температурада белгілі бір толтыру дәрежесіне жеткенде күкірт термиялық тұрғыдан толығымен десорбцияланады және осылайша катализатордың регенерациясы жүреді. Осы уақытта технологиялық газ екінші сульфрен реакторына жіберіледі. Бұл мезгіл-мезгіл өзгеретін адсорбция және десорбция процестері берілген бағдарлама бойынша автоматты түрде ауысатын кем дегенде екі реакторды қажет етеді. Сульфрен реакторынан шығатын қалдық газ күкірт қосылыстары күкірт диоксидіне айналатын жану камерасына жіберіледі.

1 - жылуды кәдеге жаратумен жану камерасы; 2 - Клаус-катализ; 3, 4 – реакторлар;

5 - жану камерасы; 6 - регенерациялық жылу алмастырғыш; 7 - күкірт конденсаторы;

8 - бөлгіш; 9 - регенерациялық газ үрлегіш; 10 - бу конденсаторы; 11 - шығарылған газ

3.76-сурет. Клаус қондырғысына қатысты Сульфрен процесінің қағидаттық схемасы

Десорбция жүйеде айналатын газбен шамамен 300 °С температурада жүзеге асырылады. Сорбент-регенеративті газды үрлеу арқылы айдалатын тазартылған қалдық газ. Жылу алмастырғышта ол жану камерасының бөлінетін газдарының жылуымен қызады, содан кейін реакторға беріледі. Сульфрен-реактордан шығатын регенерациялық газ күкірт конденсаторында салқындатылады және күкірт бөлгіш арқылы қайтадан газ үрлегішке түседі. Бөлінген элементтік күкірт гидравликалық қақпа арқылы күкірт шұңқырына немесе Клаус қондырғысының алдын ала дайындалған сыйымдылығына ағып кетеді. Десорбциядан кейін сульфрен реакторы қайтадан тазартылған бөлінетін газбен 150 °C температураға дейін салқындатылады және осылайша адсорбция режиміне ауысуға дайындалады. Күкірт қосылыстарының технологиялық газда қалған оттегімен реакциясы нәтижесінде немесе SO2 мөлшері жоғарылағанда және тұрақсыз режимде алюминий сульфатының түзілуіне байланысты сульфрен катализаторының белсенділігі төмендейді.

3.13.6. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

Тұтыну

3.32-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақ тәжірибесінің, сондай-ақ ҚР мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарының сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер келтірілген.

3.32-кесте. Қазандықтың энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері	Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны	Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны
1	2	3	4	5
1	Жылу өндіру	Гкал	1509493 дейін
2	Электр энергиясын тұтыну	кВт*сағ/т	2,1	38,9
3	Отынның үлестік тұтынуы	кг/Гкал	69,7	69,7

Атмосфераға шығарындылар

Р/с №	Шығарынды ластағыш заттың атауы	Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/нм3	Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/нм3	Ластағыш заттың медианалық концентрациясы, мг/нм3
1	2	3	4	5
1	Көміртек оксиді (CO)	2,2	89160,347	1234,4
2	Азот оксиді (NO)х	5,47	137782,351	637,63

3.34-кесте. Қазандықтардың, отты буландырғыштардың, бу генераторларының шығарындылары

Р/с №	Шығарынды ластағыш заттың атауы	Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/нм3	Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/нм3	Ластағыш заттың медианалық концентрациясы, мг/нм3
1	2	3	4	5
1	Азот оксиді (NOx)	8,75	121403,1	44,84
2	Көміртек оксиді (CO)	0,815	306086	87,7
3	Күкірт диоксиді (SO2)	0,33	1216,2	16,43

Р/с №	Шығарынды ластағыш заттың атауы		Шығарындылардағы МЛЗ мин. концентрац., (мг/нм3)	Шығарындылардағы МЛЗ мак. концентрац., (мг/нм3)	ҮГД саласы бойынша МЛЗ медиан. концентрац., (мг/нм3)
1	2		3	4	5
1	Көміртек оксиді (Көміртегі тотығы, Көміртегі тотығы)	CO	19,76	1024,69	124,859
2	Азот оксидтері	NOx	0,1825	5662,688	135,655
3	Күкірт диоксиді (Күкірт ангидриді, Күкірт газы, Күкірт (IV) оксиді)	SO2	0,0004	962,708	26
4	Метан	CH4	0	1507,51	124,859

3.36-кесте. Әбден жанатын пештердің, кәдеге жарату қазандықтарының, инсинераторлардың шығарындылары

Р/с №	Шығарынды ластағыш заттың атауы	Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/нм3	Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/нм3	Ластағыш заттың медианалық концентрациясы, мг/нм3
1	2	3	4	5
1	Азот оксидтері (NO)х	4,875	446,25	110,03
2	Көміртек оксиді (CO)	14,832	4056,31	396,35
3	Метан (CH4)	109,48	270,56	146,36
4	Күкірт диоксиді (SO2)	391,21	10814,0	6158,0

3.37-кесте. Газ және дизель отынындағы дизель генераторларының шығарындылары

Р/с №	Шығарынды ластағыш заттың атауы	Ластағыш заттардың минималды концентрациясы, мг/нм3	Ластағыш заттардың максималды концентрациясы, мг/нм3	Ластағыш заттың медианалық концентрациясы, мг/нм3
1	2	3	4	5
1	Азот оксидтері (NO)х	85,0	69915,6	858,1
2	Көміртек оксиді (CO)	74,3	45601,97	897,4

Жоғарыда көрсетілмеген қондырғылар мен жабдықтардың шығарындылары, олардың жұмысы үшін отын пайдаланылады, жұмыс принципі бойынша жоғарыда айтылғандарға жақын шығарындылармен сипатталады.

Сарқынды сулар төгінділері

Пайдалану режимінде сарқынды сулардың пайда болуы көзделмейді.

Технологиялық процестің қалдықтары

Негізгі қалдықтарға шлам (құрамында күкірт қосылыстары болуы мүмкін құрылғыларды тазалау кезінде коррозия өнімдері) жатады.

Технологиялық схемада әбден жанатын пеші бар процестерде сіңіргіш және субстрат материалдарының қалдықтары түзіледі.

Газтурбиналық генераторларға, компрессорлық және өндірістік қондырғыларға, трансформаторлық қондырғыларға қызмет көрсету және пайдалану:

Р/с №	Қалдықтың атауы	Қалдық коды	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.з.т.) қалдықтың пайда болуының минималды үлестік көрсеткіштері	Түпкілікті өнім шығару бірлігіне, мұнай эквивалентінің т/тоннасына (м.э.т.) қалдықтың пайда болуының максималды үлестік көрсеткіштері
1	2	3	4	5
1	Өңделген майлар	13 02 08*	0,000000077	0,000040005

3.14. Шикі мұнай мен газды теңізде өндіру

Қазақстан Республикасында Каспий теңізінің солтүстік бөлігінде Қашаған, Қайран және Ақтоты Теңіз кен орындарын игеру жұмыстары жүзеге асырылуда.Жұмыстардың барлық кешені іздестіру-барлау жұмыстарын, пайдалану бұрғылауын, кен орнын жайластыру мен пайдалануды қамтиды.

Каспий теңізінің солтүстік бөлігіндегі кен орындары қазіргі уақытта өндірістік қауіпсіздік, жобалау, логистика саласындағы қиындықтарды ескере отырып, теңіздегі қатал экологиялық жағдайлармен үйлесетін әлемдегі ең күрделі салалық жоба болып табылады (олар қатал табиғи жағдайлармен сипатталады, қыс мезгілінде ауа температурасы -30 °C-тан төмен түсуі мүмкін (жылына шамамен бес ай мұзбен жабылған), сондай-ақ жаз мезгілінде температураның +40 °C дейін көтерілуімен, жоғары қысымды және H2S жоғары мұнай қорлары.

Қазақстан Республикасында Каспий теңізінің солтүстік бөлігінің таяз суларына байланысты стационарлық құрылыстары бар үйінді аралдар және суасты құбырлары пайдаланылады.

Инновациялық техникалық шешімдерді қолдануды талап ететін өндірістік операциялар мен логистика кен орындарын ұйымдастырудың негізгі схемасы.

Кен орындарын пайдалану жөніндегі операциялар кешені мыналарды қамтиды: көмірсутек шикізатын бұрғылау, өндіру, одан әрі дайындау үшін көмірсутек шикізатын ішінара дайындау және құрлыққа тасымалдау. Сондай-ақ, теңіз объектілері олардың жұмыс істеуінің дербестігімен қамтамасыз етілген(энергиямен жабдықтау, персонал үшін азық-түлік және тұщы су қоры) гидросфераны ластағыш заттардан және сарқылудан қорғау жөніндегі имерлер өндірістік процестердің қоршаған ортаға әсерін азайту үшін (өндіріс және тұтыну қалдықтарын шығару және оларды кейіннен құрлықта кәдеге жарату).

Әдетте теңіз мұнай-газ кәсіпшілігі объектілері дамыған инфрақұрылымы бар аудандарды алыстатқанын ескере отырып, өндірістік қызметті жүзеге асыру кезінде қосымша қорғаныс кедергілерін қамтамасыз ету, бір мезгілде жұмыстарды жүргізуді егжей-тегжейлі жоспарлау ерекше маңызға ие.

4. Шығарындылар мен ресурстарды тұтынудың алдын алу және / немесе азайту үшін жалпы еқт

Осы бөлімде олардың қоршаған ортаға теріс әсерін азайту үшін технологиялық процестерді жүзеге асыру кезінде қолданылатын және қоршаған ортаға теріс әсер ететін объектіні техникалық қайта жарақтандыруды, реконструкциялауды талап етпейтін жалпы әдістер сипатталады.

Бұл бөлім өндірістік циклдің технологиялық процестеріне біріктірілген қоршаған ортаны қорғауды басқару жүйелерін қамтиды. Қалдықтардың пайда болуын және кәдеге жаратылуын болдырмау, сондай-ақ оңтайландыру және қайта пайдалану арқылы шикізатты, суды және энергияны тұтынуды азайтуға мүмкіндік беретін әдістер қарастырылады. Сипатталған әдістер экологиялық салдардың алдын алу немесе шектеу үшін қолданылатын шараларды қамтиды.

2-бөлімде техниканы ЕҚТ-ға жатқызу үшін бірқатар өлшемшарттар белгіленген. 4.1-кестеде келтірілген стандартты құрылым техниканы салыстыру және 2-бөлімде белгіленген ЕҚT-ге жатқызу әдіснамасына сәйкес баға беру үшін әр техника туралы ақпаратты ұсыну үшін қолданылады.

4.1-кесте. Осы бөлімде сипатталған әрбір техника бойынша ақпарат

Бөлімдердегі тақырыптар

Сипаттама

Техникалық сипаттама

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Кросс-медиа әсерлер

Қолданылуы

Экономика

Енгізу әсері

Зауыт (тар) мысалы

Анықтамалық әдебиет

Бөлім техниканың толық тізімін қамтымайды. Қоршаған ортаны қорғау деңгейі қамтамасыз етілген жағдайда басқа әдістерді қолдануға болады.

4.2-кестеде әрбір сипатталған қызмет түрі немесе қайта өңдеу процесі үшін 4 және 5-бөлімдерде қаралатын техникалардың саны келтіріледі. 4.2-кестеде 4 және 5-бөлімдерде қарастырылған әдістер санына шолу берілген.

4.2-кесте. 4 және 5-бөлімдерде қаралған техникалар саны

Р/с №	Тарау бөлімі (кіші тармақ)	Қызмет/процесс	Процестер-ге арналған техникалар саны:
1	2	3	4
	4.1-4.7	Жалпы техникалар	7
	5.1	Шикі мұнай, мұнай (ілеспе), табиғи газ және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру	3
	5.2	Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау	6
	5.3	Суды дайындау	2
	5.4	Газды дайындау және өңдеу	5
	5.5	Реагенттік шаруашылық	4
	5.6	Газ техникалық күкірт өндіру	14
	5.7	Төмен температуралы конденсация және газ фракциясы	28
	5.8	Шикі / тауарлық мұнай, газ және суды есепке алу және өлшеу	2
	5.9	Қабаттық қысымды сақтау	2
	5.10	Су қоймасы паркі	2
	5.11	Кәріз және тазарту қондырғылары (сарқынды суларды тазарту)	17
	5.12	Алау жүйелері	5
	5.13	Энергетикалық жүйе	31
	Жиыны:		128

4.1. Қоршаған ортаға әсерді азайту

Сипаттама

Өндірісті басқару және ұйымдастыру тәсілдерін жетілдіру, жобалық құжаттаманы әзірлеу сатысында көмірсутек шикізатын өндіру объектілерінің қоршаған ортаға әсер ету аспектілерін есепке алу, қоршаған ортаға ең аз ықтимал теріс әсері бар материалдар мен реагенттерді таңдау жөніндегі жалпы ұйымдастырушылық іс-шаралар, қалдықтары аз/қалдықсыз технологияларға көшу жөніндегі іс-шаралар, өндіріс логистикасы, өндірістік процестің тиімділігін бақылау, өндірістік процестерді басқарудың автоматтандырылған жүйелерін енгізу, өндірісті апатсыз пайдалануды қамтамасыз ету, персоналды даярлау және біліктілігін арттыру және т.б.

Техникалық сипаттама

Кәсіпорынның экологиялық басымдықтарын анықтау кезінде негізінен қоршаған ортаға әсердің төмендеуін ескеру қажет. Қоршаған ортаға әсерді төмендетудің негізгі жолдары:

қалдықсыз және аз қалдықты технологиялар мен өндірістерге көшу;

өнеркәсіптік өндірісті экологияландыру: технологиялық процестерді жетілдіру және қоршаған ортаға қоспалар мен қалдықтар шығарындыларының деңгейі төмен жаңа жабдықтарды әзірлеу, өндірістер мен өнеркәсіптік өнімдердің барлық түрлерін экологиялық сараптау, кәдеге жаратылмайтын қалдықтарды кәдеге жаратылғанға ауыстыру, қоршаған ортаны қорғаудың қосымша әдістері мен құралдарын (газ шығарындылары мен сарқынды суларды қоспалардан тазартуға арналған аппараттар мен жүйелер) кеңінен қолдану, шуды өшіргіштер, ЭМӨ-ден қорғауға арналған экрандар және т.б.);

табиғи ресурстарды ұтымды басқару;

минералды ресурстарды ұтымды пайдалану;

табиғи қауымдастықтарды сақтау;

табиғи объектілерді қорғау аймақтары.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Мұнай-газ өндіру процесінде қоршаған ортаға теріс әсерді біртіндеп азайту, табиғи қауымдастықтарды сақтау.

Қолданылуы

Мұнай-газ өндіру саласының қолданыстағы процестеріне қолданылады.

Енгізу әсері

Әсерді басқару және қоршаған орта компоненттеріне теріс әсерді азайту.

4.2. Экологиялық менеджмент жүйесі

Сипаттама

Экологиялық менеджмент жүйесі (ЭМЖ) – экологиялық аспектілерді басқару, қабылданған міндеттемелерді орындау және тәуекелдер мен мүмкіндіктерді ескеру үшін қолданылатын басқару жүйесінің бөлігі.

Техникалық сипаттама

ЭМЖ – өндіріс процесінің операторларына экологиялық мәселелерді жүйелі және көрнекі түрде шешуге мүмкіндік беретін әдіс. ЭМЖ өндіріс процесін жалпы басқару мен пайдаланудың ажырамас бөлігі болып табылатын жерде ең тиімді және тиімді.

ЭМЖ оператордың назарын өндірістік процестің экологиялық Сипаттамаларына қалыпты және қалыпты жұмыс жағдайынан басқа нақты жұмыс процедураларын қолдану арқылы, сондай-ақ тиісті жауапкершілік салаларын анықтау арқылы аударады.

Барлық тиімді ЭМЖ қоршаған ортаны басқару процесін үздіксіз жетілдіру тұжырымдамасын қамтиды. Басқарудың әртүрлі модельдері бар, бірақ ЭМЖ-нің көпшілігі Деминг цикліне (PDCA) негізделген: "жоспарлау-орындау-тексеру-жетілдіру (түзету)", ол компанияны басқарудың басқа контексттерінде кеңінен қолданылады. Деминг циклі – бұл қайталанатын динамикалық модель, онда бір циклдің аяқталуы келесі циклдің басына өтеді (4.1-сурет).

4.1-сурет. ЭМЖ моделін жүйелік жетілдіру

ЭМЖ құрамында мынадай компоненттер болуы мүмкін:

жоғары басшылықты қоса алғанда, басшылықтың көшбасшылығы мен міндеттемесі;

кәсіпорынның тіршілік ету ортасын (контекстін) және оның қызметінің барлық аспектілеріне әсер ететін факторларды анықтау және түсіну;

ЭМЖ қолдану саласын және кәсіпорын басқара алатын экологиялық аспектілерді анықтау;

басшылықтың өндірістік процесті ұдайы жетілдіруді қамтитын экологиялық саясатты айқындау;

5) тәуекелдер мен мүмкіндіктерді анықтау:

экологиялық аспектілерге;

қабылданған міндеттемелерге;

кәсіпорынның тіршілік ету ортасына (контекстіне) және мүдделі тараптардың қажеттіліктері мен үміттеріне сәйкес анықталған басқа факторлар мен талаптар;

қаржылық жоспарлаумен және инвестициялармен ұштастыра отырып, сондай-ақ қондырғыны жаңа қондырғыны жобалау кезеңінде және оны пайдаланудың бүкіл мерзімі ішінде пайдаланудан шығарудың ықтимал нәтижесінде қоршаған ортаға әсерді ескере отырып, қажетті рәсімдерді, мақсаттар мен міндеттерді жоспарлау және белгілеу;

7) ерекше назар аударатын рәсімдерді жүзеге асыру:

құрылымы мен жауапкершілігі;

оқыту, хабардарлық және құзыреттілік;

байланыстар;

қызметкерлерді тарту;

құжаттама;

технологиялық процесті тиімді басқару;

техникалық қызмет көрсету бағдарламаларына;

төтенше жағдайларға дайындық және оларға ден қою;

экологиялық заңнаманың сақталуын қамтамасыз ету;

8) өнімділікті тексеру және ерекше назар аудара отырып түзету шараларын қабылдау:

мониторинг және өлшеу;

түзету және ескерту әрекеттері;

жазбаларды жүргізу;

ЭМЖ-нің жоспарланған іс-шараларға сәйкестігін анықтау мақсатында тәуелсіз (іс жүзінде мүмкін болатын жерде) ішкі және сыртқы аудитті жүргізу және ол тиісті түрде енгізіліп, қолдау көрсетіле ме;

9) ЭМЖ талдауына және оның жоғары басшылықтың тұрақты жарамдылығына, сәйкестігі мен тиімділігіне;

10) тұрақты экологиялық декларацияны дайындау;

11) сертификаттау жөніндегі органның немесе ЭМЖ сыртқы верификаторының валидациясы;

12) салалық бенчмаркингті тұрақты негізде қолдану.

Өндірістік экологиялық бақылау, ішкі және (немесе) тәуелсіз сыртқы аудит негізінде қол жеткізілген нәтижелерді талдау және тиісті есепке алуды жүргізе отырып түзету іс-шараларын жүргізу кәсіпорынның ЭМЖ құрылымын жақсартуға әкеп соғады. Даму кезінде және

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

ЭМЖ экологиялық аспектілерді басқаруға ықпал етеді және өндіріс процесінің экологиялық көрсеткіштерін үнемі жақсартуды қолдайды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Бұл ЕҚТ экологиялық және пайдалану көрсеткіштеріне ие емес.

Кросс-медиа әсерлер

Жоқ.

Қолданылуы

Жоғарыда сипатталған экологиялық басқару жүйесіне кіретін компоненттер осы анықтамалық шеңберіндегі технологиялық процестердің барлық түрлеріне қолданыла алады. Көлемі (мысалы, егжей-тегжейлі деңгей) және сипаты ЭМЖ (мысалы, стандартты немесе стандартты емес) технологиялық процестің сипатына, масштабына және күрделілігіне және оның экологиялық әсер ету деңгейіне байланысты болады.

Экономика

Нәтижелі ЭМЖ енгізу мен қолдаудың шығындары мен экономикалық пайдасын анықтау қиын. ЭМЖ-ны қолданудың нәтижесі болып табылатын қолданыстағы экономикалық пайда әр процесте әр түрлі болады. Экономикалық пайда табиғи ресурстарды тұтынудың төмендеуінен, табиғи ортаны пайдаланғаны үшін төлемнің төмендеуінен, процестерді оңтайландырудан және т.б.

Енгізу әсері

ЭМЖ енгізу кезінде қол жеткізілген әсерлер:

экологиялық көрсеткіштерді жақсарту;

клиенттердің, реттеушілердің, банктердің, сақтандыру компанияларының немесе басқа да мүдделі тараптардың (мысалы, объектіге жақын жерде тұратын немесе жұмыс істейтін адамдар) экологиялық талаптарын орындау үшін пайдаланылуы мүмкін компанияның экологиялық аспектілерін түсінуді жақсарту;

шешім қабылдаудың жетілдірілген негізі;

қызметкерлердің мотивациясын арттыру (мысалы, менеджерлер қоршаған ортаға әсердің бақыланатынына және қызметкерлердің экологиялық жауапты компанияда жұмыс істейтініне сенімді бола алады);

пайдалану шығындарын төмендету және өнім сапасын арттыру үшін қосымша мүмкіндіктер;

компанияның имиджін жақсарту;

экологиялық тиімділікті үнемі жақсарту және қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер ету мәселелері;

технологиялық шығындарды азайту.

Зауыт (тар) мысалы

ЭМЖ Қазақстан Республикасындағы барлық ірі мұнай газ өндіруші компанияларда енгізілген.

4.3. Су ресурстарын басқару

Сипаттама

Бұл техника "маркерлік заттар" ретінде жіктелген заттардың суға төгінділерін анықтау және азайту стратегиясы болып табылады.

Тиісті стратегияны жүзеге асыруға болады және келесі қадамдарды қамтиды:

1. Мұнай-газ өндіру объектілеріне төгілуі мүмкін заттардың тізбесін белгілеу және олардан жеке технологиялық процесті немесе технологиялық процестердің жиынтығын сипаттайтын "маркерлік заттарды" бөліп шығару.

2. Кәсіпорында әзірленетін мониторинг бағдарламасына әдістерді, кезеңділікті, нәтижелерді ұсынуды және сарқынды суларды тазарту процесін басқару үшін мониторинг нәтижелерін пайдаланғаны үшін жауапкершілікті қосу.

3. Қалыпты пайдалану жағдайларында мониторинг бағдарламасын орындау шеңберінде сынамаларды іріктеу кестесін қалыптастыру (мерзімді немесе тұрақты кесте).

4. Мониторинг бағдарламасын орындау шеңберінде сынамалар айналымының кезеңдік кестесі үшін неғұрлым қолайлы кезеңді айқындау, мысалы, бақыланатын көрсеткіштердің мәндері өте төмен болса, алты айлық немесе жыл сайынғы.

5. Нәтижелерді талдау және ЭМЖ-ға енгізілетін тиісті "маркерлік заттардың" төгінділерін қысқарту жөніндегі нақты іс-қимыл жоспарын әзірлеу, мысалы, бақыланатын заттар тізбесіне тұрақты мониторинг кестесіне енгізу. Бақыланатын заттар шоғырлануының нормативтік мәндері немесе жалпы төгу мәндері асып кеткен жағдайда, асып кету себептеріне талдау жүргізу, талдау нәтижелері бойынша бақыланатын заттардың төгінділерін азайту жөніндегі іс-шараларды әзірлеу немесе өндірісті жаңғырту бағдарламасына тиісті техникалық өзгерістерді енгізу қажет.

Су ресурстарын басқарудың қосымша әдісі сіңіргіш ұңғымаларға айдау арқылы өзінің өндірістік және технологиялық қажеттіліктері үшін пайдаланылған ілеспе сулардың және сулардың орналастырылуын бақылау болып табылады.

Техникалық сипаттама

Осы ЕҚТ сипаттамасы нақты қадамдарды белгілемейді және кәсіпорын иесіне қоршаған ортаға "маркерлік заттарды" төгу көрсеткіштерін жақсарту үшін әрекет ету мүмкіндігін ұсынады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Мұнай-газ өндірісінің ластағыш заттарының төгінділерін біртіндеп азайту. Ластағыш қауіпті заттар үшін – төгінділерді тоқтату немесе кезең-кезеңімен тоқтату.

Қолданылуы

Мұнай-газ өндіру саласының қолданыстағы процестері мен қондырғыларына қолданылады.

Экономика

Шығындар бақыланатын заттардың жалпы санына және белгілі бір объектіге тән мерзімді бақылау бағдарламасының ұзақтығына байланысты өзгереді.

4.4. Атмосфераға шығарындыларды басқару

Сипаттама

Атмосфераға шығарындылардың алдын алу және шектеу үшін мыналарға байланысты бір немесе бірнеше әдістер қолданылуы мүмкін: нормативтік-құқықтық актілердің талаптарына, көздің маңыздылығына, басқа көздерге қатысты шығарындылар көзі бар объектінің орналасуына; қабылдаушы реципиенттердің орналасқан жеріне, ағымдағы сәттегі қоршаған ауаның сапасына және кәсіпорын қызметінің нәтижесінде ауа бассейнінің жай-күйінің нашарлау мүмкіндігіне, техникалық орындылығы мен шығарындылардың алдын алу, шектеу және жүзеге асырудың ықтимал тәсілдерінің экономикалық тиімділігі.

Техникалық сипаттама

Шығарындылар мен ауа сапасын бақылау бағдарламалары шығарындыларды басқару стратегияларының тиімділігін бағалау үшін пайдаланылуы мүмкін ақпаратты қамтамасыз етеді. Жиналған деректердің мақсатына сәйкес келуін қамтамасыз ету үшін жүйелі жоспарлау жүргізу ұсынылады (және қажет емес деректерді жинамау керек). Бұл процесс кейде деректер сапасының мақсаттарын анықтау деп аталады: бұл деректерді жинау мақсатын, осы деректер негізінде қабылданатын шешімдердің сипатын, дұрыс емес шешім қабылдаудың салдарын, уақыт пен географиялық шеңберді және дұрыс шешім қабылдау үшін қажетті деректердің сапасын анықтайды. Ауа сапасының мониторингі бағдарламасын әзірлеу кезінде мынадай элементтер ескеріледі: мониторингтің параметрлері, бастапқы деңгейлері, түрі мен жиілігі, мониторинг жүргізу орны.

Материалдар қысымға ұшыраған, бу қысымының төмендеуіне ұшыраған немесе жабық кеңістіктен шығарылған ҰОҚ бар сұйықтықтарды немесе газдарды өндірудің, сақтаудың және қолданудың өндірістік процестерімен байланысты ұйымдаспаған ҰОҚ шығарындыларының ең көп таралған көздері. Мұндай шығарындылардың әдеттегі көздеріне жабдықтың ағуы, ашық цистерналар мен араластырғыш ыдыстар, сақтау цистерналары, сарқынды суларды тазарту жүйесінің элементтері және кездейсоқ ағып кетулер жатады. Қысыммен ағып кетуге бейім жабдықтың бөлшектеріне клапандар, келте құбырлар және басқа байланыстырушы элементтер жатады. Жабдықтың ағып кетуіне байланысты ҰОҚ шығарындыларының алдын алу және жою үшін, атап айтқанда: жабдықты жаңартуды жүргізу, ағып кетуді анықтау және жөндеу жұмыстарын уақтылы жүргізу мақсатында тұрақты мониторинг арқылы ұйымдастырылмаған шығарындылармен күресуге мүмкіндік беретін ағып кетуді анықтау және жою бағдарламаларын енгізу, ұшпа фракциялардың пайда болу мүмкіндігін азайту мақсатында резервуарларды қалқымалы қақпақтармен жабдықтау ұсынылады. кәдімгі типтегі резервуарларда өнімнің үстінде пайда болатын бос орынды жою.

Шикі мұнай мен мұнай өнімдерін ауыстырып тиеу жөніндегі терминалдарды пайдалану процесінде ұшпа органикалық қосылыстардың (ҰОҚ) шығарындылары экологиялық және экономикалық тұрғыдан өте маңызды болуы мүмкін. ҰОҚ шығарындылары сақтау кезінде буланудан болатын шығындардың нәтижесі болуы мүмкін (әдетте "тыныс алу, сақтау және лезде булану жоғалуы"деп аталады) 2), резервуарларды толтыру және босату, қоспаларды қосу, Көлік құралдарын тиеу және түсіру ("өндірістік шығындар" деп аталады), сондай-ақ тығыздағыштар арқылы ағып кету, фланецтер және жабдықтың басқа байланыстырушы элементтері ("кездейсоқ шығындар"деп аталады). Сақтау кезіндегі шығындар мен өндірістік шығындар салдарынан ұйымдастырылмаған ҰОҚ шығарындыларының алдын алу және шектеу мақсатында, атап айтқанда, құю арқылы отын сақтауға арналған резервуарлардың көпшілігіне, сондай-ақ жерүсті сорғы жүйелері мен құбыр шаруашылығына қатысты төменде келтірілген ұсыныстарды орындау қажет.

Резервуарлардағы тұрақты қысым мен бу-ауа кеңістігін мыналар есебінен ұстану: толтыру және айдау кестесін үйлестіру, сондай-ақ резервуарлардағы қысымды теңестіру (резервуарды толтыру кезінде парыыстырылған булар босатылатын резервуардың бу-ауа кеңістігіне немесе бу жинауға дайындық тәртібімен басқа сыйымдылыққа жіберілетін процесс). Егер бу шығарындылары денсаулықты сақтау қағидаттарын негізге ала отырып әзірленген нормативтермен салыстырғанда атмосфералық ауа сапасының нашарлауына ықпал ететін немесе әкелетін жағдайда, объектіні буды конденсациялау және қалпына келтіру қондырғылары, каталитикалық тотығу қондырғылары, буды жағу қондырғылары немесе газды адсорбциялау құралдары сияқты шығарындыларды шектеудің қайталама құралдарымен жабдықтау қажет. Ұсыныстарды қолдану шегі сақталған өнімнің түрімен, сақтау жүйесімен және атмосфералық ауа сапасына ықтимал әсердің маңыздылығымен анықталуы мүмкін. Көлік құралдарын тиеу-түсіру кезінде бензинді беру және бұру жүйелерін, резервуарлық буларды жинау шлангтарын және бу өткізбейтін автомобильдерді, теміржол цистерналары мен танкер резервуарларын пайдалану. Төменнен құюмен автомобиль / теміржол цистерналарын құю жүйелерін пайдаланыңыз. Буды анықтау құрылғыларының көмегімен құбырлардан, клапандардан, тығыздағыштардан, резервуарлардан және басқа да инфрақұрылым тораптарынан ұйымдастырылмаған шығарындыларды кезең-кезеңмен бақылау тәртібін енгізу, кейіннен техникалық қызмет көрсету немесе қажет болған жағдайда Тораптарды ауыстыру. Бұл тәртіпте бақылау жүргізудің кезеңділігі мен орны, сондай-ақ жөндеу жүргізуді талап ететін шығарындылардың ең төменгі деңгейі көзделуге тиіс.

Отынды жағуды жүзеге асыратын пайдалану ұңғымаларының және өзге де техникалық құрылғылардың сағалық жылытқыштарындағы жанарғы құрылғылардың жұмыс режимін оңтайландыру атмосфераға ластағыш заттар шығарындыларын азайтуға айтарлықтай әсер етеді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Шығарындылар нәтижесінде ластағыш заттардың шоғырлануы қолайлы қоршаған ортаны қамтамасыз ету үшін қол жеткізу және күтіп ұстау қажетті болып табылатын белгіленген экологиялық сапа нормативтерінің тиісті деңгейлерінен аспауға тиіс.

Қолданылуы

Мұнай-газ өндіру саласының қолданыстағы процестері мен қондырғыларына қолданылады.

Енгізу әсері

ҰОҚ шығарындыларын бейтараптандыру әдістерінің мысалдары 4.3-кестеде келтірілген ("Қоршаған ортаны қорғау, денсаулық және еңбек жөніндегі нұсқаулық. ҚОДЕ бойынша жалпы басшылық: Қоршаған ортаны қорғау атмосфераға шығарындылар және қоршаған ауаның сапасы").

4.3-кесте. ҰОҚ шығарындыларын бейтараптандыру әдістерінің үлгілері

Р/с №	Жабдық түрі	Модификация	Үлгілі тиімділік (%)
1	2	3	4
	Сорғылар	Тығыздамасыз құрылым	100*
		Жабық үрлеу жүйесі	90**
		Айдалатын сұйықтықпен салыстырғанда жоғары қысымда қақпа сұйықтығын сақтайтын қос механикалық тығыздағыш	100
	Компрессорлар	Жабық үрлеу жүйесі	90
	Компрессорлар	Қысылатын газбен салыстырғанда жоғары қысымда қақпа сұйықтығын сақтайтын қос механикалық тығыздағыш	100
	Қысымды босату агрегаттары	Жабық үрлеу жүйесі	Ауытқиды***
	Қысымды босату агрегаттары	Қауіпсіздік диафрагмасы	100
	Клапандар	Тығыздамасыз құрылым	100
	Байланыстырушы кірістірулер	Дәнекерлеу	100
	Ашық сызықтар	Бітеуіш, тығын, жапқыш немесе екінші клапан	100
	Сынама алғыштар	Жабық сынама алу схемасы	100

ескертпе

* тығыздамасыз жабдық істен шыққан жағдайда, ол елеулі шығарындылардың көзіне айналуы мүмкін;

** жабық үрлеу қондырғысының нақты тиімділігі жиналған булардың үлесіне және осы булар шығарылатын бейтараптандырғыштың тиімділігіне байланысты;

*** қысымды босату агрегатының жабық үрлеу жүйесін жабдықтау жағдайында шығарындыларды бейтараптандыру тиімділігі жабық үрлеу жүйелерін қолданудың басқа жағдайларына қарағанда төмен болуы мүмкін.

4.5. Өндірісті басқару

Сипаттама

Өндірісті басқару – бұл өнім өндірудің, экологиялық қауіпсіздіктің мүмкін болатын артықшылықтарына қол жеткізуге бағытталған іс-шаралардың жиынтығы. Өндірісті басқару жүйесінің негізгі міндеті-шикізаттың жоғалуын барынша азайтатын және технологиялық процестер (құрылымдық бөлімшелер) арасындағы өзара іс-қимыл тамаша жолға қойылған, сондай-ақ шығарылатын өнім қажетті талаптарға жауап беретін және өндірістік компанияның қаржылық көрсеткіштеріне тікелей әсер ететін белгіленген қасиеттерге ие жұмыс өндірістік процестерін қалыптастыру.

Шығарындыларды азайтудың негізгі әдістерін толық пайдалануды қамтамасыз ету үшін (олардың болуын, сондай-ақ өнімділігін қамтамасыз ету) бөлінетін газдардың пайдалану параметрлері немесе бөлінетін газдарды тазарту жүйелері қол жеткізілген жалпы тазарту тиімділігіне айтарлықтай әсер етуі мүмкін нақты жағдайларға арналған кейбір процедураларды анықтауға болады (мысалы, сілтілі реагенттің мөлшері, жұмыс температурасы, бөлінетін газдың шығыны, айналып өту операциялары).

Арнайы процедуралар нақты жұмыс жағдайлары үшін анықталуы мүмкін, атап айтқанда:

тиімді химиялық реагенттерді қолдану;

өндірісті автоматтандыру;

минималды энергетикалық шығындармен және максималды тиімділікпен технологиялық процесті реттеу;

цифрлық инфрақұрылымның тиімділігін арттыру.

жүйені толық қуатта пайдалануға кедергі келтіретін бөлінетін газдардың жеткіліксіз шығыны немесе температурасы.

Өндірісті басқарудың қосымша әдістері:

Персоналдың жауапкершілігі мен құзыреттілігі, іс-қимылдардың жүйелілігі; оқыту, ақпараттандыру және экологиялық менеджмент қағидаттарын енгізуге байланысты іс-шараларды іске асыруға персоналдың қатысуы негізінде іс-қимыл жоспарларын әзірлеу;

Газды өндіру және кәсіпшілік дайындау объектілерінің технологиялық режимдерін кешенді реттей отырып, газ кәсіпшіліктерінде технологиялық процестерді басқарудың интеграцияланған автоматтандырылған жүйелерін (ұңғымаларды, газ жинау желілерін, ГКДҚ (ГАДҚ), ҚКС қоса алғанда) пайдалану;

Қоршаған ортаны қорғау және қауіпсіздік, персоналдың еңбегі мен денсаулығын ұйымдастыру мәселелері бойынша ынтымақтастықты дамыту мақсатында бір технологиялық (өнеркәсіптік) алаңның аумағындағы жекелеген өндірістік объектілерді пайдаланатын екі немесе одан да көп заңды және (немесе) жеке тұлғалар арасында шарттық қатынастар орнату;

Өндіріс тиімділігінің деңгейін, өнімнің техникалық деңгейі мен сапасын арттыруға бағытталған заманауи әдістер мен өлшеу құралдарын практикаға енгізу;

Өлшеулердің бірлігі мен талап етілетін дәлдігін қамтамасыз ету, өндірісті метрологиялық қамтамасыз етудің тиімділігін арттыру.

Техникалық сипаттама

Бұл техниканың сипаттамасы нақты қадамдарды белгілемейді және кәсіпорын иесіне қоршаған ортаға "маркерлік заттар" эмиссияларының көрсеткіштерін қысқарту, технологиялық процестердің энергия тиімділігін арттыру және тиісті сападағы өнім өндірісін ұлғайта отырып, шикізат ресурстарын тұтынуды азайту үшін әрекет ету мүмкіндігін ұсынады.

Өндірісті басқарудың негізгі принциптері:

шикізатты сатып алған сәттен бастап дайын өнімді тапсырыс берушіге тапсырғанға дейін бизнес-процестерді ұйымдастыру;

өндірістік бағдарламаларды, кестелерді және т.б. қалыптастыру арқылы өндірістік процестерді жоспарлауды ұйымдастыру;

өндірістік жоспарлар мен кестелердің сақталуын бақылау;

өндірісті уақтылы жаңғырту (жабдықты жаңарту, ескірген жабдықты ауыстыру, өндірістік учаскелерді автоматтандыру және механикаландыру, қызметкерлерді оқыту және біліктілігін арттыру);

шығарылатын өнімнің сапасын бақылауды жақсарту.

және басқаша.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Мұнай-газ өндіру процестерінен қоршаған ортаға ластағыш заттардың шығарындыларын / шығарындыларын біртіндеп азайту. Ластағыш қауіпті заттар үшін-төгінділерді тоқтату немесе кезең-кезеңімен азайту. Ресурс үнемдеу деңгейін арттыру.

Қолданылуы

Мұнай-газ өндіру саласының және өнеркәсіптің өзге де салаларының қолданыстағы процестері мен қондырғыларына жалпы қолданылады.

Экономика

Шығындар бақыланатын процестердің жалпы санына, маркерлік ластағыш заттардың санына, технологиялық жабдықтар мен техникалық жарақтардың санына, сондай-ақ тұтынылатын шикізат пен нақты объектінің ерекшелігіне қатысты энергия шығындарының түрлеріне байланысты өзгереді.

4.6. Энергия тиімділігін арттыру

Техникалық сипаттама

Энергетикалық менеджмент объектіні дұрыс басқару жүйесіне енгізілуі мүмкін. Энергетикалық аудит, энергетикалық тексеру-энергетикалық ресурстарды ұтымсыз пайдалануды анықтауға және энергетикалық тиімділікті арттыру жөніндегі шараларды әзірлеуге бағытталған іс-шаралар кешені. Кәсіпорынның энергия аудитінің негізгі міндеті энергия ресурстарына шығындарды қысқартуды, сондай-ақ жабдықтың тиімділігі мен сенімділігін арттыруды қамтамасыз ететін іс-шараларды әзірлеу және енгізу болып табылады. Энергияны тұтынуды азайтудың жыл сайынғы инвестициялық жоспарын ЕҚТ анықтау кезінде ескеру қажет әдіс ретінде қосу керек.

Энергия тиімділігін бағалау үшін бірнеше әдіснамалар, энергияны нақты тұтыну және (аз дәл және қарапайым) энергияны тұтынуды өндірілетін / өңделетін шикізат мөлшерімен байланыстыратын индекс бар.

Энергия тұтынуды азайтуға, операциялық қызметті жақсартуға, өндірісті ұтымды ұйымдастыруды қолдауға, сондай-ақ басқару мен таңдамалы инвестицияларға кешенді тәсілге негізделген келісілген әдістер. Төменде 4.4-кестеде мұнай-газ өндіру секторындағы ЕҚТ анықтау үшін қарастырылатын негізгі техникалардың тізімі келтірілген.

4.4-кесте. Энергия үнемдеу техникалары

Р/с №	Техниканың сипаттамасы	Өнімділік және ескертпелер
1	2	3
1	Басшылықтың назарын энергияны тұтынуға аудару	Процестерді интеграциялау негізінде шешім қабылдауды қамтамасыз ету
2	Энергияны тұтынуды бақылау және есеп беру жүйесін дамытуды жеделдету	Прогресті өлшеу және мақсатты көрсеткіштерге қол жеткізуді қамтамасыз ету үшін
3	Энергия үнемдеуді ынталандыру жүйесін бастау	Жақсартуды қажет ететін аймақтарды анықтауға ықпал ету
4	Үнемі энергия аудитін жүргізу	Қызметтің белгіленген талаптарға (сыртқы және ішкі)сәйкестігін қамтамасыз ету үшін
5	Энергия тұтынуды азайтуды жоспарлау	Жақсарту үшін мақсаттар мен стратегияларды белгілеңіз
6	Жүргізу науқаны процестерін оңтайландыру бойынша жану	Жақсарту аймақтарын анықтаңыз (мысалы, ауа / отын қатынасы, шығатын құбырдың температурасы, оттықтың конфигурациясы, пештің дизайны)
7	Энергия тұтынудағы саралау / бенчмаркинг бойынша іс-шараларға қатысу	Тәуелсіз органның тексеруі
8	Қондырғылар, олардың ішінде және жүйелер арасындағы интеграция	Қондырғылар арасындағы жылу интеграциясы.

Энергия тиімділігін арттыру кезінде қосымша әдістер мыналар болып табылады:

Энергия тиімділігін басқарудың жүйелік тәсілі.

Энергияны тиімді жобалау (ЭТЖ).

Өндіріс процесі үшін энергияны үнемдейтін жабдықты таңдау.

Процестердің интеграция дәрежесін арттыру.

Энтальпиялық және эксергетикалық талдау.

Энергетикалық модельдер.

Барлық жүйелер мен жабдықтарға техникалық қызмет көрсету (ТҚК) және жөндеу (вибромониторинг, ағымдағы жағдай бойынша, жоспарлы-алдын алу жөндеу).

Салыстырмалы талдау (Шығындар кезінде энергияның, отынның, Таңдау техникалық әдістерін, пайдаланылатын отын жағу кезіндегі, Отын газын қалдық жылумен алдын ала қыздыру, Отын кептіру, Сығылған газ энергиясын қалпына келтіру үшін турбокеңейткіштерді пайдалану, Төмен артық жану ауасы, Түтін газының температурасын төмендету, Жану ауасын қалдық жылумен алдын ала қыздыру, Автоматтандырылған оттықты басқару, Отынды таңдау, Жылу оқшаулаумен шығынды азайту, Жану қондырғысының жалпы энергия тиімділігі (ПӘК).

Ақпарат алмасу.

Энергетикалық модельдер, мәліметтер базасы және баланстар.

Энергоменеджмент бағыты бойынша IT-жобаларды, ақпараттық-талдамалық жүйелерді іске асыру.

Энергия менеджменті бөлігінде нормативтік-әдістемелік құжаттаманы әзірлеу, бекіту және өзектендіру.

Энергия тиімділігі саласындағы бастамаларды одан әрі дамытуды қамтамасыз ету және уәждемені қолдау.

Термоэкономика.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Энергияны тұтынуды азайтудың барлық шаралары ресурстарды үнемдеуге және шығарындыларды, соның ішінде СО2-ні азайтуға әкеледі. Энергияны үнемдеудің кез-келген әрекеті отын шығыны деңгейі арқылы қоршаған ортаның ластануына әсер етеді.

Енгізу әсері

Энергетикалық ресурстарды тұтыну көлемінің төмендеуі зауыттардың операциялық шығындарының қысқаруын ғана емес, сонымен қатар олардың жұмысының сенімділігін арттыруға әкеледі. Энергия тұтынуды азайтудың кешенді тәсіліне негізделген келісілген және жақсы басқарылатын шаралар.

Кросс-медиа әсерлер

Кәсіпорындар арасындағы салыстырмалы талдауға (бенчмарк) қатысу үшін деректердің құпиялылығына байланысты технологиялық процестер мен технологиялық жабдықтардың энергия сыйымдылығы туралы деректерді жинаудағы қиындықтар.

Сондай-ақ, кейбір процестерді оңтайландыруда қиындықтар бар, содан кейін басқа процестерге әсер етеді, осыған байланысты энергия тиімділігі бағдарламаларын кешенді жетілдіру қажет.

Экономика

Энергияны тұтыну жалпы пайдалану шығындарының 50%-на дейін жетуі мүмкін. Нәтижесінде энергияны тұтынуды азайту немесе зауыттың тиімділігін арттыру жалпы пайдалану шығындарын азайтады.

Қолданылуы

Жалпы қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[1].

4.7. Қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату жөніндегі жұмыстарды ұйымдастыру

Бұл бөлім жеке технологиялық процестерге немесе қондырғыларға қатысты алдыңғы бөлімдерді толықтырады. Осы бөлімде мұнай мен газды өңдеу нәтижесінде пайда болатын қалдықтарды басқарудың, азайтудың және олармен күресудің негізгі әдістері туралы тар бағытталған ақпарат қамтылған. Қалдықтардың қоршаған ортаға әсерін азайту мақсатында Қалдықтарды басқару бағдарламасы әзірленуде. Қалдықтарды басқару процесі мыналарды қамтиды:

қалдықтардың пайда болуының алдын алу және азайту;

қалдықтардың жиналуын есепке алу және бақылау;

жинау;

қайта өңдеу;

залалсыздандыру;

қалдықтарды жою.

қалдықтарды отын ретінде кәдеге жарату сияқты қасиеттерді қалпына келтірудің басқа түрлері.

Ұсынылған ақпарат келесі аспектілер бойынша басқа бөлімдерді толықтырады: экологиялық артықшылықтар, қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер ету, техникалық және пайдалану деректері және басқа бөлімдерде қайталанбайтын қолдану мәселелері.

Қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату жұмыстарын ұйымдастыру кезінде мыналарды ескеру қажет:

Олардың түрлері бойынша бұрғылау жұмыстарын жүргізу кезінде қалдықтарды бөлек жинақтау және кейіннен жою үшін мамандандырылған ұйымдарға және қалдықтарды қайта өңдеу жөніндегі қондырғыларға әкете отырып, арнайы контейнерлерде бұрғылау жұмыстарында уақытша сақтау, сондай-ақ басқа да шаралар.

Мамандандырылған ұйымдарда кәдеге жарату, залалсыздандыру, жою және қалдықтарды қайта өңдеу жөніндегі қондырғылар үшін кейіннен әкете отырып, жөндеу жұмыстарын жүргізу кезінде қалдықтарды арнайы ыдыстарға жинақтау.

Жұмыс алаңының аумағынан арнайы жабдықталған көлікпен қалдықтарды шығару.

Мұнай негізіндегі бұрғылау шламын фазаларға бөле отырып өңдеу.

Бұрғылау шламдарын, БСВ шөгінділерін және бұрғылау ерітінділерінің қалдықтарын пайдалану (құрылыс материалы, құнарлы субстрат, жылжымалы құмдарды бекіту, саз ұнтағын алу және т.б.).

БШ, БСВ тұнбасын және бұрғылау ерітінділерінің қалдықтарын қатайту (шоғырландыру).

Жинақтауышты жою және қалпына келтіру.

Сипаттама

Материалдық-техникалық жабдықтаудың оңтайлы нұсқаларын таңдау арқылы қалдықтардың пайда болуын болдырмау, материалдарды ұтымды сатып алу (шын мәнінде қажет нәрсені ғана сатып алу), өндірісте пайдаланылатын шикізат пен материалдарды ұтымды пайдалану (материалды соңына дейін пайдалану және т.б.), материалдарды белгілі бір уақыт аралығында нақты пайдаланылатын мөлшерде ұтымды сатып алу, осы уақыт ішінде олар қалдықтар разрядына ауыстырылмайды (материалдық қорлардың бүлінуін азайту үшін "бірінші келді-бірінші кетеді" ережесін қолдану), өндірісте пайдаланылатын материалдарды бестарсыз немесе қайта пайдалануға болатын контейнерлерде орауыш материал немесе бос контейнерлер түрінде қалдықтарды азайту үшін сатып алу, өндірістік процестерді жетілдіру, қайта өңдеу және қайта өңдеу бастапқы нысанында бірнеше рет пайдаланылатын өнімдер болып табылатын материалдарды немесе бұйымдарды пайдалану не оларды жеке және заңды тұлғаларға беру, оларды пайдалануға, сақтық шараларын қолдануға және ағып кетулер мен төгілулерді, сұйық шикізат пен отынды болдырмау, персоналдың кәсіби деңгейін тұрақты арттыру үшін күнделікті профилактикалық жұмыстарды жүргізуге мүдделі.

Қалдықтардың шығу тегі мен қайта өңдеуге немесе қайта пайдалануға жарамдылығын ескере отырып, оларды бөлек жинау және сұрыптау, қалдықтардың әртүрлі түрлерін бөлек жинау және араластырудың алдын алу, материалдардағы немесе өнімдердегі зиянды заттардың құрамын азайту арқылы қалдықтарды қайта пайдалануға дайындау.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қалдықтарды басқару бағдарламасы қалдықтардың пайда болуын және азаюын және оларды түпкілікті жоюды болдырмауға бағытталған.

4.7.1. Қалдықтарды басқару әдістері (Қалдықтардың биологиялық ыдырауы)

Сипаттама

Бұл бөлімде тікелей мұнай-газ кәсіпорындарында қолданылатын мұнай-газ өндіруші кәсіпорындардың қалдықтарын биологиялық ыдырату әдістері қарастырылған. Ластанған топырақты қалпына келтіру әдістері туралы ақпарат осы бөлімде қарастырылмаған.

Мұнай-газ қалдықтарында кездесетін көптеген қауіпті химиялық заттар микробиологиялық әдістермен су мен көмірқышқыл газы сияқты қауіпті емес қосылыстарға айналады. Жалпы алғанда, ластағыш заттар топырақта өте баяу ыдырайды, өйткені бұл процесс биореакторларды пайдалану сияқты оңтайлы жағдайларды қажет етеді. Биологиялық ыдырау тезірек жүруі үшін бірқатар шарттарды орындау қажет.

Биодеградацияның заманауи әдістері қажетті жағдайларды жақсартуға бағытталған. Биологиялық ыдырауға қажетті микроорганизмдер қалдықтарда бұрыннан бар немесе оларды қосу керек (егер ыдырау олардың болуын болжаса). Мұндай микроорганизмдер арнайы іріктеліп, өңдеуге дайындалады.

Биологиялық ыдыраудың басқа әдістері қалдықтарды өңдеу жөніндегі анықтамалықта сипатталған [1].

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Биодеградацияның маңызды факторлары температураны, жеткілікті оттегін, қоректік заттарды және тиісті микроорганизмдерді бақылау қажеттілігі болып табылады. Сондай-ақ ластағыш заттардың концентрация деңгейін және оның өзгеру динамикасын ескеру маңызды. Улы қосылыстардың болуы биологиялық ыдырау процесін бұзады. Кейде табиғи органикалық қосылыстардың болуы процеске оң әсер етеді.

Осылайша, мұнай қалдықтарының ыдырау жылдамдығын арттыру үшін келесілер қажет [2].:

қажетті штаммдардың микроорганизмдерінің жеткілікті саны;

ластағыш заттардың немесе басқа қосылыстардың улы емес концентрациясы;

судың нақты мөлшерін есептеу;

қоректік заттардың қажетті көлемі (негізінен фосфор мен азоттың 1:10 қатынасы);

аэробты процестер үшін оттегінің қажетті мөлшері және анаэробты процестер үшін оттегінің толық болмауы;

оңтайлы температура (20-30 °C);

pH 6–8;

температураны реттеу;

атмосфераға ұшпа ластағыш заттардың немесе ыдырау өнімдерінің шығарылуын болдырмау үшін шаралар қабылдау қажет. Су мен топыраққа шығарындылардың алдын алу үшін объект аумағында тығыз төсеніштер қолданылады, пайдаланылған ауа тазартылады және артық су қайта пайдаланылады.

ыдырау үшін ластағыш заттардың болуы (жақсырақ жоғары концентрациясыз), атап айтқанда қоректік заттардың, қалдықтардың, инертті (мысалы, топырақ) және ластағыш заттардың жақсы қоспасы.

Анықтамалық ақпарат

[2], [3].

4.7.2. Құрамында мұнай бар шламдарды және/немесе қалдықтарды кокс шикізаты ретінде пайдалану

Сипаттама

Кокс бар мұнай өндіруші кәсіпорындарда мұнай шламдары, сарқынды суларды тазартудан шыққан шламдар мен қалдықтар кокстеу қондырғысында (баяулаған, сұйық фазалы немесе флексикокер) жойылуы мүмкін. Кокс өндірісі жағдайында алынған кокстың сапасы қолайлы болып қалуы керек (зауыттың ішінде/сыртында отын ретінде немесе басқа мақсаттар үшін материал ретінде одан әрі пайдалануға қатысты). Көптеген мұнай шламдарын кокс зауытына жіберуге болады, онда олар қайта өңдеу өнімдерінің бір бөлігіне айналады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Мұнай және газ кен орындарында пайда болатын шламдардың және/немесе қалдықтардың мөлшерін азайту. Кокстеу қондырғылары бар балық аулау мұнай шламының пайда болуын едәуір азайтуға қабілетті. Дегенмен, жоғары сапалы кокс талаптары оның қолданылуын шектеуі мүмкін.

Кросс-медиа әсерлер

Әдетте, өндірілген кокстың сапасы төмендейді.

Егер сарқынды суларды тазартудан шыққан шламдар кокстеу қондырғысы үшін шикізат ретінде қосылса, көмірсутектердің мөлшерін көбейту үшін судың бір бөлігін алып тастау керек (мысалы, вакуумдық булану немесе үрлеу арқылы).

Қолданылуы

Кокстеу қондырғысына жіберілетін шлам қалдықтарының мөлшері мен кокс сапасының Сипаттамалары арасындағы тепе-теңдікті қамтамасыз ету қажет. Дегенмен, кокстеу процестері олар жұмыс істей алатын шлам мөлшерін арттыру үшін жаңартылуы мүмкін.

Енгізілетін шламның мөлшері суспензиядағы суспензиядағы заттардың құрамына байланысты, әдетте 2-10 % құрайды. Тиеу жылдамдығы бір тонна кокс үшін мұнай құрғақ заттарсыз 40 кг-нан асады деп саналады.

Әдетте, кокстеу қондырғылары құрамында мұнай бар шламдарды өңдеу үшін тартымды технологиялық интеграцияланған шығыс болып табылады, егер кокстың қажетті сапасы мен өнімділігіне байланысты шламның берілу коэффициенті 1-2 %-дан төмен болса.

Енгізу әсері

Мұнай өңдеу зауытында қалдықтардың пайда болуын азайту.

Анықтамалық ақпарат

[4].

4.7.3. Бұрғылау шламын өңдеудің химиялық әдісі

Сипаттама

Әдіс еріткіштерді қолдануға негізделген. Мұнай шламдарын тарату үшін төмен қайнайтын парафинді көмірсутектер қолданылады, мысалы, н-гексан, жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы, газ конденсаты және басқалары. Қайта өңдеудің мәні-құрамында мұнай бар қалдықтарды еріткіштерде еріту, содан кейін оларды тастардан, қиыршық тастардан, құмнан және басқа бөлшектерден, сондай-ақ судан бөлу.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қалдықтарға түскен мұнай өңдеу өнімдерін қайта пайдалануға болады.

Кросс-медиа әсерлер

Арнайы технологиялық жабдықты қолдану;

Тапшы және қымбат органикалық еріткіштердің жоғары шығыны.

Қолданылуы

Жалпы қолданылады.

Енгізу әсері

Қалдықтардың түзілуін азайту.

4.7.4. Бұрғылау шламын өңдеудің физика-химиялық әдісі

Сипаттама

Бұл әдіс арнайы таңдалған беттік-белсенді заттардың, сондай-ақ бөлшектердің мөлшеріне әсер ететін қосымша реагенттердің көмегімен мұнай шламдарының стратификациясынан тұрады. Мұнай шламын өңдеу кезінде алдын ала қыздырады, су-мұнай эмульсиясын бұзады және алынған әрбір компонент жойылады. Көмірсутек және су фазаларына бөлудің тиімділігін арттыру үшін мұнай шламы арнайы таңдалған деэмульгатормен өңделеді.

Температура, деэмульгатор және акустикалық тербелістердің әсерінен эмульсиялар бөлінеді, ал флокулянт енгізілген кезде механикалық бөлшектердің коагуляция процесі жүреді. Содан кейін өңделген мұнай шламы екі фазалы Центрифугаға түседі, онда орталықтан тепкіш күштердің әсерінен механикалық бөлшектердің суспензиясынан қосымша тазартылады. Тазартылған центрифуга фугаты қысым режимінде акустикалық жүйемен жабдықталған өзін-өзі тазартатын сүзгі арқылы өтеді және мұнай мен су бөлетін үш фазалы өзін-өзі түсіретін орталықтан тепкіш сепараторға түседі.

Кросс-медиа әсерлер

Қолданылатын реагенттердің жоғары құны;

Құрамында парафиндер мен асфальтендер көп болатын жоғары тұтқыр мұнай шламдары үшін қолданылмайды.

Қолданылуы

Бұл әдіс салыстырмалы түрде аз реагенттерді қолдануда жоғары тиімділікпен сипатталады, химиялық және биологиялық өңдеу әдістерімен үйлеседі.

Енгізу әсері

Қалдықтардың пайда болуын азайту.

4.7.5. Бұрғылау шламын қайта өңдеудің термиялық әдісі

Сипаттама

Бұл әдіс пештердегі қалдықтарды жағуды, кептіруді, пиролизді және термиялық десорбцияны қамтиды. Ең көп қолданылатыны-көпіршікті, камералық, шахталық, айналмалы пештерде және қайнаған қабатта жағу. Кез келген термиялық десорбция технологиясының мақсаты-бұрғылау шламынан көмірсутектерді айдау және бұрғылау ерітіндісінде қайта пайдалану үшін көмірсутектерді алу арқылы кәдеге жарату үшін көмірсутегі жоқ бөлшектерді алу.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қалдықтар көлемін азайту;

Залалсыздандыру тиімділігі.

Кросс-медиа әсерлер

Инсинерация жағдайында-түтін газдарын тазартудың күрделі және қымбат жүйесінің қажеттілігі, инсинерация орнына тасымалдау.

Қолданылуы

Жалпы қолданылады.

Енгізу әсері

Экономикалық рентабельділік.

Күлдің көлемі бастапқы өнімнен 10 есе аз.

5. Ең үздік қолжетімді техникаларды таңдау кезінде қарастырылатын техникалар

Жалпы шолу

ЕҚТ бойынша анықтамалықтың осы бөлімінде ЕҚТ анықтау мақсатында қарастыру үшін ұсынылатын нақты қолдану саласына арналған қолданыстағы техниканың сипаттамасы келтірілген.

Техниканы сипаттау кезінде қоршаған орта үшін ЕҚТ енгізудің артықшылықтарын бағалау ескеріледі, ЕҚТ қолданудағы шектеулер туралы деректер, ЕҚТ сипаттайтын экономикалық көрсеткіштер, сондай-ақ ЕҚТ практикалық қолдану үшін маңызы бар өзге де мәліметтер келтіріледі.

Осы бөлімде осы салада қолданылуы мүмкін техникалардың толық тізбесі болмауы мүмкін. Белгіленген технологиялық көрсеткіштерден аспайтын қоршаған ортаны қорғау деңгейін қамтамасыз ету шартымен басқа да техникалар пайдаланылуы мүмкін.

Бөлімде өндіріс, алдын алу, бақылау, азайту және қайта өңдеу әдістері/технологиялары қарастырылады. Бұл технологияларды / әдістерді басқаларға қарағанда аз ластайтын өндіріс технологияларын пайдалану, пайдалану жағдайларын өзгерту, материалдық шығындарды азайту, өндіріс қалдықтарын қайта пайдалану процестерін қайта құру, улы химикаттарды басқару немесе ауыстыру әдістерін жақсарту сияқты көптеген жолдармен жүзеге асыруға болады. Бұл бөлімде жалпы өнеркәсіпте және атап айтқанда мұнай өңдеу өнеркәсібінде іске асырылған ластанудың алдын алу және онымен күресу саласындағы кейбір жалпы және нақты жетістіктер туралы ақпарат берілген.

Осы бөлімнің әрбір тармағы мұнай және газ кен орындарында жүзеге асырылатын процестерге арналған және ЕҚТ анықтау кезінде ескерілуі тиіс шығарындылармен күрес жөніндегі процесс пен техниканы қамтиды. Егер бір процесс/әрекет үшін әртүрлі әдістер қолданылса, олар процестің әрекеті туралы тиісті бөлімде талқыланады. Осы бөлімдердің әрқайсысында процестің/қызметтің аталған бөлімінде қолданылатын ластануды болдырмаудың негізгі әдістері және процестің/қызметтің шығарындыларын азайту үшін қолданылуы мүмкін өндірістік циклдің (ӨЦ) соңында тазарту әдістері бар. ӨЦ техникасы қолданылатын әдістердің реттілігін нақтылау үшін қоршаған орта/ластағыш заттар санаттары бойынша топтастырылған.

Осы бөлімде бөлінетін газдарға, сарқынды суларға қолданылатын ӨЦ техникасы және қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату жөніндегі жұмыстарды ұйымдастыру бар үш бөлім қамтылады. Сондай-ақ мұнай-газ өндіруші кәсіпорындардың бірнеше процестеріне/қызметіне, сондай-ақ кейбір басқа ӨЦ процестеріне қолданылуы мүмкін ӨЦ техникасының Сипаттамаларын қамтитын бөлімдер.

5.1. Шикі мұнай, мұнай (ілеспе), табиғи газ және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

5.1.1. Шикі мұнай өндіру

5.1.1.1. Вакуумдық сорғылар мен беттік конденсаторларды пайдалану

Сипаттама

Бұл әдіс бу эжекторларының орнына вакуумды сұйық сақиналы компрессорларды қолданудан тұрады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Вакуумдық сорғылар мен жерүсті конденсаторлары құрамында мұнай бар сарқынды суларды кетіру үшін көптеген кәсіпорындарда барометрлік конденсаторларды алмастырды. Бу эжекторларын вакуумдық сорғылармен ауыстыру қышқыл су шығынын 10 м3/сағ-тан 2 м3/сағ-қа дейін азайтуға мүмкіндік береді. вакуумды энергия тиімділігін оңтайландыру үшін вакуумдық сорғылар мен эжекторлардың тіркесімі арқылы жасауға болады.

Кросс-медиа әсерлер

Бу эжекторларын вакуумдық сорғылармен ауыстыру вакуум жасау үшін электр энергиясын тұтынуды арттырады, бірақ жылу шығынын, салқындатқыш суды тұтынуды, салқындатқыш сорғылар үшін электр энергиясын тұтынуды және салқындатқыш суды кондиционерлеу үшін қолданылатын агенттерді тұтынуды азайтады. Балық шаруашылығында вакуумды өндіру үшін артық буды алуға және пайдалануға болатын көптеген процестер бар. Дегенмен, энергияны басқаруды талдау вакуумдық сорғыларды пайдаланудың орнына бу шығару үшін артық буды пайдалану басқа мақсаттарда артық буды пайдаланудан тиімдірек екенін шешуге көмектеседі. Екі жүйенің де сенімділігін ескеру қажет, өйткені әдетте бу эжекторлары вакуумдық сорғыларға қарағанда сенімдірек.

Қолданылуы

Жаңғырту жағдайларында қолданылмауы мүмкін. Жаңа қондырғылар жоғары вакуумға (10 мм сын.бағ.) жету үшін бу эжекторларымен біріктірілген немесе онсыз вакуумдық сорғыларды қажет етеді), сондай-ақ вакуумдық сорғы істен шыққан жағдайда қосалқы бөлшектера.

Енгізу әсері

Қышқыл сарқынды сулардың түзілуін азайту.

Зауыт (тар) мысалы

Қазіргі уақытта вакуумдық сорғылар эжекторлық қондырғыларға қарағанда жиі қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[5], [6]

5.1.1.2. Конденсатордан конденсацияланбайтын заттарды вакуумдық эжектормен тазарту

Сипаттама

Вакуумдық қондырғылардан шығарындыларды бақылаудың бұл әдістеріне аминді тазарту, отын газы жүйелері және басқа қондырғылардың технологиялық пештерінде жану немесе екі процесс сияқты процестер кіреді. Кейбір қондырғылардағы газдарда ауаның едәуір мөлшері болуы мүмкін және мұндай газ әдетте орнында жақсы жағылады. Аминді тазарту технологиясын мұқият қолдану қажет болуы мүмкін, өйткені көмірсутектермен ластану аминді қалпына келтіру қондырғыларында көбіктену проблемаларын тудыруы мүмкін.

Ауа конденсаторларынан конденсацияланбайтын заттар жеңіл буларды тазарту немесе рекуперациялау жүйелеріне немесе отын газдары жүйелеріне берілуі мүмкін; вакуумды айдау қондырғыларының герметикалық барометрлік сорғыларынан шығарылатын қышқыл конденсацияланбайтын газдар қышқыл газдың қасиеттеріне сәйкес тәсілмен алынуы және өңделуі тиіс.

Вакуумдық эжекторлардан немесе сорғылардан шығарылатын конденсацияланбайтын шығарындыларға қолданылатын, пештерде немесе кәдеге жаратушы қазандықтарда үрлеу немесе отын газын жағу жүйелеріне төгуден тұратын бұл бақылау техникасы.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Вакуумды айдау бағанының конденсаторлары вакуум астында 0,14 кг/м3 қоректендіруді шығара алады және егер олар жылытқышқа немесе күйдіру пешіне төгілсе, шамалы деңгейге дейін төмендетілуі мүмкін. Егер вакуумдық газ ағындары (бөлінетін газ) тікелей өнеркәсіптік жылытқышта жағылмай, тиісті аминді тазарту қондырғысына жіберілсе, ластануды азайтуға қол жеткізіледі. Вакуумдық бөлінетін газды тазартуға бағыттау компрессор шығындарына байланысты айтарлықтай инвестицияны қажет етеді.

Жану үшін ластануды бақылау технологияларының тиімділігі, әдетте, метан емес ҰОҚ шығарындыларына қатысты 99 %-дан асады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Қазіргі уақытта пешке жіберілетін конденсацияланбайтын вакуумдық айдау ағындары әдетте H2S жоғары концентрациясы бар шағын сарқынды қамтиды. бұл мұнай-газ өнеркәсібіндегі күкірт шығарындыларының шамамен 15 % құрайды деп есептеледі. Қазіргі уақытта бұл шығарындыларды азайту үшін осы ағындарды амин қондырғысымен тазарту жобасы жүзеге асырылуда.

Кросс-медиа әсерлер

Жану технологиясында жану өнімдерін ескеру қажет.

Жоғарғы флегма ыдысында пайда болған сарқынды суларды қайта пайдалану тұзсыздандырғыштың рН-на және тұзсыздандыру кезінде кейбір компоненттердің шығуына әсер етуі мүмкін.

Қолданылуы

Толығымен қолданылады.

Енгізу әсері

Ластағыш заттардың шығарындыларын азайту.

Зауыт (тар) мысалы

Ол кейбір еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында және мұнай және газ өндіруші кәсіпорындарда қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[7], [8], [9].

5.1.1.3. Көмірсутек шикізатының ағынын қарқындатуға бағытталған техникалар пайдалану ұңғымаларында плунжерлік және концентрлі лифтілерді пайдалану, лифт бағандарының сорғы-компрессорлық құбырларын суды кетіру үшін кіші диаметрлі құбырларға ауыстыру

Сипаттама:

1) Көмірсутек шикізатының ағынын қарқындату

Ұңғыманың шығыны ұлғаюы үшін ұңғымалардың төменгі аймағына әсер ету қажет. Мұнай мен газ өндірудің жоғары деңгейіне кепілдік беру үшін мұнай беруді сақтау және арттыру және мұнай өндіруді қарқындату міндеттері басымдыққа ие болуы керек.

Осы жағдайларға байланысты қабаттың төменгі қабатына әсер етудің барлық түрлері бірнеше түрге бөлінеді: 5.1-кестеде келтірілген химиялық, жылу, механикалық, физикалық және күрделі.

5.1-кесте. Мұнай ағынын қарқындату әдістерін бөлу

Р/с №	Көмірсутек шикізатының ағынын шақыруды күшейту әдістері
Р/с №	Химиялық	Механикалық	Жылу әдістері	Физикалық	Кешенді
1	2	3	4	5	6
1	Тұз қышқылын өңдеу	Кумулятивті перфорациялар	Электр жылумен өңдеу	Діріл толқынының әсері	Игеру арқылы діріл толқынының әсері
2	Көбік қышқылын өңдеу	Гидравликалық сыну	Термоакустикалық әсер	Акустикалық әсер	Су оқшаулау және діріл толқындарының әсері
3	Саз қышқылын өңдеу	Бұрғылау тесіктері	Жылыту ПЗП бу	Ультрадыбыстық әсер	Дамумен ультрадыбыстық әсер
4	Еріткіштермен және қышқылдармен өңдеу	Беткей мен қабатты тазартудың имплозиялық әдісі	Термоқышқылды өңдеу	Электр разрядының әсері	Термогазохимиялық әсер

Мұнай ағынын қарқындату әдістерін дәйекті қолдануға жол беріледі.

Пайдалану ұңғымаларында плунжерлік және концентрлі лифттерді пайдалану

Сипаттама 3.1.1-бөлімде берілген.

Лифт бағаналарының сорғы-компрессорлық құбырларын суды кетіру үшін диаметрі кішірек құбырларға ауыстыру

Лифт бағандарын кіші диаметрлі құбырларға ауыстырған кезде газды көтеру жылдамдығын арттыру есебінен ұңғыманың кенжарынан сұйықтықты шығару үшін жағдайлар жасалады. Бұл ретте ұңғымалар осы геологиялық– техникалық іс-шаралар жүргізілгеннен кейін бірден тұрақты режимде жұмыс істейді, ұңғымадағы сұйықтық жиналмайды, алайда 8-15 ай пайдаланғаннан кейін суды шығару үшін жағдайлар қабаттық қысымның және тиісінше жұмыс дебитінің төмендеуі нәтижесінде бастапқы жағдайға дейін қайтадан нашарлайды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Көмірсутек шикізатының ағынын қарқындатумен, сондай-ақ жабдықты ауыстыру және қабаттық қысымды ұстап тұру бойынша жүргізіліп жатқан жұмыстармен жұмыс істеу кезінде ерекше сақ болу қажет.

Кросс-медиа әсерлер

Ластанудың келесі әсерлері атап өтілді:

ион алмасу, өзара еру және басқалар реакциялары жүреді. Тау жыныстарын шаймалау арқылы су сульфаттармен, карбонаттармен, кремниймен қаныққан. Осының нәтижесінде ұңғыма және мұнай кәсіпшілігі жабдықтарында тұздар тұндырылады;

тау жыныстары ББЗ сіңіреді. ББЗ жерасты горизонттарының суларына айдау ұңғымаларының құбыр кеңістігін герметизациялау кезінде, топыраққа, жерасты суларына және жерүсті суларына түсуі мүмкін;

иондық емес ББЗ көбіктену қабілеті жоғары. Қарқынды көбіктену қоршаған ортаға теріс әсер етеді;

тау жыныстарының химиялық ыдырауы нәтижесінде бетінің шөгуі;

және басқа да әсерлер.

Енгізу әсері

Мұнай мен газ өндірудің жоғары деңгейіне кепілдік беру үшін мұнай беруді және мұнай өндіруді қарқындатуды сақтау және арттыру.

Зауыт (тар) мысалы

Бөлімде ұсынылған техникалар мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[10].

5.1.1.4. Көмірсутек шикізатының ағынын қарқындатуға бағытталған техникалар телеметрия және телемеханика құралдарын (ұңғымаларды байлау жүйесінде телеметрия немесе телемеханика болған кезде немесе байлауды реконструкциялауды жүргізудің экономикалық орындылығы кезінде) ұңғымалардың (ұңғымалар бұталарының) жұмыс режимдерін (газ дебитін, сұйықтықты шығаруды өлшеуді қоса алғанда) жедел бақылау және басқару үшін қолдану

Сипаттама

Өндіру технологиялары бойынша өндірілген кен орындарын алу қиын деп жіктеу керек, ал сарқылған газ кен орындарын кеш сатысында тиімді игеру ұңғымалардың жұмыс режимін, газ жинау коллекторын үздіксіз бақылау және пайдалану режимдерін басқарудың автоматтандырылған процестерін пайдалану, сұйықтық пен құмның жиналуын уақтылы алдын алу және жою, болжамды талдау негізінде пайдаланудың алдын алу режимдерін ұйымдастыру есебінен ғана қамтамасыз етілуі мүмкін.

Кен орындарын / ұңғыма бұталарын автоматтандыру келесі өлшенетін және бақыланатын параметрлерді қамтуы керек

сағалық қысым,

температура және газ шығыны,

сұйықтық шығыны,

шикізат құрамындағы механикалық қоспалар мен сазды-құмды қоспаларды анықтау.

Және басқаша, егер бұл өндірістік қызмет үшін қажет болса.

Ұсынылған техника кен орнының интегралды моделін және нақты уақыт ауқымында өндіруді басқару моделін үздіксіз оңтайландыруды көздейтін зияткерлік кен орындары бағытында дәстүрлі өндіру технологияларына айтарлықтай әсер етпейді.

Цифрлық технологияларды қолдану кезінде мұнай және газ өндіру процестерін оңтайландырудың негізі цифрлық ұңғымалардан өнімді көлікке дайындауға дейінгі өндірістің бүкіл технологиялық тізбегі бойынша нақты параметрлер мен геологиялық-геофизикалық ақпарат негізінде басқару сапасын арттыру; басқару әсерлерінің тиімділігін үздіксіз талдау және нақты уақыттағы кен орнының технологиялық ерекшеліктерін модельдеу болып табылады.

Пайдалану кезінде шығындарды оңтайландыру негізі ретінде цифрлық технологиялар мен тиімді басқару алгоритмдерін кешенді қолдану өндіру объектілерін қашықтан басқару мүмкіндігін, кен орындарын өндірудің құлдырау және күрделі жағдайларында рентабельді пайдалану мерзімдерін ұзартуды қамтамасыз етеді.

Пайдалану ұңғымаларында плунжерлік және концентрлі лифттерді пайдалану

Сипаттама 3.1.1-бөлімде берілген.

Лифт бағаналарының сорғы-компрессорлық құбырларын суды кетіру үшін диаметрі кішірек құбырларға ауыстыру

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Цифрлық технологияларды іске асыру қолданыстағы тәжірибелерді түбегейлі қайта қарауды талап ететін интеграцияланған ақпараттық жүйені дамыту негізінде ғылыми базаның, технологиялардың, процестер мен персоналдың интеграциясының болуын болжайды.

Кросс-медиа әсерлер

Іс-шараның экономикалық компонентіне әсер етуі мүмкін сағалық жабдықты жаңарту қажет.

Енгізу әсері

Мұнай мен газ өндірудің сапалы жоғары деңгейіне кепілдік беру үшін мұнай беруді және мұнай өндіруді қарқындатуды сақтау және арттыру.

Бұл әдістерді қолдану ұңғымалар қорын қысқа мерзімде ситуациялық басқаруды ұйымдастыруға мүмкіндік береді.

Зауыт (тар) мысалы

Бөлімде ұсынылған техникалар мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[11], [12], [13], [14], [15].

5.1.1.5. Табиғи (табиғи және фонтандау, компрессорсыз газлифт, плунжерлік лифт) және сырттан жеткізілетін энергия есебінен мұнай ұңғымаларының өнімін көтеруді пайдалана отырып, мұнай ұңғымаларының өнімін өндіру, жинау және тасымалдау техникасы (тереңдік-сорғы пайдалану және компрессорлық газлифт тәсілдерін қамтитын ұңғымаларды механикаландырылған пайдалану) және өнімді дайындау объектісіне дейін тасымалдау

Сипаттама:

Бұл техниканың сипаттамасы 3.1.1-бөлімде көрсетілген.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Ұсынылған техниканы іске асыру жоғары техникалық-экономикалық көрсеткіштері бар кен орнын игерудің кез келген кезеңінде үлкен тереңдіктен сұйық шикізаттың үлкен көлемін таңдауға мүмкіндік береді.

Техника ұңғымалары бар ұңғымаларға жарамды үлкен қисықтар, сонымен қатар жоғары температуралы қабаттармен және асқынусыз жоғары газ факторымен жұмыс істегенде тиімді;

Бұл техника бір уақытта бірнеше өнімді қабаттарды бөлек пайдалануға және өндіру процесін сенімді бақылауды қамтамасыз етуге мүмкіндік береді;

Қор және металл сыйымдылығы көрсеткіштерінің мөлшері кен орнын орналастырудың бекітілген схемасына байланысты және сорғы өндірісінің ұқсас көрсеткіштерінен сәл артық.

Кросс-медиа әсерлер

Мұнайды көтеру кезінде тұрақты эмульсиялардың пайда болу қаупі, сондай-ақ мұндай жүйелердің ПӘК бар.

Енгізу әсері

Қолдану ол пайдалану бағанының кез-келген диаметрінде сұйықтықтардың үлкен көлемін алуға мүмкіндік береді, сонымен қатар жоғары суланған ұңғымалардан іріктеуді мәжбүрлеуге мүмкіндік береді.

Газ факторының жоғары көрсеткіші бар ұңғымаларды пайдалануға болады (қабаттық газдардың энергиясын, тіпті кенжар қысымы қанығу қысымынан төмен ұңғымаларда да пайдалану).

Көлбеу бағыттағы ұңғымаларға қатысты.

Зауыт (тар) мысалы

Бөлімде ұсынылған техникалар мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[16].

5.1.2. Газды (мұнай (ілеспе) газды, табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

5.1.2.1. Мультифазалы сорғыларды қолдану

Сипаттама

Бұл техниканың сипаттамасы 3.1.3.3-бөлімде көрсетілген.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Пайдалану деректері 3.1.3.3-бөлімде көрсетілген.

Мультифазалық сорғы станциясына мыналар кіреді:

сүзгі блогы;

сорғы блогы;

мультифазалық шығын өлшегіші бар сұйықтықты есепке алу торабы.

Кросс-медиа әсерлер

МФСС-тің жалғыз маңызды кемшілігі-мультифазалық сорғылардан кейін қоршаған ортаның қысымы жоғарылағандықтан, құрамында күкіртсутегі бар өнімдерді тасымалдау кезінде күкіртсутектің ішінара қысымы сәйкесінше артады, бұл құбырдың коррозия жылдамдығының жоғарылауына әкеледі.

Осыған байланысты МФСС жинау және тасымалдау жүйелерінде пайдаланған кезде ішкі жабыны бар құбырларды қолдану немесе коррозия ингибиторын беруді көздеу қажет.

Енгізу әсері

Егер сіз кен орындарын орналастыру кезінде қажетті технологиялық құрылыстардың санын азайтсаңыз, дәстүрлі схеманы іске асыру шығындарын азайтуға болады (5.1-сурет). Бұл міндет кен орындарының мұнай ұңғымаларының өндірілетін сұйықтықтарын жинауға және тасымалдауға арналған көп фазалы құбыры бар мультифазалы сорғы станцияларының көмегімен шешіледі (5.2-сурет).

Бұл техниканы енгізу айтарлықтай материалдық ресурстарды үнемдеуге мүмкіндік береді:

қажетті пайдалану жабдықтарының саны азайды;

құрылыс көлемі, кен орындарын жайластыру және пайдалануға беру мерзімі қысқарды;

мұнай-газ қоспасын жинау жүйесіндегі жұмыс қысымының төмендеуі өндіруші ұңғымалардың сағаларындағы жұмыс қысымын оңтайландыруға мүмкіндік берді.

5.1-сурет. Мұнай мен газды жинау мен тасымалдаудың дәстүрлі схемасы

5.2-сурет. Мультифазалы сорғы станцияларын пайдалана отырып, мұнай мен газды жинау және тасымалдау схемасы

Зауыт (тар) мысалы

Бөлімде ұсынылған техникалар мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[17], [18].

5.1.3. Мұнай мен газды кенішішілік құбыржолдар арқылы тасымалдау

5.1.3.1. Ұңғымалардың аз дебитті қорын пайдалану кезінде ЭОСҚ құрамындағы шұралы электрқозғалтқыштардың негізіндегі жетектер

Сипаттама

Шұралы электрқозғалтқыш деп көп фазалы статор орамасы, тұрақты магниттері бар ротор және кіріктірілген позиция сенсоры бар синхронды қозғалтқыш түсініледі. Мұндай қозғалтқышты ауыстыру шұралы түрлендіргіштің көмегімен жүзеге асырылады.

Шұралы қозғалтқыштың жұмыс принципі фазалық электр орамдарындағы электромагниттік импульстің қалыптасқан шыңына қатысты ротордағы тұрақты магниттердің нақты орналасуы болып табылады.

Магниттер қозғалған кезде датчиктер олардың кеңістіктегі орны туралы ақпаратты қабылдайды және біліктің әрі қарай айналуына мүмкіндік беретін реактивті шұралы түрлендіргіштердің өткізу қабілетін өзгертеді. Осылайша, айналуды басқару жылжымалы контактіні пайдаланбай жүзеге асырылады, сондықтан электр машиналарының бұл санаты коллекторсыз электр қозғалтқыштары санатына жатады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Асинхронды қозғалтқышпен салыстырғанда тиімділік сияқты жоғары энергия көрсеткіштерін атап өтуге болады. Шұралы қозғалтқыштың ПӘК 90%-дан асады, ал шұралы қозғалтқыштың жүктеме коэффициенті 0,95-тен асады.

Жүктеме коэффициентінің жоғары мәні басқару жүйесі мен ротордың орналасу датчиктерін ұтымды баптаумен немесе инвертордың векторлық басқару заңымен басқару жүйесін қолданумен қамтамасыз етіледі.

Кросс-медиа әсерлер

Жоқ.

Қолданылуы

Шұралы электр қозғалтқыштарын кәдімгі электр қозғалтқыштарының орнына қолдануға болады.

Енгізу әсері

Шұралы электр жетектері асинхронды жетектермен салыстырғанда энергия тиімділігі, сенімділік, өлшемдер сияқты пайдалану көрсеткіштері бойынша айтарлықтай артықшылықтарға ие, бұл бүйірлік оқпандардан мұнай өндіру, жоғары газ факторымен асқынған төмен дебитті Ұңғымаларды үзік-үзік пайдалану және т.б. сияқты міндеттерді тиімді шешуге мүмкіндік береді.

Асинхрондыға қарағанда клапанның электр жетегінің негізгі кемшілігі оның салыстырмалы түрде жоғары құны болып табылады, бұл қымбат жоғары эрцитивті тұрақты магниттер мен ротордың орналасу датчиктерін қолдану қажеттілігінен туындайды.

Экономика

Қозғалтқыштардың қуатына байланысты, сондай-ақ шұралы қозғалтқыштардың өндірушілерін ескере отырып, болжамды құны 55 000 теңгеден (2022 жылғы бағалар бойынша) тұрады.

Зауыт (тар) мысалы

Сипатталған техника мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[19], [20].

5.2. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

5.2.1. Сепарациялық қондырғылар

5.2.1.1. Гравитациялық әдіспен сұйықтық пен мехқоспалардан тазартуға арналған сепараторлар

Сипаттама

Гравитациялық тазарту ауырлық күштері өрісінде қатты бөгде бөлшектердің тұндыру құбылысына негізделген. Тұндыру кезеңдік немесе үздіксіз әрекет ететін аппараттарда жүзеге асырылады.

Ұсынылған техниканың сипаттамасы 3.2.1-бөлімдерде егжей-тегжейлі көрсетілген.

Кросс-медиа әсерлер

Жабдықты абсолютті герметизациялау кезінде осы техниканы енгізудің теріс жақтары болмайды.

Қолданылуы

Жалпы қолданылады.

Енгізу әсері

Гравитациялық тазартудың тиімділігі бөлшектер мен сұйықтықтың тығыздығының айырмашылығына, бөлшектердің мөлшеріне, сұйықтықтың кинематикалық тұтқырлығына, тұндырғыштағы сұйықтық қозғалысының сипатына, сондай-ақ сепараторлардың дизайн ерекшеліктеріне байланысты.

Гравитациялық әдіспен тазартуға арналған сепараторлардың тиімділігі жоғарыда көрсетілген техникалық сипаттамаларды ескере отырып, 99 % дейін жетеді.

Зауыт (тар) мысалы

Сипатталған техника мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

5.2.1.2. Мұнайдың (газолиннің) жеңіл фракцияларын тазарту қондырғыларының пайдаланылған ауасын инсинерациялау

Сипаттама

Инсинератор – бұл қалдықтар, атап айтқанда жанама өнімдер жағылатын пеш.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Мұнайдың (газолиннің) жеңіл фракцияларын тазарту қондырғыларының пайдаланылған ауасы күйдіріледі, сол арқылы қауіпті заттарды күйдіру деактивациялау жүзеге асырылады.

Кросс-медиа әсерлер

Жану процесінде көмірқышқыл газының (парниктік газ) үлкен мөлшері пайда болады, бұл жаһандық жылынудың негізгі факторы болып табылады.

Қолданылуы

Ол негізінен мұнай өндіру және мұнай өңдеу кәсіпорындарында қолданылады.

Зауыт (тар) мысалы

Сипатталған техникада мұнай газ өндіру және мұнай өңдеу кәсіпорындарында қолданудың екіден астам мысалдары бар.

Анықтамалық ақпарат

[21], [22].

5.2.1.3 Каустикті порциялы беруді пайдалану және тазартудан кейін каустикті қайта пайдалану

Сипаттама

Каустиктер мұнай мен газ ағынынан күкіртті сутекті, меркаптандарды және фенолдық ластағыш заттарды сіңіру және жою үшін қолданылады. Кейбір тәттілендіргіш қондырғылардың пайдаланылған сұйық ерітінділері жағымсыз иіске ие және сарқынды суларды тазарту жүйесіне айнымалы жылдамдықпен шығарар алдында жабық жүйелерде өңделіп, қажет болған жағдайда өңделуі керек. Мұнай-газ өндірісінде каустиктерді максималды қайта пайдаланудың бірнеше әдістері бар. Олар инсинераторларда қайта өңдеуді, сондай-ақ жоюды қамтиды.

Қарастырылатын әдістер:

Бейтараптандыру және тазарту.

Қалдық сілтілі ерітінділердегі крезилдердің, нафтендердің, меркаптандардың және басқа органикалық қосылыстардың өте жоғары концентрациясына байланысты сарқынды суларды тазартуға қолайлы балама бола алатын жану (Оттегінің химиялық қажеттілігі>50 г/л).

Құрғақ қалдық каустиканы тозаңның пайда болуына жол бермейтін етіп өңдеу және кәдеге жарату.

Балық аулауда пайдаланылған каустиканы қайта пайдалану.

Жаңа каустикті емес, пайдаланылған каустикті пайдаланып шикі мұнайды айдау қондырғыларындағы коррозияны бақылау.

Тұзсыздандырғыштағы шикі мұнайдан алынбайтын тұрақсыз хлорид (магний) тұздары шикі мұнай дистилляторында қыздырылған кезде ыдырап, хлоридті коррозияға әкеледі. Ашық жабдықтың коррозиясын болдырмау үшін шикі мұнайға аз мөлшерде каустикалық Каустик (натрий) енгізіледі, оның көмегімен хлорид компоненттері тұрақты натрий хлоридінің түзілуімен бейтараптандырылады. Хлоридтің ыдырау өнімдерін бейтараптандыру үшін қалдық каустиканы жиі қолдануға болады, бұл қалдықтардың пайда болуын азайту үшін де ұсынылады.

Шикі мұнай тұзсыздандырғыштан немесе қышқыл су тазартқыштардан шығу кезінде қайта өңдеу.

Рн бақылау үшін биологиялық тазалауды орнатуға қосымша

Құрамында фенолдары бар каустиктерді фенолдар ерімейінше каустиктің рН деңгейін төмендету арқылы қайта өңдеу, бұл физикалық бөлінуге мүмкіндік береді. Содан кейін каустикті мұнай өңдеу зауытының сарқынды суларында тазартуға болады.

Мұнай-газ кәсіпшілігінен тыс пайдаланылған каустикті қайта пайдалану (әдетте: сульфид, крезил және нафтен):

қағаз фабрикаларында (тек сульфидті каустик);

Na2SO3 үшін шикізат ретінде (әртүрлі каустиктерді бөлу қажет болуы мүмкін);

Егер фенол немесе күкіртсутек концентрациясы жеткілікті жоғары болса, химиялық қалдықтарды қайта өңдеу зауыттарында;

Ластағыш заттарды алуды үнемді ету үшін каустиктегі фенол концентрациясын арттыру үшін мұнай өңдеу зауытындағы технологиялық өзгерістер қажет болуы мүмкін.

Пайдаланылған каустиктің регенерациясы немесе тотығуы:

сутегі асқын тотығымен өңдеу;

бекітілген қабаты бар катализатор;

сығылған ауа: 120-320°C; 1,4-20,4 МПа;

биологиялық жүйе.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Иіс шығарындыларын және каустикалық заттарды пайдалануды азайту.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Пайдаланылған каустикпен жұмыс істейтін жүйелер күкірт қосылыстарына ерекше күтімді қажет етеді.

Кросс-медиа әсерлер

Жоғарыда аталған әртүрлі әдістерде кездесетін кросс-медиа әсерлер төменде келтірілген.

Шикі қондырғыда каустиктің болуы кейінгі қондырғыларда кокстың түзілуін күшейтуі мүмкін.

Сарқынды суларды тазарту кезінде фенолдар мен БТХ мөлшерін көбейту. Нәтижесінде, бұл биологиялық тазарту қондырғысының ыдырау тиімділігіне теріс әсер етуі мүмкін немесе бұл компоненттердің сарқынды суларды тазарту қондырғысынан шығарылуы артуы мүмкін. Меркаптандар, крезилдер және нафтендер био тазарту жүйесіне кері әсер етуі мүмкін.

Енгізу әсері

Каустиканы пайдалануды азайту.

Зауыт (тар) мысалы

РФ мен ЕО-ның бірқатар мұнай-газ кәсіпорындары мен мұнай өңдеу зауыттары.

Анықтамалық ақпарат

[10], [23].

5.2.2. Шикі мұнайды тұрақтандыру

5.2.2.1. Мұнайды сусыздандыруды, тұзсыздандыруды және тұрақтандыруды қамтитын техникалар

Сипаттама

Ұсынылған техниканың сипаттамасы 3.2-бөлімде егжей-тегжейлі көрсетілген.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Ұсынылған техниканың сипаттамасы 3.2-бөлімде егжей-тегжейлі көрсетілген.

Кросс-медиа әсерлер

Тұзсыздандыру процестері тұщы суды пайдалануға мүмкіндік береді, нәтижесінде су ластануға ұшырайды.

Химиялық реагенттерді қолдану өндірілген өндірістік ағындардың сапасына да кері әсер етеді.

Қолданылуы

Жалпы қолданылады.

Енгізу әсері

Ұсынылған техниканың тиімділігі көмірсутек өнімдерін одан әрі өңдеуге жұмсалатын энергия шығындарын азайтады. Сондай-ақ, келесі кезеңдерде пайдаланылатын жабдықта тұз шөгінділерінің деңгейі төмендейтінін атап өткен жөн.

Зауыт (тар) мысалы

Сипатталған техника мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

5.2.3. Шикі мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері

5.2.3.1. Тұзсыздандырудың оңтайлы әдістері

Сипаттама

Тұзсыздандыру процесінің сипаттамасы 3-бөлімде, 3.2.3-тармақта келтірілген, оған мыналар кіреді:

көп сатылы тұзсыздандырғыштар, айнымалы және тұрақты ток өрістерін біріктіріп пайдалану тұзсыздандырудың жоғары тиімділігін, сондай-ақ энергияны үнемдеуді қамтамасыз етеді;

көп сатылы тұзсыздандырғыштарда жуу суының мөлшерін барынша азайта отырып, екінші сатыдағы сарқынды су ерітіндісінің бір бөлігін бірінші сатыға қайта өңдеу;

судың төмен қысымын пайдалану арқылы тұзсыздандырғыш ыдыстардағы турбуленттіліктің алдын алу.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Тұзсыздандырғыштардың тиімділігін арттыру тұщы жуу суын тұтынуды азайтуы мүмкін. Тағы бір экологиялық артықшылық тиімді электр өрісі арқылы энергияны үнемдеу болуы мүмкін.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Екі сатылы процестер 95 % немесе одан жоғары тиімділікке жетеді (шикі мұнайдан тұздардың/қалқымалы заттардың 95 %-дан астамы жойылады). Жоғары тиімділік процестің артықшылықтарын қамтамасыз етеді, өйткені қосымша суды аз пайдаланатын қондырғыларда коррозия аз болады және натрий сияқты катализатордың дезактивациясы аз болады.

Қолданылуы

Екі сатылы немесе үш сатылы тұзсыздандыру келесі процестің тұз құрамына қойылатын талаптар өте қатаң болған жағдайда немесе технологиялық бұзылулардың алдын алу және функционалдылықты қамтамасыз ету үшін қолданылады (мысалы, ауыр қалдықтар каталитикалық конверсия процестерінде одан әрі өңделеді).

Енгізу әсері

Тұзсыздандыру процесінің тиімділігін арттыру.

Анықтамалық ақпарат

[24].

5.2.3.2. Бөлінген қабат суы судың мұнайдан бөлінуін жақсарту және мұнайдағы тұздардың мөлшерін азайту арқылы сорғымен қайтадан сепараторға қайтарылатын мұнайды тұзсыздандырудың сатылы техникасы

Сипаттама

Бөлінген қабат суы судың мұнайдан бөлінуін жақсарту және мұнайдағы тұздардың мөлшерін азайту арқылы сорғымен қайтадан сепараторға қайтарылатын мұнайды тұзсыздандырудың сатылы техникасы. Бұл процесс тұзсыздандырғышқа таза су беруді және бөлінген суды ағыннан жоғары айдауды қамтиды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Бұл техника энергетикалық ресурстарды үнемдеуге мүмкіндік беретін тұщы сулармен қабат суының қоспасын қайта пайдалануға мүмкіндік береді.

Кросс-медиа әсерлер

Жоқ.

Қолданылуы

Жалпы қолданылады.

Енгізу әсері

Ұсынылған техниканың тиімділігі көмірсутек өнімдерін одан әрі өңдеуге жұмсалатын энергия шығындарын азайтады.

Зауыт (тар) мысалы

Сипатталған техника мұнай газ өндіру кәсіпорындарында кеңінен қолданылады.

5.2.3.3. Тұзсыздандыру үшін суды қайта пайдалану

Сипаттама

Басқа процестерде қолданылатын суды тұзсыздандырғышта қайта пайдалануға болады. Мысалы, егер тазартылған қышқыл су тұзсыздандырғыштардың шаю суы ретінде пайдаланылса, оның құрамындағы аммиак, сульфидтер мен фенолдар белгілі бір дәрежеде шикі сумен қайта сіңуі мүмкін.

Келесі технологиялық су ағындары тұзсыздандырғыш үшін шаю суы ретінде жарамды болуы мүмкін:

шикі мұнайды айдау қондырғысының сепараторында конденсация нәтижесінде алынған суды пайдалану. Әдетте, мұндай судың мөлшері шикізатта 1-2 % мас./мас. құрайды.

керосин мен дизель отынынан кейінгі бу конденсаттары және вакуумдық бағанның бу конденсаты (шамамен шикізатта 3,5 % мас./мас.).

тазартылған қышқыл су, сондай-ақ құрамында суспензиясы жоқ басқа технологиялық су ағындары. Скруббер суы немесе салқындатқыш су ластанған және биоөңдеу және/немесе тұзсыздандырғышты жуу суы ретінде қайта пайдалану алдында мұнай мен тоқтатылған бөлшектерді бөлуді қажет етеді. Қышқыл су сарқынды суларды тазарту қондырғыларында қайта пайдалануға және/немесе түпкілікті тазартуға дейін қышқыл суды тазарту құрылғысына жіберіледі.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Суды осылай пайдалану арқылы кәсіпорын сарқынды суларды тазарту қондырғыларындағы гидравликалық жүктемені азайтады және суды тұтынуды азайтады.

Кросс-медиа әсерлер

Эмульсия тудыруы мүмкін су ағындарын қайта өңдеуден аулақ болу керек, өйткені бұл тұзсыздандырғыштағы мұнай/су фазасының бөлінуінің нашарлауына әкеледі, бұл өз кезегінде мұнайдың сумен шамадан тыс шығарылуына әкеледі. Құрамында еріген суспензия мөлшері жоғары ағындарды шикі мұнайдан суға тұз алу үшін қозғаушы күштің төмендеуіне байланысты тұзсыздандырғыш шайғыш су ретінде қолдануға болмайды.

Қолданылуы

Тұзсыздандырғышта эмульсиялар түзе алатын сарқынды сулардың мысалдары: битум тотығу, гидрокрекинг, баяу кокстеу қондырғылары (ұсақ бөлшектер эмульсияларды тұрақтандыруы мүмкін), басқа терең конверсиялық қондырғылар (эмульсияларды тұрақтандыруы мүмкін ерімейтін металл сульфидтері) және HF алкилдеу қондырғылары (фтордың коррозиялық шөгінділері). Тұзсыздандырғыш суды тұзсыздандырғыш үшін шаю суы ретінде қайта пайдалану мүмкіндігі жаңа мұнай-газ өндіретін кәсіпорындарға толығымен қолданылады, бірақ қолданыстағыларға қолдану қиын.

Экономика

Бұл суларды жинау, өңдеу, айдау және құбыржолдар арқылы тасымалдау шығындарын ескеру қажет.

Енгізу әсері

Мұнай және газ өндірісі сарқынды суларды тазарту қондырғыларындағы гидравликалық жүктемені азайтады және суды тұтынуды азайтады.

Анықтамалық ақпарат

[24].

5.2.3.4. Тұзсыздандырғыштың тұзды ерітіндісін кетіру

Сипаттама

Әдіс тұзсыздандырғыш суды көмірсутектерден, қышқыл компоненттерден тазартудан және сарқынды суларды тазартуға жібермес бұрын аммиакты кетіруден тұрады. Алынған көмірсутектерді шикі мұнайды тазарту сатыларының бірнеше ағынымен араластыруға болады. Рн оңтайландыруға арналған қышқыл дозасын эмульсияланған мұнайдан суды тазартуды жақсарту үшін де қолдануға болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Тұзсыздандырғышта пайда болатын сарқынды сулардағы көмірсутектердің, күкірттің немесе аммиактың (рН диапазонына байланысты) төмендеуі. Мысалы, бензол шығарындыларын 95 %-ға төмендетуге болады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Қуаттылығы жылына 8,7 млн тонна мұнай өндіру кәсіпшілігінде тәулігіне 90 кг фенолы бар, көлемі минутына 1,3 м3 шикі қондырғыда сарқынды су ағыны түзіледі. Тұзсыздандырғыштардан суды ағызу максимум 20 ppm бензолдан тұрады, ал тұзсыздандырғыштың шаю суының мөлшері мұнай жеткізілімінің 4-8 %-на тең. Содан кейін 20 ppb диапазонындағы бензол деңгейі бар сепараторлардан ағызу сарқынды суларды тазарту жүйесіне жіберіледі. Қышқыл ағындарды булау бағанының алдында көмірсутектерді ұстауға арналған сыйымдылық орнатылады. Балық аулау кезінде сипатталған әдісті қолдана отырып судағы фенолдардың мөлшерін 90 %-ға дейін азайтуға болады.

Кросс-медиа әсерлер

Сипатталған әдіс буды тұтынуды, қышқылды және басқа химиялық заттарды енгізуді талап етеді.

Қолданылуы

Тұзсыздандырғыш ерітіндісін алдын ала өңдеу әдетте өте ауыр шикі мұнайды өңдеуде қолданылады.

Экономика

Алынған ақпарат жоқ.

Енгізу әсері

Сипатталған әдіс сарқынды сулардағы бензол мөлшерін азайтуға мүмкіндік береді, осылайша сарқынды сулардағы ҰОҚ бензол шығарындыларын азайтады.

Анықтамалық ақпарат

[24].

5.2.4. Шикі мұнайды күкіртсіздендіру

5.2.4.1. Күкіртсіздендіру процестері

Сипаттама

3.2.4-бөлімді қараңыз.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Әр түрлі фракциялардағы күкірттің төмендеуі. Заманауи әдістер дистилляттардағы күкірт мөлшерін 10 ppm-ден азға дейін төмендетуге мүмкіндік береді. Мысалы, орташа дистилляттарға Co/Mo катализаторымен (30-40 бар) бір сатылы гидрогенизацияны қолдану өнімге, шикізат құрамындағы күкірт құрамына және реакция жағдайларына байланысты күкірт құрамын 90 %-дан астамға (шамамен 100 ppm дейін) төмендетеді. Егер дизельге сұраныс артып келе жатса, оны өндіру кезінде қосымша қосылыстарды қолдану қажет. Алайда, бұл шикізатта көптеген хош иісті қосылыстар бар, олар ауыр жағдайларда гидрленуі керек (жоғары температура, жоғары қысым, жоғары белсенді катализаторлар, екі сатылы процестер).

Мұнайдың ағымдағы техникалық шарттары кәдімгі бір сатылы гидротазарту қондырғыларында сұйықтықтың сағаттық жылдамдығын шартты бірліктердегі 3,7-ден 0,8-1,1-ге дейін төмендету арқылы, реакторды қолданыстағы қондырғыларға дәйекті енгізу және гидротазарту қондырғылары үшін қолжетімді катализаторлардың соңғы буынын қолдану арқылы орындалуы мүмкін. 0,12 % күкірттің соңғы күкіртсізденуін орнатпас бұрын күкірттің салмағының 1,3 % және аралық күкірт мөлшері бар Ресейлік экспорттық қоспаны өңдеу кезінде тазартқыштағы күкірттің соңғы құрамына 8 ppm күкіртіне тең қалыпты жұмыс кезінде қол жеткізуге болады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Гидротазарту қондырғылары жаңа шикізаттан алынған көмірсутектермен қайта өңдеу ағынында сутегінің тазалығын сақтау үшін сутекті қайта өңдеу ағынында жоғары қысымды аминмен жууға арналған қосымша қондырғыны қажет етеді. Қондырғы 45 бар қысыммен жұмыс істейді, болжамды пайдалану мерзімі 30 ай болатын бір тонна шикізатқа 40 Нм3 сутекті пайдаланады.

Кросс-медиа әсерлер

Энергияны тұтыну, қалдықтардың пайда болуы, сарқынды сулар және атмосфералық шығарындылар.

Қолданылуы

Нафтадан ауыр қалдықтарға дейінгі дистилляттарға қолданылады.

Экономика

Шикі мұнайдың азаюымен күкіртсіздендіру процесін орнатуға арналған болжамды шығындар (132 м3/сағ есебінен) 47 млн еуроны құрайды. 5.2-кестеде қалдықтарды каталитикалық крекинг сұйықтықтары үшін шикізатты дайындау үшін қалдықтарды күкіртсіздендіру жүйесін гидротазартуды орнатуға арналған инвестициялық шығындар келтірілген.

5.2-кесте. Инвестициялық шығындар, пайдалану шығындары және техникалық қызмет көрсету шығындары

Р/с №	Энергетикалық ресурстардың атауы	Мәні
1	2	3
1	Шикізатты беру жылдамдығы, Мт/жыл	3,8
2	Пайдалану мерзімі, күндері	335
3	Пайдалану коэффициенті	0,92
4	Ішкі объектілерге инвестициялар, млн еуро	272
5	Сыртқы объектілердің жалпы құны (ішкі объектілер құнының 30%), млн еуро	82
6	Бір жүктемеге арналған катализатор шығындары, миллион еуро	10
7	Ескерту: 1995 жылдың 2-тоқсанындағы АҚШ шығанағы жағалауы туралы мәліметтер ұсынылған.

Енгізу әсері

EC мәліметтері бойынша бастапқы шикізаттағы күкірттің төмендеуі 10 мг/кг (10 ppm.) құрайды.

Зауыт (тар) мысалы

Мұнай газ өндірісінде күкіртсіздендірудің көптеген процестері бар.

Анықтамалық ақпарат

[25].

5.2.5. Декантерді (трикантерді) пайдалана отырып, ортадан тепкішпен ажырату

Сипаттама

Декантерлік центрифугалар негізінен салыстырмалы түрде үлкен мөлшердегі қатты қоспалардың көп мөлшерін бөлу үшін қолданылады.

Процестің мәні орталықтан тепкіш күштердің әсерінен қатты және сұйық фазаның бөлінуін жеделдету болып табылады. Бұл жағдайда бөлшектердің массасы бойынша қайта бөлінуіне байланысты біркелкі емес құрылымы бар тұнба, сондай-ақ одан бөлінген сұйықтық, фугат деп аталады. Ол центрифугалау арқылы бөлінбейтін коллоидтық фазаны да, тығыздығы судан аз сұйықтықты да қамтуы мүмкін.

Декантерлік центрифуганың технологиялық схемасы 5.3-суретте көрсетілген.

5.3-сурет. Декантерлік центрифуганың технологиялық схемасы

Декантерлік центрифугада бөлу процесі 3000G-ден асатын центрифугалық күштердің әсерінен жүреді.

Осы күштердің әсерінен тығыз қатты заттар айналмалы барабанның қабырғасына басылады, ал аз тығыз сұйық фаза концентрлі ішкі қабат түзеді. Қажет болса, сұйықтық қабатының тереңдігін ("тоған" деп аталады) ішкі бағыттаушы бөлімдердің тіркесімі арқылы өзгертуге болады.

Қатты фазадан пайда болған тұнба барабанның айналу жылдамдығынан басқа жылдамдықпен айналатын шнекпен үздіксіз жойылады. Нәтижесінде қатты фаза "тоғаннан" үнемі алынып тасталады және конустық "жағажай" бөлігімен жоғары қарай жылжиды.

Центрифугалық күш қатты фазаны тығыздайды және сұйық фазаның қалдықтарынесыстырады. Содан кейін құрғатылған құрғақ қалдық барабаннан шығарылады. Тазартылған сұйық фаза (фазалар) барабанның қарама-қарсы ұшындағы бөлімдер арқылы құйылады.

Центрифуга корпусының ішіндегі бағыттаушы бөлімдер бөлінген сұйық фазалардың ағындарын берілген бағыттарға бағыттайды және ағындардың араласу қаупін болдырмайды.

Екі фазалы декантерлік центрифугада сұйықтық деңгейі бөлімдермен реттеледі. Үш фазалы режимде пайдалану кезінде әрбір фаза бөлімдер жиынтығы арқылы қондырғы корпусында бағыттағыштары бар жеке бөлікке құйылады. Декантерлік центрифугадан сұйықтықты сорып алудың белгілі бір нұсқаларында центрге тартқыш сорғы қолданылады, ол айналмалы сұйық фазадан дамитын гидростатикалық қысымды қолданады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар:

сарқынды суларды тазарту;

жоғары энергия тиімділігі және төмен тұтыну;

химиялық реагенттердің төмендетілген тұтынуы;

Қолданылуы

Декантерлер мұнай өндірудің әртүрлі кезеңдерінде мұнай өңдеуге, кен орындарында қабатқа тазарту және айдау үшін су дайындауға және т.б. мүмкіндік береді.

Компанияның декантерлік центрифугалары диаметрі бірнеше микроннан бірнеше миллиметрге дейінгі бөлшектерді өңдеуге арналған. Декантерлік центрифугалар сонымен қатар 0,1 %-дан 65 %-ға дейінгі қатты фазалық суспензияларды өңдей алады. Шикізат берудің ауытқуы кезінде центрифугаларға немесе басқа типтегі бөлу жабдықтарына қарағанда тиімдірек жұмыс істей алады.

Экономика

Декантерлер (трикантерлер) күрделі шығындардың өнімділікке қатынасы төмен және техникалық қызмет көрсету шығындары төмен.

Іске асырылған жобалар бойынша өтелудің орташа мерзімі 2-3 жылды құрайды.

Енгізу әсері

Процесс жағдайларының өзгеруіне жоғары төзімділік.

Зауыт (тар) мысалы

MARPOL тазарту қондырғысы, кондиционерленбеген мұнайды қайта өңдеу. Таллин (Эстония).

Анықтамалық ақпарат

[100].

5.2.6. Табақшалы центрифуганы қолдана отырып, ортадан тепкішпен ажырату

Сипаттама

Пластиналық сепараторлар центрифугалық күштің әсерінен қатты заттар мен сұйықтықтарды немесе екі сұйықтықты үздіксіз бөлуге арналған.

Бұл жағдайда жеңіл фаза ішкі концентрлі қабаттар қатарын құрайды (сепаратордың аралық кеңістігінде біркелкі бөлінеді), ал қатты заттар сепаратордың айналмалы барабанының шетіне жиналады.

Сұйық және қатты фаза арасындағы интерфейс фазалық интерфейс деп аталады. Оңтайлы бөлу нәтижесіне қол жеткізу үшін сепаратордағы фазалық интерфейс реттелетін параметр болып табылады.

Сепаратор табақтарының арнайы пакетін пайдалану тұндыру бетін ұлғайтуға мүмкіндік береді, бұл процестің жылдамдығын күрт арттыруға көмектеседі. Табақтарды есептеу, пішіндеу және жобалау ерекшеліктері сепараторларды үздіксіз өндіріс режимінде және әртүрлі қолдану салаларында пайдалануға мүмкіндік береді. Ауыр фазаны түсіру үздіксіз, мезгіл-мезгіл немесе қолмен жүзеге асырылады және сепаратордың маркасына және қатты заттардың мөлшеріне байланысты.

Жеңілдетілген сұйықтық айналу осі аймағындағы сепаратордың жоғарғы бөлігіне көтеріледі және ауырлық күшінің әсерінен немесе арнайы сорғыш құрылғыны – қысым дискісін пайдалану арқылы арнайы камералар арқылы шығарылады. Фазалардың араласуын болдырмау үшін камералар оқшауланған.

Табақшалы центрифуганың технологиялық схемасы 5.4-суретте көрсетілген.

5.4-сурет. Табақшалы центрифуганың технологиялық схемасы

Қолданылуы

Табақтық центрифугалары бар қондырғылар мұнайды мұнай өндірудің әртүрлі кезеңдерінде өңдеуге, кен орындарында қабатқа тазарту және айдау үшін су дайындауға, жіктеу бойынша күрделі технологиялық міндеттерді шешуге және т.б. мүмкіндік береді.

Табақтық центрифугалар ұңғыма өнімдерінен суды 5 %-дан 90 %-ға дейін суландыру диапазонында бөлуге көмектеседі, сонымен бірге мұнайды үздіксіз тұзсыздандырады.

Экономика

Бұл шешімді енгізу жабдықты сатып алуға айтарлықтай шығындармен байланысты, бірақ ол процестерді қарқындату және шығуда алынған шикізаттың ең жақсы сапасы есебінен толығымен өтеледі. Іске асырылған жобалар бойынша өтелудің орташа мерзімі 2-3 жылды құрайды.

Зауыт (тар) мысалы

"Суханово" УППН және "Ярега" ППСН (Коми Республикасы, РФ) мұнайды дайындауға арналған табақшалы сепараторлары базасындағы қондырғылар;

PENGBO (HaiYangShi you 117, Bohai Bay) FPSO, Conoco Phillips және CNOOC мұнайын өндіру, сақтау және жөнелту үшін шикі мұнайды қалқымалы қондырғыда дайындау.

Анықтамалық ақпарат

[100].

5.3. Суды дайындау

5.3.1. Қабаттық суын алдын ала төгу

5.3.1.1. Су тазарту құрылысжайларын сарқынды суларға төгер алдында мұнай мен суды бөлу процесін жақсарту

Сипаттау

Қолданылуы мүмкін әдістер келесідей:

Сарқынды суларды тұзсыздандыру қондырғыларынан мұнай мен суды одан әрі бөлуге қол жеткізуге болатын тұндыру ыдысына беру. Судан мұнайды тікелей мұнаймен ластанған сарқынды суларды өңдеу жүйесінен алуға болады.

Фазааралық деңгейдің оңтайлы реттегіштерін таңдау. Өңделетін шикізаттың меншікті салмағы мен диапазонына байланыстыесыстырғыштар, сыйымдылық зондтары немесе радиотолқын детекторлары арасындағы ең дәл деңгей датчиктерін қарастыру қажет. Фазааралық деңгейді реттеудің дәлдігі тұзсыздандырғыштың дұрыс жұмыс істеуі үшін маңызды.

Мұнай мен суды бөлуді оңтайлы жақсартуға "суландыратын" агенттердің қоспалары арқылы қол жеткізуге болады, олардың мақсаты мұнайдың суға айтарлықтай тасымалдануына жауап беретін тоқтатылған ластағыш заттарды жою болып табылады.

Су тамшыларының бірігу процесін жақсартатын улы емес, биологиялық ыдырайтын, жанбайтын арнайы деэмульгациялайтын химиялық заттарды пайдалану.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Жоғарыда сипатталған әдістер мұнай өнімдері мен судың бөлінуін жақсартады, сарқынды суларды тазарту кезінде мұнай өнімдерінің деңгейін төмендетеді және оларды технологиялық процеске айналдырады, сонымен қатар мұнай шламының түзілуін азайтады. Жоғарыда аталған бірінші әдісті қолданған кезде сепараторларға мұнай 10-20 % аз түседі. Екіншісі су фазасынан мұнайдың шамамен 5-10 % бөле алады.

Кросс-медиа әсерлер

Ұсынылған әдістердің кейбірі химиялық заттарды қолдануды қажет етеді.

Қолданылуы

Толығымен қолданылады.

Енгізу әсері

Мұнай мен судың бөліну дәрежесін арттыру.

Анықтамалық ақпарат

[8], [26].

5.3.2 Қабаттық суды дайындау

5.3.2.1 Технологиялық қажеттіліктер үшін айналымды сумен жабдықтау жүйесін барынша пайдалану

Сипаттама

Энергияны үнемдеу мүмкіндіктерін анықтауға ұқсас, технологиялық суды біріктіру нұсқаларын, сондай-ақ суды азайту және қайта пайдалану мүмкіндіктерін анықтау үшін суды үнемдеу бойынша зерттеулер жүргізілуі мүмкін. Мұнай-газ өндіретін зауыттардың көпшілігінде кейбір ішкі су ағындары әдетте тұщыландыру үшін шаю суы ретінде пайдаланылады, мысалы, конденсатты су және будан тазартылған қышқыл су. Мұнай өңдеу зауыттарында суды азайтуды және қайта пайдалануды ұлғайту мүмкіндіктері бар, бұл құбырдың соңындағы суды толтыру мен тазарту қондырғыларының көлемі мен шығындарының қысқаруына әкеледі.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Су ағындарының интеграциясы негізінен тұщы суды тұтынуды азайтуға бағытталған. Технологиялық суларды интеграциялау схемасына тұжырымдамалық көзқарастың экологиялық салдары қолайлы. Жабық жүйелер мен жабық су тізбектері атмосфераға көмірсутектер шығарындыларын және жерүсті суларына төгінділерді шектейді, сонымен қатар шөгінді түрінде қалдықтардың азаюына әкеледі. Тұтынылатын судың азаюын (және өнімнің жоғалуын) сандық бағалау әр жерде әр түрлі болады, бірақ айтарлықтай болуы мүмкін (>50 %).

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Су айналымының мақсаты пайдалану шығындарын үнемдеу мақсатында ағызу алдында түпкілікті тазарту үшін өндірілетін технологиялық су көлемін азайту болып табылады. Бұл кейбір жерлерде қымбат болуы мүмкін жоғары сапалы ауыз су мен минералсыздандырылған суды үнемдейді. Бұл сумен жабдықтау және сарқынды суларды тазарту үшін шығындарды, инвестицияларды және пайдалану шығындарын азайтады. Сонымен қатар, бұл сарқынды сулардың мөлшері мен қоршаған ортаға әсерін азайтады.

Бұл қағида мүмкіндігінше технологиялық суды, жаңбыр суын, салқындатқыш суды және кейде ластанған жерасты суларын алдын-алу, азайту, қайта өңдеу және қайта пайдалану, тазарту үшін технологиялық судың мөлшерін азайту мақсатында пайдалану болып табылады. Бұл әдіс мұнай-газ өндіруші кәсіпорын үшін сумен жабдықтаудың бас жоспарының бөлігі ретінде жүргізілуі керек. Бұл жоспар мұнай-газ өндіретін кәсіпорындағы барлық су ағындарын пайдалануды және қайта пайдалануды оңтайландыруға бағытталған. Мұнай-газ өндіру кәсіпорнында процесс үшін пайдаланылатын судың мөлшері бір тонна шикізат үшін 0,1-ден 0,6 м3-ге дейін. Тұщы суды тұтынуды азайту үшін қарастырылатын кейбір әдістер мыналарды қамтуы мүмкін, бірақ олармен шектелмейді, мысалы, тазартылмаған / тазартылған қышқыл суды шаю суы ретінде қайта пайдалану.

Кросс-медиа әсерлер

Су көлемінің азаюы сарқында суларды тазарту қондырғыларына түсетін ластағыш заттардың концентрациясының жоғарылауына әкелуі мүмкін, бірақ процесс дұрыс жобаланған кезде бұл мәселені тұтастай шеше алады.

Қолданылуы

Бұл әдетте қолданыстағы қондырғыларға қатысты, бірақ бастапқы жобаға енгізілген кезде одан да жоғары тиімділікке әкелуі мүмкін.

Енгізу әсері

Тұщы суды тұтынуды азайту келесі себептерге байланысты көптеген мұнай-газ өндірушілерінің мақсаты болып табылады. Тұщы су, әсіресе жоғары сапалы, Қазақстан Республикасының көптеген бөліктерінде азайып бара жатқан құнды ресурс болып табылады. Төмен сапалы су пайдаланылған жерде қолайлы стандарттарға дейін тазалау энергия мен химиялық заттарды пайдалануды талап етеді.

Зауыт (тар) мысалы

Осы тәсілдің арқасында жаңадан салынған ТаилаЕҚТағы мұнай-газ саласындағы кәсіпорын жылына 8 млн тонна шикі мұнай өнімділігімен 40 т/сағ технологиялық су өндіреді. Еуропада шикі мұнайдың тоннасына 0,5 м3 мәнге қол жеткізілді.

Анықтамалық әдебиет

[24], [27].

5.3.2.2. Сепарациялық (сыйымдылық) жабдықты қолдана отырып, талап етілетін параметрлерге дейін қабат суын дайындауды қамтитын техникалар

Сипаттама

Су шығарындыларын азайту үшін қолданылатын алдын алу әдістері мыналар болуы мүмкін:

мүмкіндігінше "бұлақтан" құрлықта тазартылатын сарқынды сулардың, яғни қызмет нәтижесінде келетін сарқынды сулардың ластану мөлшері мен деңгейін азайту және бақылау;

су фазасындағы көмірсутектердің мөлшерін бақылау және азайту үшін шламды ұстағыштан шыққан сұйықтықтар үшін үш фазалы сепараторды пайдалану;

қышқыл суды кетіру үшін қондырғыдағы қышқыл суды өңдеңіз;

гликоль немесе метанол регенерациясы қондырғыларының технологиялық ағындары және оттегінің биохимиялық қажеттілігі/оттегінің химиялық тұтынуы жоғары кез келген басқа ағындарды басқа ағындардан, мысалы, жерүсті суларынан бөліп алып, объектідегі сарқынды суларды тазарту жүйесіне жібермес бұрын өңдеу керек;

су ресурстарын басқару әдістерін қолданыңыз.

Кросс-медиа әсерлер

Инвестициялық шығындар.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Енгізу әсері

Мұнай мен суды ластағыш заттардан тазарту дәрежесін арттыру.

Анықтамалық ақпарат

[28].

5.4. Газды дайындау және қайта өңдеу

5.4.1. Газды кептіру

3.4.1-бөлімді қараңыз.

5.4.1.1. Алдын ала сепарациялау

Сипаттама

Бұл техниканың сипаттамасы 3.2.2-бөлімде көрсетілген.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Пайдалану деректері 3.2.2-бөлімде көрсетілген.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту.

Кейіннен өңдеу үшін шикі мұнайдан қоспаларды бөлу.

5.4.1.2. Газды абсорбциялық кептіру

Сипаттама

Абсорбция – бұл газ компоненттерін сұйық сіңіргіштермен-абсорбенттермен сіңіру процесі. Бұл процесс шикізат газындағы қаныққан ылғал буының қысымының және газбен жанасатын абсорбент ерітіндісінің айырмашылығына негізделген. Газ құрғатқыштармен байланыста болған кезде ылғалдың сіңуі (алынуы) газдағы ылғалдың ішінара қысымы құрғатқыш (абсорбент) ерітіндісінің үстіндегі оның парциалды қысымының шамасына жеткенше жүреді. Бұл техниканың сипаттамасы 3.4.1-бөлімде көрсетілген.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Пайдалану деректері 3.4.1-бөлімде көрсетілген.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту.

Кейіннен өңдеу үшін шикі мұнайдан қоспаларды бөлу.

Анықтамалық әдебиет

[29].

5.4.1.3. Газды адсорбциялық кептіру

Сипаттама

Газды адсорбциялық кептіру процесі сіңірумен салыстырғанда қарапайым. Бірінші кезеңде газ сепаратор арқылы өтеді, онда механикалық қоспалар мен тамшылатып ылғал бөлінеді. Содан кейін газ адсорбентпен аппаратқа түседі (мұндай құрылғылардың технологиялық схемасында кем дегенде екі болуы керек), онда адсорбент газдан ылғалды сіңіреді. Әрі қарай, қазірдің өзінде құрғатылған газ технологиялық желі арқылы немесе газ құбырына өтеді. Осы уақытта басқа құрылғы регенерацияда. Жылу алмастырғышта алдын ала қыздырылған құрғатылған газдың бір бөлігі кептіргішті қалпына келтіруге арналған аппараттың түбіне түседі. Осыдан кейін газ қайтадан жылу алмастырғыш арқылы өтеді, онда ол салқындатылып, сепараторға түседі, содан кейін ылғалды газ ағынына түседі. Бұл техниканың сипаттамасы 3.4.1-бөлімде көрсетілген.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Пайдалану деректері 3.4.1-бөлімде көрсетілген.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту.

Кейіннен өңдеу үшін шикі мұнайдан қоспаларды бөлу.

Анықтамалық әдебиет

[29].

5.4.1.4. Төменгі температурада сепарациялау

Сипаттама

Төменгі температурада сепарациялау (ТТС)-10-дан -25°С-қа дейінгі температурада газдың бір реттік конденсациялану және пайда болған газ бен сұйық фазалардың бөліну процесі деп аталады. Шикізат газының барлық компоненттері бір уақытта қатысады, бірақ сұйық фаза негізінен С3+ көмірсутектерінен, ал газ фазасы метан мен этаннан тұрады№ схемаға сәйкес шикі газ (I) 1 кіріс сепараторына түседі, онда гидратация ингибиторы (VI) және конденсацияланған газ конденсаты (VII) бар қабат суы газдан бөлінеді. Содан кейін ішінара бөлінген газ (VIII) 2 және 3 регенеративті жылу алмастырғыштарда салқындатылады және 4-ші дроссель арқылы 5-ші төмен температуралы сепараторға жіберіледі. Гидратацияның пайда болуын болдырмау үшін газ ағынына жылу алмастырғыштардың алдында (2 және 3) және 4-ші дроссель алдында гликоль (моноэтиленгликоль немесе ДЭГ) немесе метанол беріледі. ТТС қондырғысының технологиялық схемасы 5.5-суретте көрсетілген.

5.5-сурет. ТТС қондырғысының технологиялық схемасы

4-ші дроссельдегі қысымның төмендеуіне байланысты газдың температурасы төмендейді. 4-ші дроссельдің орнына детандерді қолдануға болады (газ энергиясымен жұмыс істейтін машина, қысым мен температураны төмендететін газ). Шикізат газының бастапқы қысымы төмен болған жағдайда олардың жылу алмастырғыштарының салқындатылған газы тоңазытқыш машинасының буландырғышына түседі (мұнда сұйытылған пропан сияқты сыртқы салқындатқыш қолданылады).

4-ші құрылғыда салқындағаннан кейін газ 5-ші төмен температуралы сепараторға түседі, онда конденсацияланған сұйық көмірсутектер мен гидратация ингибиторының сулы ерітіндісі газ ағынынан бөлінеді. 5-ші сепаратордан бөлінген газ (II) 2-ші жылу алмастырғыш арқылы магистральдық газ құбырына беріледі. Сұйық IV фаза (тұрақсыз конденсат және гидратация ингибиторының сулы ерітіндісі) төмен температуралы сепаратордан 5-ші дроссель арқылы 6-шы дроссель арқылы 7-ші сепараторға түседі, онда дроссель кезінде пайда болған 8-ші компрессормен (не эжектормен) 4-ші дроссель алдындағы жалпы газ ағынына жіберілетін ауа райының газы (V) одан бөлінеді. Гидратация ингибиторы (VI) 7-ші сепаратордан регенерацияға, ал конденсацияланған тұрақсыз газ конденсаты (VII) тұрақтандыруға келеді.

ТТС қондырғыларының тиімділігі бастапқы газдың құрамына, төмен температуралы сепаратордағы температура мен қысымға байланысты.

Процестің температурасы неғұрлым төмен болса және бастапқы газдағы ауыр көмірсутектердің мөлшері неғұрлым көп болса, соңғысын алу дәрежесі соғұрлым жоғары болады. Бастапқы газдың жеңіл құрамымен ауыр көмірсутектерді алудың жоғары дәрежесін қамтамасыз ету үшін төмен температура қажет.

Кейбір жағдайларда газдың бастапқы қысымы төмендеген кезде ТТС қондырғысының кіріс сепараторының алдына газ қысымын арттыратын сығымдағыш компрессор (бензинмен сығымдау әдісі) қойылады немесе газдың температурасын төмендету үшін газ кірісіне дроссельдің орнына төмен температуралы сепараторға салқындатқыш машина қойылады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Осы технологияны қолдана отырып, 5.3-кестеде келтірілген атмосфералық ауаға ластағыш заттар шығарындыларының көрсеткіштеріне қол жеткізуге болады

5.3-кесте. Төмен температуралы сепарация әдісімен көмірсутектерді алу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

Р/с №	Ластағыш зат	Меншікті шығарынды, өнімнің кг/т (жыл)
1	2	3
1	Азот оксидтері (NO2 қайта есептегенде)	≤0,1
2	Көміртегі тотығы (СО)	≤0,5
3	Метан (CH4)	≤0,1
4	Шекті көмірсутектер (С1-С5) (метанды қоспағанда)	≤0,5
5	Күкірт диоксиді (SO2)	≤0,2
6	Күкіртсутек (H2S)	≤0,01

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту.

Кейіннен өңдеу үшін шикі мұнайдан қоспаларды бөлу.

5.4.1.5. Мұнай химиясы үшін отын мен шикізаттың әртүрлі түрлерін алу үшін ГӨЗ-ге газ беру

Сипаттама

Зауытқа қайта өңдеу үшін келіп түсетін табиғи және ілеспе газ ГКДҚ тауар өніміне қойылатын талаптарға жауап беруге тиіс және салалық және мемлекеттік стандарттармен регламенттеледі.

Өнеркәсіпте және коммуналдық шаруашылықта пайдалану үшін жергілікті тұтынушыларға берілетін газ үшін жану жылуы мен Воббе саны, сондай-ақ иістің қарқындылығы нормаланады.

Газды автомобиль көлігі үшін газ қозғалтқышының отыны ретінде пайдаланған кезде сапаның негізгі көрсеткіші есептік октан саны болып табылады. Полиэтилен мен полипропилен өндіретін зауыттарды шикізатпен қамтамасыз ету үшін нормативтік құжаттардың сапа стандарттарына сәйкес келетін этан-этилен, пропан – пропилен фракциялары бөлінеді.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту.

Кейіннен өңдеу үшін шикі мұнайдан қоспаларды бөлу.

5.4.1.6. Газды дайындау және бірыңғай жүйеге беру

Сипаттау

Газды кешенді дайындау қондырғысы (ГКДҚ) – табиғи газ бен газ конденсатын жинауды және өңдеуді қамтамасыз ететін технологиялық жабдықтар мен қосалқы жүйелер кешені.

Товарная продукция УКПГ:

кен орындарының құрғақ газы;

кен орындарының құрғақ бензині алынған газы;

газ конденсаты.

ГКДҚ тауар өніміне қойылатын талаптар салалық (ОСТ) және мемлекеттік стандарттармен (МЕМСТ) регламенттеледі.

Магистральдық газ құбырларына берілетін газ үшін сапаның негізгі көрсеткіші шық нүктесі болып табылады (ылғал мен көмірсутектер бойынша). Суық климаттық аймақ үшін ылғалдың шық нүктесі -20 °С-тан аспауы керек, көмірсутектер -10 °С-тан аспауы керек, сонымен қатар OСT жану жылуы және күкірт қосылыстарының рұқсат етілген мөлшері сияқты газдың тұтынушылық қасиеттерін реттейді.

Газды автомобиль көлігі үшін газ қозғалтқышының отыны ретінде пайдаланған кезде сапаның негізгі көрсеткіші есептік октан саны болып табылады.

ГКДҚ-да өндірілетін газ конденсаты тұрақты және тұрақсыз болып бөлінеді. Конденсаттың әртүрлі түрлеріне қойылатын талаптар әртүрлі.

Технологиялық процесс

ГКДҚ-да газды коммерциялық өңдеу келесі кезеңдерден тұрады:

абсорбциялық немесе адсорбциялық кептіру;

төменгі температуралық сепарация немесе абсорбция;

майды сіңіру.

Газ кен орындарында газды дайындау оны құрғатудан тұрады, сондықтан сіңіру немесе адсорбция процестері қолданылады.

Газ конденсатты кен орындарында жеңіл конденсацияланатын көмірсутектерді кептіру және бөлу төмен температуралы сепарация, төмен температуралы сіңіру немесе төмен температуралы май сіңіру арқылы жүзеге асырылады.

ГКДҚ құрамы

ГКДҚ құрамына мыналар кіреді:

алдын ала тазалау (сепарация) блогы;

Газдан тамшы ылғалдан, сұйық көмірсутектерден және механикалық қоспалардан бөлуді қамтамасыз етеді. Блоктың құрамына сепараторлар мен сүзгі сепараторлары кіреді.

газды тазарту, кептіру және салқындатудың технологиялық қондырғылары;

сығымдау компрессорлық станциялары;

Газды кәсіпшілік өңдеу технологиясының жұмыс параметрлерін қамтамасыз етеді, магистральдық газ құбырына газ беру қысымын қолдайды. Газды технологиялық дайындау қондырғыларының алдында немесе одан кейін орналастырылады. Сығымдалған газдың температурасын төмендету үшін сығымдау станциясынан кейін ауамен салқындату аппараттары орнатылады.

өндірістік мақсаттағы қосалқы жүйелер (операторлық, байланыс құралдары, электр, жылу және сумен жабдықтау, электрохимиялық қорғау, өрт сөндіру қондырғылары бар алаңдар, диэтиленгликоль немесе триэтиленгликольді сақтайтын резервуарлық парк және т.б.).

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

5.4.2. Аминді тазарту

Сипаттама

3.4.2-бөлімді қараңыз.

5.4.2.1. Табиғи газдан аминмен күкіртті сутекті кетіру

Сипаттама

Мұнай өңдеу газдарында болуы мүмкін қышқыл газдар негізінен CO2, H2S және меркаптандар (RSH) болып табылады. Әдетте бұл ағындарда тек CO2 және H2S жоғары концентрацияда болады. Аминдерді қолдану арқылы жоғарыда аталған қышқыл газдардың көп мөлшерін мұнай өңдеу газдарынан шығаруға болады. Бұл газдар іс жүзінде сулы ерітіндідегі аминді иондау арқылы түзілетін радикалды аминмен әрекеттесіп, сұйық фазада сіңірілген тиісті тұздар түзеді.

Бұл реакцияның негізгі және ең пайдалы сипаттамасы оның қайтымдылығы болып табылады, бұл циклді қайта бастау арқылы химиялық қосылыстардың ыдырауына және амин ерітіндісін қалпына келтіруге мүмкіндік береді. Бұл амин ерітіндісін қыздыру және бөлінетін газдарды бумен қыздыру арқылы жасалады. Регенераторда пайда болатын бу ағыны бағанның жоғарғы жағындағы бу мен қышқыл газдардың арақатынасын қамтамасыз ету үшін жеткілікті болуы керек, бұл тазартылатын газдардың қажетті Сипаттамаларына қол жеткізу үшін амин ерітіндісінің регенерация деңгейін қамтамасыз етеді. Бұл техниканың сипаттамасы 3.4.2-бөлімде көрсетілген.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Пайдалану деректері 3.4.2-бөлімде көрсетілген.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту H2S в окружающую среду.

5.4.2.2. Амин регенерация блогы бар күкіртсутегі бар газды аминмен тазарту техникасы

Сипаттама

Жобаланатын күкіртті тазарту қондырғысы үшін шикізат "Мүбарекмұнайгаз" УДП кен орындарының жоғары күкіртті және аз күкіртті табиғи газдары болып табылады, олар сіңіргіш тазалаудан өтеді.

Абсорбент – бұл 15 % ДЭA, 15 % MДЭA, 69,98 % су және аз мөлшерде 0,01 % H2S және 0,01 % CO2 қоспаларынан тұратын амин ерітіндісі. Қондырғының құрамында үш негізгі блок бар:

1. Газ тазарту қондырғысы.

2. Амин ерітіндісінің регенерация блогы.

3. Амин ерітіндісін сүзу блогы.

Бұл техниканың сипаттамасы 3.4.2-бөлімде көрсетілген.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Пайдалану деректері 3.4.2-бөлімде көрсетілген.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту H2S в окружающую среду.

5.4.2.3. Мұнай мен мұнай өнімдерін сілтілі ерітінділермен каскадты тазарту

Сипаттама

Күкіртті сутекті және төмен молекулалы меркаптандарды шикі мұнай мен газ конденсаттарынан жоюдың ең тиімді және өнеркәсіптік дамыған технологиясы ДМС сериялы шикізатты сұйық фазалы тотығу демеркаптанизациясы процестері деп танылды. ЕМС технологиясының мәні "ВНИИУС" әзірлеген ИВКАЗ күкіртті тазарту катализаторының қатысуымен мұнайдағы төмен молекулалы меркаптандардың сілтілі ортадағы ауаны оттегімен тікелей тотығуы болып табылады.

Егер бір қондырғыдан пайдаланылған ащы натрдың бір бөлігі екіншісіне қайта пайдаланылса, қондырғылардағы каустикалық соданың жалпы шығыны азаяды. Мұндай процедураның мысалы ретінде газ конденсаттарын алдын ала жуу және демеркаптанизациялау және оны мұнайды демеркаптанизациялау қондырғыларына беру сатысында регенерацияланған ащы натрды алу болуы мүмкін.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Ащы ерітінділерді пайдалануды азайту.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Қондырғыда күкірт қосылыстарының болуына байланысты пайдаланылған ащы натрмен жұмыс істеу кезінде ерекше сақ болу керек.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

5.4.2.4. Пайдаланылған күйдіргіш натрийді пайдалану әдістері

Сипаттама

Күйдіргіш натрий мұнай өнімдерінен күкіртті сутекті, меркаптандарды және фенолдық ластануларды тазартудың аралық және соңғы сатысында сіңіреді және алады. Кейбір демеркаптанизация қондырғыларында пайдаланылған күйдіргіш сілтінің ерітінділерінің иісі жағымсыз болады. Сондықтан олармен операциялар герметикалық қондырғыларда жүргізіледі. Ағынды суларды жүйеге ағызғанға дейін оларды тазартады, бұл ретте ағын жылдамдығы реттеледі. Күйдіргіш натрийді МЕҰ-да қайта пайдаланудың бірнеше тиімді әдістері бар - МЕҰ-да немесе одан тыс жерлерде қайта өңдеу, қалдықтарды жағу пештерінде жою.

Қарастырылып отырған әдістер:

бейтараптандыру және булау.

пайдаланылған күйдіргіш ерітінділердегі крезолдардың, нафтендердің, меркаптандардың және басқа да органикалық қосылыстардың өте жоғары шоғырлануынан ағынды суларды тазартудың баламасы ретінде жағу (ХПК > > 50 г/л).

құрғақ пайдаланылған күйдіргіш натрийді өңдеу және кәдеге жарату шаңның пайда болуын болдырмайды. Оны жерлеуге тыйым салынған.

пайдаланылған күйдіргіш натрийді қайта пайдалану.

өңделген, таза емес күйдіргіш натрийді пайдалана отырып, шикі мұнайды дайындау қондырғыларында тоттанумен күресу. Электр тұзсыздандыру қондырғысында хлоридті (магний) тұздардың тұрақсыз нысандары шикі мұнайдан алынбайды. Шикі мұнайды дистилляторда қыздыру кезінде олар ериді және хлоридті коррозияны түзеді. Шикі мұнайы бар қондырғыға коррозияның пайда болуын болдырмау мақсатында аздаған мөлшерде күйдіргіш натрий (натрий) енгізеді. Нәтижесінде хлоридті компоненттерді бейтараптандыратын натрий хлоридінің тұрақты нысаны пайда болады. Хлоридті ыдырау өнімдерін бейтараптандыру үшін пайдаланылған күйдіргіш натр жиі пайдаланылады. Ол сондай-ақ қалдықтардың пайда болуын азайтады.

күйдіргіш натрийді шикі мұнайы бар электр тұзсыздандыру қондырғысында немесе қышқыл ағындарды булау қондырғысында қайта пайдалану.

биологиялық тазарту қондырғысында күйдіргіш натрийді сарқынды сулардың рН бақылаудың қосымша құралы ретінде пайдалану.

құрамында фенолдар бар күйдіргіш натрийді қайта пайдалану - фенолдар ерігенге дейін сілтінің рН мәнін төмендетеді. Осылайша сұйықтықтар қабатталады. Содан кейін сілті ағынды суларды тазарту жүйесінде өңделеді.

пайдаланылған күйдіргіш натрийді кәсіпорыннан тыс қайта пайдалану (әдетте: сульфидті, крезолды және нафтенді болып бөлінеді).

қағаз комбинатында (тек сульфидті-сілтілі ерітінді).

Na2SO3 үшін шикізат ретінде (сілтілердің түрлерін бөлу талап етілуі мүмкін).

пайдаланылған күйдіргіш натрийдің регенерациясы немесе тотығуы:

сутегі тотығымен тазарту;

қозғалмайтын қабаты бар катализаторды қолдану;

сығылған ауамен үрлеу: 120-320 ° C; 1,4-20,4 МПа;

тазартудың биологиялық жүйесін қолдану.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Атмосфераға иіс шығарындыларын азайту және ащы натрды қолдану.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Кросс-медиа әсерлер

Мұнай өнімдерін тазартудың әртүрлі әдістерінде су ортасының ластануының екіншісіне келесі әсерлері атап өтілді:

шикі мұнай қондырғысында ащы натрдың болуы мұнай ағыны бойынша кейінгі қондырғыларда кокстың пайда болуына ықпал етеді.

сарқынды суларды тазарту қондырғысында фенолдардың, бензолдардың, толуолдардың және ксилолдардың көбеюі. Нәтижесінде зиянды заттардың мұндай концентрациясы сарқынды суларды тазарту қондырғысының өнімділігін төмендетеді немесе тазарту қондырғыларының төгінділерінің саны артады. Меркаптандар, крезолдар және нафтендер био тазарту қондырғыларының жұмысына теріс әсер етеді.

Енгізу әсері

Ащы натрдың қолданылуын азайту.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Мұнай дайындау және өңдеу зауыттарының үлгісі

Бірқатар кәсіпорындар пайдаланылған ащы натрды қалпына келтірудің функционалды мүмкіндігіне ие. Алайда, басқалары мұнай өнімдерін сілтілі жуғаннан кейін оның артық мөлшерін жоюға мәжбүр. Нәтижесінде аз мөлшерде каустикалық заттар қалады және әдетте сарқынды суларды тазарту қондырғыларында қолданылады. Әйтпесе, олар кәдеге жарату үшін қағаз фабрикасы мен целлюлоза зауытына тапсырылады, онда олар ағартқыш реагент ретінде пайдаланылады. Кейбір кәсіпорындар фенолмен жұмсалған концентрацияланған сілті береді. Ол мұнай өнімдерінен крезол қышқылдарын алу үшін қолданылады. Кейбір кәсіпорындар мұндай концентрацияланған сілтіні өздігінен өңдейді. Алынған дисульфид дайын өнім ретінде сатылады немесе қалдықтарды жағатын пешке қайта өңдеуге беріледі.

5.4.3. Демеркаптанизациялау (Сілтілі тазарту)

5.4.3.1. MEROX процесімен газолиннен меркаптандарды жою техникасы

Сипаттама

"Мерокс", меркаптандардың тотығуы – бұл меркаптандарды жартылай фабрикаттардан және СКГ, газолин, бензин, керосин, авиациялық отын және басқа да мұнай фракциялары сияқты соңғы өнімдерден шығару үшін жүргізілетін процесс. Бұл техниканың сипаттамасы 3.4.3-бөлімде көрсетілген. Процесс туралы қосымша ақпарат төменде берілген:

"Мерокс" процесі негізінен сұйытылған газдар мен бензиндерді демеркапизациялау үшін қолданылады. Шикізаттың тотығу демеркаптанизациясы процесі келесі үш кезеңде жүзеге асырылады:

1) төмен молекулалы меркаптандарды сілтілі ерітіндімен алу:

RSH+NaOH = RSNa+H2O

2) натрий меркаптидтерінің ауадағы оттегінің каталитикалық тотығуымен дисульфидтерге айналуы:

2RSNa+1/2O2+H2O=RSSR+2NaOH

3) сілтімен экстракцияланбаған жоғары молекулалық меркаптандарды шикізатты ауаның оттегімен каталитикалық тотығуымен аз белсенді дисульфидтерге аудару:

2RSH+1/2O2 = RSSR +H2O

"Мерокс" процесінің ең белсенді және кең таралған катализаторлары сілтілік ерітіндідегі немесе қатты тасымалдаушыларға (белсендірілген көмірлер, пластмассалар және т.б.) қолданылатын кобальт фталоцианиндері (металлорганикалық кешенішілік қосылыстар — хелаттар) болып табылады.

Технологиялық схема 5.6-суретте көрсетілген.

I - шикізат; II – ауа; III – сілтінің қалпына келтірілген ерітіндісі ("Мерокс"); IV – пайдаланылған ауа; V – дисульфидтер; VI – сілтінің айналымдағы ерітіндісі ("Мерокс"), жаңа сілті; VII – тазартылған өнім

5.6-сурет. "Мерокс" көмірсутек шикізатының каталитикалық тотығу демеркаптанизациясы процесінің қағидаттық технологиялық схемасы:

Құрамында меркаптан бар шикізат 1-бағандағы күкіртті сутектен және органикалық қышқылдардан сілтілі ерітіндімен жуу арқылы алдын ала тазартылады, содан кейін К-2 экстракторына түседі, онда одан төмен молекулалы меркаптандар сілтілі ерітіндімен алынады. К-2-ден алынған сығынды ерітінді Р-1 реакторына түседі, онда натрий меркаптидтерінің каталитикалық тотығуы еритін катализатор қолданылған жағдайда сілтілік ерітіндінің (немесе Мерокс ерітіндісінің) бір мезгілде регенерациясымен ауадағы оттегімен дисульфидтерге жүргізіледі. Реакция қоспасы одан әрі пайдаланылған ауа мен дисульфидтерді бөлуге арналған С-2 және С-3 сепараторларынан өтеді, содан кейін сілтінің (немесе "Мерокстың") қалпына келтірілген ерітіндісі К-2 экстракторына қайтарылады.

Төмен молекулалы меркаптандардан тазартылған шикізат (рафинат ерітіндісі) С-1 сілтілі сепараторына, одан әрі К-2-де экстракцияланбаған жоғары молекулалы меркаптандарды ауаның оттегімен каталитикалық тотығуымен дисульфидтерге ауыстыру үшін Р-2 реакторына түседі. Р-2 реакциялық қоспасы С-4 сепараторына түседі, онда ол пайдаланылған ауаға, айналымдағы сілтілік ерітіндіге ("Мерокс") және тазартылған өнімге бөлінеді.

Құрамында жоғары молекулалық меркаптан жоқ шағын молекулалы фракцияларды (мысалы, алкилдеу шикізатын) тазарту үшін процестің жеңілдетілген (экстракциялық) нұсқасы қолданылады, мұнда 2-реактордағы қосымша тотығу демеркаптанизациясының сатысы алынып тасталады.

Төменде "Мерокс" процесінде әртүрлі шикізаттың тотығу демеркаптанизациясынан кейінгі меркаптандардың құрамы туралы мәліметтер келтірілген:

Р/с №	Шикізат	Меркаптандардың мөлшері, г/т
Р/с №	Шикізат	Шикізатта	Тазартылған өнімде
1	2	3	4
1	Сұйытылған газ	1500	5
2	Термиялық крекинг бензині	2000	5
3	Каталитикалық крекинг бензині	200	5
4	Керосин	100	Теріс сынама

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Пайдалану деректері 3.4.3-бөлімде көрсетілген.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсері жоқ.

Қолданылуы

Технология қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту меркаптанов в окружающую среду.

5.4.4. Газды сығымдау

Сипаттама

3.4.4-бөлімді қараңыз.

5.4.4.1. Ауыстырылатын ағын бөлігін және супер зарядтағыштарды ауыстыру арқылы қысу сатыларының қысылу дәрежесін арттыру (отын газының шығынын азайту және ЗВ шығарындыларының массасын азайту)

Сипаттама

Ауыстырылатын ағын жолын және айдағыштарды ауыстыру арқылы сығымдау сатыларының қысу коэффициентін арттыру технологиясы шикізатты тиімді өңдеу үшін қажет.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Жанармай газының шығынын азайту және ЗВ шығарындыларының массасын азайту.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Қоршаған ортаға ЗВ шығарындыларын азайту.

5.4.4.2. Үнемді жетектер базасында ГАА қолдану

Сипаттама

ДКС қолданылатын отын түрімен ерекшеленетін қолданылатын жетек түріне қарай жіктеледі. Жетектердің келесі түрлері жиі қолданылады: – газ моторы; – газ турбинасы; – электр. Газ қозғалтқышының негізі — газ тәрізді отынмен жұмыс істейтін ішкі жану қозғалтқышы-жеткілікті арзан және қолжетімді энергия көзі. Мұндай құрылғылар сенімді және қарапайым. Жетекті іске қосу сығылған ауаның көмегімен жүзеге асырылады, ал айналымдарды реттеу цилиндрлерге берілетін газдың өзгеруіне байланысты жүзеге асырылады. Газ турбиналық жетекте механикалық энергия отын мен атмосфералық ауа жеткізілетін жану камерасында пайда болатын ыстық газдың кеңеюі жүретін турбинаның көмегімен өндіріледі. Ауа компрессордың көмегімен сорылады, сондықтан газ турбиналық қондырғыны іске қосу үшін бөлек энергия көзі (стартер) қажет. Компрессор, жану камерасы және турбина газ турбиналық қондырғының негізгі компоненттері болып табылады. Жетектердің бұл түрі кеңінен қолданылды, өйткені ол отынды сырттан жеткізуге байланысты емес және ДКС айдайтын газбен жұмыс істейді, ал өндірілген энергияның артық мөлшері станцияның өзі мен жақын маңдағы объектілерді жылытуға және электрмен жабдықтауға кетуі мүмкін. Электр қуатын міндетті түрде жеткізу қажеттілігіне қарамастан, электр жетегі бар ДКС газ-моторлы және газ-турбиналы қондырғыларға қарағанда бірқатар артықшылықтарға ие. Біріншіден, электр қуатын пайдалану айдалатын отынның өзін үнемдейді, сонымен қатар атмосфераға шығарындыларды азайту арқылы ДКС-тің тұрақтылығына жағымды әсер етеді. Екіншіден, электр қозғалтқышын реттеу және автоматтандыру әлдеқайда оңай, бұл бүкіл станцияның жұмысын бақылауды едәуір жеңілдетеді және қажетті жұмыс күшін азайтуға мүмкіндік береді. Үшіншіден, қондырғының шуын, дірілін және ауаның тозаңдануын азайту арқылы мұндай ДКС-тегі еңбек жағдайлары айтарлықтай жақсарады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Бейнеу-Бозой-Шымкент МГ үшін "Қараөзек" компрессорлық станциясының құрылысы" жобасының мысалында компрессор жетегінің түрін таңдау. Тиісті электрмен жабдықтау, тарату, энергиямен жабдықтау жүйесімен жабдықталған электр жетегі бар центрифугалық типтегі компрессорларды қолдану құбырдағы жағдайдың әртүрлі өзгерістерімен жұмыс істеу қажеттіліктерін толығымен қанағаттандыра алады. Әдетте, КС құрылыс аймағында арзан электр энергиясының бірнеше көздерінің болуы электр жетегін пайдалану туралы шешім қабылдауға негіз бола алады. Алайда, электр жетегі жүйесінің толық жиынтығы бір жеке трансформатордан, бір жиілікті реттегіштен және бір асинхронды генератордан тұрады. "Бейней-Бозой-Шымкент" МГ құрылыс жобасындағы барлық компрессорлық станцияларға сервистік қызмет көрсету шығындарын біріздендіру және азайту мақсатында "Қараөзек" КС4-те компрессорлардың жетегі ретінде электр қозғалтқыштарын қолдану орынды емес. Поршеньдік жетекті пайдалану қиын және үлкен өнімділікті қамтамасыз етпейді, сондықтан магистральдық газ құбырларында іс жүзінде қолданылмайды. Бу турбиналарын пайдалану әлдеқайда күрделі және құрғақ аймақтарда жоқ тұщы судың болуын талап етеді және осы себептерге байланысты бу турбиналарын біздің жағдайда да пайдалану мүмкін емес. Жоғарыда айтылғандарға байланысты "Қараөзек" КС-4-те газтурбиналық жетекті қолдану керек деген шешім қабылданды, оның басты артықшылығы-ол газ құбыры арқылы тасымалданатын газбен жұмыс істейді және орталықтан тепкіш компрессор үшін оңтайлы жетек болып табылады.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Энергия тиімділігін арттыру.

5.4.4.3. NOХ түзілуінің төмен деңгейіне ГАА баптау (шығарындыларды құрғақ басу)

Сипаттама

Жаңа газ турбиналарын өндіруде NOХ құрғақ басу технологиясымен алдын ала араластырғыш оттықтарды пайдалану ЕҚT болып табылады. Қолданыстағы газ турбиналарының көпшілігін NOХ құрғақ басу технологиясына аударуға болады, бірақ кейде су мен бу бүркуін қолдану жақсы техникалық шешім болуы мүмкін. Техникалық шешімдер әрбір жеке жағдай үшін жеке таңдалуы керек.

Еуропада, Жапонияда және АҚШ-та жұмыс істейтін кейбір газ турбиналары мен ІЖҚ NOХ шығарындыларын азайтуға бағытталған селективті каталитикалық қалпына келтіру технологиясымен жасалған. Алдын ала араластырғыш оттықтар мен су мен буды айдау арқылы NOХ құрғақ басу технологиясынан басқа, селективті каталитикалық тотықсыздану жүйесін ЕҚT негізінде жасалған шешім ретінде қарастыруға болады. Жаңа буын газ турбиналары үшін NOХ құрғақ басу оттықтарын пайдалану стандарт болып табылады, сондықтан әдетте қосымша селективті каталитикалық қалпына келтіру жүйесін орнату қажет емес. Селективті каталитикалық қалпына келтіру жүйесін NOХ шығарындыларын одан әрі азайту үшін, NOХ шығарындыларына қатысты жергілікті ауа сапасының нормалары құрғақ басу технологиясы қамтамасыз ететін шығарындылар деңгейіне қарағанда қатаңырақ аймақтарда (мысалы, халық тығыз орналасқан қалалық ауданда жабдықты пайдалану жағдайында)пайдалануға болады.

Қолданыстағы газ турбиналары үшін су мен буды айдау немесе NOХ құрғақ басу технологиясын қолдануға көшу-бұл ЕҚT. Бастапқы температурасы жоғары ескі буын газ турбиналары бір уақытта тиімдірек және әлі де көп NOХ шығарады. Айта кету керек, турбиналардың тиімділігі жоғары болғандықтан, әрбір өндірілген кВт/сағ-қа келетін NOX шығарындылары жаңа буын газ турбиналарына қарағанда аз. Қолданыстағы бу-газ қондырғыларында селективті каталитикалық қалпына келтіру жүйесін орната отырып, ескі буын турбиналарын модернизациялау техникалық тұрғыдан ғана мүмкін емес, сонымен қатар жобаға бастапқыда кәдеге жарату қазандығын орнату енгізілген және сәйкесінше оған алаң дайындалған жағдайда экономикалық тұрғыдан негізделген.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Стационарлық газ қозғалтқыштары үшін ЕҚT-кедей қоспаны қолдануға негізделген технология. Жабдықта бастапқыда нашар қоспасы болғандықтан, NOХ шығарындыларын азайту үшін қосымша реагенттер немесе салмақ қажет емес. Газ қозғалтқыштары кейде әдепкі бойынша селективті каталитикалық тотықсыздану жүйесімен жабдықталғандықтан, бұл технологияны ЕҚT бөлігі деп санауға болады. CO шығарындыларын азайту үшін тотығу катализаторын қолдану ЕҚT болып табылады. Мысалы, биогаз немесе полигон газы сияқты газ тәрізді отынның басқа түрлері жанған жағдайда, со шығарындылары жоғары болуы мүмкін.

Газбен жұмыс істейтін қазандықтар үшін О2 3% айн. бақылау деңгейі ретінде қабылданады. ЕҚT қолдану кезінде пайда болатын шығарындылар мәндерін есептеу заттардың орташа тәуліктік концентрациясына, стандартты жағдайларға және әдеттегі жүктемеге негізделген. Сондай-ақ, шекті жүктеме кезеңдерінде және тоқтау режимінде жұмыс істеу кезеңдерінде, іске қосу кезеңдерінде, сондай-ақ тазарту жүйесін, бөлінетін газдарды пайдаланудағы ақаулар кезеңдерінде туындайтын заттардың неғұрлым жоғары концентрациясы назарға алынуы тиіс.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

NOХ шығарындыларын азайту.

5.4.5. Сұйытылған табиғи газ өндірісі

5.4.5.1. MEROX процесінде СКГ-дан меркаптандарды жою техникасы

Сиапаттама

Бұл техниканың сипаттамасы 5.4.3.1-бөлімде көрсетілген.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Пайдалану деректері 5.4.3.1-бөлімде көрсетілген.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту меркаптанов.

5.4.5.2. Сұйытылған көмірсутек газдарын (СКГ) алу техникасы

Сипаттама

Сұйытылған газдарды алу әдетте Джоуль - Томсон эффектісін қолдана отырып технологиялық схема бойынша жүзеге асырылады (5.4-сурет).

5.7-сурет. Метанол бүрку арқылы сұйытылған газдарды алу схемасы

Гидраттардың пайда болуын болдырмау үшін оны салқындатпас бұрын газ ағынына 80 % метанол енгізіледі. Кіріс сепараторынан өткен газ Т1 регенеративті жылу алмастырғышқа түседі, онда ол газдың кері ағынымен салқындатылады. Әрі қарай, газ тұтынушыға газды тасымалдау үшін қажетті қысымға дейін дроссельденеді және салқындағаннан кейін түскен сұйықтықты бөлу үшін үш фазалы Сн1 сепараторына түседі. Регенеративті жылу алмастырғыштағы суықты бере отырып, сепаратордан шыққан газ тұтынушыға түседі. Түскен сулы-метанол ерітіндісі дроссельденеді және КМ1 бу бағанына түседі. КМ1-ден метанол буы конденсацияланып, алдын ала дайындалған ыдысқа түседі. Контейнерден метанол сорғы арқылы метанолды тарату жүйесіне орнатылады. Сн1-ге түскен көмірсутек сұйықтығы К1 деэтанизаторын суаруға түседі. К1-де С3+ фракциясы метан-этан фракциясынан бөлінеді. Соңғысы төмен температуралы сепаратордан шығатын негізгі газ ағынымен араласады. С3 + фракциясы К2 бағанының ортаңғы бөлігіне енеді, онда ол пропан-бутан фракциясы және ЖККФ (немесе тұрақты конденсат) болып бөлінеді.

К2-ден шығатын булардың конденсациясы, сондай-ақ алынған төменгі өнімді салқындату бөлінген газбен жүзеге асырылады.

Осы технологиялық схема бойынша өнімділігі жылына 315 млн м3 қайта өңделетін газ қондырғылары салынды. Бұл жағдайда қайта өңдеуге түсетін газ (3,5 МПа) мен ЖЭО-ға және қалаға берілетін тауарлық газ (1,2 МПа) арасында қысымның еркін айырмашылығы болды. Бұл қысым айырмашылығында процесс жүзеге асырылды. Нәтижесінде дроссельден кейін минус 63°С температураға қол жеткізілді, С3+ фракциясының газынан алу шамамен 40 % (пропан – 25 %) болды.

Бұл технология қарапайымдылығымен ерекшеленеді және іс жүзінде энергия шығыны жоқ. Қондырғыға түсетін газ бен бөлінетін газ арасындағы қысым айырмашылығының ұлғаюымен сәйкесінше С3 + алу коэффициенті де артады.

Бұл қондырғының кемшіліктері-өнімдердің метанолмен ластануы және метанол суын жою қиындықтары.

С3+ фракциясын тереңірек алу 5.8-суретте көрсетілген технологиялық схемаға мүмкіндік береді.

5.8-сурет. Детандер-компрессорлық агрегатты пайдалана отырып, С3+ терең шығару схемасы

Алдыңғы схемадан айырмашылығы, мұнда қатты газды кептіру қолданылады, бұл метанолсыз құрғатылған өнімдерді алуға мүмкіндік береді. Детандер-компрессорлық агрегатты (ТТА) басқа тең жағдайларда (яғни, газдың бірдей кіріс және шығыс параметрлері) пайдалану бөлу процесіне жағымды әсер ететін төмен температуралар мен қысымдарда бөлу процесін жүргізуге мүмкіндік береді. TТA сонымен қатар газдың кіріс қысымын барынша сақтауға мүмкіндік береді. К1 деэтанизаторының дефлегматорында бөлінген газдың суығын пайдалану пропанның тасымалдануын азайтуға мүмкіндік береді. Шикізат газы үш фазалы сепараторға 1-ден келеді. Құрғақ газ екі ағынмен салқындату үшін беріледі: Т1, Т2, Т3 жылу алмастырғышта, содан кейін С2 сепараторына. Детандерде кеңейтілген газ С3 сепараторына беріледі. Сепаратордағы сұйықтық дроссельденеді, T3 жылу алмастырғышта қызады және K1 деэтанизаторының ортаңғы бөлігіне қуат ретінде беріледі. С3 сепараторынан шыққан Газ хладоагент ретінде деэтанизатор дефлегматорына, содан кейін T1 жылу алмастырғышына түседі. Деэтанизатордан алынған текше сұйықтық дроссельденеді және К2 бағанына қуат ретінде беріледі. Үш фазалы С1 сепараторынан алынған көмірсутекті сұйықтық дроссельденеді және Р1 бөлгішке беріледі. Бөлгіштен газ және көмірсутек сұйықтығы деэтанизаторға беріледі. Деэтанизатордан бөлінетін газ суықты қалпына келтіргеннен кейін турбодетандерлік агрегаттың компрессорымен қысылады, Т1 жылу алмастырғыштан шығатын негізгі ағынмен біріктіріледі және тұтынушыға түседі.

Бұл технологиялық схема газ қысымының кең ауқымында жұмыс істей алады. Пропан алу коэффициенті детандердегі қысым айырмашылығына байланысты.

Схема келесі параметрлерге арналған:

балық аулаудан келетін шикізат газының қысымы 10,8 МПа болды;

тауарлық газ қысымы - 4,2 МПа;

газдағы пропан мөлшері 1,67 % моль, бутендер - 0,7 % моль болды.

Процестің параметрлері қондырғыдан бөлінетін газ ағындарын шайқау қажеттілігін болдырмайтындай етіп таңдалды. Газ детандерде 10,5 МПа-дан 4,3 МПа-ға дейін кеңейді. Деэтанизатордың жоғарғы жағынан 1-ге 2,5 МПа қысыммен бөлінетін газ турбодетандерлік агрегаттың компрессорымен 4,2 МПа дейін қысылады.

Осы параметрлерде қондырғы жұмыс істеп тұрған кезде пропан алу коэффициенті 83 % құрайды.

Газды кептіру үшін NaA цеолиттері қолданылды.

95 % және одан жоғары пропан алу коэффициентін 5.9-суретте көрсетілген технологиялық схема бойынша газды өңдеу кезінде алуға болады.

5.9-сурет. Этан бөлінбейтін газ бөлу қондырғысының технологиялық схемасы

Газ екі ағынға бөлінеді: біреуі T5 жылу алмастырғышта K2 бағанының жоғарғы жағынан бөлінетін газбен, екіншісі T1 жылу алмастырғышта K1 бағанынан метан фракциясымен салқындатылады. Т1-де салқындатылған газ екі ағынға бөлінеді: біреуі Т3 жылу алмастырғышқа, екіншісі Т2-ге түседі. T2, T3 және T5 жылу алмастырғыштарынан салқындатылған газ ағындары T4 жылу алмастырғышына салқындатуға келетін біреуіне біріктіріледі. С1 сепараторына -45 °С температураға дейін салқындатылған газ ағыны кіреді. С1 сепараторынан бөлінетін газ екі ағынға бөлінеді. Газдың негізгі бөлігі турбодетандерде 2 МПа-ға дейін кеңейеді, С1-ден дроссельденген сұйықтықпен біріктіріледі және жалпы ағын К1 бағанының текше бөлігіне беріледі. Газдың басқа бөлігі T6 жылу алмастырғышта салқындатылады, 2 МПа-ға дейін дроссельденеді және суару ретінде K1 бағанына беріледі.

K1 бағаны 4 теориялық табаққа арналған. К1 текшесіндегі сұйықтық салқындатқыш ретінде Т7 дефлегматорына, содан кейін Т2 жылу алмастырғышқа беріледі, содан кейін К2 бағанының жетінші (теориялық) табақшасына қуат ретінде беріледі. К2 бағанасы 18 теориялық табаққа арналған. К2 бағанының текшесінен С3+ фракциясы бөлінеді, ол К3 және К5 бағандарына фракциялауға беріледі. K3 бағанының өнімі-автомобиль пропаны. Жоғарыдан К5 бағанынан SPBT, төменнен С5 фракциясы шығады.

Т8, Т12, Т15 қайнатқыштарына көмірсутекті салқындатқыш беріледі.

К2 бағанынан шыққан газ T5 жылу алмастырғышындағы суықты қалпына келтіреді, адсорберлерді қалпына келтіру және салқындату үшін газ дайындау блогына беріледі, содан кейін ГТС немесе жергілікті қажеттіліктерге жіберіледі.

К1 бағанының жоғарғы жағынан бұрылатын газ Т6, Т4, Т3, Т1 жылу алмастырғыштарына суықты қалпына келтіруге жіберіледі, содан кейін турбодетандерлік агрегат компрессорының сорғысына түседі және ауамен салқындату аппараттарында салқындағаннан кейін компрессорлық цехқа түседі, онда ол магистральдық газ құбырының қысымына дейін жетеді. Бұл газдың бір бөлігі Т1-ден шыққаннан кейін дайындық блогына түсетін газға қосылуы мүмкін.

Пропанның жоғары өндірілуіне К1 бағанындағы газды сұйытылған табиғи газбен жуу және К1 бағанының текшесінен сұйықтық болатын салқындатқыш Т7 кіріктірілген дефлегматордың көмегімен К2 бағанында суаруды ұйымдастыру арқылы қол жеткізіледі.

Пропан алу коэффициенті 95 % құрады.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

СКГ тиімді алу.

5.4.5.3. Газ буларын отын ретінде бұру және пайдалану арқылы СТГ бастапқы сақтау үшін изотермиялық резервуарларды пайдалану

Сипаттама

Сұйытылған табиғи газды (СТГ) сақтаудың изотермиялық тәсілі деп оны резервуарларда атмосфералық қысымға жақын - 4,9×103 6,8×103 Па (500, 700 мм су бағ.) шамалы артық қысыммен сақтау әдісін түсіну керек. және осы қысымға сәйкес қайнау температурасы.

Изотермиялық резервуардағы СТГ сақтаудың қағидаттық схемасы 5.10-суретте келтірілген.

5.10-сурет. Изометриялық резервуары бар СТГ-ны сақтаудың қағидаттық схемасы

Әрбір нақты жағдайда резервуарларда СТГ сақтау үшін резервтелетін мөлшер СТГ кешенінің функционалдық мақсатына, мотор және резервтік отын ретінде СТГ тұтынудың нақты құрылымы мен түрлеріне, өнеркәсіптік ауданның немесе тұтастай алғанда өңірдің отын және газ тұтынуының жалпы құрылымына, инфрақұрылымға және басқа да факторларға байланысты техникалық-экономикалық негіздеме сатысында жобамен айқындалады, бірақ 30 тәуліктік қордан артық емес ұсынылады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

2 және одан да көп тәуелсіз технологиялық желілерде СТГ өндірісін ұйымдастыру кезінде СТГ сақтау үшін резервтелген тәуліктер саны тиісінше 15-ке дейін және одан аз тәулікке дейін азайтылуы мүмкін.

Қажет болған жағдайда СТГ газ тәрізді түрге ауыстырылады-түрлендіру процедурасы булану жүйесінде жүзеге асырылады.

Резервуарлардың көлемі

СТГ резервуарының көлемі үшін оның ішкі сыйымдылығының геометриялық көлемі қабылданады. Резервуарды өніммен толтырудың ең жоғары деңгейі цилиндрлік қабырғаның өзін-өзі қамтамасыз ететін күмбезді жабынмен немесе аспалы жабынның ішкі бетімен түйісу түйінінен кемінде 1 м төмен болуы тиіс.

Резервуарлардың түрлері

СТГ қоймалары келесі негізгі типтегі резервуарлармен жабдықталуы мүмкін:

суыққа төзімді болаттан жасалған ішкі өзін-өзі қамтамасыз ететін сыйымдылығы және көміртекті болаттан жасалған сыртқы (герметикалық) сыйымдылығы бар екі қабырғалы металл;

суыққа төзімді болаттан жасалған ішкі өзін-өзі қамтамасыз ететін сыйымдылығы және темірбетоннан жасалған сыртқы сыйымдылығы (цилиндрлік "стақан") бар екі қабырғалы аралас типті;

суыққа төзімді болаттан жасалған ішкі тығыздағыш жұқа табақты гофрленген қабығы және гидростатикалық жүктемені көтеретін сыртқы, темірбетоннан жасалған сыйымдылығы (цилиндрлік "стақан") бар бір қабырғалы аралас типті;

ішкі сыйымдылығы (алдын ала кернелген темірбетоннан жасалған цилиндрлік "стақан", оның қосымша қаптамасы (қажет болған жағдайда) жұқа табақты суыққа төзімді немесе көміртекті болаттан және сыртқы сыйымдылығы (цилиндрлік "стақан") кәдімгі немесе алдын ала кернелген темірбетоннан жасалған, оның қосымша қаптамасы (қажет болған жағдайда) жұқа табақты көміртекті болаттан жасалған екі қабырғалы.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

СТГ қауіпсіз сақтау.

5.4.5.4. СТГ зауытында атмосфералық ауаға жанбайтын көмірсутек газының шығарындыларын болдырмауға мүмкіндік беретін алау қондырғысын пайдалану

Сипаттама

СТГ кешенінің алау шаруашылығы сақтандырғыш клапандар арқылы олардың жұмыс режимі бұзылған кезде, технологиялық жабдықтар мен құбырларды үрлеу кезінде, сондай-ақ авариялық жағдайларда СТГ технологиялық блоктары мен изотермиялық резервуарларынан шығарылатын көмірсутекті газдар мен буларды орталықтандырылған жинауды және жағуды қамтамасыз етеді.

Табиғи газды сұйылту технологиясының криогендік процесс ретіндегі ерекшелігін ескере отырып, СТГ кешенінің алау шаруашылығына төгінділерге арналған жеке алау жүйелері кіреді:

"жылы" газдар мен булар (температурасы плюс 300 °С-тан минус 30 °С-қа дейін);

"суық" булар мен газдар (температурасы минус 30 °С-тан минус 165 °С-қа дейін).

"Жылы" алауқасақтандырғыш клапандардан төгінділер, компрессорлық цехтың авариялық төгінділері мен үрлемелері, газды кептіру және тазарту блоктары, ректификация, газды алдын ала салқындату және т.б.

"Суық" алауқа сұйылту блогынан, сорғы СТГ, регазификаторлардан және т.б. төмен температуралы төгінділер, сондай-ақ СТГ изотермиялық резервуарларының реттелетін қауіпсіздік клапандарынан төгінділер жіберіледі.

"Суық" алау жүйелері келесі талаптарды ескере отырып орындалады:

изотермиялық сақтау резервуарларында орнатылған сақтандырғыш клапандардан СТГ буын ағызу әрбір резервуардан жеке құбыржолдар арқылы арнайы алау коллекторына және буды жағуға арналған дербес қондырғыға жіберілуі тиіс;

сақтандыру клапандарының және технологиялық блоктардың (қондырғылардың) басқа да авариялық құрылғыларының төгінділері изотермиялық резервуарлардың сақтандыру клапандарынан төгінділер жүйесімен байланысты емес дербес жүйеге жіберілуі тиіс.

Изотермиялық резервуарлардың сақтандырғыш клапандарынан СТГ буын жинаудың арнайы алау коллекторы өрт кезінде жылу әсерін қоспағанда, артық қысымды тудыратын факторлардың барлық ықтимал комбинациялары кезінде СТГ қоймасының барлық резервуарларында түзілетін булардың максималды санының өтуіне есептеледі.

Осы жүйедегі қысымның жоғалуы (резервуардан максималды төгу кезінде алау оқпанының жоғарғы жағына дейін) атмосфераға тікелей төгудің сақтандырғыш клапандары іске қосыла бастайтын СТГ резервуарларындағы (технологиялық регламентпен берілген) қысымның рұқсат етілген ең жоғары асып кету мәнінен жоғары болмауы тиіс.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

СТГ қондырғысының технологиялық блоктарынан алау жүйесінің өткізу қабілеттілігі:

жеке технологиялық блоктан (қондырғыдан) жалпы алау коллекторына дейінгі құбыржолдар үшін-осы блоктың (қондырғының) бір аппаратынан ең жоғары авариялық ағызу бойынша;

алау коллекторы үшін - осы технологиялық блокты апаттық лақтыру бойынша, бұл лақтыру К=1,2 коэффициенті бар қалғандарымен салыстырғанда максималды болып табылады..

Бұл жүйеде қысымның жоғалуы максималды ағызу кезінде 0,1 МПа-дан (алау бөшкесінің жоғарғы жағына дейін) аспауы керек.

Сұйық фазаның алау қондырғыларына тасымалдануын болдырмау үшін "суық" төгінділер бөлінген сұйық фазаны буландыру үшін сыртқы жылыту жүйесімен (бу, су) жабдықталған көлемді сепараторларға жіберіледі.

СТГ кешенінің "суық" алау жүйелерінде мыналардан тұратын шығарылатын газдар мен буларды жағуға арналған өз алау қондырғылары бар: басымен және лабиринттік тығыздағышпен жабдықталған алау оқпаны; тұтану жүйелері; бақылау және автоматика құралдары; алау жүйелерін орнатудың және қауіпсіз пайдаланудың қолданыстағы ережелерінің талаптарына сәйкес байлау құбырлары.

Үшін тұтану тастанды газдар мен булардың және тұрақты қамтамасыз ету, жану алауты оқпан жеткізгі құбыржолымен, отын газды және тұтандырғышы бар кезекші оттықтармен электрмен жабдықтау сенімділігінің І санатты қашықтан электр тұтандырғыш құрылғысымен жарақтандырылады.

Отын газын алау оқпанына беру СТГ кешенін отын газымен жабдықтаудың орталықтандырылған жүйесінен жүргізіледі. Кезекші жанарғыларға отын газының ең аз қысымы немесе шығыны дабылы кешен операторының (диспетчерінің) қалқанына шығарылды.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Атмосфералық ауаға жанбайтын көмірсутек газының шығарындыларын болдырмау.

5.4.5.5. СКГ-ны гидролиз арқылы карбонил сульфидінен (COS) тазарту әдісі

Сипаттама

Технология сұйытылған көмірсутек газын (СКГ) карбонилсульфид қоспасынан (көміртегі сульфидті, көміртегі сероксиді) 5,0 ppm қалдық құрамына дейін тазарту үшін қолданылады.

Карбонилсульфидтің гидролизі және оның гидролиз өнімдерінің диэтаноламиннің (ДЭА) сулы ерітіндісімен химосорбциясы, содан кейін ДЭA қаныққан ерітіндісінің термиялық регенерациясы. СКГ-дағы карбонилсульфидтің концентрациясы тазартуға дейін массаның ең көп 0,05 % құрайды, карбонилсульфидтің қалдық құрамы – массаның 0,0005 %-нан аспайды.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Құрамында меркаптандармен, күкіртті сутегімен және көмірқышқыл газымен бірге алынуы қиын карбонил сульфиді (COS) бар СКГ кешенді регенеративті күкіртті тазарту. Құрамында сульфид бар улы ағындардың түзілуінің болмауы.

5.4.5.6. СКГ-ны адсорбциялық кептіру, СКГ сығымдау

Сипаттама

Адсорбциялық кептіру процесі тек пропаннан өтеді. Пропанды кептіру қондырғысы – ылғалды пропаннан суды сіңіру үшін ылғал сіңіргіш ретінде молекулалық електерді пайдаланатын және құрғақ пропанның ылғалдылығына 1 миллион-1-ден аз салмақ жететін жеткізуші әзірлеген кептіру қондырғысы. Кептіру блогы екі реактордан тұрады. Бір реттік 1 реактор адсорбция циклінде, ал екіншісі регенерация циклінде немесе күту. Реактордың регенерациясы қыздырылған пропан ағынын адсорбердің жоғарғы жағы арқылы кері ағынмен бағыттау арқылы жүзеге асырылады.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

5.4.5.7. MERICHEM процесімен СКГ тазарту техникасы (меркаптандарды, H2S және COS жою)

Сипаттама

СКГ-дағы күкірт қосылыстары күкіртсутек пен меркаптандармен ұсынылған. Егер сутегі сульфидінен СКГ тазарту алканоламиндердің регенерацияланатын Сулы ерітінділерімен жүзеге асырылса, онда СКГ-ны меркаптандардан тазарту үшін 5.11-суретте көрсетілген схема бойынша меркаптидтермен қаныққан сілтілі ерітіндінің тотығу-каталитикалық регенерациясымен оларды сілтілі экстракциялау әдісі қолданылады.

СКГ-ның экстрактордағы сілтілі ерітіндімен әрекеттесуі кезінде оның құрамындағы метил - және этилмеркаптандардың химосорбциясы жүреді, реакция бойынша көмірсутектерде ерімейтін натрий меркаптидтерін түзеді:

RSH + NaOH = RSNa + H2O (1)

T-101 экстракторының жоғарғы жағынан меркаптандардан тазартылған СКГ қондырғыдан шығарылады, ал экстрактор текшесінен меркаптидтермен қаныққан сілтілі ерітінді R-101 регенераторына түседі, онда катализатордың қатысуымен ауамен меркаптидтердің тотығуы жүреді, сілтілі ерітіндіде ерімейтін органикалық дисульфидтер түзіліп, бос сілтілер бөлінеді:

2RSNa + 0,5 O2 + H2O → RSSR + 2NaOH (2)

Қалдық ауаның регенерацияланған сілтілі ерітіндімен және регенератордың жоғарғы жағынан дисульфидтермен қоспасы D-102 газсыздандырғышқа түседі, ол жерден ауа жақын маңдағы пештің оттығына қыздыру үшін жіберіледі, ал дисульфидтері бар регенерацияланған сілтілі ерітінді D-102 газсыздандырғышының түбінен шығарылады, бензин фракциясымен және Р-101 сорғысымен араласады, Е-102 тоңазытқышы арқылы сепараторға жіберіледі дисульфидтер D-103. Сепаратордың жоғарғы жағынан дисульфидтердің бензин сығындысы гидротазартуға немесе каткрекинг қондырғысының шикізатына жіберіледі, ал D-103 сепараторының төменгі жағынан сілтінің регенерацияланған ерітіндісі СКГ меркаптандардан тазарту үшін экстракторға қайтарылады.

Сілтіні қалпына келтіру үшін біртекті фталоцианин катализаторларын қолданған кезде (UOP, Merichem және ВНИИУС технологиялары бойынша) меркаптидтердің тотығу процесі регенератордан тыс — құбыржолдарда және экстракторда — айналымдағы сілтілі ерітіндіде еріген катализатор мен оттегінің болуына байланысты жалғасады. Бұл жағдайда пайда болған дисульфидтер сілтіден экстракторда тазартылатын өнімге ауысады, бұл СКГ-дағы жалпы күкірттің 20-50 ppm дейін артуына әкеледі.

5.11-сурет. СКГ тазарту технологиясы

Кәсіпорында СОГ-ны COS-тан, сондай-ақ блоктағы H2S-тен тазарту. Қаныққан H2S және COS СКГ ағыны гидролиз реакторына тізбектей реакторға жіберіледі. Гидролиз реакциясы үшін қажетті минералсыздандырылған судың аз мөлшері де реакторға айдалады. Реакторларда, H2S және CO2 өндіре отырып, COS сумен әрекеттеседі. Әрі қарай, COS-тан тазартылған СКГ ағыны төменгі жағынан амин контакторына жіберіледі. Контактордың жоғарғы жағынан диетаноламин ерітіндісі беріледі ол H2S және CO2 СКГ-дан алынады.

Әрі қарай, СКГ MEROX процесі арқылы меркаптандардан тазарту қондырғысына жіберіледі. Меркаптандар СКГ-дан СКГ-ның экстракциялық бағанындағы сілтілі ерітіндімен тікелей әрекеттесу арқылы алынады. Сілтілік ерітінді экстракция бағанының бойымен үздіксіз фазада жоғарыдан төмен қарай ағып кетеді, ал CКГ ағыны қарсы ағын ағынында сілті арқылы таралады.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Меркаптандарды, H2S және COS жою.

5.5. Реагенттік шаруашылық

5.5.1. Реагенттің регенерациясы

Сипаттама

Газ және газ конденсатын дайындау қондырғыларында реагенттер: метанол, гликоль, аминдер регенерацияланады. Қондырғылардың сипаттамасы 3.5-бөлімде берілген.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Атмосфераға шығарындыларды азайту және реагенттерді тазарту цикліне қайтару.

5.5.1.1. Регенерациялық пайдаланылған газдарды тазарту

Сипаттама

Қалпына келтірілген қалдық газда HCL, Cl2, CO, SO2, көмірсутектер, диоксиндер мен фурандардың іздері болуы мүмкін. Қалпына келтіру кезінде қолданылатын органикалық хлоридтерді сақтау және өңдеу де атмосфераға шығарындыларға әкелуі мүмкін. Кейбір қондырғылардың конструкцияларында регенеративті желдету газы адсорбциялық қабат арқылы, скруббер арқылы немесе бөлінетін газдарды сумен жуудың негізгі жүйесімен бірге жіберілуі мүмкін.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Адсорбциялық қабаттар, су скрубберлері немесе каустикалық сода сулы ерітіндісімен суланған скрубберлер және суды жуудың негізгі жүйелері регенеративті желдету газындағы микрокомпоненттер шығарындыларының азаюына және диоксиндер мен фурандардың көпшілігін атмосфераға шығарындылардан шығаруға әкеледі. Алайда, диоксиндер мен фурандардың гидрофобты қасиеттеріне байланысты бөлік осындай тазарту жүйелерінен өтіп кетуі мүмкін.

Кросс-медиа әсерлер

Конструкция скрубберді қосқанда, пайдаланылған газдарды регенерациялық жуудан алынған қайта өңделген және іріктелетін ағындар сарқынды суларды тазарту станциясына (қондырғысына) бағытталуы тиіс. Берілген сарқынды сулардың рН төмен болғандықтан, биологиялық тазарту алдында бейтараптандыру қажет болуы мүмкін. Скрубберлерді пайдалану кейбір диоксиндердің ауадан суға өтуіне әкелуі мүмкін.

Қолданылуы

Ағымдағы құрылымды ескере отырып, қолданыстағы блоктарды жаңғырту туралы жаңа блоктарға және жалпы ережелерге (қысым мен температураның тепе-теңдігіне, қолданыстағы құрылымдарға, учаскеде алаңдардың болуына және т.б. әсер ету) толығымен қолданылады.)

5.5.1.2. Өндіру процестерінде реагенттерді қолдану

Сипаттама

Мұнай өнеркәсібіне арналған реагенттер - оларды өндіру, тасымалдау және өңдеу процесінде мұнай/мұнай өнімдерінің белгілі бір қасиеттеріне әсер ету үшін пайдаланылатын арнайы заттар (заттар қоспалары). Бұл негізінен әртүрлі кластағы, кейде еріткіштер мен электролиттерді қосатын жеке суда немесе майда еритін коллоидты беттік белсенді заттар (ББЗ).

Қоспалар. Шикі мұнайға жеткілікті мөлшерде енгізілетін реагенттерден айырмашылығы, қоспалар дайын мұнай өніміне аз концентрацияда (3% дейін) енгізіледі. Сонымен қатар, қоспалар пайдалану қасиеттеріне әсер етеді, ал реагенттер өндіру және тасымалдау сатысында мұнайға химиялық әсер етеді. Оларсыз бірде-бір өндіруші кәсіпорын жасай алмайды. Реагенттерге келетін болсақ, олар мұнай ұңғымаларын бұрғылау процесін жетілдіру, өнімді қабаттарды ашу, мұнай өндіруді арттыру үшін қолданылады. Олар мұнай құбырларының, жерүсті және жерасты жабдықтарының коррозиясымен күресу үшін, мұнай құю кемелері мен резервуарларды тазарту үшін қолданылады. Бұл тізім толық емес, өйткені мұнай өнеркәсібінің әртүрлі технологиялық кезеңдерінде реагенттерді қолданудың көптеген басқа салалары бар.

ҚР кен орындарының көпшілігі игерудің кеш сатысында, сондықтан мұнаймен бірге келетін су мөлшері 90 %-ға дейін жетуі мүмкін. Мұндай екі өзара ерімейтін фаза гидрофобты типтегі эмульсияларды құрайды. Су мен мұнайды бөлудің ең кең таралған, тиімді және қарапайым тәсілі – химиялық деэмульгаторды қосу. Оның әрекет ету принципі эмульсия бөлшектерінің беткі қабатына енуі және альфатен және "беттік белсенді заттар" сияқты табиғи тұрақтандырғыштардың тамысуы болып табылады. Осы процестің арқасында мұнай сусыздандырылады.

Тағы бір маңызды міндет – ҚР аумағында өндірілетін мұнай құрамында шайырлы-асфальтенді қосылыстардың, жоғары балқитын парафиндердің және әртүрлі механикалық қоспалардың көп болуы. Егер мұндай мұнайдың температурасы төмендесе, онда парафиндер кристалданып, құбырлардың қабырғаларына қойылады. Эмульсиялық мұнайдың құрамындағы басқа компоненттермен қатар, бұл ұңғымалардың дебитінің төмендеуінің басты себебі болып табылады. Әрине, мұндай өнімді одан әрі тасымалдау едәуір қымбатқа түседі, ал жабдық тезірек нашарлайды. АШПШ ингибиторлары (асфальтшайырлыпарафинді шөгінділер) бұл қиындықты шешуге көмектеседі. Мұндай заттар құбырдың металл бетінде жоғары молекулалық қабаты бар гидрофильді пленка түзеді, оның түзілуі парафиндердің тұндырылуына жол бермейді, осылайша мұнай кәсіпшілігі жабдықтарының жалпы өткізу қабілетін арттырады.

Сонымен бірге жабдықтың коррозияға ұшырауына ерекше назар аудару қажет. Қорғаудың ең технологиялық қарапайым тәсілі - ингибиторды қолдану. Коррозия ингибиторлары - бұл жүйеде жеткілікті мөлшерде болған кезде құбырлар мен басқа жабдықтардың қабырғаларында коррозия процесін баяулататын тұрақты қорғаныс қабатын жасайтын химиялық заттар.

Коррозия ингибиторлары ерігіштігі мен адсорбциялық қабілетінің жоғары деңгейіне ие болуы керек, сонымен қатар процесте қолданылатын басқа реагенттермен жақсы үйлесімділікті қажет етеді, мысалы, күкіртсутек пен меркаптан сіңіргіштері.

Мұнай өңдеу өнімдеріндегі күкірт қосылыстарының максималды саны МЕМСТ-пен стандартталған және 100 ppm аспауы керек. Олардың болуы мұнай өңдеудің (риформинг, изомерлеу және крекинг) каталитикалық процестерінің дезактиваторы (платина катализаторларыныңом) болып табылады және темір сульфидтерінің түзілуіне байланысты магистральдық құбырларда коррозияға әкелуі мүмкін. Нәтижесінде күкіртті сутегі мен меркаптан деңгейінің төмендеуі бүгінгі таңда өте өзекті міндет болып табылады.

Енді реагенттерді – күкіртті сутекті сіңіргіштерді қолданудың химиялық әдісі ең көп таралды. Бұл заттар күкіртті сутекті тиімді және үнемді бейтараптандыруды қамтамасыз етеді.

Нәтижесінде отынның сапасы да осы және басқа да ұқсас реагенттерді қолдануға байланысты. Олар мұнай өндірумен және өңдеумен, сондай-ақ оны тасымалдаумен байланысты қиындықтарды барынша азайтуға мүмкіндік береді.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Атмосфераға шығарындыларды азайту және реагенттерді циклге қайтару.

5.5.2. Сорбенттің регенерациясы

5.5.2.1. Регенерациялық пайдаланылған газды тазартуға арналған электрсүзгіш

Сипаттау

Құрамында HCl, H2S, аз мөлшерде катализатор тозаңы бөлшектері және Cl2, SO2 және диоксиндердің іздері бар қалпына келтірілген қалдық газдар атмосфераға шығар алдында электрофильтрге жіберілуі мүмкін. Регенерация немесе катализаторды ауыстыру және қондырғыны тазарту кезінде желдету сияқты басқа әрекеттерден туындайтын шығарындылар электр сүзгісіне жіберілуі мүмкін.

Электрсүзгіш – бұл газдарды аэрозольден, қатты заттардан немесе сұйық бөлшектерден тазарту электр күштерінің әсерінен болатын құрылғы. Электр өрісінің әсерінен зарядталған бөлшектер тазартылатын газ ағынынан шығарылады және электродтарға тұнбаға түседі. Корона электродтары кернеуі 50-60 кВ және одан жоғары түзетілген токпен жоғары вольтты қуат көзіне қосылған. Ұсталған қатты заттарды электродтардан шайқау арқылы алып тастайтын электрофильтрлер құрғақ деп аталады, ал тұндырылған бөлшектер электродтардан сұйықтықпен жуылады немесе сұйық бөлшектер (тұман, шашырау) дымқыл болады. Электрсүзгіштер технологиялық процестерде (кептіру, күйдіру, агломерация, отынды жағу және т.б.) бөлінетін қатты және тұман тәрізді қоспалардан газдарды жоғары тиімді тазартуға арналған. Электрсүзгіштер газдарды тозаңнан 0,01—100 мкм бөлшектермен TR<400-450 °C температурада тазартады. Электр энергиясының шығындары 1000 м3 газға 0,1-0,15 кВт * сағ құрайды. Электрсүзгіштің тиімділігі бөлшектер мен газдың қасиеттеріне, сүзгі бөліміндегі тазартылатын ағынның таралу жылдамдығы мен біркелкілігіне және т.б. байланысты. Өрістің қарқындылығы неғұрлым жоғары болса және газдың жылдамдығы аз болса, бөлшектер соғұрлым жақсы ұсталады.

Электрсүзгіштердің артықшылықтары:

450 °С дейінгі температурада газдарды тазарту мүмкіндігі;

газды тазартудың жоғары дәрежесі – 99,95 %-ға дейін;

төмен гидравликалық қарсылық;

ылғалдылығы жоғары газдарды тазарту мүмкіндігі.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Регенератордан шығатын пайдаланылған газдардағы алқымалы бөлшектердің мөлшерін азайту.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Қолжетімді деректер жоқ. Жалпы мәліметтерді тармақты қараңыз

Қолданылуы

Үздіксіз регенерация бөлімдерінен шығарындылар ерекше назар аударуды қажет етеді. Катализаторды үздіксіз қалпына келтіру үшін қолданылатын электрсүзгіштің бірде-бір мысалы тіркелген жоқ.

Экономика

Енгізу әсері

Катализатордың регенерациясы кезінде қалқымалы бөлшектердің шығарындыларын азайту.

5.5.2.2. Сорбенттің қалпына келу техникалары

Сипаттау

Сорбция сорбентпен сіңірілген зат ерітіндіге қайта оралуы мүмкін қайтымды процесті білдіреді. Сорбция процесінің жылдамдығы және кері десорбция процесі ерітіндідегі және Сорбент бетіндегі заттың концентрациясына байланысты.

Процестің бастапқы кезеңінде ерітіндідегі заттың концентрациясы максималды болады, сондықтан сорбция жылдамдығы да максималды болады.

Сорбент бетіндегі заттың концентрациясы өскен сайын сорбенттен ерітіндіге қайта өтетін молекулалар саны да артады.

Сипаттама 3.5.2-бөлімде берілген.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Сорбентті пайдаланудың жабық циклі, қоршаған ортаға шығарылмайды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Қолжетімді деректер жоқ. Жалпы мәліметтерді тармақты қараңыз

Қолданылуы

Үздіксіз регенерация бөлімдерінен шығарындылар ерекше назар аударуды қажет етеді. Катализаторды үздіксіз қалпына келтіру үшін қолданылатын электр сүзгісінің бірде-бір мысалы тіркелген жоқ.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

5.5.3. Реагентті құбыржолдарға енгізу

5.5.3.1. Көмірсутектердің түсуін ынталандыруға, ұңғыма оқпанына сұйық және (немесе) қатты ББЗ енгізуге бағытталған техникалар (ББЗ немесе олардың туындылары кейінгі газды өңдеу процестеріне теріс әсер етуі мүмкін нұсқаларды қоспағанда)

Сипаттау

ҒТҚ қабаттың мұнай өндірісін арттыру үшін жаңа химиялық реагенттерді қолдануға бағытталған.

ББЗ мұнай өнеркәсібінде кең таралуда. Қазіргі уақытта мұнай өндіру саласында жұмыс істейтін ғылыми-зерттеу институттары коллекторлардың мұнай беруін ұлғайту, қабаттарды ашу, ұңғымаларды бұрғылау кезінде құлаудың алдын алу, мұнай және айдау ұңғымаларын игеру жағдайларын жақсарту, олардың өнімділігі мен қабылдағыштығын арттыру, мұнай ұңғымаларында эмульсияның пайда болуын болдырмау, мұнайды деэмульсациялау үшін ББЗ қолдану мақсатында зерттеулер жүргізуде. Мұнай қабаттарын гидравликалық жару, ұңғымалардың кенжар маңындағы аймағын қышқылмен өңдеу, оларды цементтеу, парафиннің тұнбасына қарсы күрес әдістерін жетілдіру, мұнай кәсіпшілігі жабдықтарының коррозиясы, геофизикалық өлшеулер және т.б. ББЗ-ны пайдалана отырып, қабаттардың мұнай беруін ұлғайтудың жаңа технологияларын әзірлеу жөніндегі жұмыстарды одан әрі дамыту қолдану объектісінің қабат жүйесі жағдайында тау жыныстарында аз адсорбцияны, химиялық, механикалық және биологиялық төзімділікті қамтамасыз ететін ББЗ негізіндегі тиімді композициялық жүйелерді іздеу жолында жүргізілуі тиіс. Кәсіптік эксперименттер жүргізер алдында баз негізіндегі жаңа композициялық жүйелер адсорбция мәндерін, қабат жағдайындағы химиялық, механикалық және биологиялық жойылу дәрежесін және ББЗ-ның мұнайдың реологиялық қасиеттеріне әсерін бағалау үшін мұқият зерттелуі тиіс.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Көмірсутек шикізатының ағынын қарқындату.

5.5.4. Реагентті ұңғымаларға қабылдау, араластыру және беру

5.5.4.1. Реагентті ұңғымаларға араластыру және беру техникалары

Сипаттауа

Реагенттерді мөлшерлеу блоктары (РМБ) сұйық деэмульгаторларды, коррозия ингибиторларын, тұз шөгінділерінің ингибиторларын, гидрат түзілу ингибиторларын және т.б. көліктің және газды дайындаудың кәсіпшілік жүйесінің құбырына, газ ұңғымаларына құбырлар мен жабдықтарды коррозиядан, гидрат түзілуінен және т.б. қорғауды жүзеге асыру мақсатында мөлшерлеп енгізуге арналған.

Сипаттама 3.5.4-бөлімде берілген.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Реагенттерді мөлшерлеу блоктары жүйенің құрылғысының герметикалығына қатысты тиімді орналастырылған.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология газ турбиналарына қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Реагентті ұңғымаларға қауіпсіз араластыру және беру.

5.6. Газ техникалық күкірт өндірісі

5.6.1. Күкіртті қалпына келтіру және SOХ шығарындыларын азайту әдістері.

5.6.1.1. Күкіртті қалпына келтіру және SOХ шығарындыларын азайту әдістері. Аминмен өңдеу

Сипаттау

Тазалау әдісі қажетті нәтижеге назар аудара отырып таңдалады.

Барлық қолданыстағы әдістер екі топқа бөлінеді:

Сипаттама 3.4.2-бөлімде берілген.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

SOx шығындыларын азайту.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Күкіртті қалпына келтіру.

5.6.1.2. Күкіртті қалпына келтіру және SOx шығарындыларын азайту әдістері. LO-CAT процесі

Сипаттау

Жалпы реакция Клаустың түрлендірілген реакциясын изотермиялық жүзеге асыруды білдіреді. Жоғарыда көрсетілген реакцияларды ұстап тұру үшін қажетті химиялық қоспалар - бұл рН деңгейін ұстап тұру үшін сілті, күкіртті жою процесінде жоғалған хелат темірін ауыстыру және бұзылған хелат қоспаларын ауыстыру.

Сипаттама 3.6.1.1-бөлімде берілген.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Күкірт шығарындыларын азайту.

Кросс-медиа әсері

Күкіртті газда оттегі болған кезде тиосульфаттардың пайда болуын ұлғайту мүмкін.

Қолданылуы

Технология жалпыға ортақ.

Экономика

LO-CAT қондырғысына күрделі шығындар Клаус жүйесімен салыстырғанда шамамен 40%-ға төмен болады. Осылайша, мұндай өнімділік кезінде LO-CAT технологиясын қолдану шығындарды үнемдеуге және технологиялық икемділікті арттыруға мүмкіндік береді.

Енгізу әсері

Одан әрі беру үшін күкірт өндіру.

5.6.2. Күкірт өндіретін қондырғылар (КӨҚ). Клаус процесінің тиімділігін арттыру

Сипаттау

Сипаттама 3.6-бөлімде берілген.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Күкірт шығарындыларын азайту.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Әрі қарай беру үшін күкірт өндіру.

5.6.3. Бөлінетін газдарды тазарту қондырғылары (ШГТҚ). SО2 дейін тотығу және күкіртті SO2 алу

Сипаттама

Күкірт өндіретін қондырғылар қышқыл газдар ағындарындағы H2S-ті аминді қалпына келтіру қондырғыларынан және күкіртті-сілтілі сарқынды бейтараптандыру қондырғыларынан сұйық күкіртке айналдырады. Әдетте екі немесе үш сатылы Клаус процесі H2S-тің 92%-дан астамын қарапайым күкірт ретінде қалпына келтіреді. Көптеген кәсіпорындар күкіртті 98,5%-дан астам қалпына келтіруді талап етеді, сондықтан Клаустың үшінші сатысы күкірттің шық нүктесінен төмен жұмыс істейді. Үшінші сатыда селективті тотығу катализаторы болуы мүмкін, әйтпесе күкірт өндіретін қондырғының құрамында қалдық газдарын жағу қондырғысы қарастырылуы керек.

Сипаттама 3.6-бөлімде берілген.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

SO2 шығындыларын азайту

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Әрі қарай беру үшін күкірт өндіру.

5.6.4. Күкірт диоксиді шығарындыларымен күресу әдістері. Бөлінетін газдарды күкіртсіздендіру (FGD)

Сипаттау

Түтін газын күкіртсіздендіру (FGD) – жою үшін қолданылатын технологиялар жиынтығы күкірт диоксиді қазба отынымен жұмыс істейтін электр станцияларының пайдаланылған газдарынан, сондай-ақ басқа күкірт оксиді түзілу процестерінің шығарындыларынан, мысалы, қалдықтар жану.

Негізгі қағидаттар

FGD жүйелерінің көпшілігі екі кезеңді қолданады: біреуі күл жою, екіншісі SO2 үшін.

Бір тазалау ыдысында күлді де, SO2 де кетіру әрекеттері жасалды. Алайда, бұл жүйелер техникалық қызмет көрсетуде үлкен қиындықтарға тап болды және жою тиімділігі төмен болды. Ылғал тазарту жүйелерінде түтін газы әдетте ұшпа күлді кетіргіштен, электр сүзгісінен немесе қап сүзгісінен өтеді, содан кейін SO2 сіңіргішіне түседі. Дегенмен, құрғақ бүрку немесе бүрку арқылы кептіру кезінде SO2 алдымен әкпен әрекеттеседі, содан кейін түтін газы бөлшектерді бақылау құрылғысы арқылы өтеді.

Ылғал ТГК жүйелерімен байланысты дизайн кезінде тағы бір маңызды мәселе-сіңіргіштен шығатын түтін газы сумен қаныққан және әлі де SO2 бар. Бұл газдар желдеткіштер, құбырлар және құбырлар сияқты кез келген кейінгі жабдықты қатты коррозияға ұшыратады. Коррозияны азайтатын екі әдіс: (1) газдарды олардың үстінен қайта қыздыру шық нүктесі немесе (2) жабдықтың коррозиялық жағдайларға төтеп беруіне мүмкіндік беретін құрылымдық материалдар мен құрылымдарды пайдалану. Екі балама да қымбат. Инженерлер әр нысанда қандай әдісті қолдану керектігін анықтайды.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

CO2 шығарындыларын азайту.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Қоршаған ортаға төмендетілген шығарындылар.

5.6.5. Клаус, гидрогенизациялау және термоқышқылдандыру пештерінің шығысындағы кәдеге жаратқыш қазандықтар (жылу алмастырғыштар)

Сипаттама

Термиялық реактордан ыстық жану өнімдері технологиялық газ салқындатылатын және қаныққан СД буы шығарылатын кәдеге жарату қазандықтарына түседі; содан кейін технологиялық газ конденсаторға түседі, онда сұйық күкірт конденсацияланады және қаныққан ДН буы шығарылады; бұдан әрі технологиялық газ кәдеге жарату қазандығынан алынған СД буымен технологиялық газ жылытқышында қызады, ал технологиялық газ конденсаторға түседі. содан кейін ол Клаус жүйесінің бірінші реакторына түседі, онда күкіртсутек пен күкірт диоксиді катализатордың қатысуымен күкірт түзеді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Жалпы шығарындыларды азайту.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Қоршаған ортаға төмендетілген шығарындылар.

5.6.6. Индустрияның үздік тәжірибелеріне сәйкес SO2 салқындату колоннасына өтіп кеткен жағдайда аммиакты/каустиканы бүркіп енгізуді қолдану

Сипаттау

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қоршаған ортаға CO2 шығарындыларының ықтималдығын жою.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Қоршаған ортаға төмендетілген шығарындылар.

5.6.7. Колоннада бумен жібіту арқылы қышқыл суды күкіртті сутектен тазарту әдісі

Сипаттау

Бір сатылы булау

Қышқыл суды булау қондырғыларының көпшілігі бір бу бағанын қажет ететін бір сатылы. 5.12-суретте қышқыл суды буландыруды орнатудың жеңілдетілген технологиялық схемасы көрсетілген. Қышқыл су ағындары қышқыл су ыдысында жиналады. Ол мұнай бөлу орын алатын тұндырғыш ретінде жұмыс істейді. Бұл резервуардан қышқыл су "шикізат-ағынды" жылу алмастырғыш арқылы бу бағанының жоғарғы жағына айдалады. Қышқыл су қайта қазандықта сатылатын немесе өндірілетін қарсы ағынмен бумен буға айналады. Бұл бағанда қышқыл газдың су құрамын азайту үшін ағын қайта өңделеді. Бағандағы жұмыс қысымы бөлінетін газдардың бағытына байланысты 0,5-тен 1,2 барға дейін өзгереді (артық). Қажет болса, H2S күкіртсутегін немесе NH3 аммиакты біржола жою үшін рН бақыланады.

Қышқыл суды булау қондырғысынан шығатын қышқыл газдар күкірт алу қондырғысына, пешке немесе алауқа жіберіледі. Қалдық газдар қалдықтарды жағатын пешке немесе алауға тікелей бағытталғаннан кейін, бұл SO2 (40% дейін) және NOX жалпы шығарындыларына қатты әсер етеді. Енді газдарды бағанның жоғарғы жағындағы газдардан басқа (қауіпсіздік мақсатында) күкірт алу қондырғысына бағыттаған жөн.

Екі сатылы булау

Қышқыл сарқынды суларды тазартудың екі сатылы қондырғысы бір сатылы қондырғыдан ерекшеленеді, өйткені бірінші баған төмен рН (6) кезінде жұмыс істейді. Мұндай бағанда жоғары қысымда (9 бар. арт.) H2S күкіртсутегі жоғарғы жағынан, ал NH3 аммиак/су бағанның түбінен шығарылады. Екінші бағанда - NH3/жоғары рН (10) су жоғарғы жағынан, ал буға пісірілген су ағыны бағанның түбінен шығарылады. Резервуардың орнына мұнай өнімдері мен су бөлімінің дұрыс жобаланған сепаратор барабаны да қышқыл сарқынды тазарту бағанына көмірсутектердің түсуін азайтудың артықшылығын береді. Нәтижелер:

буға жібітілген суда H2S және NH3 төмен концентрациясын береді;

күкірт алу қондырғысына парктің бірінші сатысында пайда болған қышқыл газдарды ғана жіберуге мүмкіндік береді. Олардың құрамында NH3 аммиактың жоғары концентрациясы жоқ, бұл аммоний шөгінділерінің пайда болуына байланысты Клаус реакциясының бұзылуын болдырмайды.

Қарастырылатын әдістер:

резервтік тазарту қондырғылары немесе қосымша қышқыл сарқынды су қоймасы Қышқыл сарқынды суларды буландырудың тағы бір қондырғысын салу.

сульфидке бай сарқынды сулардың ағындары тазартуға төгілмес бұрын паркті орнатуға бағытталуы керек. Көбінесе тірек бағандарында ұсталған көмірсутектерді кетіру үшін теңестіретін резервуар болады, бұл мұнай өнімінің ағынынан төмен орналасқан күкірт алу қондырғысының бұзылуына әкеледі.

5.12-сурет. Қышқыл ағындарды булауды орнатудың жеңілдетілген технологиялық схемасы

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қышқыл суды күкіртті сутектен тазарту.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Күкіртсутек төмендетілген шығарындылары.

5.6.8. Ауаны ластағыштардың деңгейін төмендетуге арналған SNOX аралас техникасы

Сипаттама

SNOX қондырғысы жану түтін газдарынан SO2, NOX және қалқымалы бөлшектерді кетіруге арналған. Ол тозаңды кетірудің бірінші кезеңіне (ЭШФ көмегімен), содан кейін каталитикалық процестерге негізделген. Күкірт қосылыстары қоюланған күкірт қышқылының техникалық сорты ретінде алынады, ал NOX N2-ге дейін қалпына келтіріледі.

Жалғыз қосымша қажетті материал – NOX жою үшін қолданылатын аммиак. Сонымен қатар, табиғи газ және су, сондай-ақ қышқыл тұманды басқару блогы үшін аз мөлшерде силикон майы қажет.

Нәтижесінде сату үшін 94-95 % таза күкірт қышқылы (H2SO4) пайда болады. Жүйе 400-420 °C температурада SO2-де SO3 тотығу үшін каталитикалық түрлендіргішті пайдаланады. NH3 жоғары көтерілу кезінде NОХ-ты жоғары жою аммоний сульфаттарының тұндыру қаупінсіз мүмкін, өйткені реактордағы температура ыдырау температурасынан (350 °C) жоғары және кез келген NH3 өту SO2/SO3 тотықтырғышында бұзылады.

Бұл процесте сарқынды сулар немесе қалдықтар пайда болмайды және NOХ-ты бақылау үшін аммиактан басқа химиялық заттар қолданылмайды. H2SO4 өндірісінде жоғары тозаңды кетіру қажет. SO2 /SO3 түрлендіргішін жиі тазаламау және өнімнің сапасын сақтау үшін 99,9 % тұрақты ПӘК тозаңсыздандыру қажет.

1. Downshot қазандығы
2. Ауа жылытқышы
3. Тозаң жинағыш
4. Флуоресцентті желдеткіші бар қазандық
5. Жаңа тозаң жинағыш
6. Жаңа түтін газының желдеткіші

7. Oxchangor газ қазандығы
8. Газ жылытқышы
9. NH3 бүрку торы
10. СКВ do-NОХ реакторы
11. SО * → SO3 реакторы
12. Күкірт қышқылы конденсаторы WSA

13. Ауа желдеткіші
14. Тамшылардан қорғау
15. Құбыр
16. Қышқылды салқындату жүйесі
17. Ауа салқындатқыш / бойлер
18. Құбырдағы артық ауа

5.13-сурет. Gela зауытындағы SNOX технологиялық схемасы

5.13-суретте көрсетілгендей, қышқыл конденсатордан жылу (240-100 °С диапазонында жұмыс істейді, SO3 ылғалдандырады және алынған қышқыл өнімін конденсациялайды) жану үшін ауаны алдын ала қыздырудың бірінші кезеңі ретінде қолданылады. Конверсия процесінде алынған қалпына келтірілген жылу маңызды және отынның (мұнай немесе көмір) күкірт мөлшері 2-3 % болған кезде электр энергиясына деген қажеттілікті өтейді. Пайдалану кезінде назар аударуды қажет ететін қатты жану өнімдерімен байланысты салалар – бұл HTEP, SO2/SO3 түрлендіргіші және құламалы пленка қышқылды конденсатор (боросиликатты шыны түтіктерден жасалған). Конденсатордағы қышқыл тұманның (аэрозольдің) пайда болуына WSA және SNOX қондырғыларының жұмысы үшін қажет патенттелген гетерогенді нуклеацияны бақылау жол бермейді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

94-98% SO2 және SO3, 90-96% NOX және негізінен барлық қалқымалы бөлшектерді жою;

жоғары SO2 концентрациясы бар түтін газдарын өңдеуге қабілетті процесс;

NOX және тоқтатылған бөлшектерді жоюмен бірге SO2 жоғары жою (5.108 кестені қараңыз);

қоршаған ортаға төмен қосымша әсер: шикізат қажет емес (тек NOX-пен күресу үшін аммиакты тұтыну), сарқынды сулар немесе өндіріс қалдықтары жоқ;

салқындатқыш суды тұтынудың болмауы;

сатуға жарамды тауарлық сорттың H2SO4 процесінің жанама өнімі ретінде өндіріс;

жоғары жылу қалпына келтіру.

Байланысты әсерлер

Электр қуатын тұтыну 1 миллион Нм3/сағ қондырғы үшін шамамен 10 МВт белгіленген қуатқа сәйкес келеді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Gela-да SNOX қондырғысы түтін газдарын мұнай коксын жағатын үш қазандықтан тазартуға арналған (3×380 т/сағ жоғары қысымды бу шығарады) және SO2 кіріс концентрациясы 6900 мг/сағ аралығында 1 млн Нм3/сағ деп есептелген.

Нм3 13200 мг/Нм3 дейін (6,7% айн./айн. ылғалда және құрамында 5% O2 кезінде) жоғары күкіртті шикі мұнай негізіндегі арнайы тазарту процесіне байланысты. СКВ секциясының жұмысы үшін қолданылатын аммиакты айдау жылдамдығы шамамен 200 кг/сағ құрайды.

5.4-кесте. 5 ай жұмыс істегеннен кейін 72 сағаттық сынақтан кейінгі SNOX сипаттамалары (Gela)

Р/с №	Параметрлер	Өлшем бірліктері	Алынған нәтижелер
1	2	3	4
1	Түтін газдарының шығыны (ылғалды)*	Нм3/сағ	971000
2	NOX кірісінде (NO2 ретінде)	мг/Нм3	451
3	NOX шығысында (NO2 ретінде)	мг/Нм3	42
4	NOХ төмендету тиімділігі**	%	90,5
5	SO2 кірісінде	мг/Нм3	8243
6	SO2 шығысында	мг Нм3	288
7	SO2 төмендету тиімділігі	%	96,5
8	SО3 кірісінде***	промилле	3
9	NH3 шығысында	промилле	Деректер жоқ
10	H2SO4 концентрациясы	масса бойынша %	95
11	Электр энергиясын тұтыну (үрлегіштер, ЭШФ, сорғылар)	МВт·сағ	132377
12	Аммиак шығыны	кг/сағ	238
13	Метан шығыны	Нм3/сағ	456

ескерту: деректер жоқ: қолжетімді емес;

* сынақ кезінде қазандықтар шығаратын түтін газдарының максималды мөлшері;

** NH3 торының таралуын реттегеннен кейін тиімділік 93-95% дейін өсті;

*** дәлірек дәл өлшеу 2 ppm көрсетеді;

дереккөз: [30 , TWG IT 2012].

5.4-кестеде катализатор қабаттарын толық жаңартқаннан кейін максималды тиімділікті тексеру үшін жүргізілген 72 сағаттық сынақ нәтижелері келтірілген. 2003 жылдан бастап орташа жұмыс жағдайында Gela учаскесін бақылауға негізделген қосымша ақпарат 5.5-кестеде шығарындылармен күресудің келесі тиімділігін көрсетеді.

5.5-кесте. Орташа жұмыс жағдайындағы SNOX сипаттамалары (Gela)

Р/с №	Параметрлер	Өлшем бірліктері	Алынған нәтижелер
1	2	3	4
1	SNOx дейін түтін газының шығыны	Нм3/ч	1000000
2	CO2 шығарындыларын азайтудың жалпы тиімділігі	%	94
3	SNOX бойынша түтін газдарындағы SO2 концентрациясы*	мг/Нм3	9994
4	Түтін құбырындағы түтін газдарындағы SO2 концентрациясы*	мг/Нм3	600
5	Мұржадағы түтін газдарындағы SO2 концентрациясы, құрғақ және 5,4% кезінде O2	мг/Нм3	627
6	NOX шығарындыларын азайтудың жалпы тиімділігі	%	90
7	SNOX сәйкес түтін газдарындағы NOX концентрациясы,*	мг/Нм3	636
8	Түтін құбырындағы түтін газдарындағы NOX концентрациясы 1), 2)	мг/Нм3	64
9	Түтін газдарындағы NOX мұржа. құрғақ және 5,4% кезінде O2**	мг/Нм3	68

* бұл мәндер 6,7% айн./айн. ылғалдылыққа және 5% оттегінің құрамына жатады;

** NOX NO2 түрінде көрсетіледі;

дереккөз: [30 , TWG IT 2012].

Швечатта SNOX қондырғысы жылу крекинг қондырғысының ауыр қалдықтарында жұмыс істейтін орталық ЖЭО қондырғысының түтін газдарын, БЭЖ-ден алынған газдармен бірге өңдейді (5.6-кесте).

5.6-кесте. SNOX сипаттамалары (OMV Швехат)

Р/с №	Параметрлер	Өлшем бірліктері	Алынған нәтижелер
1	2	3	4
1	Бөлінетін газдың шығыны (ылғалды)	Нм3/сағ	820 000
2	NOX кірісінде (NO2 ретінде)	мг/Нм3	Максимум 700
3	NOX шығысында (NO2 ретінде)	мг/Нм3	<200
4	NOX төмендету тиімділігі	%	> 87 %
5	SO2 кірісінде	мг/Нм3	Максимум 8000
6	Шығыстағы SO2 есептік көрсеткіші	мг/Нм3	<200
7	SO2 төмендету тиімділігі	%	> 96,6 %
8	SO3 шығысында	промилле	Деректер жоқ
9	NH3 шығысында	промилле	<1
10	H2SO4 концентрациясы	массасы бойынша %	Деректер жоқ
11	Электр энергиясын тұтыну (үрлегіштер, ЭОСҚ, сорғылар)	МВт орнатылған	Деректер жоқ
12	Аммиак шығыны	кг/сағ	Деректер жоқ
13	Метан шығыны	Нм3/сағ	Деректер жоқ

ескертпе: деректер жоқ: рұқсат етілмейді;

дереккөзі: [30 , TWG IT 2012].

Қолданылуы

2008 жылдың мамырында Gelarefinery SNOX зауыты орта есеппен 96 % жұмыс істейтіні (жыл сайынғы жоспарлы аялдамаларды қоса алғанда) және 1999 жылдың қыркүйегінде іске қосылғаннан бері өнімділіктің төмендемегені туралы хабарланды (өлшенген конверсия коэффициенттері мен қысымның өзгеруіне сәйкес). 72500 сағаттық жұмыстан кейін зауыт алғаш рет 2006 жылдың маусымында техникалық қызмет көрсету үшін толығымен тоқтатылды (1056 сағат). Күкіртсіздендіру катализаторының тек 50 % (24 қабаттың 12 қабаты) ауыстырылды. СКВ катализаторы қондырғыны іске қосудың басындағыдай қалады.

Schwechatrefinery snox зауыты өз жұмысын 2007 жылдың қазан айында бастады және айналым мерзімі кемінде алты жылға созылады.

Анықтамалық ақпарат

[30]

5.6.9. Көмірсутек газдарын қышқыл компоненттерден (H2S және CO2) диэтаноламиннің (ДЭA) айналымдағы ерітіндісімен тазарту техникасы)

Сипаттау

Амин сулы ерітіндісінің түрі мен концентрациясы бүкіл тазарту процесін анықтаудың маңызды параметрлері болып табылады. Төменде амин ерітінділерінің типтік массалық концентрациясы келтірілген.

Моноэтаноламин (IEA): CO2 және H2S жою үшін 20 %, негізінен СО2 жою үшін 32 %.

Диэтаноламин (DEA): 20...H2S және CO2 жою үшін 25 %.

Метилдиэтаноламин (MDEA): 30...55 % активаторды (пиперазин) пайдалану кезінде CO2, H2S және CO2 болған кезде H2S селективті жою үшін.

Дигликоламин (DHA): H2S, CO2 және 70 % дейін "жеңіл" меркаптандарды жою үшін 50 %.

Аминді тазарту қондырғысының қағидаттық схемасы 5.14-суретте көрсетілген.

5.14-сурет. Аминді тазарту қондырғысының қағидаттық схемасы

Газ Абсорбер бағанасының төменгі бөлігіне беріледі (1). Бағана бойынша көтеріле отырып, газ амин ерітіндісімен жанасады. Байланыс құрылғылары ретінде клапан тәрелкелері немесе құрылымдалмаған саптама қолданылады. Байланыс құрылғысының түрін таңдау әрбір нақты жағдай үшін жеке анықталады. Әдеттегі абсорбер үшін теориялық байланыс сатыларының саны – 7. Абсорбердің жанасу бөлігінен өткеннен кейін газ тамшы ұстағыш бөліміне түседі. Бұл бөлімнің мақсаты-тазартылған шикізат ағынымен амин ерітіндісінің тасымалдануының максималды төмендеуі. Әрі қарай, тазартылған газ қондырғыдан тыс шығарылады. Абсорбер бағанасы құрылғының биіктігі бойынша температураның өзгеруін бақылау үшін температура датчиктерімен стандартты түрде жабдықталған.

Амин ерітіндісі автоматты деңгей контроллерінің сигналы бойынша бағанның төменгі жағынан автоматты клапан арқылы шығарылады. Қысым төмендеген кезде амин ерітіндісінен жеңіл қайнайтын көмірсутектердің фракциялары бөлінеді. Алынған қоспаның бөлінуі сепараторда жүреді (2). Бөлу процесінде бөлінген газ аппараттың жоғарғы жағынан "қышқыл" газдарды жағудың алау жүйесіне немесе термиялық деструкция блогына жіберіледі.

Бөлінгеннен кейін амин ерітіндісі ретімен орналастырылған қапшық (3) және көмір (4) сүзгілерінде механикалық тазартудан өтеді.

Әрі қарай, механикалық қоспалардан тазартылған қаныққан амин ерітіндісі жылу алмастырғышқа түседі (5), онда жылу ребойлерден қалпына келтірілген амин ағынымен жылу алмасу арқылы қызады (7).

Жылу алмастырғыштан (5) амин ерітіндісі десорбер бағанына беріледі (6). Регенерация процесіне қажетті жылу беру ребойлерде жүреді (7). Жылу көзі тікелей жылытқыш (газ қыздырғыш, термоэлектрлік жылытқыш) немесе жанама (бу немесе ыстық май) болуы мүмкін. A рефлюкс (8) десорбер бағанынан булардың ішінара конденсациясын қамтамасыз етеді, осылайша рефлюкс ағынын құрайды.

Регенерацияланған амин ребойлердің толып кету бөлімінен (7) шығарылады және қаныққан амин ағынын қыздыру үшін жылу алмастырғышқа (5) беріледі, содан кейін тіреу сорғысы АВО амин бөліміне (12) беріледі.

Салқындатылған регенерацияланған амин абсорбер бағанына айдау сорғысымен беріледі (13).

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданыл.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Көмірсутек газдарындағы қышқыл компоненттердің төмендеуі.

5.6.10. Барлық күкірт қосылыстарын күкіртсутекке гидрогенизациялау арқылы қалдық газды тазалау техникасы

Сипаттау

Гидрогенизация процесі күкірт қосылыстарының барлық кластарын жоюға мүмкіндік береді, ал мұнай фракцияларын тазарту процестерінде басқа гетероатомды қосылыстар – азот және оттегі бар қосылыстар. Процестің негізі - конденсатта еріген барлық күкіртті қосылыстарды күкіртті сутекке ауыстыру:

RSH+H2→RH+H2S

RSR'+H2→RH+R'H+H2S

Катализаторлар ретінде алюмокобальтмолибденті және кобальтмолибденті қолданылады, кейде соңғысына беріктігі үшін 5-7 % кремний диоксиді қосылады.

Процесс 310 – 370 °C температурада, 2,7 - 4,7 МПа қысымда жүзеге асырылады, режимдік көрсеткіштер қолданылатын катализатор мен тазартылатын өнімге байланысты таңдалады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қалдық газды тазарту

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология газ турбиналарына қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту.

5.6.11. Сұйық күкірттен байланыспаған күкіртті сутекті газсыздандыру

Сипаттау

Күкіртті газсыздандыру процесінде күкіртсутек пен полисульфидтер сұйық күкірттен шығарылады. Газсыздандыру тік аппаратта жүзеге асырылады, онда газсыздандырылған күкірт саптама қабатындағы сығылған технологиялық ауамен жанасады.

Газсыздандыру процесі екі кезеңде жүреді:

сұйық күкірттен күкіртсутек газы шығарылады;

ауаның оттегімен әрекеттесетін сұйық күкірттегі бөлінген күкіртсутек пен полисульфидтердің (Н2ЅХ) бір бөлігі элементар күкіртке дейін азаяды. Процестің оңтайлы температурасы 135 оС.

Бағаннан шыққан булар атмосфераға күкіртті газсыздандыру блогынан күкірт бар газдарды жібермеу үшін Клаустың жану пешіне беріледі. Күкіртті алу қондырғысы тоқтаған жағдайда контактордан шыққан булар қалдық газдың жағу пешіне жіберілуі мүмкін. Контакторда реакция жылдамдығы күкірттің толық газсыздандырылуын қамтамасыз ететін қысымды ұстап тұру керек.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Күкіртсутекті газсыздандыру.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология газ турбиналарына қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

5.6.12. Қалдық күкірт қосылыстарын пеште SO2 дейін қалдық газда термиялық жағып бітіру

Сипаттама

Техниканың сипаттамасы 3.6-бөлімде берілген.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Күкірттің қалдық қосылыстарын қайта жағу.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология ҚР кәсіпорындарының көпшілігіне қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды азайту.

5.6.13. Салыстырмалы түрде төменгі температурада H2S-ті және SO2-ні элементтік күкіртке айналдыру арқылы қалдық газдарды тазарту техникасы – Сульфрен процесі

Сипаттау

Техниканың сипаттамасы 3.6-бөлімде берілген.

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология Қазақстан Республикасының кәсіпорындарының көпшілігіне қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Күкірт қосылыстарын қарапайым күкіртке айналдыру.

5.6.14. Көміртекті ұстау, пайдалану және сақтау техникалары (Carboncapture, utilisationandstorage, CCUS)

Сипаттама

Халықаралық энергетикалық агенттіктің (IEA) болжамы бойынша, сегіз жылдан кейін әлемде жылына 800 миллион тонна СО2 жиналады — бұл қазіргіден 20 есе көп.

IEA болжамдары бойынша, алдағы жылдары CO2 барлық жерде ұстай бастайды-бұл әлемге жаһандық жылынуды 2 °C шегінде ұстау үшін құтылу қажет барлық парниктік шығарындылардың кем дегенде 15 %-ға азайтуға мүмкіндік береді.

Көмірқышқыл газын кез — келген өндірістік нысанда алуға болады-бұл үшін жағдайға байланысты қолданылатын ондаған түрлі технологиялар бар. Ұсталған СО2 қысыммен сұйылтылады және құбыр арқылы немесе цистерналарда пайдалану немесе көму орнына тасымалданады.

Көмірқышқыл газын көму оны жер астына айдауды білдіреді – 800 м тереңдікке дейін. мұндай сақтаудың сенімділігі жерасты резервуарларының геологиялық қасиеттеріне жауап береді. Ең қолайлыларының қатарына миллиондаған жылдар бойы қазба отындарын сақтаған таусылған газ немесе мұнай кен орындарының кеуекті жыныстары жатады.

Жерлеудің тағы бір нұсқасы-жұмыс істеп тұрған мұнай кен орындарына айдау. Бұл тәсіл өндірісті арттыруға мүмкіндік береді, ал ұсталған көмірқышқыл газын пайдалану дәстүрлі мұнайды сумен вытыстыруға қарағанда әлдеқайда тиімді. Дәл осы жерден CCUS дами бастады – мұндай алғашқы жобалар 1970 жылдары Техастағы (АҚШ) мұнай кен орындарында пайда болды.

CO2 ұстау техникасы

Бұл әдістер бүкіл әлемдегі ірі кәсіпорындарда қолданылады. Оларды үш негізгі санатқа бөлуге болады:

қайта жағу;

алдын ала жағу;

оттегі-отын.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Дүние жүзіндегі геологиялық түзілімдерде CO2 сақтаудың айтарлықтай техникалық әлеуеті бар. Мұндай сақтауға үміткерлер мұнай мен газ өндіретін кен орындары, қараусыз қалған мұнай және газ кен орындары және басқа да түзілімдер болып табылады. Енді пайдаланылмайтын резервуарларда сақтау геология тұрғысынан жақсы шешім болып табылады; өйткені бұл құрылымдар миллиондаған жылдар бойы мұнай мен газды ұстағаннан кейін өткізбейтін болуы мүмкін. Басқа қабаттар да CO2 сақтаудың қауіпсіз баламалары болып саналады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

CO2 көзінен CO2 сақталатын геологиялық құрылымға тасымалдануы керек. Бұл тасымалдау құбыр арқылы немесе теңіз арқылы жүзеге асырылуы мүмкін. Тасу - бұл CO2 шығарындылары тізбегіндегі технология жағынан да, нақты шығындарды бағалау мүмкіндігі жағынан да ең аз күрделі элемент. Қалай болғанда да, CO2 тасымалдау энергия мен шығындар тұрғысынан айтарлықтай ресурстарды қажет етеді. CO2 әртүрлі қысымдар мен температураларда әртүрлі әрекет ететіндіктен, қатты күйді болдырмау және құбырлар мен жабдықтардың кейіннен бітелуін болдырмау үшін тасымалдау бақылауда болуы керек. Көлік құралын таңдау нақты талаптарға, соның ішінде шығарындылар көздерінің санына, әр көзден шығарындылар көлеміне, көзден сақтау орнына дейінгі қашықтыққа және тасымалданатын СО2 көлеміне байланысты болады. Қолданыстағы технологиямен құбыр көлігі ең қарапайым және үнемді балама болып саналады.

Қолданылуы

Мұнай өндіруден басқа, ұсталған көмірқышқыл газын көптеген технологиялық процестерде қолдануға болады. Бүгінде әлемде жыл сайын 230 миллион тонна СО2 тұтынылады. Оның басым бөлігі тыңайтқыштар шығаруға (130 млн тонна) және қабаттардың мұнай өндірісін арттыруға (70-80 млн тонна) жұмсалады. Басқа бағыттарға тамақ пен сусын өндірісі, суды тазарту, жылыжайларда қолдану, салқындату және мұздату үшін пайдалану кіреді.

Бүгінгі таңда әлемде көмірқышқыл газы ұсталатын, көмілетін және пайдаланылатын 10 елде тек 28 ірі өнеркәсіптік нысан бар. Олар жылына 40 миллион тонна СО2 шығарады. Бұл көлемнің жартысынан көбі (жылына 28,5 млн тонна) табиғи газ өңдеу кәсіпорындарына тиесілі. Қалғаны – сутегі, синтетикалық отын, электр энергиясы, тыңайтқыштар, биоотын, темір мен болат өндіретін кәсіпорындарға.

Электр энергиясын өндіру және қазба энергиясын пайдаланудың басқа түрлері парниктік газдар шығарындыларының ең үлкен көзі болып табылады. Осы жылдар ішінде CO2 ұстау және сақтау технологияларын дамытуға айтарлықтай халықаралық қызығушылық бар.

CCS жүйесімен жабдықталған электр станциялары CCS жоқ эквивалентті Электр станцияларына қарағанда шамамен 10-40 % көп энергияны қажет етеді, олардың көпшілігі ұстап алуға және қысуға арналған.

Экономика

Экономикалық көрсеткіштер зерттеу шығындарына және қажетті технологиялық жабдыққа байланысты.

Енгізу әсері

CO2 төмендету және сезіну.

Зауыт (тар) мысалы

Snøhvit CO2 қоймасы (Норвегия)

Snøhvit CO2 қоймалары – Норвегия қайраңындағы Баренц теңізі. Құрамында 5-6 % СО2 бар табиғи газ құбыр арқылы су астындағы өндіріс орындарынан Melkoya газ өңдеу зауытына жағаға жеткізіледі, онда СО2 аминді ұстау арқылы бөлінеді. CO2 құбыр арқылы Snohvit кен орнына оралады, онда ол жылына 0,7 миллион тонна жылдамдықпен 2,4 км тереңдікте Sto арнайы тұзды сулы қабатына айдалады.

Sleipner СО2 қоймасы (Норвегия)

Sleipner CCS жобасы - Норвегия қайраңында. Sleipner West кен орнында өндірілетін табиғи газдың құрамында 9 %-ға дейін СО2 бар, ол амин скрубберлерінің көмегімен теңізге бөлініп, теңіз түбінен 800 м төмен Утсир тұз қабатына айдалады.

Great Plains Synfuels (Вейберн/ Мидейл) (АҚШ)

DakotaGasification Company компаниясына тиесілі Great Plains synfuels зауыты (Солтүстік Дакота, АҚШ) көмірді газдандыру процесінің бөлігі ретінде алдын ала жағу әдісі арқылы жылына 3 миллион тоннаға дейін СО2 алу үшін жаңартылды. Алынған SO2 содан кейін АҚШ және Канада шекарасы арқылы 328 км құбыржол арқылы Weyburn және Midale кен орнына (екеуі де Канадада) жіберіледі, онда ол мұнайды жақсарту үшін айдалады.

5.6.15. Өңделетін газдардың өзгермелі сипаттамалары кезінде жұмыс істейтін қос жанасу/қос абсорбциялы күкірт қышқылы қондырғылары

Сипаттау

Қос байланыс әдісінің мәні күкірт ангидридінің күкіртке ішінара тотығуынан кейін технологиялық газ оны одан әрі тотықтыру үшін байланыс аппаратынан шығарылады.

Техникалық сипаттама

Бұл процестің бір бөлігі ретінде газ құрамындағы күкірт диоксиді катализатор қабаты – ванадий пентоксиді арқылы өткенде күкірт триоксидіне айналады. Кейде катализаторға цезий оксиді қосылады, ол өнімділікті арттырады, әсіресе төмен SO2 концентрациясында немесе төмен температурада. Бір және қос байланыс/Қос сіңіру қондырғылары қолданылады; соңғысы жиі қолданылады.

Екі істікшелі / екі сіңіргіш күкірт қышқылы қондырғысы газды тазарту және жуу бөлімдерін және төрт қабатты түйіспелі қондырғыны қамтиды. Ол цезий оксиді қосылған заманауи катализаторды пайдаланады.

Қосарланған байланыс жүйелерінің жалпы артықшылықтары:

технологиялық шешімдердің жалпы тиімділігі мен зерттелуі;

сұйық сарқынды сулардың болмауы және тиісінше оларды тазарту және бейтараптандыру бойынша қосымша шығындар;

технологиялық жүйелер мен жеке Жабдықтардың жұмыс уақытының жоғары қорлары;

жұмыс ортасының салыстырмалы түрде төмен жұмыс температурасы;

іске қосу және тоқтату оңай.

Қол жеткізілген экологиялық пайда

SO2 шығарындыларын азайту.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Қос жанасу әдісін қолдану қалдық газдарындағы SO2 мөлшерін едәуір азайтуға мүмкіндік береді, сонымен қатар жанасу және сіңіру бөлімшелеріндегі газ көлемі азаяды. Байланыс дәрежесі 99,-99,7 % шегінде, бөлінетін газдардағы күкірт диоксидінің концентрациясы 0,03 % - дан аспаған кезде өзгереді.

Кросс-медиа әсерлері

Өңдеуді және/немесе жоюды қажет ететін қатты қалдықтар мен әлсіз қышқылдарды өндіру.

Экономика

Әрбір жеке жағдайда техниканың құны жеке болады.

Іске асырудың қозғаушы күші

Атмосфералық ауаға шығарындыларды азайту.

Экологиялық заңнаманың талаптары.

Экономикалық пайда.

5.7. Төменгі температурада конденсациялау және газды фракциялау

5.7.1. Төменгі температурада адсорбция

Сипаттама

Төменгі температурада абсорбция (ТТА) төмен температурада сұйық фазадағы газ компоненттерінің ерігіштігінің айырмашылығына және кейіннен толық ректификация схемасы бойынша жұмыс істейтін десорберлерде алынған компоненттердің бөлінуіне негізделген. ТTA-ның ТТР-ге қарағанда артықшылығы-көмірсутек газдарын бөлуді суық көзі ретінде пропан буландырғыштарын қолдана отырып, қалыпты температурада жүзеге асыруға болады, мысалы, ТТР-де қолдану жеткіліксіз, бірақ бұл процесте газ компоненттерінің бөлінуінің анықтығы ТТР-ге қарағанда төмен.

Егер газ фазасындағы компоненттің парциалды қысымы сұйықтыққа қарағанда жоғары болса, онда сіңіру процесі жүреді (газды сұйықтықпен сіңіру) және керісінше, егер газ фазасындағы алынған компоненттің парциалды қысымы сұйықтыққа қарағанда төмен болса, онда десорбция процесі жүреді (сұйықтықтан газдың бөлінуі) (5.15-сурет).

I – шикі газ; II – қаныққан абсорбент; III – құрғақ газ; IV – өнімсіз абсорбент

5.15-сурет. Абсорбердегі материалдық ағындардың схемасы

Кросс-медиа әсерлер

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Енгізу әсері

Шығарындыларды төмендету.

5.7.2. Катализаторды таңдау

Сипаттама

Жоғары сапалы катализаторды қолдану (5.16-сурет). Технологиялық процестің тиімділігі және металдарды (атап айтқанда ванадий мен никельді) таңдаудағы рұқсат етілген ауытқулар артады, ал пайдаланылған катализаторлардың көлемі мен ауыстыру жиілігі азаяды.

Күнделікті пайдалануды азайту және регенератордан тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларын азайту үшін тозуға төзімді катализаторды пайдалану. Шығарындылардың азаюы жаңа катализатордың ұсақ бөлшектерінің концентрациясын төмендету арқылы да, тозуға төзімді катализаторды қолдану арқылы да жүреді. Әдетте, алюминий оксиді катализаторлары қолданылады (мысалы, al-soulbinder технологиясы). Нәтижесінде мұндай катализатор бөлшектері кремний негізіндегі бөлшектерге қарағанда әлдеқайда қиын.

5.16-сурет. Тозуға төзімді катализатордың стандартты құрылымы.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Катализаторды дұрыс таңдау:

қондырғының өнімділігін 20%-ға дейін арттыруы, кокс өндірісін азайту және пайдаланылған катализаторлардың шығынын азайтуы;

кализаторды бірнеше рет пайдалануды арттыруы;

тазалау алдында түтін газдарындағы микробөлшектердің концентрациясын 300 мг/Нм3 дейін төмендетуі мүмкін.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

100 күндік сынақтан алынған мәліметтерге сүйене отырып [18], катализатор негізін кремнийден алюминийге ауыстыру тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларын азайтады (оттегінің тұрақты пайызымен (O2) 50-100 күн өтпелі кезеңнен кейін 50 % дейін (5.17-сурет).

5.17-сурет. 100 күннен кейін тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларына (мг/Нм3) тозуға төзімді катализаторды таңдаудың әсері

Кросс-медиа әсерлер

Анықталған жоқ.

Қолданылуы

Қажет болса, катализаторды ауыстыру ұсынылады. Алайда ерекше жағдайларда мұндай ауыстыру қондырғының жұмысына теріс әсер етеді.

Экономика

Инвестициялық шығындар: жоқ. Пайдалану шығындары: шамалы.

Енгізу әсеріі

Технологиялық талаптар және ең кішкентай қалқымалы бөлшектердің шығарындыларын азайту.

Зауыт (тар) мысалы

РФ-ғы қондырғылардың көпшілігі ең үздік катализаторларды пайдаланады.

5.7.3. Азот оксидтерімен ластануға қарсы күрес жөніндегі шаралар. Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)

Сипаттама

Құрғақ басу NOХ-ты бейтараптандырудың перспективалы әдісі болып табылады, бірақ оны қолдану әрдайым экономикалық тұрғыдан тиімді бола бермейді: жұмыс істеп тұрған газ турбинасын қалпына келтіру шығындары жаңа турбинаның жартысымен салыстырылады. Осылайша, СКҚ ГАА шығарындыларын азайтудың әмбебап әдісі болып табылады. Тотықсыздандырғыш катализатордың кіреберісіндегі түтін газдарының ағынына енгізіледі. NOХ конверсиясы катализатордың бетінде келесі негізгі реакциялардың бірі арқылы жүреді:

1) қалпына келтіруші ретінде аммиакпен:

4NO + 4NH3 + O2 ↔ 4N2 + 6H2O,

6NO2 + 8NH3 ↔ 7N2 + 12H2O;

2) қалпына келтіруші ретінде мочевинамен:

4NO + 2(NH2)2CO + 2H2O + O2 ↔4N2 + 6H2O + 2CO2,

6NO2 + 4(NH2)2CO + 4H2O ↔ 7N2 + 12H2O + 4CO2

Тотықсыздандырғыш реагенттің берілу жылдамдығы мен шығыны тазарту жүйесінің кірісі мен шығысындағы NOх концентрациясымен анықталады. СКҚ қондырғылары үшін катализаторлар ретінде катализаторлар қолданылады:

ұялы керамикалық блоктар;

пластиналық элементтер.

Ең көп таралған ұялы керамикалық катализаторлар болды. Негізінен бұл катализаторлар біртекті катализатор массасын экструзиялау арқылы жасалады, арналар әртүрлі өлшемдегі квадрат қимаға ие]. Тазарту процесінде катализаторларды қолдану арқылы реагенттің шығыны азаяды, азот оксидтерін бейтараптандыру температурасы айтарлықтай төмендейді және тазарту тиімділігі 90 %-дан асады. ГАA-дан кейін СКҚ орнатқан кезде реагент пен катализаторды дұрыс таңдап қана қоймай, сонымен қатар келесі техникалық шарттарды сақтау маңызды:

экономикалық орындылықты анықтау: пайдаланылған газдардың температурасын ауамен сұйылту арқылы төмендету немесе жоғары температура үшін катализаторды қолдану;

каталитикалық блоктарға газ ағыны түскен кезде температураның, реагент буының концентрациясының және NOx біркелкі таралуын қамтамасыз ету

жүйеде минималды кері қысымды қамтамасыз ету.

Жоғарыда аталған үш Шартты бір уақытта орындаған жағдайда ғана СКҚ жүйесі азот оксидтерін бейтараптандырудың тиімді шешімі болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Кірістегі азот оксиді (NOX) концентрациясының мәніне байланысты оның концентрациясы 20-250 мг/Нм3 дейін төмендейді (оттегі (O2) 3%). Бұл ретте шығарындылар 80-90 %-ға дейін азаяды. Мысалы,осы тәсілмен қуаттылығы жылына 1,65 миллион тонна болатын қондырғы шығарындыларды жылына шамамен 300 тонна азот оксидіне (NOX) азайтады (есептеу 450 мг/Нм3 кірісіндегі орташа мәнге және 0, 7х109 Нм3/жыл бөлінетін газдар шығынындағы 50 мг/Нм3 шығысына негізделген).

СКҚ жүйелерінің көпшілігі көміртегі тотығы катализаторын (СО) қолдана отырып, көмірсутек өндіру секторында жұмыс істейді, ол бүкіл қондырғыға таралады және СО-ның 95 % - CО СО2-ге дейін өңдеуді қамтамасыз етеді. СО тотығу катализаторымен жабдықталмаған СКҚ жүйелерінде, егер көміртегі (СО) оксиді азот оксидімен (NO) әрекеттесіп, молекулалық азот түзсе, көмірқышқыл газы CO2 аз мөлшерде түзіледі.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Төмен есептік жүктемелерде қолданылатын СКҚ әдісі, сондай-ақ кіретін газды мұқият алдын-ала тозаңсыздандыру катализатордың қызмет ету мерзімін ұзартуға көмектеседі. Термофетикалық күштердің әсерінен болатын бөлшектердің жоғары құрамымен және/немесе ұсақ бөлшектермен ластану мүмкіндігін болжау үшін бөлшектердің мөлшері бойынша таралуын және СКҚ реакторына түсетін түтін газдарының құрамын талдау қажет. Қажет болса, үрлегіштер сияқты тоқтатылған бөлшектердің пайда болуын болдырмау үшін жабдықты орнату қажет болуы мүмкін.

Қолданылуы

СКҚ реакторы көбінесе жаңа кәдеге жарату қазандықтарының (толық жану) және көміртегі тотығы (CO) жану қазандықтарының (толық емес жану) болуын талап етеді. NOХ концентрациясын азайту қондырғысы қайта өңдеу қазандығына салынған жөн. СКҚ реакторы тотықтырғыш реагенттерді пайдаланады, сондықтан оларға көміртегі тотығын (CO) жағу қазандығын (толық емес жану) қолданар алдында пайдалану ұсынылмайды.

СКҚ реакторындағы катализатор түтін газы ағынының бөлшектерімен ластануы мүмкін болғандықтан, алдын ала сүзу қажет.

Енгізу әсері

NOX шығарындыларын азайту.

5.7.4. Азот оксидтерімен ластануға қарсы күрес жөніндегі шаралар. Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)

Сипаттау

Жоғары температурада (әдетте 850°C пен 1100 °C аралығында) аммиактың немесе мочевинаның газ фазалық реакциясы арқылы түтін газдарынан азот оксидтерін кетірудің каталитикалық емес процесі. Термиялық DeNOX деп те аталатын бұл әдіс NOX-ты азот пен суға дейін төмендетеді. Жақсы араластыруға қол жеткізу үшін реагенттің аз мөлшері тасымалдаушы газбен, әдетте ауамен немесе бумен бірге енгізіледі.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қондырғыларда бұл әдіс NOХ азот оксиді концентрациясының 30 %-дан 50 %-ға дейін төмендеуін қамтамасыз етті және одан әрі 70 %-ға дейін (күнделікті) төмендеуі мүмкін екенін дәлелдеді. Шығудағы концентрация шикізаттағы азот құрамына байланысты O2 құрамының 3% кезінде < 100-200 мг/Нм3 құрайды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

5.7-кестеде СКЕҚ жүйесімен жабдықталған кейбір қондырғылардың нәтижелері келтірілген.

5.7-кесте. Үш қондырғы бойынша СКЕҚ жүйесінің көрсеткіштері.

Р/с №	Деректер жиынтығы	Тип	Кірістегі мән	Шығыстағы мән	NOX шығарындыларының қол жеткізілген төмендеуі, %	Аммиактың тез көтерілуі	Пікірлер
1	2	3	4	5	6	7	8
1	CONCAWE 4	Қосымша отын қазандығын орнату арқылы толық жану режимі	123-410	Деректер жоқ	23	<15	-
2	CONCAWE 5	Қосымша отын қазандығын орнату арқылы толық жану режимі	90-530	50-180	50	8	негізгі заттың массалық үлесі кемінде 95% болатын перхлорэтилен концентрациясын қысқарту 81 % (әр сағат сайын)
3	CONCAWE 6	Көміртегі тотығын жағу қазандығымен (CO) толық емес жану.	318	99	67	10	негізгі заттың массалық үлесі кемінде 95% болатын перхлорэтилен концентрациясын қысқарту 78% (әр сағат сайын)

ескертпе: Мг/Нм3-тегі орташа тәуліктік шығарындылар 3%-да O2 (құрғақ газ); шығарындыларды үздіксіз бақылау жүйесіне негізделген деректер;

NOХ шығарындыларын азайту пайызы оның кіріс концентрациясына байланысты екендігі туралы ақпарат бар.

Германия кәсіпорнында ұзақ мониторинг қорытындысы бойынша алынған қондырғыларда СКЕҚ жүйесі бойынша мынадай деректер келтіріледі (5.18-сурет):

NOХ концентрациясы: <100 мг / Нм3 (онлайн өлшеу);

шығыстағы со концентрациясы: <90 мг / Нм3;

Толық жанбаған кезде көміртегі тотығын жағу қазандығымен (CO) жабдықталған қондырғы:

зауыттың шикізатындағы азоттың жалпы мөлшері шамамен 1200 ppm (шикізатты мерзімді талдаумен анықталады);

аммиак шығыны: 300 л/сағ (концентрациясы 8-10 %).

5.18-сурет. Германия кәсіпорнындағы СКЕҚ реактор блогы бар қондырғыдан атмосфераға шығарындылар.

Кросс-медиа әсерлер

СКЕҚ әдісінің ажырамас шектеуі түтін газдарының ағынына реакцияға түспеген NH3 (аммиактың өтуі) аз мөлшерін шығару болып табылады. Аммиактың өтуі әдетте 5-20 ppm (3– 4 мг/Нм3) диапазонында болады, жоғары мәндер NOX-тың жоғары қалпына келуімен байланысты.

Қолданылуы

СКЕҚ әдісі көміртегі тотығын жағу қазандығымен (CO) жабдықталған қондырғыларда толық емес жағу режимінде және берілген температуралық интервалда қазандықта газдың болу уақытына байланысты автоматты қыздырумен қосымша кәдеге жарату қазандықтарымен жабдықталған қондырғыларда толық жағу режимінде қолданылады. Қазандықты тоқтату кезінде СКЕҚ жүйесі бар қондырғылар дұрыс жұмыс істемейді.

СКЕҚ жүйесі сонымен қатар регенератордың каналына сутегі қоспасын беру саптамаларын қолдана отырып, қосымша қазандықтарсыз толық жанатын қондырғыларда қолданылады. Бұл жағдайда мұндай жүйені қолдану технологиялық процесті іске қосу шарттарын қоса алғанда, қондырғының ерекшелігін ескеруі керек.

Қондырғыларда СКЕҚ жүйесін қолдану қажеттілігін тудырған мәселелердің бірі көміртегі тотығы (СО) шығарындыларының ықтимал өсуі болды. ТМД жүйесіндегі жұмыс температурасының төменгі бөлігінде аммиак көміртегі тотығының (СО) тотығуына жол бермейді және оның көміртегі тотығының (СО) төмен температуралы жану қазандықтарынан шығарындыларын арттырады.

Енгізу әсері

NOХ шығарындыларын азайту және шағын орнату алаңына қойылатын талаптар.

Зауыт (тар) мысалы

Жапониядағы бірнеше зауыттар.

5.7.5. Азот оксидтерімен ластануға қарсы күрес жөніндегі шаралар. NOx концентрациясын азайтуға арналған арнайы қоспалар

Сипаттау

Бұл әдіс СО тотығу арқылы азот оксидінің концентрациясын одан әрі төмендету үшін арнайы каталитикалық қоспаларды қолданудан тұрады. Бұл әдіс NOХ концентрациясын азайту үшін платина емес промоторды қолданудың қолданыстағы әдісін толықтырады немесе ауыстырады. Қоспалар регенератордағы газ концентрациясының ішкі айырмашылығын қолдана отырып жұмыс істейді және химиялық реакциялардың үшінші тобына жататын химиялық реакцияларды катализдейді. Олар толық жану режимінде ғана тиімді екенін дәлелдеді. Қоспаларды қондырғының жұмыс жағдайына байланысты жалғыз немесе кәдімгі платина промоторларымен немесе CO тотығу промоторларымен бірге пайдалануға болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Нәтижелер әр түрлі және қондырғы дизайнының (регенератордың) жабдықталуына, шикізаттың сапасына (жұмыс режимінің өзгеруіне), катализаторды таңдауға және артық оттегінің қол жеткізілген мөлшеріне байланысты.

NOХ шығарындыларын 80 %-ға дейін төмендету туралы хабарланды, бұл промоторларды жеке-жеке және кәдімгі платина тотығу промоторымен бірге қолайлы пайдалану жағдайында. Алайда, концентрацияның төмендеуінің мұндай жоғары деңгейлері сирек кездеседі, көбінесе олар шамамен 40 %-дан >60 %-ға дейін байқалады.

5.19-суретте шамамен 30 қосымшада (DeNOX қоспаларын жеткізушінің деректері) ұсынылған, қоспаларды қолдану арқылы қол жеткізілген төмендеудің типтік диапазоны көрсетілген.

5.19-сурет. Қондырғыларда қоспаларды қолдануға байланысты NОХ концентрациясының төмендеуі

5.8-кестеде шығарындыларды азайту қондырғы регенераторындағы NOХ бастапқы концентрациясына да байланысты екендігі көрсетілген.

5.8-кесте. АҚШ-тағы толық жану қондырғыларында қолданылатын NOX қоспаларының әртүрлі сипаттамалары

Р/с №	Қоспа түрі*	NG-A	NG-A	NG-B	NG-B	NG-B	NG-B	NG-B
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Қондырғы құрылымы	IV модель	тікағынды	UOP құбыры	UOP құбыры	ауыр мұнай крекингі	III модель	UOP HE
2	Регенератордың қайнаған қабатының температурасы, °C	710	706	721	718	721	740	740
3	NOХ азот оксидтерінің бастапқы концентрациясы, ppm***	125	160	65	69	67	137	90
4	NOХ азот оксидтерінің соңғы концентрациясы, ppm***	30	63	47	45	44	57	45
5	NOX концентрациясын азайту, %	76	61	28	35	34	58	50
6	Қоспа концентрациясы**, %	5	5	1	1	1	0,5	1

* бұл түрлер NOX концентрациясын төмендетуге бағытталған әртүрлі химиялық әсерлерге негізделген екі түрлі әдіске сәйкес келеді. Қоспаларды бір жеткізуші әзірледі және оларды кем дегенде 8 күн бойы нақты уақыт режимінде тексеруге болады;

** енгізілген катализатордың жалпы санының % -да көрсетіледі;

*** ескертпе: NOХ азот оксидінің 0% O2 мөлшерінде көлемі бойынша 20 ppm 3% O2 мөлшерінде шамамен 32 мг/Нм3 құрайды.

5.20-суретте АҚШ-та жұмыс істейтін жоғары қуатты (күніне 110 000 баррель-6т/жыл) толық жану қондырғысынан алынған NOX шығарындыларының концентрациясын азайту туралы толығырақ мәліметтер келтірілген. NOХ концентрациясын төмендететін қоспа катализатор мөлшерінің 1%-дан аспайтын концентрацияда екі жылдық сынақ кезеңділігімен енгізілді.

Бұл жағдайда мұндай қоспаны кәдімгі платина тотығу промоторымен бірге қолданған кезде NOX концентрациясының СО көрсеткіштері тек бір қоспаны қолданғаннан әлдеқайда төмендегені байқалды.

5.20-сурет. Толық жану режимінде қондырғыдағы азот оксидтерінің (NOX) шығарындылары катализаторға әртүрлі қоспалары бар конфигурацияда O2 артық оттегі функциясы ретінде ұсынылған

Қоспа 5.15-суретте көрсетілгендей СО тотығу промоторымен бірге пайдаланылғанда, әрбір орнату үшін таңдалған қоспалардың әсер ету жылдамдығына байланысты қалдық NOX деңгейі 40 %-ға дейін төмендейді. Дегенмен, белгілі бір қондырғы үшін және әр жағдайда қоспалардың комбинациясын таңдау, бағалау, тексеру қажет.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

5.21-суретте СО тотығу реакциясында платиналық емес промотормен алдын ала тазалағаннан кейін толық жану режимінде жұмыс істейтін қуаты жылына 4,5 млн т үлкен қондырғы бойынша нәтижелер көрсетілген . Көрсетілгендей, NOХ концентрациясын төмендететін қоспа айына 1 рет және жаңартылған катализаторлармен ағынға жиіліктің жоғарылауымен енгізіледі. Үш айлық сынақтан кейін NOX шығарындылары тұрақтандырылады және бастапқы орташа мәннен шамамен 40 %-ға азаяды.

5.21-сурет. NOХ концентрациясын төмендететін қоспа қолданылатын толық күйдіру режиміндегі қондырғының өнімділігі

2010 жылдың басында Португалияда платина емес тотығу промоторы CO көмегімен эксперимент жүргізілді. Тәжірибе нәтижесінде жанудың платина шаптозаңдатқышын ауыстыру түтін газдарындағы NOX азот оксидтерінің концентрациясының NOX концентрациясының 80%-дан 80 ppm-ге дейін (шамамен 130 мг/Нм3) төмендеуіне әкелетіні туралы деректер алынды. Сонымен қатар, шығарындылар тұрақты деңгейде екендігі және NOХ концентрациясы зауыттың шикізатындағы азот концентрациясына тәуелді болмайтындығы туралы ақпарат алынды [32].

Кросс-медиа әсерлер

NOХ концентрациясын төмендететін мыс негізіндегі қоспалар сутегі өндірісіне ықпал етеді және газды сығымдау қуатының шегінде жұмыс істейтін қондырғыларда қиындықтар тудырады.

Қолданылуы

Бұл әдіс толық жану режимінде жұмыс істейтін қондырғыларда ғана тиімді екендігі дәлелденді.

Реагент тұрғысынан мұндай қоспалардың Сипаттамалары СО концентрациясына сезімтал. Осылайша, артық оттегінің аз мөлшері бұл әдістің тиімділігін арттырады.

Алдымен CO тотығу промоторларын қолдана отырып, бастапқы көзде NOX түзілуін мүмкіндігінше азайту ұсынылады, содан кейін қосымша қоспаларды қолдану ұсынылады.

2008 жылы өнеркәсіптік нарықта NOX концентрациясын төмендететін қоспалардың төрт түрі болды, олардың үшеуінде мыс бар.

Құрамдағы мыс мұндай қоспалардың газды сығымдау қондырғыларында қолданылуын шектейді, өйткені ол сутектің түзілуін арттырады. Бұл әдісті қолдана отырып, көптеген параметрлерді ескеру қажет. Сондықтан қондырғыларды қайта жабдықтау жойылған NOX мөлшерін анықтайтын алдын-ала сынақтарды қажет етеді.

Экономика

Мұндай қоспаларды платина емес промоторлармен бірге қолдану тек бір қоспаны қолданумен салыстырғанда экономикалық тұрғыдан негізделген шешім болып табылады, өйткені NOХ концентрациясын төмендететін қоспалар жаңартылатын шаптозаңдатқыш мөлшерінің 0,5-тен 2 %-на дейін енгізіледі, ал СО тотығу промоторлары тәулігіне 5-тен 10 кг-ға дейін әлдеқайда аз дозада қосылады.

Енгізу әсері

NOХ концентрациясын минималды немесе қосымша күрделі шығындарсыз одан әрі төмендетуге қол жеткізу.

Зауыт (тар) мысалы

Жабдық жеткізушілерінің айтуынша, бұл әдіс қазіргі уақытта АҚШ-тың 20-ға жуық кәсіпорнында қолданылады. Еуропада бұл әдіс, мысалы, Португалиядағы бір кәсіпорында қолданылады.

5.7.6. Азот оксидтерімен ластануға қарсы күрес жөніндегі шаралар. Төмен температурадағы тотығу (SNERT процесі/LoTOX әдісі)

Сипаттау

Бұл техникада азот оксидтерінің ластануымен күресудің екі әдісі қолданылады: START процесі / LoTOX әдісі.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

NOХ азот оксидінің шығарындылары қондырғыдан 85-95 %-ға азайды. Шығу кезінде NOX концентрациясы 10 (ppm) дейін төмендеді (ЕО шарттарында 14 мг/Нм3 (0 °C, 3% O2): 95% NO - 5% NO2).

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

NOX концентрациясын төмендету тиімділігі жеткізілетін озон мөлшеріне және оның шығудағы NOХ мақсатты концентрациясына байланысты нақты уақыттағы реттелуіне тікелей байланысты. Шығу кезінде NOХ концентрациясы жүйелік контроллердегі берілген мәнді өзгерту арқылы реттеледі. 5.22-суретте 20 ppm (27 мг/Нм3 NOХ азот оксиді) мөлшерінде эмиссияға рұқсатта көзделген шарттарға сәйкес берілген мәндер көрсетілген.

5.22-сурет. АҚШ (Техас штаты) қондырғысының өнеркәсіптік жұмысының бастапқы нәтижелері – 2007 жыл

Кросс-медиа әсерлер

SNERT/LоТОХ әдістері 150°C-тан жоғары температурада оңтайлы қолданылады және түтін газдарынан жылудың максималды регенерациясын қамтамасыз ете отырып, жұмыс тиімділігін сақтау үшін жылу беруді қажет етпейді.

SMART/LoТОХ технологиялары мұқият тазаланатын сарқынды суларды шығаратын жаңа немесе жұмыс істейтін скруббер қондырғысында қолданылады. Қолданыстағы тазарту қондырғыларында нитраттардың көлемін ұлғайту мәселесін, сондай-ақ нитраттардың құрамын реттеуге байланысты шығындарды қарастыру қажет болуы мүмкін.

Азот қышқылы түзіледі, ол скрубберлермен секциядан сілтімен бейтараптандырылады. NOХ азот оксидін жоғары тотығу тотығына дейін тотықтыру үшін оттегі мен электр энергиясын тұтынатын озон генераторын пайдаланып нысанда өндірілетін озон айдау қажет.

Қолданылуы

Қондырғыдағы алғашқы демонстрациялық сынақтар 2002 жылы өткізілді. 2007-2009 жылдар аралығында төмен температуралы тотығу қондырғылары жеті қондырғыға енгізілді, олардың алтауы АҚШ-та және біреуі Бразилияда жұмыс істейді. Мұндай төрт қондырғы қолданыстағы скрубберлерде қайта жабдықталды, олардың біреуін lotox патенттелген жабдықтың бейресми жеткізушісі орнатты. Қайта жабдықтау жағдайында қосымша озон бүркуін қамтамасыз ету және реакция сатысына жағдай жасау үшін бөлек баған салу қажет болуы мүмкін. Бұл технологияны қолдану озон өндірісін орнату үшін түтін құбырының болуын талап етеді. Озонның пайда болуымен байланысты қосымша процестерді жүргізу үшін тиісті конструкциялардың болуын ескеру және персоналдың қауіпсіздігі үшін шаралар қабылдау қажет.

Бұл әдістің қолданылуы сарқынды суларды тазартудың қосымша қажеттілігін тудырады. Сондай-ақ, озон өндіру үшін сұйық оттегінің тиісті қоры болуы керек екенін ескеру қажет. Әдістің қолданылуы сонымен қатар қондырғылар үшін үлкен алаңның болуын талап етеді.

Экономика

2005 жылы Колорадо штатындағы (АҚШ) кәсіпорындағы екі қондырғыға осы технологияны енгізудің әлеуетті инвестициялары мен операциялық шығындары жыл сайын шамамен 1900-2100 долларға бағаланды. NOХ концентрациясының 85-90 %-ға төмендеуін ескере отырып, бір тонна құтқарылған NOX үшін АҚШ. Сондай-ақ, сарқынды сулардағы нитраттардың мөлшерін реттеуге байланысты қосымша шығындарды қарастыру қажет болуы мүмкін.

Енгізу әсері

LoTOX процесінің негізгі артықшылықтары мыналар: азот оксидінің (NOX) селективтілігі; NOX кәдеге жаратуға қатысты өнімділік көрсеткіштерін түзету мүмкіндігі; химиялық процеске өзгерістер енгізудің болмауы (сонымен қатар түтін газындағы оттегінің (O2) концентрациясын өзгертусіз қалдыру) және қондырғының жұмыс параметрлері; процеспен үйлесімділік түтін газын кәдеге жарату; қондырғының жұмысындағы іркілістермен оның жалпы үздіксіздігі мен пайдалану дайындығына салдарсыз басқару қабілеті.

Зауыт (тар) мысалы

АҚШ кәсіпорындары: BP (Техас қ.), FlintHills (Корпус-Кристи қ.), LionOil (Эльдорадо қ.), Marathon (Техас қ.), Valero (Хьюстон және Техас қ.), WesternGaint (Гэллап қ.).

5.7.7. Газдардан бөлшектердің бөлінуімен күресу шаралары. Үшінші сатыдағы сепараторлар

Сипаттама

Үшінші сатылы сепаратор - бұл қондырғыдағы екі сатылы циклондардан кейін орнатылған циклон түріндегі құрылғы немесе тазарту жүйесі. Үшінші сатыдағы сепараторлардың ең көп таралған конфигурациясы мультициклондары бар бір сепаратордан тұрады. Алайда, үшінші сатыдағы сепаратор ретінде циклон-конфузор түріндегі жаңа буынның құйынды сепараторлары бар, олар көбінесе тоқтатылған бөлшектерді газдардан бөлуге арналған құрылғы ретінде таңдалады немесе энергияны тиімді пайдалану үшін қосымша шешім ретінде қолданылады. Құрылғы регенераторының түтін газдарынан энергияны қалпына келтірудің алғашқы әрекеттері сәтсіз аяқталды, өйткені детандер қалақтарының қызмет ету мерзімі бірнеше аптамен шектелді. 10 мкм және одан үлкен бөлшектер детандер пышақтарының жұмысына кедергі келтіретіні белгілі болды. TSS энергияны қалпына келтіретін турбодетандерлерді бөлшектердің зақымдануынан қорғау үшін қолданылады. 5.23-суретте көрсетілгендей, бұл технологияның соңғы жетістіктері жылдам айналу қозғалысын қамтамасыз ету жәненыхам сепараторларда түтін газдарының үлкен көлемін қайта өңдеу үшін салыстырмалы түрде шағын диаметрлі осьтік сарқынды құйынды құбырлардың көп мөлшерін пайдалануға мүмкіндік береді. Құрылғылардың айналым жылдамдығы жоғары, сондықтан қалпына келтірілген катализатор тозаң жинағышқа оралады. Кейбір жағдайларда төртінші кезең деп аталатын жаңа сүзу кезеңі қолданылады.

5.23-сурет. Циклон-конфузор түріндегі құйынды сепараторларды қолданатын TSS схемасы

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Соңғы буынның үшінші сатысы сепараторының шығысындағы бөлшектердің концентрациясының орташа мәні <50-100 мг/Нм3 құрайды, бұл кірістегі бөлшектердің көлеміне және олардың мөлшері бойынша таралуына байланысты. Төмен концентрация мәнін алу қиын, өйткені газдың ішкі өту жылдамдығы қосымша үйкеліске әкеледі. Нәтижесінде циклон арқылы өтетін ұсақ фракция пайда болады.

Жоғарыда аталған факторларға және қолданылатын технология түріне байланысты циклондар бөлшектердің мөлшері 10-40 мкм-ден асқан кезде тиімдірек жұмыс істейді. Құйынды құбырлары бар циклондар ұсталатын бөлшектердің 50 % шекті мөлшерін 2,5 мкм қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. Ұстау тиімділігі 30 % - дан >90 %-ға дейін өзгереді. Егер кіріс бөлшектерінің концентрациясы 400 мг/Нм3-тен төмен болса, ұстау тиімділігі тек орташа мөлшері (салмағы бойынша) >5 мкм болатын бөлшектердің мөлшері бойынша 75 %-дан асады.

Ауадағы тоқтатылған бөлшектердің мөлшерін азайту арқылы металл бөлшектерінің шығарындылары да азаяды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Катализатор тозаңын кәдеге жарату әдетте бір қондырғыға жылына 300-400 тоннаны құрайды. Үшінші сатыдағы сепараторлар түтін газында қысым айырмашылығын тудырады. Көптеген қондырғыларда сепараторлар өздерін жақсы жағынан көрсетті. 3.9-бөлімде Ресей Федерациясының таңдамалы қондырғыларындағы тозаңды қоса алғанда, шығарындылар туралы мәліметтер келтірілген (үздіксіз бақылау нәтижелері бойынша). Тек үшінші сатылы сепараторлармен жабдықталған қондырғыларда (қосымша құрылғы жоқ) тозаң шығарындылары орташа есеппен бір айда шамамен 80-150 мг/Нм3 құрайды.

Кросс-медиа әсерлер

Құрамында кейбір қауіпті металдар бар алынған катализатор тозаңы қауіпті өндірістік қалдықтар ретінде жіктеледі. Су мен топырақты ластамау үшін оны дұрыс тастау керек.

Қолданылуы

Үшінші сатыдағы сепараторлар кез-келген қондырғыға қолданылады, бірақ олардың өнімділігі негізінен бөлшектердің көлеміне және регенератордың ішкі циклондарынан өткеннен кейін катализатордың ұсақ бөлшектерінің мөлшеріне байланысты айтарлықтай өзгереді. Мұндай шығарындыларды азайту құрылғылары өте жиі қолданылады, мысалы, электростатикалық сүзгілермен (ЭШФ).

Экономика

5.9-кестеде қондырғыларда қолданылатын үшінші сатыдағы циклондар бойынша экономикалық аспектілер келтірілген.

5.9-кесте. Қондырғыларда қолданылатын үшінші сатыдағы циклондар бойынша экономикалық аспектілер

Р/с №	Қондырғы қуаты, млн т/жыл	Тиімділік, %	Ағынның шығуындағы қалқымалы бөлшектердің концентрациясы, мг/Нм3	Инвестициялар, млн еуро	Пайдалану шығындары, млн еуро/жыл
1	2	3	4	5	6
1	1,5	30-40	40-250	1-2,5	0,7
2	1,5	30-90	60-150*	0,5-1,5	0,1
3	1,2	75	50-100**	1,5-2,5

* бастапқы концентрация: 450 мг/Нм3 (диапазон 300-600 мг/Нм3).

** бастапқы концентрация: 200-1000 мг/Нм3.

ескерту: Операциялық шығындарға тек тікелей ақшалай операциялық шығындар кіреді, яғни амортизациялық шығындарсыз инвестициялар немесе қаржылық шығындар. Инвестициялық шығындар жатады жаңа зауыт салу. Экономикалық аспектілер пайда болған қалдықтарды кәдеге жарату шығындарын қамтымайды.

Жұқа катализаторды кәдеге жарату құны тасымалдауды қосқанда тоннасына шамамен 120-300 еуроны құрайды.

Енгізу әсері

Үшінші сатыдағы сепараторлар қалқымалы бөлшектер шығарындыларының азаюын реттейді және жабдықты мұнай өнімінің ағынынан төмен мерзімінен бұрын тозудан қорғайды – жылу немесе энергияны қалпына келтіру қондырғылары (мысалы, детандер қалақшалары).

Зауыт (тар) мысалы

Көптеген қондырғылар осындай жүйелермен жұмыс істейді.

5.7.8. Газдардан бөлшектердің бөлінуімен күресу шаралары. Электростатикалық сүзгілер

Сипаттау

Бөлшектердің меншікті кедергісі ЭШФ тиімділігінің негізгі факторы болып табылады. Келесі параметрлер бөлшектердің меншікті кедергісін төмендетеді және оларды ұстау тиімділігін арттырады. Түтін газ қондырғыларында қолданылады:

кіреберістегі жоғары температура;

катализатордағы металдардың, сирек жер элементтерінің немесе көміртектің жоғары мөлшері;

ылғал мөлшері;

аммиакты саптамалар арқылы беру.

Қолжеткізілген экологиялық артықшылықтар

Үздіксіз мониторинг нәтижелері бойынша ЭШФ көмегімен қол жеткізілетін үлгілік концентрациялар әдетте қалыпты пайдалану жағдайларында (CO қазандықтарының немесе қосалқы қазандықтардың жұмыс циклінің соңында күйені үрлеуді қоспағанда) орташа тәулігіне <20-50 мг/Нм3 құрайтыны анықталды.

Қысқа мерзімдер үшін қондырғы регенераторының түтін газдарындағы қалқымалы бөлшектердің жалпы құрамының орташа мәндері <50 мг / Нм3 құрайды. Мұндай мәндер қоршаған ортаға эмиссиялық рұқсатта тіркеледі (мысалы, Германияда "Пайдалану деректері" бөлімін қараңыз). Қалқымалы бөлшектер көлемінің қысқаруы нәтижесінде металдар шығарындылары (никель, сурьма, ванадий және олардың компоненттері) 1 мг/Нм3 дейін және одан төмен (олардың жалпы санына байланысты) азаяды.

Никель мен оның компоненттерінің көлемі 0,3 мг/Нм3 дейін және одан төмен төмендейді. Барлық концентрациялар үздіксіз жұмыс кезінде және CО қазандығында күйені үрлеу кезінде алынған орташа сағаттық мәндер түрінде көрсетіледі.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Қондырғыдағы ЭШФ көмегімен қалқымалы бөлшектердің шығарындыларын бақылаудың тиімділігі әдетте 90 %-дан әлдеқайда жоғары. ЭШФ шығысындағы концентрацияның нақты диапазоны газдың ондағы болу уақытына (яғни ЭШФ мөлшеріне), қалқымалы бөлшектердің қасиеттеріне (яғни катализаторларға), қондырғының жұмыс режиміне, түтін газдарының температурасына және ЭШФ-ға дейін тартылған қалқымалы бөлшектерді кәдеге жаратудың басқа аппараттарының болуына байланысты. Қалыпты жағдайда шығарындылардың өте төмен концентрациясына жету үшін (<10 мг/Нм3) ЭШФ-да газдың болу уақыты 30 секуЕҚТан артық болуы керек. Бөлшектердің мөлшері ЭШФ жұмысының тиімділігіне де әсер етеді, өйткені өте ұсақ бөлшектер (<2 мкм) ЭШФ электродтарымен тазалау (түрту) циклі кезінде оңай ұсталады.

ЭШФ жұмысына байланысты жүйеде қысымның шамалы айырмашылығы пайда болады; қысымның жиі өзгеруі бөлшектердің ЭШФ-ға кіріс және шығыс арналары арқылы өтуі нәтижесінде пайда болады. Кейбір жағдайларда мәжбүрлі тарту желдеткіші қосылады. Бұл ретте ЭШФ-да газдың болу уақыты ұлғайтылған жағдайларды қоспағанда, электр энергиясын тұтыну аз болады. ЭШФ сонымен қатар бөлшектерді ұстаудың жоғары тиімділігін қамтамасыз ету үшін тұрақты техникалық қызмет көрсетуді қажет етеді. Кейбір кәсіпорындар шикізатты терең күкіртсіздендіруді қолдану ЭШФ өнімділігіне үлкен әсер етеді деп хабарлайды. Газдағы күкірт пен металдардың мөлшері аз, бөлшектерді ұстау тиімділігі төмендейді. Мұндай жағдайларда тоқтатылған бөлшектердің шығарындылары 30-35 мг/Нм3 құрайды.

5.24 және 5.25-суреттерде Германиядағы қондырғыларда екі ЭШФ тазартқаннан кейін алынған орташа тәуліктік шоғырлану жылының кестесі көрсетілген.

Бірінші қондырғы бойынша нәтижелер (5.24-сурет) сүзу құрылғысымен жабдықталған қондырғының қалыпты жұмыс жағдайында алынды. Құрылым типтік циклондардан, сыртынан орнатылған қосымша циклоннан және төрт электр өрісі бар ЭШФ-тен тұрады. Орташа жылдық концентрация 10,94 мг/Нм3 құрайды, стандартты ауытқуы 9,62, ал максималды тіркелген орташа тәуліктік мәні шамамен 37 мг/Нм3 құрайды. Қалқымалы бөлшектердің стандартты орташа тәуліктік концентрациясы 5-тен 25 мг/Нм3-ке дейін өзгереді.

Салыстыру үшін екінші қондырғы (5.25-сурет) қарапайым дизайнға ие, тек ішкі циклондар мен 2 Электр өрісі бар ЭШФ. Сонымен қатар, бір жылдық кезең құрылғыны тоқтату/іске қосу кезеңін қамтиды (графикте көрсетілген), оның барысында шығарындылар мәндері стандартты жағдайларға қарағанда едәуір жоғары болды. Жылдық орташа мәні 10,16 мг/Нм3 (нөлден басқа тәуліктік мәндер бойынша есептелген), стандартты ауытқуы 5,2. 38 мг/Нм3 ең жоғары тіркелген орташа тәуліктік концентрация мәні бірінші ЭШФ мәндеріне ұқсас болғанына қарамастан (5.25-сурет), тұрақты жұмыс режиміндегі әдеттегі орташа тәуліктік концентрация 5-тен 15 мг/Нм3-ке дейінгі бір диапазонда қалады.

Қалқымалы бөлшектердің шығарындылары ЭШФ-дағы тоқтатылған бөлшектердің ауыр жүктемесіне байланысты қондырғыда жоспарлы-алдын алу жөндеу (катализаторды түсіру-тиеу операциясы) жүргізілгеннен кейін ұлғаяды. Бұл жүктелген катализатордың қатты абразиясымен түсіндіріледі, ол жоспарлы және алдын-ала жөндеуден кейін үлкен жүктеме алды.

Көміртегі тотығын жағу қазандығының бөлінетін газдарына ЭШФ (циклонсыз) қолданғаннан кейін АҚШ-та орнату бойынша келесі деректер келтірілген (стандартты пайдалану):

рұқсат беру құжатындағы шығарындылардың шекті мәндері:

қалқымалы бөлшектердің жалпы саны, орташа тәуліктік мәні: 30 мг/м3;

30 минуттағы орташа мән: 60 мг/м3;

мониторинг деректері: қалқымалы бөлшектердің жалпы көлемі: 13-23 мг/м3 (30 минут, O2=3,1 %, 100 % қуат, 80 % мазут, 20% ауыр парафинді дистилляттар).

Ұқсас циклон және ЭШФ қондырғысында қалқымалы бөлшектердің мөлшері 9-21 мг/м3 жетеді (100 % қуат, мұнда шикізат 50 % вакуумдық газойл, 40 % мазут, 10 % басқа өнімдер).

5.24-сурет. Қондырғыда ЭШФ қолдана отырып, қалқымалы бөлшектердің орташа тәуліктік концентрациясы

5.25-сурет. Қондырғыда ЭШФ қолдана отырып, қалқымалы бөлшектердің орташа тәуліктік концентрациясы

5.26-суретте күкіртсіз дизельді қайта өңдейтін қондырғыдан тозаң шығарындыларының тәуліктік мәндерінің таралуы (2011 жыл) көрсетілген. Сондай-ақ, қондырғы үш сатылы циклоннан басқа 2007 жылы орнатылған.

Тозаңды қоса алғанда, үздіксіз мониторинг нәтижесінде шығарындылар туралы мәліметтер еуропалық қондырғылардың үлгілері 3-бөлімде келтірілген. ЭШФ жабдықталған қондырғыларда тозаң шығарындылары орта есеппен бір айда 10-50 мг/Нм3 аралығында болады. Олардың ішінде үшінші сатыдағы циклонмен және төрт электр өрісі бар ЭШФ жабдықталған қондырғылар 10-25 мг/Нм3 диапазонында жақсы нәтиже көрсетеді.

5.26-сурет. ЭШФ жабдықталған қондырғының үздіксіз мониторингінің қорытындысы бойынша тозаң шығарындыларының күнделікті мәндерін бөлу

Кросс-медиа әсерлер

Кәсіпорынға ұсақ бөлшектерді (катализаторларды) жою үшін қосымша жабдық қажет болады. ЭШФ-дағы жоғары кернеу кәсіпорында қауіпсіздікке қауіп төндіреді және электр энергиясы мен техникалық қызмет көрсету шығындарының артуына әкеледі. Кейбір қондырғыларда ЭШФ өнімділігін жақсарту үшін аммиак енгізіледі (меншікті қарсылықты төмендететін реагент ретінде). Аммиактың ЭШФ-ға өтуіне байланысты аммиак шығарындылары атмосфераға түседі. Орнатуды іске қосу кезінде ЭШФ қолдану қауіпсіздігіне қатысты алаңдаушылық бар. Жанбаған көмірсутектердің ЭШФ-ға енуіне жол бермеу үшін ерекше сақ болу керек, өйткені жарқыраған орта жарылысқа әкеледі.

Қолданылуы

Үлкен алаңның болуы қажет, әсіресе ЭШФ тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларының өте көп мөлшерін жоюға арналған кезде. Қондырғыларды орналастыру үшін үлкен алаңның болуы қажет, өйткені олар қондырғыдағы газ ағындарын шығару құбырларымен үлкен кеңістікті алады (жылына 1,5 миллион тонна 2,8 миллион Нм3/күн түтін газын шығарады). Төмен айналымдағы газ ағыны үшін ЭШФ өнімділігінің белгіленген мәндеріне сәйкес келетін өте үлкен көлденең қималы ЭШФ орнату қажет. Егер бөлшектердің электрлік кедергісі жоғары болса, газ ағынының жылдамдығы жоғары болса, бұл ЭШФ өнімділігіне теріс әсер етеді. Сонымен қатар, қондырғыдағы шикізатты мұқият гидротазалау катализатордағы металды азайтады, түтін газдарындағы тазартқыш реагентті (SO3) азайтады, сондықтан бөлшектерді ұстау тиімділігін төмендетеді. ЭШФ өнімділігі орнатудың басынан аяғына дейін нашарлауы мүмкін. Мұның себептері орнатуды тоқтату қажет болған кезде техникалық қызмет көрсету мәселелері және/немесе жұмыстың соңында катализатордың тез тозуы болуы мүмкін. Сонымен қатар, ЭШФ үшін іске қосу және тоқтату кезеңдері қарастырылмаған, сондықтан олар сипатталған қауіпсіздік мәселелеріне байланысты электрлік оқшаулануы керек.

Экономика

Деректер 5.10-кестеде келтірілген.

5.10-кесте. Қондырғыда қолданылатын ЭШФ бойынша экономикалық деректер

Р/с №	Қондырғы қуаты, млн т/жыл)	Тиімділік, %	Қалқымалы бөлшектердің концентрациясы ағыннан төмен, мг/Нм3	Инвестициялар (млн еуро)	Пайдалану шығындары (млн еуро/жыл)
1	2	3	4	5	6
1	2,4	>50*	<50*	15-30	0,15**
2	1,5	-	<30	2,05***	-

* өзгермейтін концентрация >100 мг / Нм3 - > Концентрацияның төмендеуінің мақсатты көрсеткіші <50 мг / Нм3;

** 2009: сәйкесінше 20-40 млн АҚШ долл. (нақты күрделі шығыстар) және 0,2 млн АҚШ долл. [34];

*** 2008: ЭШФ орнатудың бүкіл жобасы үшін 1,3 млрд форинт.

Енгізу әсері

Қалқымалы бөлшектердің шығарындыларын азайту.

Зауыт (тар) мысалы

Еуропалық ЕҚТ бюросының техникалық жұмыс тобының үлгісіндегі 61 нысанның Еуропадағы мұнай-газ саласындағы 22 кәсіпорынның 17-сі өз қондырғыларында ЭШФ пайдаланады. Олар АҚШ-тың көптеген зауыттарында да қолданылады..

5.7.9. Газдарды қалқымалы заттардан тазарту әдістері. Басқа да сүзгілер

Сипаттау

Регенератордың пайдаланылған газын тазартудың бір нұсқасы-қап немесе мата сүзгілері, сондай-ақ керамика немесе тот баспайтын болаттан жасалған сүзгілер.

Керамикалық немесе металлокерамикалық кері үрлеу сүзгілерінде Қалқымалы заттар ұсталғаннан кейін сүзгі элементтерінің сыртқы бетіне тұнбаға түседі, содан кейін олар кері импульсті үрлеу әдісімен жойылады. Содан кейін олар кәдеге жарату үшін сүзгі қондырғысынан шығарылады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Кері үрлеу және шүберек сүзгілерін қолдану циклондар мен электр сүзгілеріне қарағанда жоғары өнімділік көрсеткіштерін (1-10 мг/Нм3) көрсетеді. Сонымен қатар, керамикалық сүзгілерді пайдалану әсіресе ұсақ бөлшектерді ұстау үшін тиімді, іске қосу және істен шығу кезінде өнімділікті төмендетпейді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Сөмке немесе мата сүзгілерін пайдалану температура режимімен шектеледі (<200-240 °C). Оларды қолдану сүзгідегі қысымның төмендеуіне әкелетінін ескеру қажет.

Екінші жағынан, керамикалық кері үрлеу сүзгілері жұмыста тиімділігі дәлелденген жоғары технологиялық жүйелер болып табылады. 2004 жылдың ортасынан бастап тәулігіне 2100 тонна қалдық шикізаттың каталитикалық крекинг қондырғысында толық жұмыс істейтін үш сатылы сүзгі ретінде орнатылған осындай сүзгілердің бірі іске қосылғаннан бері ешқандай оқиғасыз жұмыс істеді. Кері импульсті үрлеу сүзгі тудыратын қысым дифференциалы біртіндеп жоғарылаған сайын қолданылады. Бұл жүйенің жұмысын бақылаудың маңызды параметрі. Сүзгі жүйесі шамамен 100 үрлеу циклінен кейін (яғни бір айға жуық) тұрақты қысым дифференциалды күйіне жетеді. Сүзгінің арқасында жұмыс қысымы қалдық шикізатты орнату жұмысына теріс әсер етпеу үшін жеткілікті төмен мәндерге дейін төмендейді. Мұндай сүзу жүйесі қалдық шикізат қондырғыларында қолданылатын басқа сүзу процестерімен салыстырғанда қоршаған ортаға аз зиян келтіреді. 5.27-суретте көрсетілгендей, бұлыңғырлықты талдау арқылы өлшенген тоқтатылған бөлшектердің концентрациясы сүзгі іске қосылған сәттен бастап әрқашан 5 мг/Нм3-тен төмен болады және сүзгінің стандартты өнімділігі 1-2 мг/Нм3 құрайды.

5.27-сурет. Қондырғыдағы қақталған қорытпадан жасалған үш сатылы кері үрлеу сүзгісінің өнімділігі

Сүзгідегі қысымның төмендеуімен қатар, сүзгінің тұрақты жұмыс істеуін қамтамасыз ету үшін клапанның жұмыс уақыты мен жабылуы, түтін газдарының температурасы, үрлеу қысымының мәні және үрлеу газының температурасы сияқты басқа параметрлерді бақылау қажет.

Хайфа (Израиль) қаласындағы кәсіпорында (қуаты жылына 1,1 млн т) қондырғыда жұмыс істейтін (тот баспайтын болаттан жасалған) үш сатылы кері үрлеу сүзгісі бойынша соңғы деректер тоқтатылған бөлшектердің шығарындылары 20 мг/Нм3 эмиссиясындағы стандартқа сәйкес келетінін көрсетеді. Шығарындылар концентрациясының мәндері 15 мг / Нм3-тен едәуір төмен.

Кросс-медиа әсерлер

Жиналған тозаңды кетіру немесе жою қажеттілігін қоспағанда, бірде-бір жағымсыз әсер анықталған жоқ, бұл құрғақ сүзгі ортасы бар барлық сүзгілерге тән.

Қолданылуы

Сөмке немесе мата сүзгілері үшінші сатыдағы циклондарға жеткізу үшін түрлендіріледі. Дегенмен, олар қысымның төмендеуіне, сүзгі элементін тозаңмен "бітеп тастауға", штаттан тыс режимде жұмыс істей алмауына және жеткілікті орын қажет болуына байланысты қондырғыда қолдануға жарамайды.

Үшінші сатыдағы керамикалық сүзгілер 2004 жылдан бері каталитикалық крекинг түтін газдарын тазартуда тиімді болып келеді. Олар қондырғыда ақаулар болған кезде де сәтті жұмыс істейді. Осы уақытқа дейін әдебиетте екі нақты жағдай туралы хабарланған. Бірінші жағдайда газдарды ағын бағыты бойынша тазарту туралы хабарланды, концентрациясы 20000 мг/Нм3 дейін, катализаторлары тозған, екі аптадан бері жұмыс істейді, массалық концентрациясы тәулігіне 250 кг-нан 1000-2000 кг-ға дейін өсті. Бұл қалдық шикізатты орнатуға шығарындылар стандарттарын ұстануды жалғастыруға және қондырғыны тоқтатпай үздіксіз жұмыс істеуге мүмкіндік берді. Екінші жағдайда, мұндай сүзгіні бос тұрған және шұғыл жөндеу кезінде регенератордағы температураны ұстап тұру үшін оттық құрылғыларды пайдалану кезінде қауіпсіз пайдалану туралы болды. ЭШФ-мен салыстырғанда керамикалық сүзгілер іске қосу және өшіру кезінде айтарлықтай жақсы жұмыс істейді. Еуропаның таңдалған қондырғыларының регенераторларын керамикалық сүзгілермен жабдықтаудың максималды шығындарын көрсету қажет.

Экономика

Керамикалық кері үрлеу сүзгілерінің меншікті инвестициялық шығындары температура мен ағынның өткізу қабілеттілігіне байланысты болады. 450 °C-тан төмен температурада жұмыс істейтін үшінші сатыдағы (толық ағын) сүзгінің құны 80 АҚШ долл./м3/сағ. 750 °C дейін жұмыс істейтін жоғары температуралы сүзгілер 210 АҚШ долл./м3/сағ. Төртінші сатыдағы жоғары температуралы сүзгілердің құны шамамен 260 АҚШ долл./м3/сағ құрайды (2009 жылғы мәліметтер және түтін газдарының нақты көлеміне сәйкес) 2009 жылы қуаты 2,4 миллион тонна болатын қондырғылардың күрделі шығындары 15-20 миллион еуроға (22-30 миллион АҚШ доллары) бағаланды.

Енгізу әсері

Заманауи керамикалық кері үрлеу сүзгілері қондырғыда қолдануға үлкен қызығушылық тудырады, өйткені тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларының мөлшері, сондай-ақ олардың гранулометриялық құрамы мен химиялық қасиеттері адам денсаулығы мен қоршаған ортаға теріс әсер етеді. Бұл әдіс катализатордың тоқтатылған бөлшектерінің, соның ішінде ұсақ бөлшектер мен ауыр металдардың шығарындыларын жоғары тиімді сүзуге мүмкіндік береді. Сүзгінің іске қосылуы мен істен шығуы оның жұмысына әсер етпейді, ауаның тозаңдануының, бөлшектердің мөлшерінің немесе ағын жылдамдығының жағымсыз әсерін болдырмайды. Ол салыстырмалы түрде кішкентай болғандықтан жақсы жабдықталған.

Зауыт (тар) мысалы

Жұмыс сұйықтығының толық ағынын сүзудің үшінші сатысының керамикалық сүзгілері немесе тот баспайтын болаттан жасалған сүзгілер дүние жүзіндегі үш мекемеде жұмыс істейді. Батыс Еуропада, Солтүстік Америкада және Таяу Шығыста шамамен 15 жартылай сарқынды керамикалық сепараторлар (төртінші саты) және бункерлік сүзгілер жұмыс істейді.

5.7.10. Күкірт оксидтерімен ластануды болғызбайтын әдістер. SOx-төмендететін қоспалар

Сипаттама

Зауыт регенераторының бөлінетін газындағы күкірт диоксидінің мөлшері металл оксиді негізіндегі катализаторды (мысалы, алюминий/магний, церий) енгізу арқылы азаяды. Ол қалдық катализатордағы күкірт коксының едәуір бөлігін реакторға қайтарады, онда ол күкіртсутек түрінде шығарылады. Крекинг нәтижесінде реактор айналымдағы өнімді бу түрінде кәсіпорынның газды аминді тазарту жүйесіне бағыттайды, сондықтан күкірт өндіру қондырғысында күкіртті қайта өңдейді.

SOX-ты қысқарту – бұл үш сатылы процесс:

регенератордағы SO2-ден SO3-ке дейін каталитикалық тотығу;

реакторға қайтарылатын сульфат бөлініп, регенераторда жүргізілетін SO3 қоспасының адсорбциясы;

оксидке оралу және шығару үшін өнімнің газ ағынына күкіртсутектің бөлінуі.

1970 жылдардың соңында жасалған SOX төмендететін катализаторлар бастапқыда алюминий оксиді негізінде жасалған, сондықтан олардың қызмет ету мерзімі өте қысқа болды. Бірте-бірте регенератордағы SO3 бөлшектерін ұстау потенциалы байланыстырғыш негіздегі таза алюминий оксидін магний алюминатына (1980 жылдар: 2 моль магнийге 1 моль алюминий), содан кейін гидроталкитке (1990 жылдар: 3-4 моль магнийге 1 моль алюминий) ауыстыру арқылы айтарлықтай өсті. 2000 жылдан бері әзірленген заманауи катализаторлар алғашқы гидроталкит реагенттерімен салыстырғанда өнімділіктің 35-80% жақсарғанын көрсетеді. Сіңіру коэффициентінің мәні (PUF-кг жойылған SO2 енгізілген қоспаның кг-на) теориялық тұрғыдан 20-ға дейін жетеді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Жойылатын SOX мөлшері SOХ регенераторында шығарылатын шикізаттағы концентрацияға, қолданылатын қоспаның көлеміне, сондай-ақ қоспаның түрі мен сапасына байланысты. Кейбір қолда бар сынақ деректері кәдеге жарату тиімділігі оттегінің ағымдағы концентрациясына және белгілі бір қондырғыда басым жұмыс жағдайында абразивті қоспаның өзіндік төзімділігіне қатты тәуелді екенін көрсетеді.

Толық жағу режимінде қазіргі заманғы қоспалар арқылы қол жеткізілген кәдеге жарату тиімділігі әдетте >60 % құрайды, өнеркәсіптік өндірісте шығарындыларды кәдеге жарату жылдамдығы 95-99 % дейін жетеді. Шығарындыларды кәдеге жарату жүйелерінің өнімділігі қондырғылардың, атап айтқанда, регенератордағы күкірті бар шикізаттың жақсы жұмыс жағдайларына, регенератордың жұмыс параметрлерін және басқа да технологиялық параметрлерді жақсартуға тікелей байланысты.

Толық емес жану режимінде шығарындыларды азайтудың стандартты көрсеткіштері толық жану режиміне қарағанда төмен және көбінесе қоспаның көп мөлшерін енгізу қажет. Қазіргі уақытта толық емес күйдіру режимінде жұмыс істеуге арналған арнайы қоспалар әзірленді, олардың тиімділігі бұрын қолданылған қоспалармен салыстырғанда екі есе жоғары. Қазіргі уақытта SОХ концентрациясын төмендететін заманауи қоспалардың тиімділігі әдетте >50% құрайды, өнеркәсіптік өндірісте газ ағындарын тазарту жылдамдығы 95-99% дейін жетеді. Шығарындыларды азайту тиімділігі де қондырғылардың жұмыс жағдайына тікелей байланысты. Атап айтқанда, регенератордың шикізатындағы күкірт концентрациясынан СО-ның кейінгі жанарғысына түскенге дейінгі регенератордағы COS, H2S бастапқы құрамы және регенераторда тұру уақыты (5.22-сурет). Дегенмен, қондырғылардың жұмыс жағдайлары идеалдан алыс кейбір қондырғыларда газ ағындарындағы SОХ концентрациясының төмендеуінің ең жоғары көрсеткіштері 30-35 % құрайды.

Кәдеге жарату жылдамдығы неғұрлым жоғары болса, бөлшектердің сіңу коэффициенті соғұрлым төмен болады.

Бір мысалда [45] SОХ күкірт оксидінің концентрациясы 85 % төмендеген жағдай туралы хабарлады. Онда сіңіру коэффициенті бір кг қоспаға 18 кг құтқарылған күкірт оксиді (SOX) болды. Қалдық өнімдер бойынша шығарындылар көлемі бойынша 50 ppm (O2-ден 0 %) құрады. Шығарындыларды көлемі бойынша 25 ppm-ден төмен деңгейге дейін одан әрі азайту (O2-ден 0 %) сіңіру коэффициентін бір кг қоспаға 14 кг-ға дейін жойылған SOX-қа дейін төмендетті. Көлемі бойынша концентрациясы 25 (ppm) дейін төмендеген шығарындылар катализаторлардың жалпы қорының шамамен 5 % масс./масс. құрады. SOX-тың 50-ден 25-ке дейін (ppm) салыстырмалы төмендеуі 31 % құрады.

Екінші жағдай регенератордағы 7-8 моль CО қондырғысында "терең" толық емес жану қондырғысында жүргізілген №1 қысқа сынақтар сериясында егжей-тегжейлі сипатталған. PUF>10 кезінде SOX-ты 30-35 %-ға дейін төмендету нәтижелері өте қолайлы. Мұндай мысал техникалық және экономикалық тұрғыдан алғанда, қондырғылардың дұрыс жұмыс істемеуі кезінде SOX-ты 50 % кәдеге жарату әрекеті іс жүзінде мүмкін еместігін көрсетеді. Бұл жағдайда меншікті шығындар жойылатын SO2-нің 10 мың еуро/ т-ға жетті және одан да көп, сондықтан PUF сіңіру коэффициенті беске дейін төмендеді, электр энергиясын тұтыну өсті, ал буды тұтыну 8 %-дан астамға өсті.

5.28-сурет. SOX-төмендететін қоспалардың толық емес жану қондырғысындағы газ концентрациясының бастапқы профиліне әсерінің графикалық бейнесі

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Осы технологияны қолданатын қондырғыда шығыс ағынындағы SO2 концентрациясы 3 % O2 кезінде 1000-3000 мг/Нм3 құрайды (қоспаның шығыны мен жану режиміне байланысты). Ағынның кірісінде SO2 концентрациясы 4000-4500 мг / Нм3 болды (бұл шикізаттағы күкірт құрамына шамамен 2-2,5 % сәйкес келеді).

Қондырғының жұмысы катализатор қалдықтарының өте сирек алмастырылуына байланысты өте қолайсыз жағдайларда жүреді (күн сайын қондырғыдағы қорлардың тек 0,5 %-ы ғана енгізіледі), қондырғыдағы температура орташа есеппен 508 °C-қа дейін және регенератордағы температура 673 °C-қа дейін көтеріледі. Көрсетілген екі деректер жиынтығы күкірт мөлшері жоғары (1,6 %) және төмен (0,5 %) бір жағдайда (сарқынды сулардың сапасы жоғарырақ) болғанда нәтижелерді көрсетеді.

5.29 және 5.30-суреттердегі графиктер шикізаттың екі түрлі түріне (жоғары және төмен күкірт) уақыт бойынша (X осі бойынша күндермен көрсетілген) қоспаларды қолданудың тиімділігін көрсетеді.

5.29-сурет. Күкірт мөлшері 1,6% болатын шикізатты өңдеудегі SOX-төмендететін қоспалардың тиімділігі

5.30-сурет. Егер құрамында 0,5% күкірт бар шикізат болса, SOX-төмендететін қоспалардың тиімділігі

5.29 және 5.30-суреттерде көрсетілген нәтижелер 5.31-суретте көрсетілгендей еуропалық объект ұсынған деректерге сәйкес келеді, онда 2009 жылдан бастап 0,32-0,45 % құрамындағы күкіртпен жылына 1,5 млн т/с концентрацияның 50%-ға (3 % O2 кезінде 980-ден 450 мг/Нм3-ке дейінгі орташа концентрациясы) төмендеуіне қол жеткізілді.

Егер қоспаның мөлшері катализаторлар көлемінің тек 3 %-ын құраса, SO2 шығарындылары 25 %-ға және күкірттің стандартты мөлшері 0,6-1,8 %-ға азаяды. Соңғы буын қоспаларының SOX кәдеге жарату қабілеті оның енгізу жиілігімен емес, катализатор қалдығындағы мөлшерімен анықталады, бұл тұрақтылықтың жоғарылауын көрсетеді.

5.31-сурет. SOX концентрациясын төмендететін қоспаларды қолданумен SO2 шығарындыларын азайту

Кросс-медиа әсерлер

Осы әдісті қолдану нәтижесінде пайда болған Шығыстағы газ ағынындағы SОХ концентрациясы SОХ-тың кіріс концентрациясына, қоспаның мөлшеріне және қондырғының жұмыс режиміне байланысты.

Бұл әдісті қолдана отырып, көптеген орнату параметрлерін, әсіресе регенераторды ескеру қажет. Әдіс түтін газдарындағы күкірттің барлығы дерлік жойылып, қондырғылар ең қолайлы жұмыс жағдайында қайта жабдықталған кезде толық жану жағдайында тиімді жұмыс істейді.

Алайда, бұл қондырғының жұмысына әсер етеді және тасымалдау катализаторын ауыстыру жиілігі артады. Егер көптеген қоспалар берілсе, каталитикалық жүйені қайта конфигурациялау қажет.

Практикалық тұрғыдан бұл әдіс технологиялық шығарындылармен күресудің басқа шараларымен бірге жақсы нәтиже көрсетеді.

Қоспалар энергияны тұтынуды (мысалы, сорғыларды пайдалану) және химиялық заттарды (мысалы, каустикалық сода) тұтынуды азайтуға көмектескен газдарды дымқыл тазартумен бірге. Тағы бір мысал – Таяу Шығыстағы күкірт оксидінің жоғары концентрациясына байланысты коррозия мәселелерін шешу үшін мұнай өнімдеріне осындай қоспаны қолдану туралы шешім қабылданған толық жану режимінде жұмыс істейтін, күніне 30000 баррель 100 % жоғары күкіртті мазутты (2,7 %) өңдейтін кәсіпорын SОХ жұмыс істеп тұрған газды тазарту қондырғысына кіре берісте. Бұл кәсіпорында скруббердің пайдалану шығындарының 15 %-ға төмендеуі байқалды. Бұл болашақта оларды ақтайтын SОХ-төмендететін қоспаның құнын арттырды.

Жоғары тиімді сүзгілермен біріктірілген бұл екі әдіс экономикалық тұрғыдан тамаша нәтижелерді көрсетеді.

Шикізатты таңдау кезінде опцияларға ие болу үшін (мысалы, бір қондырғыға сыртқы ағындардың сапасы) немесе ағынның басында шикізатты гидротазарту қарқындылығын төмендету.

Екінші жағынан, бұл бұл әдісті қолдану регенератордың температурасы жоғары, катализаторды ауыстыру сирек болатын терең, толық емес күйдіру режимінде жұмыс істейтін қондырғыда немесе шығыс ағынында өте төмен SОХ концентрациясын қажет ететін қондырғыда тиімсіз. Солтүстік Америкада SОХ-төмендететін қоспа катализаторлары қуаты тәулігіне 150 000 баррельден (8 млн т/жыл)төмен кәсіпорындағы скрубберлерде жақсырақ қолданылады.

Қолданылуы

Бұл әдісті қолданудың кемшіліктері, мынадай:

SOX-төмендететін қоспалар шын мәнінде барлық қондырғыларда жүзеге асырылатын әмбебап технология емес, өйткені соңғы уақытта қол жеткізілген прогреске қарамастан, оларды қолдану толық күйдіру режимінде тиімді және үнемді.

Қоспаларды берудің өте жоғары жылдамдығымен (жаңа катализаторды берудің>10-15%) қондырғының пайдалану икемділігі төмендейді, шығу кезінде сапасыз мұнай өнімдерін алу қаупі артады.

SOX-төмендететін қоспа NOХ түзілуіне, СО-ға, тоқтатылған бөлшектерге теріс әсер етеді, тозу салдарынан катализатордың жоғалуын арттырады. Оны толық емес жану режимінде пайдаланған кезде, бұл бу өндірісінің баламалы мәнімен көміртегі тотығы (CO) қазандығындағы отын шығынының айтарлықтай өсуіне әкеледі.

Сонымен қатар, бұл қосымша шығарындыларға және H2S аминді тазарту қондырғыларында проблемалық аймақтардың пайда болуына әкеледі.

Экономика

Үлкен инвестициялық шығындар қажет емес: қоспаны каталитикалық жүйеге беру жабдықтарына аз ғана күрделі шығындар қажет. Еуропалық нысанның құны 300 000 еуроны құрайды, оның ішінде іргетас қалау, құбырларды салу, монтаждау, мұнай өнімінің ағыны бойынша өткізу қабілетін арттыру және қоршаған ортаға эмиссияларға рұқсат алу.

Пайдалану шығындары қондырғыға, басындағы SO2 шығарындыларының мазмұнына және SO2 жиынтық көрсеткіштеріне байланысты. Қоспа беру жылдамдығы 264 кг/тәу және жұмсалған катализаторды қосымша пайдалану функциясы 94 тонна/жыл еуропалық қондырғының құны жылына 1,3 млн еуроны құрайды.

2005 жылы Колорадо (АҚШ) кәсіпорнындағы екі қондырғыға осы технологияны енгізудің әлеуетті инвестициялары мен операциялық шығындары бағаланды. 2007 жылғы деректер нәтижесінде SO2 шығарындыларының концентрациясы небәрі 35-50 %-ға [22]төмендейтінін юолжай отырып, жылына бір тонна SO2 үшін 500 АҚШ долларын үнемдейтінін хабарлайды. Бұл деректер жақында АҚШ-тың басқа дереккөздері хабарлаған шығындармен расталады. 2007 жылы 0 % O2 (орташа жылдық мән) көлемінде 25 ppm және 0 % O2 көлемінде 50 ppm (бір аптадағы орташа мән) 500-880 АҚШ долларын құрады. АҚШ бір тонна құтқарылған күкірт оксиді (SO2) үшін.

Шығындардың тағы бір бағасы АҚШ-тағы ірі катализатор өндірушісінің тәжірибесіне негізделген 5.32-суретте келтірілген. Кесте катализатордың 150 тонна қорымен күніне 50 000 баррель (шамамен 3 млн т/жыл) n-ші қондырғысы үшін ұсынылды. Шығындар диапазоны тазартылмаған қалдық газдардағы әр түрлі SOX деңгейлері бар қондырғылардың конфигурацияларының кең спектрін, қоспаны беру түрлерін және регенератордың жұмыс жағдайларын (толық және толық емес жануды қоса) көрсетеді.

5.32-сурет. SОХ мазмұнын төмендету мақсаттарымен салыстырғанда сынақ қондырғысындағы SОХ мазмұнын төмендету қоспаларының меншікті құны

5.33-суретте толық және толық емес күйдіру режимінде жұмыс істейтін қондырғылар үшін шығындарды бағалауды ұсынатын катализаторларды сату бойынша еуропалық мамандардың тәжірибесінен ұқсас әдіс бойынша талдау берілген.

5.33-сурет. Сынақ қондырғыларындағы SОХ концентрациясын төмендететін қоспалардың экономикалық аспектілері – шығындарға жалпы шолу

5.11-кестеде SO2 өте төмен көрсеткіштерін алу мақсатында меншікті шығындар бойынша арнайы сынақтардың нәтижелері көрсетілген [34].

Р/с №		Кәсіпорын А	Кәсіпорын B
1	2	3	4
1	Жаңа шикізатты беру жылдамдығы, т/тәул.	2 876	6 847
2	Жаңа шикізат (API)	24,9	28,5
3	SO2 реттелмейтін құрамы, көлемі бойынша ppm	178	326
4	SO2 реттелетін құрамы, көлемі бойынша ppm	10	7
5	CO2 концентрациясының төмендеуі, %	95	98
6	Кәдеге жарату шығындары1), еуро / т SO2	780	940
7	1) Тиісінше, SO2 фунты үшін 0,51 және 0 0,61 АҚШ доллары (2009 жылғы мәліметтер).

Енгізу әсері

Күкірт оксиді шығарындыларын азайту.

Зауыт (тар) мысалы

Дүние жүзіндегі мұнай-газ саласындағы 60-тан астам кәсіпорын Катализатордағы NOХ концентрациясын төмендететін қоспаларды, соның ішінде Германия, Жапония және Оңтүстік Африкадағы бірнеше толық емес жану қондырғыларын қолданады. Бұл әдіс коммерциялық мақсатта жақсы жұмыс істеді.

5.7.11. Газды скрубберлермен дымқыл тазалау (Регенеративті емес тазалау, Газды регенеративті тазарту жүйесі, Регенеративті емес скрубберлер, Газды дымқыл тазалаудың регенеративті скрубберлері)

Сипаттама

Газдарды дымқыл тазартудың бірнеше әдісі бар:

натрий немесе магний негізіндегі адсорбенті бар деструктивті дымқыл газ тазалау; саптама, табақша, саптама скрубберлері немесе Вентури скруббері;

құрамында сода мен фосфор қышқылы бар патенттелген ерітіндіні немесе амин ерітіндісімен CANSOLV процесін қолдана отырып, деструктивті және регенеративті тазарту әдістерін біріктіретін технологиялар.

Екі Вентури жүйесі мұнай өңдеу қондырғыларында қолдану үшін арнайы жасалған:

Вентури эжекторлық скрубберлері (ВЭС) төмен қысымды газ ағынын тазартады, мұнда суармалы сұйықтық Вентури скрубберінің құбырының "тарылту мойынының" кіреберісіндегі газ ортасының ағынына шашылады. Содан кейін газ бен сұйықтық жоғары турбуленттілік жағдайында мойын арқылы өтеді.

Жоғары энергиялы Вентури скруббері (ЖЭВС) тамшыларға сіңіру сұйықтығын бүрку үшін түтін газының кинетикалық энергиясын пайдаланатын жоғары қысымды газ ағынын тазартады. Бұл әдіс газ қысымының көбірек айырмашылығын қажет етеді, бірақ оның Вентури эжекторлық скрубберлерімен, атап айтқанда 10 мкм, 2,5 мкм және 2 мкм бөлшектерімен салыстырғанда шағын, тоқтатылған бөлшектерді ұстау тиімділігі жоғары.

Вентури скрубберлерінде қолданылатын әдістерді электростатикалық тозаңды бөлумен біріктіретін электродинамикалық Вентури түтігі. Жүйеде бүріккіш баған, сондай-ақ мәжбүрлі конденсацияны сүзу модульдері, су бүріккіштері және тамшы сепараторлары бар. Жүйе LABSORBСБ регенеративті әдісімен, сондай-ақ LoTOXСБ deNOXSNERT озон бүрку әдісімен біріктірілген.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Егер SO2 кәдеге жарату басты мақсат болса, мұқият жобаланған дымқыл газды тазарту процесі әдетте SO2 және тоқтатылған бөлшектерді жоюдың өте жоғары тиімділігін қамтамасыз етеді, ал SО3 концентрациясының төмендеуі әдетте SО2 сияқты жоғары емес екенін ескереді. NOX NО-дан NO2-ге дейін тотығуы бар қосымша тазарту бағанымен тиімді түрде жойылады. 5.12-кестеде дымқыл скрубберді қолданғаннан кейін күтілетін шығарындылар деңгейі көрсетілген.

5.12-кесте. Дымқыл тазалау скрубберлерін қолданғаннан кейін тазалау тиімділігі мен шығарындылар деңгейінің негізгі болжамды мәндері

Р/с №	Параметр	Тиімділігі, %1)	Кіріс концентрациясы 3% O2, мг/Нм3	Шығу концентрациясы 3% O 2, мг/Нм 3
1	2	3	4	5
1	SO2	95-99,9	600-10 000	<60-1602)
2	Өлшенген бөлшектер	85 – 95	350 – 800	<30-602)
3	NOX	70 дейін	600	180

ескерту: өлшенген бөлшектерді ұстау құрылымның конфигурациясымен тікелей байланысты, ал жүйеде қысым айырмашылығы айтарлықтай өзгереді. Скрубберлер субмикронды бөлшектерді ұстауда тиімділігі төмен.

Регенеративті тазарту жағдайында негізгі қосымша артықшылық-SOХ сіңіретін реагентті қалпына келтіру және SO2 концентрацияланған ағынын алу мүмкіндігі. Алынған күкірт оксиді өнімі тазартылады және сұйық SO2, күкірт қышқылы немесе элементар күкірт түрінде сатылады/өңделеді. Осыған байланысты қатты қалдықтың әлдеқайда аз мөлшерін алу және жою қажет. Регенеративті емес процеспен салыстырғанда энергияны тұтыну төмен екендігі туралы ақпарат бар ("Операциялық деректер және экономикалық аспектілер" абзацтарын қараңыз).

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Регенеративті емес тазарту

5.13-кестеде АҚШ-тың жеті қондырғысы туралы мәліметтер келтірілген. Олардың барлығы Вентури скруберлерімен жабдықталған.

5.13-кесте. Газды дымқыл тазалау Вентури скрубберлерінің өнімділігі.

Р/с №	Түрі	Шығу кезінде тоқтатылған бөлшектер	Шығыстағы өлшенген бөлшектердің орташа саны	Өлшенген бөлшектердің мөлшері %	Кірістегі SO2 концентрациясы	Шығыстағы SO2 концентрациясы	SO2 мөлшері %
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Толық емес күйдіру режимі көмірқышқыл газын жағатын қазандықпен*	35-60	47	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ
2	Толық емес күйдіру режимі көмірқышқыл газын жағатын қазандық-пен*	39-50	46	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ
3	Толық жануды орнату*	48-109	74	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ
4	Толық жануды орнату*	Деректер жоқ	56	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ
5	Толық емес күйдіру режимі көмірқышқыл газын жағатын қазандықпен*	43-61	56	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ
6	Толық емес күйдіру режимі көмірқышқыл газын жағатын қазандық-пен**	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Деректер жоқ	425	61	90
7	Толық емес күйдіру режимі көмірқышқыл газын жағатын қазандық-пен**	Деректер жоқ	Деректер жоқ	93	>1800	125-1603)	93

* нүктелік өлшемдерге негізделген 3% O2 (құрғақ газ) кезіндегі мг/Нм3 орташа мәні;

** Вентури эжекторлық скрубберінің (ЭСВ) шығарындыларын үздіксіз мониторингтеу жүйесіне негізделген 3% O2 (құрғақ газ) кезінде мг/Нм3 орташа тәуліктік мәні;

*** толық деректер жиынтығының 95-процентиль диапазонынан есептелген орташа тәуліктік мән.

Газды тазартудың регенеративті жүйесі

LABSORBСБ регенеративті тазарту жүйесі 2004 жылдан бастап Санназзародағы (Павия, Италия) кәсіпорында жұмыс істейді. Бұл жүйе тәулігіне 5500 тонна қондырғыдан бөлінетін барлық түтін газын (300 °C температурада 0,18 миллион Нм 3/сағ) тазартады. кірістегі SO 2 концентрациясы >1700 мг/Нм 3 (3 % O2). SO2 концентрациясы 50-ден 250 мг/Нм 3-ке дейін (3% O 2) бөлінетін газ (67 °C температурада 208000 НМ 3/сағ ағынмен) SO2-ден тазартылады, тиімділігі тәулігіне орта есеппен 85 % - дан асады. 250 кг/сағ жылдамдықпен концентрацияланған күкірт оксидінің (SO2) қосымша ағыны күкірт алу қондырғысына жіберіледі. Сұйық қалдықтар өндірісі 1 т/сағ, ал қатты қалдықтар 19 кг/сағ құрайды(9 т/сағ және 1000 кг/сағ-пен салыстырғанда, NaOH-ны бірдей қуатта қалыпты сіңіру жағдайында).

Тағы бір регенеративті тазарту жүйесі 2006 жылдан бастап Делавэр-Ситидегі кәсіпорында жұмыс істейді (Делавэр шт., АҚШ). Оған алдын ала тазалау скруббері, аминді тазартатын регенеративті саптама абсорбері және каустикалық сода сүзгісі кіреді. Ол SO 2>97 % қайта өңдеу жылдамдығымен кіре берісте 0,75 миллион Нм3/сағ ағынды тазартуға арналған. Ол орнатылғаннан бері мәндер 0 % O2 кезінде SO2 көлемі бойынша 1-2 ppm болды (яғни 3 % O2 кезінде 3-6 мг/Нм 3).

5.14-кестеде Wellman-Lord скрубберінің регенеративті тазалау жүйесі арқылы қол жеткізілген өнімділіктің стандартты мәндері берілген.

5.14-кесте. Wellman-Lord скрубберінің регенеративті тазалау жүйесі арқылы қол жеткізілген өнімділіктің стандартты мәндері

Р/с №	Әдіс	SO2 шығарындыларын азайту тиімділігі, %	160-180 ºC температурада 3% O2 кезінде мг/Нм3 кірісіндегі SO2 концентрациясы	120ºc температурада 3% O2 кезінде мг/Нм3 шығысында SO2 концентрациясы
1	2	3	4	5
1	Wellman-Lord	98	2000-7000	100-700

Кросс-медиа әсерлері

Регенеративті емес дымқыл газды тазарту жүйелері су шламын кәдеге жарату қажеттілігінің қайталама мәселелерін тудырады және кәсіпорында энергия шығынын арттырады. Тазартылған сарқынды суларда сульфаттар бар (мысалы, Na2SO4). Тағы бір кемшілігі-қымбат шикізаттың көп мөлшерін тұтыну (мысалы, каустикалық сода), ол ағынның кірісіндегі күкірт құрамына пропорционалды. Түтін тұманының пайда болуын болдырмау үшін түтін газдары қайта қызады.

Регенеративті жүйелерді қолданудың әдеттегі салдары-күкіртсутегімен (H2S) жұмыс істейтін қондырғыларды жетілдіру (мысалы, күкірт өндірісін орнату, амин тазарту қондырғысы) және жанама өнімдер шығару, өйткені шикізатты жеткізу және өңдеу қажет.

Қолданылуы

Газды дымқыл тазалау скруббері кез келген өндірістік қажеттіліктерге бейімделеді және пайдалану сенімді деп танылады. Қондырғылардың жұмысындағы күнделікті өзгерістер скруббердің жұмысына әсер етпейді. Олар төмен қысым айырмашылығын жасайды және төмен температурада жұмыс істейді. Олардың өнімділігіне қалыпты жұмыс циклінің бес жылынан кейін жауын-шашын процесі әсер етеді. Жауын-шашын мөлшері кіре берісте берілетін катализаторға, скруббердегі SO2 құрамына, қоректендіретін судың сапасына, скруббердегі РН жұмыс мәніне және тазартылатын суспензияға қолданылатын жуу дәрежесіне байланысты. Шөгінділер жабдықтың төмен нүктелеріне түсетін каталитикалық тозаңнан, сондай-ақ SO2 жоғары кәдеге жарату тиімділігіне қол жеткізу үшін қажетті рН жұмыс мәнінің жоғарылауымен тұнбаға түсетін тамшылар мен қатты шөгінділерден (мысалы, кальций тұздары) түзіледі. Кейбір CO2 газды дымқыл скрубберлермен жойылады, бірақ бұл жағдайда бұл әдіс ортаның SO2 еріту қабілетін төмендетеді. Мұндай тазарту жүйелері, атап айтқанда, Вентури скрубберлері өтеактам: нысандағы қажетті аумақтар жылына 1,5-тен 7,5 миллион тоннаға дейін орнату үшін 93 м2-ден 465 м2-ге дейін өзгереді.

Бұл технология су тапшылығы бар аудандарда орналасқан қондырғыларда, сондай-ақ жанама мұнай өнімдерін қайта өңдеу немесе оларды тиісті түрде кәдеге жарату мүмкіндігі болмаса қолданылмайды. Бұл технологияны жүзеге асыру үшін үлкен алаң қажет.

Экономика

5.15-кестеде газдарды дымқыл тазалау скрубберлерін қайта жарақтандыру шығындарының шамамен тәртібі келтірілген.

5.15-кесте. Газды дымқыл тазалау скрубберлерін қайта жарақтандыруға арналған шығындар

Р/с №	Процестің мақсаты	Орнату қуаты, млн т / жыл	Инвестициялық шығындар, миллион еуро	Пайдалану шығындары, миль еуро / жыл
1	2	3	4	5
1	SO2 және тоқтатылған бөлшектердің концентрациясының төмендеуі	2,4	17-40*	3,5-4,2*

* тиісінше, 25-60 млн.АҚШ долл. және 5-6 млн.2009 жылы АҚШ. қондырғылардың әрқайсысына арналған күрделі шығындар әр түрлі болады және скрубберлердің түріне және өндірістік-техникалық базаны және UPS қондырғыларын қайта жарақтандыру, амин тазарту қажеттілігіне байланысты.

Регенеративті емес скрубберлер

Алты түрлі кәсіпорында регенеративті емес дымқыл газ тазартқыш скрубберлерді орнатуға арналған 2003 жылғы сметалық шығындар оңтүстік жағалаудағы ауа сапасын бақылау округтік органының 2009 жылғы перспективалық дамуы туралы есептерінде көрсетілген (дана. Калифорния, АҚШ). Инвестициялық шығындар скруббердің аккумуляторлық аймағындағы барлық өндірістік және монтаждық шығындарды жабады. Шығындарға іргетас қалау, скрубберге сыртқы кірістерді, сыртқы құбырларды және электрмен жабдықтау жабдықтарын орнату кірмейді, бұл жоғарыда аталған шығындарға 30-50 % қосады. Бағалау құнының нәтижелері 5.16-кестеде келтірілген.

5.16-кесте. Әр түрлі регенеративті емес бөлінетін газдарды дымқыл тазалауға арналған үлестік шығындар

Р/с №	Кәсіпорын нөмірі	Бөлінетін газ шығыны, млн Нм 3 / сағ)	Күрделі салымдар* (млн. АҚШ долл.)	Пайдалану шығындары (миллион еуро/ж)
1	2	3	4	5
1	№ 1	0,04-0,16	10	0,37
2	№ 2	0,34-0,36	13,8	0,56
3	№ 3	0,16	10	0,36
4	№ 4	0,37 – 0,47	15	0,57
5	№ 5	0,20-0,23	12,23	0,39
6	№ 6	0,15	9,5	0,32

* инвестициялық шығындар бүкіл жүйені жобалау, өндіру, жеткізу, орнату шығындарын, соның ішінде жаңа сору құбырын, газды үрлеуге арналған тиісті қондырғыны, сондай-ақ скруббердің аккумуляторлық аймағына арналған ішкі құбырлар мен электрмен жабдықтау жабдықтарын жабады. 2003 жылға арналған барлық шығындар.

Жыл сайынғы шығындар өсімі 4 % болатын скруббердің 25 жылдық қызмет ету мерзімін ескере отырып, бұл есеп құны 24600 доллар тұратын SO2 күкірт оксидтерін қайта өңдейтін алты қондырғыдағы жалпы орташа экономикалық тиімділік туралы деректерді береді.АҚШ/т. Оның шығу концентрациясы көлемі бойынша кемінде 5 (ppm), ал шығарындылар 90 % - ға дейін төмендейді.

Ылғал газды тазартатын регенеративті скрубберлер

Ылғал газды тазартатын регенеративті скрубберлер, әдетте, оны пайдаланудың қосымша күрделілігіне байланысты регенеративті емес қондырғыларға қарағанда қымбатырақ. Бір жабдық жеткізушісі 2,4 индикативті коэффициентіне сілтеме жасайды. Регенеративті жүйені пайдалануға арналған жылдық пайдалану шығындары едәуір төмен, өйткені сілтілі сіңіргіш реагенттер үнемді жұмсалады және шығындар жанама өнімдерді (мысалы, қарапайым күкірт) сату арқылы өзін-өзі ақтайды. Жылдық шығындар регенеративті емес жүйенің пайдалану шығындарының 35%-на төмен. Толығырақ салыстыру 5.17-кестеде келтірілген.

5.17-кесте. Газдарды ылғалды тазартудың регенеративті және регенеративті емес скрубберлері арасындағы шығындарды салыстыру

Р/с №	Газдарды дымқыл тазалау шығындарын бөлу	Регенеративті емес жүйемен салыстырғанда регенеративті жүйені қолдану құны (%)
1	2	3
1	Күрделі шығындар	240
2	Пайдалану шығындары: Электр қуаты Бу Каустикалық сода Фосфор қышқылы Нәрлендіретін су Салқындатқыш су Суды ағызу және тазарту Тұрмыстық қатты қалдықтарды кәдеге жарату Пайдалану және техникалық қызмет көрсету персоналы	35 10 18 5 <5 <35 <5 <5 <5 20

ENI Sannazzaro LABSORB қондырғысы жағдайында неғұрлым қолайлы шығындар атап өтілді, бұл әдеттегі каустикалық сода газын дымқыл тазарту технологиясымен салыстырғанда жалпы пайдалану шығындарының 40 % үнемдеуімен. Олар ерітіндіні сіңіретін қоректендіретін судың 95 % үнемдеуін және энергия тұтынудың 25 % үнемдеуін қамтиды.

Ендірудің әсері

Бөлінетін газдардан күкірт оксидтері мен тоқтатылған бөлшектер шығарындыларын азайту.

Зауыт (тар) мысалы

Бұл әдіс АҚШ-та кеңінен қолданылады. Wellman-Lord жүйесі электр станцияларында сәтті қолданылады.

5.7.12. Құрғақ және жартылай құрғақ скрубберлер

Сипаттау

"Жартылай құрғақ" күкіртті тазарту әдісі

Тиімділігі 95 %-ға дейінгі жартылай құрғақ күкіртті тазарту әдісінің технологиясы сорбентті суспензия күйінде жең немесе электр сүзгілерінің алдына орнатылатын арнайы реакторларға беруге негізделген (5.34-сурет).

5.34-сурет. Жартылай құрғақ күкіртті тазарту технологиясының қағидаттық схемасы

Циклондағы газды тазартудың бірінші кезеңінен өткеннен кейін (қап сүзгісі, электрофильтр) газдар ағыны реакторға жіберіледі (1). Бұл ретте сүрлемнен (2) газ ағынына газ ағынының температурасына байланысты ұнтақ немесе суспензия түрінде сөндірілген әк Са (ОГ)2 енгізіледі. Сонымен қатар, реакторға (1) араластырғыштан (3) сөмке сүзгісінің бункерінен алынған су мен күлден тұратын ылғалданған қоспа енгізіледі (4). Реакторда параллель процестер жүреді: кондиционерлеу, онда Шашыратылған және буланған су бөлінетін газдардың температурасын төмендетеді және олардың ылғалдылығын арттырады, жаңа сорбентпен күкіртті тазарту және айналымдағы сорбентпен күкіртті тазарту. Құрғақ ұнтақ түріндегі реакция өнімдері қап сүзгісіне түседі (4), онда реакция жасамаған сорбенті бар сүзгі материалының ауданы есебінен күкіртсіздендіру процесі жалғасады. Тасымалдау жүйесі ұстаған өнім ішінара рециклге, ал ішінара силосқа (5) әрі қарай тарату үшін жіберіледі. Ұсталған өнімнің рециркуляция дәрежесі 10-30 есе, бұл әкті тиімді жоюды қамтамасыз етеді.

Соңғы өнім – бұл су қосылған кезде қатып, хлор қосылыстары мен ауыр металдарды химиялық байланыстыратын тозаң мен кальций қосылыстарының қоспасын түзетін ұшпа тозаң. Соңғы құрғақ өнімнің қасиеттері оны топырақты толтыру үшін, сондай-ақ келесі қолдану түрлері үшін пайдалануға мүмкіндік береді:

шахталарды толтыру

сілтілі тыңайтқыш

оқшаулағыш материал

жол құрылысына арналған кенеп

құрылыс материалдары

Бұл технологиялық жабдықтың құрамына мыналар кіреді: пневмокөлік жүйесі, ұсталған өнімді тасымалдау жүйелері, күкіртті тазарту өнімінің жинақтау цистернасы, техникалық судың жинақтау цистернасы, процестерді автоматтандыру жүйелері, өлшеу және мониторинг жүйелері.

Жартылай құрғақ күкіртті тазарту әдісіне тән химиялық реакциялар:

Ca(OH)2 + SO2 → CaSO3 • H2O + H2O

Ca(OH)2 + SO2 + H2O + O2 → CaSO4 • 2H2O

Ca(OH)2 + SO3 + H2O → CaSO4 • 2H2O

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Түтін газындағы SO2 мөлшерін азайту. Жартылай құрғақ тазалау әдісімен күкіртті кәдеге жарату тиімділігі 95 % және құрғақ тазалау-50 % құрайды. Жартылай құрғақ тазалау әдісінің тиімділігіне Ca/S=1 болғанда салыстырмалы түрде жоғары температурада (шамамен 400 °C) немесе Ca/S=2 болғанда 130-140 °C температурада әк қолдану арқылы қол жеткізіледі. Ca / S қатынасы үлкен әсер етеді. Натрий гидрокарбонаты (NaHCO3) сияқты реагентпен шығарындыларды азайту жылдамдығы әлдеқайда жоғары болар еді. Сондай-ақ, әкпен реакторда 900 °C температурада өңдеуге болады. Ол тиісті болу уақытын қамтамасыз ету үшін жеткілікті үлкен болуы керек. Бұл жағдайда шығарындылардың төмендеуі Ca/S=2,1 кезінде 80 % және Ca/S=3 кезінде 90 % құрайды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Бұл әдісті қолдана отырып, басқа ластағыш заттардың болуын ескеру қажет, мысалы, тоқтатылған бөлшектер, тұздар, күкірт триоксиді (күкірт ангидриді) және т. б.

Кросс-медиа әсерлері

Қатты қалдықтарды тұндыру реакция өнімдерінің тұтынушыларға жүзеге асыру үшін қажетті сипаттамаларға сәйкес келмеуіне әкеледі.

Басқа кемшіліктер:

пайдалану кезінде тармақ сүзгілеріндегі жоғары қысым айырмашылықтары;

газ ағынындағы тозаңның жоғарылауы; тозаң бөлшектерін ұстау қажеттілігі;

су-жылу балансын бөлудегі пайдалану қиындықтары (тек бүріккіш кептіргіштер);

тармақ сүзгілері бар тозаңды ұстайтын қондырғылардағы қысымның айтарлықтай төмендеуі мүмкін

қатты қалдықтардың пайда болуы: SO2-нің бір тоннасын азайту шамамен 2,5 тонна қатты қалдықтардың пайда болуына әкеледі;

құрғақ және жартылай құрғақ скрубберлердің көмегімен CaSO3, CaSO4, ұшпа күл мен әк қоспасы алынады.

Қолданылуы

Төмен температурада жұмыс істейді. Түзілген қалдықтарды қайта пайдалану қиын (гипсті сату нарығы жоқ) және полигонда көмуге мүмкіндігі жоқ.

Экономика

Құрғақ тазалау әдісі салыстырмалы түрде арзан шешім болып табылады. Бұл процестер үшін шикізаттың құны төмен. Күрделі және пайдалану шығындары, әдетте, газдарды дымқыл тазалауға қарағанда төмен. Инвестициялық шығындар шамамен 15-20 миллион еуроны құрайды, ал пайдалану шығындары жылына шамамен 2-3 миллион еуроны құрайды (кальций оксиді + полигон қалдықтарын кәдеге жарату құны).

5.7.13. Ұшпа шығарындыларды азайту

Сипаттау

Буды ұстау қондырғылары (VRU) — бұл тиеу-түсіру жұмыстары кезінде ұшпа органикалық қосылыстардың (ҰОҚ ) шығарындыларын азайтуға арналған қондырғылар. Буды ұстау ішкі қалқымалы шатырлары жоқ ұшпа өнімдерді сақтайтын тұрақты шатырлы резервуарлардан шығарындыларды азайту үшін де пайдаланылуы мүмкін. VRU көмегімен ҰОҚ шығарындыларын азайту жалпы бақылаудың бір ғана аспектісі болғандықтан. VRU-дан басқа, бу жинау жүйесі, сондай-ақ басқа жабдықтар қажет: бу құбырлары, детонацияға қарсы құрылғылар, бақылау және өлшеу құралдары және, мүмкін, супер зарядтағыштар, сондай-ақ буды ұстауға арналған резервуарлар.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Әр түрлі жүйелердің шығарындылары ластануды бақылау тиімділігімен тікелей байланысты және тек 10 мг/Нм3 (метансыз) болуы мүмкін. Автомобиль бензині үшін 99,9 % шығарындылармен күресу тиімділігі кезінде 5.96-кестеде көрсетілгендей 150 мг/Нм3 (метансыз) концентрациясына қол жеткізуге болады.

Шығарындылардың қол жеткізуге болатын төмендеуі қолданылатын әдістерге, сондай-ақ басылған бу ағынындағы ҰОҚ құрамы мен концентрациясына байланысты болады. Мысалы, бензин буының ағынында 1500 г/Нм3 метан емес ұшпа органикалық қосылыстардың (НМҰОҚ) концентрациясы болуы мүмкін. 150 мг/Нм3 желдеткіш каналындағы концентрацияға жету үшін 99,99 % шығарындыларды азайту тиімділігі қажет.

Кросс-медиа әсерлері

Әсерлер энергияны тұтынумен байланысты, әсіресе екі сатылы қондырғылар үшін (салқындату, сору, жылыту, вакуум); қалдықтардың пайда болуы (адсорбентті / мембрананы ауыстыру); және сарқынды сулардың пайда болуы (яғни, адсорбенттің бу регенерациясынан конденсаттар, конденсациялық қондырғылардан еріген су). Жарылғыш қоспалар пайда болуы мүмкін жерлерде тұтану мен тұтанудың таралу қаупін шектеу үшін сақтық шараларын қолдану маңызды (5.18-кесте).

5.18-кесте. VRU әдістерімен байланысты ілеспе әсерлер

Р/с №	VRU техникасы	Ілеспе әсерлер
1	2	3
1	Адсорбция	Адсорбент ауыстыруды қажет етеді-көмірдің қызмет ету мерзімі әдетте 10 жылдан асады.
2	Абсорбция	Сарқынды сулар пайда болуы мүмкін және тиісті тазалауды қажет етеді. Абсорбентті қалпына келтіру инвестициялық және энергия шығындарын екі еседен астам арттырады. Жалғыз қалдықтар - бұл көптеген жылдар бойы бір рет ауыстырылуы керек қалдық сұйықтық.
3	Мембраналық бөлу	Бу - ауа жабдықтарының Қос жиынтығы қажет-компрессор және вакуумдық сорғы. Адсорбцияға қарағанда энергияны көп тұтыну мүмкіндігі.
4	Конденсация	Ерігеннен ластанған су ағынын жасайды. Салқындату жүйелері салқындатқыштың жоғалуына және энергияны көп тұтынуға әкелуі мүмкін. Криогендік қондырғылар үшін сұйық азот өндірісі энергияны қажет етеді.
5	Гибридті (екі сатылы) жүйелер	Ірі энергия тұтынушылары

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

ҰОҚ шығарындыларын азайту.

5.7.14. Көмірсутектерді төмен температурадағы конденсациялау немесе төмен температурадағы конденсациялау және ректификациялау әдісімен алу техникасы

Сипаттама

Ең үздік қолжетімді техникалар-120 °С дейінгі температурада (турбодетандерден шығатын температура) көмірсутек шикізатының (шикізаттық табиғи газдың) төмен температуралы конденсациясы (Ең үздік қолжетімді техникалар) және түзілген газ бен сұйық фазалардың тепе-теңдік фазаларын бөлу арқылы С3+ көмірсутектерін алу техникасы.

Өнімдер: табиғи жанғыш газ, сұйытылған көмірсутекті газдар(пропан, бутан).

Сыртқы тоңазытқыш циклдарын пайдалану этанның 87 % - ға дейін, пропанның 99 % - ға дейін, Бутанның және 100 % - ға дейін жоғары деңгейіне қол жеткізді.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Шығарындыларды азайту.

5.7.15. Газдарды сорбциялық бензиндеу техникасы

Сипаттау

ЕҚТ: ауыр көмірсутек компоненттерін төмен температурада сіңіру қондырғыларын; этанизация қондырғыларын; құрғақ бензин газын терең өңдеудің криогендік қондырғысын Қолданылуы бар газдарды сорбциялық бензинмен қаптау технологиялары болып табылады.

Газдарды сіңіру бензині-бұл төмен температуралы сепарация негізінде көмірсутек компоненттерін бензинмен тазарту технологиясы, ол абсорбердегі температурада минус 20 °С-тан минус 60 °С-қа дейін (минимум минус 100 °С-қа дейін) жүзеге асырылады.

Газдарды адсорбциялық отынсыздандыру. Алынатын көмірсутектері аз (1 - 20 г/м3) газдың үлкен ағындарын бензинмен қамтамасыз ету қажет. Мұндай газдарды бензиндеу үшін адсорбциялық процесс қолданылады, қазіргі уақытта қысқа циклді адсорбцияға (КЦА) өзгертілген, оны жүзеге асыру кезінде су көмірсутектермен бір мезгілде алынады.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Осы технологияны қолдана отырып, төмен температуралы сіңіру қондырғыларында, қысқа циклді адсорбцияда, этанизация қондырғыларында, құрғақ бензин газын терең өңдеудің криогендік қондырғысында газдардың сорбциялық бензинімен атмосфералық ауаға ластағыш заттар шығарындыларының көрсеткіштеріне қол жеткізуге болады (5.19-кесте).

5.19-кесте. Газдарды сорбциялық бензиндеу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

Р/с №	Ластағыш зат	Жылына өнімнің үлестік шығарындысы, кг / т
1	2	3
1	Азот оксидтері (NO 2 қайта есептегенде)	≤0,1
2	Көміртегі тотығы (СО)	≤0,2
3	Метан (СН4)	≤1,4
4	Шекті көмірсутектер (С 1-С 5) (метанды қоспағанда)	≤0,02

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Шығарындыларды азайту.

5.7.16. Газдарды сорбциялық бензиндеу техникасы

Техникалық сипаттама

ЕҚТ жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын өңдеу технологиясы (жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы) және жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы күкірт қосылыстарынан тазарту болып табылады .

Күкіртті газдарды бензиндеу және күкіртті газ конденсаттарын тұрақтандыру кезінде алынатын күкіртті қосылыстардың (күкіртті сутегі, меркаптандар, күкіртті көміртек және т.б.) жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы концентрациясы, әдетте, нормативтік талаптармен белгіленген рұқсат етілген деңгейден жоғары болады.

NaOH ерітіндісімен күкіртсутек пен меркаптандардан (тиолдардан) тазарту келесі реакциялар бойынша жүреді:

H2S+2NaOH→Na2S+2H2O;

H2S+Na2S→2NaHS;

RSH+NaOH→RSNa+H2O.

Бұл жағдайда реакциялар арқылы газдан көмірқышқыл газын алу да жүреді:

CO2+NaOH→NaHCO3+H2O;

NaHCO3+NaOH→Na2CO3+ H2O.

Меркаптандарды СГГ мен жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы -дан толығымен алып тастау үшін натрий гидроксиді ерітіндісінде ("Мерокс"процесі) VI топтағы металдардың хелатталған қосылыстары бар катализаторларда демеркаптанизация қолданылады. Меркаптандар реакциялар негізінде сілтілі ортада каталитикалық тотығу арқылы дисульфидтерге ауысады:

RSH+NaOH→RSNa+H2O;

2RSNa+0,5O2+H2O→RSSR+2NaOH

Дисульфидтер әртүрлі салаларда қолданылады. Сілтілік металл, аммоний және кальций дисульфидтері инсектофунгицидтер болып табылады. Аммоний, калий және натрий дисульфидтері болат және шойын бұйымдарының бетін коррозияға төзімділік беру үшін сульфирлеу және көгілдір ету үшін қолданылады. Тері өнеркәсібіндегі натрий мен калий дисульфидтерінің (күкірт бауыры) қоспасының көмегімен шашты теріден алып тастаңыз. Күкіртті бауыр ерітінділерінің әсері олардың жоғары сілтілігімен ғана емес, сонымен қатар тотығу қасиеттерімен де байланысты.

Гидротазарту процесі газ конденсаттарынан күкірт қосылыстарының барлық кластарын, сондай - ақ басқа гетероатомдық қосылыстарды - азот пен оттегі бар қосылыстарды алып тастауға мүмкіндік береді. Процестің негізі-конденсатта еріген барлық күкіртті қосылыстарды күкіртті сутекке ауыстыру:

RSH+H2→RH+H2S

RSR'+H2→RH+R'H+H2S

Катализаторлар ретінде алюминий-кобальтмолибден және алюминий-никельмолибден қолданылады, кейде беріктігі үшін 5-7 % кремний диоксиді қосылады.

Процесс 310 – 370 °C температурада, 2,7 - 4,7 МПа қысымда жүзеге асырылады, режимдік көрсеткіштер қолданылатын катализатор мен шикізатқа байланысты таңдалады.

Күкіртті қосылыстардан адсорбциялық тазарту табиғи және синтетикалық қатты сорбенттердің көмегімен жүзеге асырылады: бокситтер, алюминий оксиді, силикагельдер, цеолиттер және т. б.

300 – 400 °C жоғары температурада адсорбция кезінде күкіртті органикалық қосылыстардың ыдырауына немесе оларды белсенді емес формаларға ауыстыруға әкелетін адсорбциялық-каталитикалық процестер жүреді. Адсорбциялық тазартуды аз мөлшерде күкіртпен қолданған жөн-массаның 0,2 % дейін.

Адсорбциялық әдістің сөзсіз артықшылықтарымен қатар-технологиялық процестің жұмсақ шарттары (төмен температура және аз қысым), аппараттық дизайнның қарапайымдылығы - оның айтарлықтай кемшіліктері бар. Көптеген адсорбенттер, соның ішінде цеолиттер, әсіресе импортталған адсорбенттер әлі де қымбат және тапшы. Адсорбенттердің төмен адсорбциялық сыйымдылығы олардың көп мөлшерін жиі регенерациямен қолдануды талап етеді. Бірнеше регенерация циклдарынан кейін адсорбенттер ішінара кокстеледі және механикалық бұзылуға ұшырайды. Бұл адсорбенттерді мезгіл-мезгіл толық ауыстыру қажеттілігін тудырады. Сондықтан адсорбциялық тазарту әдісін қолдану өте тар аймақпен шектеледі - күкірт қосылыстарының төмен концентрациясы бар жеңіл көмірсутектерді тазарту (массаның 0,2 % дейін).

Дәстүрлі адсорбенттерден басқа, соңғы жылдары молибден, теллур, марганец оксидтері және сілтілі металл карбонаттары негізінде сіңіргіштер жасалуда, олар физикалық адсорбцияны ғана емес, сонымен қатар химосорбцияны да жүзеге асырады.

Мырыш, темір, мыс оксидтері ең көп таралған қатты химосорбенттерге жатады. Темір оксидтерін қолданған кезде (ең ескі әдіс) реакциялар жүреді:

Fe2O3+3H2S↔Fe2S3+3H2O

Fe3O4+3H2S+H2↔3FeS+4H2O

Сорбенттің регенерациясы реакциялар бойынша ауамен жүзеге асырылады:

2Fe2S3+3O2↔2Fe2O3+6S

4FeS+3O2↔2Fe2O3+4S

Регенерацияға берілетін ауаның мөлшеріне байланысты элементар күкіртті де, күкірт оксидтерін де алуға болады. Әдіс арзан, химосорбентті қалпына келтіру мүмкіндігімен сипатталады, бірақ оның маңызды кемшілігі-күкіртсутектен тазартудың төмен деңгейі (10 мг/м3 дейін) және пайда болған күкіртті пайдалану мүмкін еместігі.

H2S+ZnO↔ZnS+H2O

CS2+2ZnO↔2ZnS+CO2

COS+ZnO↔ZnS+CO2

RSH+ZnO↔ZnS+ROH

Процестің температурасы 350 – 400 °С, ал сорбенттің күкірт сыйымдылығы 30 % жетеді. Газдағы күкірттің қалдық мөлшері 1 мг/м дейін 3. Процесс өте әмбебап, өнеркәсіпте кеңінен қолданылады, бірақ сонымен бірге химосорбенттің өзі регенерацияға жатпайды. Мыс оксидтерімен тазартылған кезде процесс жоғары жылдамдықпен жүреді, бірақ химосорбент те қалпына келтірілмейді.

Химосорбциялық-каталитикалық жүйе кеңінен қолданылды. Бірінші кезеңде күкіртті органикалық қосылыстарды көмірсутектер мен күкіртті сутекке каталитикалық гидрлеу, содан кейін күкіртті сутекті сіңіргіштермен (мырыш, темір немесе мыс оксидтері) химосорбциялау жүргізіледі. Ресейде мыс оксидін белсендіретін қоспасы бар мырыш оксиді негізінде төмен температуралы ГИАП-10-2 химосорбенті жасалды.

Бұған жақын-темір-сода әдісі. Екі және үш валентті темір гидроксиді суспензиясының сіңіргіш ерітіндісі ретінде қолдануға негізделген

H2S+Na2CO3→NaHS+NaHCO3

3NaHS+2Fe(OH)3→Fe2S3+3NaOH+3H2O

NaHS+2Fe(OH)3→2FeS+S+3NaOH+3H2O

Сіңіру ерітіндісінің регенерациясы ол арқылы ауа өткізу арқылы жүзеге асырылады. Бұл жағдайда күкіртсутектің шамамен 70 % - ы элементтік күкіртке ауысады, ал 30 % - ы натрий тиосульфатына дейін тотығады.

Экстракциялық тазарту газ конденсаттарынан күкірт қосылыстарын селективті түрде шығаратын экстрагенттерді қолдануға негізделген. Экстрагенттер ретінде этаноламиндердің, диметилформамидтің, диэтиленгликольдің, диметилсульфоксидтің және т. б. сулы ерітінділері ұсынылады.

Дегенмен, қазіргі уақытта қолданылатын экстрагенттердің ешқайсысы барлық қажетті талаптарды қанағаттандырмайды - күкірт қосылыстарына қатысты жоғары еру қабілеті, жоғары тығыздық, төмен тұтқырлық, қолжетімділік және арзандық, уыттылық пен коррозиялық қасиеттердің болмауы.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Осы технологияны қолдана отырып, 5.42-кестеде келтірілген жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы өңдеу және жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы күкірт қосылыстарынан тазарту кезінде атмосфералық ауаға ЗВ шығарындыларының көрсеткіштеріне қол жеткізуге болады.

5.20-кесте. Күкіртті қосылыстардан ЖККФ тазартудың технологиялық көрсеткіштері

Р/с №	Ластағыш зат	Жылына өнімнің үлестік шығарындысы, кг / т
1	2	3
1	Метан (СН4)	≤0,1
2	Шекті көмірсутектер (С1-С5) (метанды қоспағанда)	≤0,2

5.7.17. Гелийді табиғи газдан бөлу техникасы

Сипаттау

Гелий концентратын алудың төрт әдісі бар - криогендік, сіңіру, гидратация және кеуекті мембраналар арқылы диффузия. Осы әдістердің ішінен Ресейде тек біріншісі ғана өнеркәсіптік қолданысқа ие болды, ал қалғандары бірқатар себептерге байланысты тәжірибелік-өнеркәсіптік немесе зерттеу жұмыстарынан тыс қалмады.

Табиғи газдан гелий алудың бірнеше әдісі белгілі болғанына қарамастан (құрамында фтор бар қосылыстарды сіңіру; гидратация; криогендік әдістер; мембраналық технология), тек криогендік әдістер ғана өнеркәсіпте таралған.

Гелий алудың криогендік әдістері температура төмендеген кезде табиғи газ компоненттерінің дәйекті конденсациясына негізделген. Криогендік қондырғыларда құрамында 80 %-дан кем емес гелий бар шикі гелий немесе гелий концентраты алынады., ол жоғары таза гелий алу үшін (99,995 % дейін.) қосымша тазалауға ұшырайды.

Криогендік қондырғылардың технологиялық схемаларының екі нұсқасы бар.

I нұсқа бойынша (5.35-сурет) 2,0 МПа қысымдағы табиғи газ регенеративті жылу алмастырғыштарда -28 °С дейін және аммиакпен (атмосфералық қысымнан төмен қысымда) -45 °С дейін салқындатылады, содан кейін 1,2 МПа дейін дроссельденеді және колоннаға түседі. Онда негізінен азот V қоспасы бар метан газдан бөлінеді,ал жоғарыдан гелий мөлшері шамамен 3 % болатын газ кетеді. Бұл газ екінші бағанда тағы бір рет конденсацияланады (0,4 МПа азотпен қайнайды), оның жоғарғы жағынан 80 – 90 % гелий бар гелий концентраты III кетеді. Бірінші бағанның жоғарғы жағы оның текше сұйықтығымен 0,15 МПа қысымға дейін салқындатылады.

5.35-сурет. Гелий концентратын алудың технологиялық схемасы (І нұсқа)

II нұсқа бойынша (5.36-сурет) тазартылған және құрғатылған газ I 3,2 МПа қысыммен алдымен пропанмен салқындатылады, содан кейін екі регенеративті жылу алмастырғышта (аралық сепарациямен) – 104 °С дейін және -153 °С температурада дроссельден кейін колоннаға беріледі. Бұл бағанның түбінен негізінен метан шығарылады. Бағанның жоғарғы жағы суықты қалпына келтіру арқылы салқындатылады, сондықтан ол -191°С температураны сақтайды, онда гелий мен азот қоспасы жоғарыдан алынады. Содан кейін бұл қоспа екі регенеративті 4 жылу алмастырғышта және екі 1 сепараторда салқындатылады, гелий концентраты (85 %) және азот концентраты (99,5 %) болып бөлінеді. Соңғысы 5-турбодетандерде кеңейіп, бағанның жоғарғы бөлігін салқындатады және өнім ретінде шығарылады. Бұл опция бойынша гелийдің бастапқы газ құрамынан шамамен 85-96 % алынады (I нұсқа бойынша экстракция деңгейі төмен – 85 %-дан аспайды). 4 жылу алмастырғыштардағы гелий мен азот қоспасын салқындату 6 компрессор мен 3 тоңазытқышты қамтитын тоңазытқыш циклімен қамтамасыз етіледі.

5.36-сурет. Гелий концентратын алудың технологиялық схемасы (II нұсқа)

Жұтаң гелий газынан гелийді, этанды және көмірсутектердің кең фракциясын бір мезгілде алу процесінің қағидаттық технологиялық схемасы 5.31-суретте келтірілген.

Төмен температуралы газды бөлу қондырғысына H2S, тазартылған, СО2 және 5 МПа қысыммен құрғатылған табиғи газ кіреді. Схема Палль сақинасының саптамасымен толтырылған бу бағандарында еріген гелийді буландыратын тікелей ағынды конденсацияның екі сатысын және қарсы ток конденсациясының екі сатысын қамтиды. Этан және көмірсутектердің кең фракциясы одан гелий алынғаннан кейін газдың кері ағынынан алынады. Орнату тек гелий алу режимінде де, гелий, этан және жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы бір мезгілде алу режимінде де жұмыс істей алады.

Гелий алуды қамтамасыз ететін суықтың негізгі мөлшері газдың кері ағынының көп бөлігі 3,8 - 3,6 МПа дейін, 20 % - 1,8 - 1,6 МПа дейін дроссельденгенде, кері ағынның 1,5 %-ы 0,3 МПа қысымға дейін дроссельденеді.

Гелий, этан және жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын алу кезінде қосымша суық 3,8 - 3,6 МПа - дан 1,8-1,6 МПа-ға дейінгі газдың кері ағынын анықтау арқылы алынады. Бұл жағдайда барлық кері ағын 1,5 МПа қысыммен қондырғыдан шығады, компрессорларда бастапқы қысымға дейін қысылады және тасымалдау үшін газ құбырына түседі.

Технологиялық схемаға пропан тоңазытқыш қондырғылары кіреді. -36 °С изотермада қайнаған пропан газды алдын-ала салқындатады. -5 °C температурада қайнаған пропан флегманы деэтанизатор дефлегматорында конденсациялайды.

Азотты тоңазытқыш циклі қарама-қарсы конденсацияның екінші сатысын, сондай-ақ гелий концентратын қоспалардан тазартуды орнатуды қамтамасыз етеді.

Т1 және Т2 бұралған көп ағынды жылу алмастырғыштарда 4,5 МПа қысымда табиғи газ салқындатылады, конденсацияланады және гипотермияға ұшырайды. Қаныққан сұйықтық күйінде минус 93°С температурада 4 МПа-ға дейін дроссельденгеннен кейін ағын К1 бу колоннасының жоғарғы жағына беріледі. К1 бағанының текшесіне еріген гелийді булау үшін жылу беріледі. Салқындатқыш ретінде салқындатылған табиғи газ ағыны қолданылады. К1 бағанында буланған газ мөлшері кіретін ағынның 10 % құрайды. Баған текшесінен шығатын сұйықтықтағы гелий мөлшері <0,001% құрайды. Бағанның жоғарғы және төменгі температурасы сәйкесінше -93 °C және -91 °C. К1 бағанында жоғарыдан бөлінетін газ бағанының гелийімен он есе байыту жүреді.

Газ құрамындағы этанның негізгі мөлшері К1 бағанының текше сұйықтығында шоғырланған, ол деэтанизация түйініне бөлінуге түседі. Текше сұйықтықтың бір бөлігі 3,8 МПа-ға дейін дроссельденеді, T2 жылу алмастырғышынан өтіп, C1 сепараторына түседі. С1 сепараторында бөлінген конденсат Т1 жылу алмастырғышта қыздырылады және қоректендіру ретінде минус 40 °С температурада К3 деметанизаторына беріледі. К1 бағанының текше сұйықтығының басқа бөлігі 3,8 МПа-ға дейін дроссельденеді және -93 °С температурада суару ретінде КЗ деметанизаторына беріледі.

К1 бағанынан шыққан бу салқындатылады және Т3 тікелей жылу алмастырғышта конденсацияланады, содан кейін 3,9 МПа қысымда және -108 °С температурада К2 бу бағанына беріледі. К2 бағанының текшесінде салқындатқыш ретінде табиғи газ қолданылады. К2 бағанындағы парк кіріс ағынының шамамен 10 % құрайды. К2 бағанының текше сұйықтығындағы гелий мөлшері <0,001 % құрайды. К2 бағанының жоғарғы жағынан шығатын гелий концентрациясы оның бастапқы газдағы концентрациясынан 100 есе жоғары. К2 бағанының жоғарғы температурасы -107 °С; текше температурасы -103 °С құрамында шамамен 15 % азот, 85 % метан және ауыр көмірсутектердің шамалы мөлшері бар К2 бағанының текше сұйықтығы 18 МПа-ға дейін дроссельденеді және салқындатқыш ретінде тікелей ток конденсаторына түседі. К2 бағанынан шығатын және құрамында 5,5 % гелий бар бу 1,8 МПа қысымға дейін дроссельденеді және одан әрі байыту үшін К3 бағанына түседі. K3 бағанасы қарсы ток конденсаторынан, саптамадан және текше бөліктен тұрады. Қарсы конденсатордың екі сатысы бар. Бірінші кезеңде салқындатқыш-бұл шамамен 30 % азот пен 70 % метан бар, 0,3 МПа-ға дейін сығылған К3 бағанының текше сұйықтығы. Қарама-қарсы конденсатордың екінші сатысында салқындатқыш -194 °C температурада қайнайтын сұйық азот болып табылады.К3 бағанының жоғарғы жағынан құрамында 85 – 90 % гелий бар гелий концентраты шығады, содан кейін ол қоспалардан тазартуға жіберіледі.

К4 бағанына деметанизацияға бастапқы газ мөлшерінің шамамен 30 % құрайтын ағын келеді. Бағандағы қысым-3,6 МПа. Суару және қоректендіру ретінде берілетін ағындардың арақатынасы 1:1. Төменгі өніммен этан алу шамамен 85 % құрайды. К4 бағанының қайнатқышындағы салқындатқыштар су буы және К5 деэтанизатор текшесінен шығарылатын көмірсутектердің кең фракциясы болып табылады.

К4 деметанизаторының жоғарғы жағынан шығатын метан фракциясы С1 сепараторынан шығатын бумен біріктіріліп, d детандеріне енеді, онда ол 1,8 МПа дейін кеңейеді. -103°C температурада ағын салқындатқыш ретінде T2 конденсаторына, содан кейін T1 жылу алмастырғышына түседі.

К4 бағанында деметанизацияланған көмірсутектер қоспасы 3 МПа қысыммен жұмыс істейтін К5 деэтанизаторына түседі. Деэтанизатор дефлегматормен және қайнатқышпен жабдықталған. Қайнаған судағы салқындатқыш-су буы. Бағанның жоғарғы жағында 95 % этан бар этан фракциясы, ал төменгі жағында шамамен 60 % пропан бар көмірсутектердің кең фракциясы таңдалады.

5.38-суретте С 2+ фракциясы мен азотты бір уақытта бөле отырып, табиғи газдан гелий алудың технологиялық схемасы көрсетілген.

5.38-сурет. С 2+ фракциясы мен азотты бір мезгілде бөле отырып, табиғи газдан гелий алуды орнатудың технологиялық схемасы

Алдын ала тазартылған табиғи газ турбодетандерден 5 МПа дейін жетекті 1 компрессорда сығылады және газдың кері ағынымен және пропанмен 230-ға дейін салқындатылады. Конденсацияланатын көмірсутектер 3-сепараторда бөлінеді, қыздырылады және 0,9 МПа қысыммен жұмыс істейтін 2 метан бағанына беріледі. 3 сепаратордан бөлінетін газ салқындатылғаннан және конденсацияланғаннан кейін 3,1 МПа қысыммен жұмыс істейтін 5 азотты байыту колоннасына беріледі. Бұл бағанның төменгі жағындағы сұйық өнім 4 МПа қысымды сорғымен жылу алмастырғышқа беріледі, онда ол ішінара буланып, турбодетандердің сору желісіне орнатылған 6 сепараторға түседі. 6-сепаратордан сұйық өнімдер қыздырылғаннан кейін метан бағанына 2+фракциясын бөліп алу үшін түседі. Сепаратордан шыққан түтіндер турбодетандерде кеңейіп, метан бағанына енеді. Бұл жағдайда газдың кеңеюі нәтижесінде пайда болған сұйықтық колоннаны суару ретінде қызмет етеді. Метан бағанының төменгі жағындағы өнім (2+ фракциясы) қондырғыдан 0,9 МПа қысыммен кетеді. Метан бағанының жоғарғы жағындағы өнім қыздырылады және қондырғыдан тауарлық газ сияқты 0,8 МПа қысыммен шығарылады.

5 азотты байыту бағанындағы газ салқындатылады және 9 (2,7 МПа) жоғары қысымды бағанға беріледі. Бұл бағанның жоғарғы жағынан гелиймен байытылған газ және 7 (2,7 МПа) гелий бағанына енетін еріген гелийі бар сұйық азот шығады.

Өнім жоғары қысымды бағанның төменгі жағынан төмен қысымды 8 (0,2 МПа) бағанға түседі. Бұл баған таза азот газын және азот пен метанның сұйық қоспасын шығарады. Бағанның төменгі жағындағы өнім 0,9 МПа дейін қысылады және буланғаннан кейін қондырғыдан отын газы ретінде шығарылады. Азотты байыту бағанасын суару үшін тауарлық газдың ашық айналымы жүйесі қолданылады 4.

Криогендік қондырғыларда алынған гелий концентраты одан да терең салқындату арқылы терең тазартылады. Тазарту концентраттан сутегі, азот, метан және т. б. қоспаларын кетіруге бағытталған, әдетте төрт кезеңнен тұрады:

1) палладий немесе платина катализаторында белсенді мыс оксиді (70 % мыс оксиді, 1 % темір оксиді және 20 % каолин) көмегімен сутегі қоспаларынан концентратты оның тотығуымен тазарту;

2) молекулалық електерде-цеолиттерде немесе алюминий оксидінде адсорбция арқылы сутегі тотығу кезінде пайда болған ылғалдан терең құрғату;

3) концентратты 15-20 МПа дейін қысу және -207 °С дейін салқындату, содан кейін оны дроссельдеу және азот қалдықтарын кетіру үшін бір немесе екі сатыға бөлу. Осы кезеңнен кейінгі концентратта 99,5 % об мөлшерінде гелий бар.;

4) сұйық азотпен салқындатылған белсендірілген көмірдегі концентратты адсорбциялық толық тазарту. Осы кезеңнен кейін тауарлық гелий 99,98 % o концентрациясымен алынады.

Тауарлық гелий сығылған немесе сұйылтылған күйінде сақталады. Сығылған гелий газ баллондарында 15 МПа дейінгі қысымда болады.

Тауарлық гелийді сұйық күйге келтіру үшін оны алдымен сұйық азотпен салқындатады, содан кейін турбодетандерге және бу сұйықтығының турбодетандеріне (немесе дроссельге) дәйекті түрде жібереді. Осы процестердің нәтижесінде гелий ішінара сұйық фазаға өтеді және салқындату қондырғыларында орналасқан адсорберлерде ауа мен неон қоспаларынан тазартылады.

Алынған сұйық гелий әртүрлі сыйымдылықтағы Дьюар ыдыстарына, ал көп мөлшерде криогендік қоймаларға құйылады.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Табиғи газдан гелий өндіру технологиясын қолдана отырып, 5.21-кестеде келтірілген атмосфералық ауаға ластағыш заттар шығарындыларының көрсеткіштеріне қол жеткізуге болады.

5.21-кесте. Гелийді табиғи газдан бөлу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

Р/с №	Ластағыш зат	Жылына өнімнің үлестік шығарындысы, кг / т
1	2	3
1	Азот оксидтері (NO2 қайта есептегенде)	≤0,005
2	Көміртегі тотығы (СО)	≤0,004
3	Метан (СН4)	≤0,04

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

5.7.18. Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын ректификациялық бөлу технологиясы (газ фракциялау қондырғылары)

Сипаттау

Газ қоспаларын жеке компоненттерге немесе көмірсутекті фракцияларға бөлу үшін ректификациялау әдісі қолданылады. Ректификация - бу мен сұйықтық арасындағы қарсы масса- және жылу алмасу есебінен бинарлық немесе көп компонентті қоспаларды бөлу процесі. Процесс бағана бойынша көтерілетін буларды және төмен түсетін сұйықтықты қарсы көп сатылы (тәрелке түріндегі бағаналар) немесе үздіксіз (отырғызу бағаналары) түйісу жолымен жүзеге асырылады.

ГФҚ-ның аппаратуралық-технологиялық ресімделуі келіп түсетін шикізаттың сипаттамасымен (құрамы мен қысымы), алынатын өнімнің ассортиментімен және сапасымен айқындалады.

Газ қоспаларын ректификациялау процесінің тиімділігіне әсер ететін негізгі факторлар қысым, температура, бағанадағы тәрелкелер саны және олардың ПӘК, булардың жылдамдығы және флегмдік сан болып табылады.

Тарелкалардың ПӘК-і, олардың саны мен флегмдік саны ұлғайған сайын газ қоспаларын ректификациялаудың нақтылығы артады, бұл ретте бір ғана ректификацияның нақтылығын алу үшін пайдалану шығындарын барынша азайту үшін флегмдік санды азайта отырып, тарелкалардың санын ұлғайту орынды. Газ қоспаларын бөлуге арналған бағаналардағы флегмдік сандар 0,5-тен 20-25-ке дейін, ал шынайы тәрелкелердің саны 60-тан 180 данаға дейін ауытқиды. Бағанадағы тарелкелер саны мен флегмдік сан қайнайтын компоненттер неғұрлым жақын бөлінсе, соғұрлым көп болады; Тарелкалардың ПӘК тарелканың типіне және бағананың жұмыс режиміне байланысты кең шектерде өзгереді.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Жылыту агенті ретінде буды пайдалана отырып, жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын ГФҚ-ға ректификациялық бөлу кезінде 5.22-кестеде келтірілген энергетикалық ресурстарды тұтыну көрсеткіштеріне, материалдық-техникалық ресурстарды тұтыну нормаларының көрсеткіштеріне және атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындыларына қол жеткізуге болады.

Р/с №	Көрсеткіш	Өлшем бірліктері	ГФҚ	АОП
1	2	3	4	5
1	Электр энергиясы, артық емес	кВтсағ / 1000м 3	10	2,3
2	Жылу энергиясы, артық емес	Гкал/1000 м3	0,50	0,70
3	Өндірілетін өнімге шикізат шығысы, артық емес	Кг / тонна	1100	1003
4	ЗВ шығарындыларының үлестік көрсеткіштері, артық емес:
5	Метан	шикізат г / т	18	0
6	Көмірсутектер шекті С 2-С 5	шикізат г / т	160	20
7	Метил спирті	шикізат г / т	0	0,08

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Шығарындыларды азайту.

5.7.19. CO шығарындыларын азайту әдістері

Сипаттау

CO шығарындыларын азайту үшін ең үздік қолжетімді техникалар-бұл пештің сәтті дизайнын қажет ететін толық жану технологиясын пайдалану, тиімді бақылау мен процесті басқару технологияларын пайдалану және жанармай жағу жүйесіне профилактикалық қызмет көрсету. Жану жағдайларын жасау және қолдау ғана емес, сонымен қатар NOx шығарындыларын азайтудың жақсы оңтайландырылған жүйесі CO шығарындыларын 100 мг/нм3-тен төмен ұстауға мүмкіндік береді . Сонымен қатар, CO шығарындыларын азайту үшін тотығу катализаторын қолдану, егер шығарынды көзі халық тығыз орналасқан қалалық ауданда болса, ең үздік қолжетімді технологияларды қолдану деп санауға болады. Газ турбиналары мен газ отынымен жұмыс істейтін қозғалтқыштардың бөлінетін газдары әдетте шамамен 11-16 % құрайды. O2, сондықтан ЕҚТ қолдану аясында турбиналар мен қозғалтқыштардан шығарындылар деңгейін есептеу үшін O2 15 % o деңгейі негізге алынды. және стандартты шарттар.

Көміртегі тотығын жағу қазандықтарын пайдалану (СО қазандықтары) және Co тотықсыздану катализаторлары (және NOx).

CO шығарындыларын азайтудың алғашқы шаралары:

тиісті жедел бақылау;

пешке сұйық отынды үнемі беру ;

түтін газдарын тиісті араластыру;

каталитикалық күйдіру;

тотықтырғыш катализаторлар.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Co шығарындыларын азайту. CO қазандығынан шығатын шығарындылар: <100 мг / Нм3. Кәдімгі жану жағдайында CO концентрациясы 50 мг / Нм3-тен төмен, 800 °C-тан жоғары температурада, ауа жеткілікті және ұстау уақыты жеткілікті.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Шығарындыларды азайту.

5.7.20. CO2 шығарындыларын бақылау нұсқалары

Сипаттау

Түтін газдарын SO2, NOх немесе тоқтатылған бөлшектермен өңдеуден айырмашылығы, қолайлы CO2 шығарындыларын азайту технологиясы қолжетімді емес. CO2 бөлу әдістері бар, бірақ мәселе мынада:

қуатты тиімді басқару, соның ішінде:

қондырғылар ағындары арасындағы жылу алмасуды жақсарту;

компоненттердің аралық салқындауын болдырмау үшін процестерді біріктіру;

қалдық газдарды ұстау және оларды отын ретінде пайдалану (мысалы, алау газын ұстау);

түтін газдарының жылуын пайдалану;

жоғары құрамды отынды пайдалану;

энергия өндірудің тиімді әдістері; бұл отынның жануынан энергияны қалпына келтірудің максималды мүмкіндігін білдіреді;

CO2 шығарындыларын ұстау, тасымалдау және сақтау (CCS - көміртекті ұстау және сақтау).

CCS нұсқасы әлі қолжетімді болмағандықтан, CO2-ні одан әрі пайдалану мүмкіндігін ескере отырып, шығарындылармен күресу әдістерін таңдау керек.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

CO2 шығарындыларын азайту.

Экологиялық көрсеткіштер мен пайдалану деректері

Энергияны ұтымды пайдалану жылуды барынша қалпына келтіру және процесті басқару үшін жақсы жұмысты қажет етеді (мысалы, O2 артық, рефлюкс арасындағы жылу балансы, сақтау кезіндегі өнімнің температурасы, жабдықты тексеру және тазалау).

Кросс-медиа әсерлері

Сутегі жоғары отынды пайдалану мұнай өңдеу зауыттарындағы CO2 шығарындыларын азайтады, бірақ жалпы алғанда CO2 шығарындыларын азайтпайды, өйткені бұл отындар зауытта басқа мақсаттарда қолжетімді болмайды.

5.7.21. NOX шығарындыларын азайту әдістері. Төмен температуралы тотығу NOX

Сипаттама

No Х төмен температуралы тотығу процесінде озон ерімейтін no және NO 2-ді суда жақсы еритін N2O5-ке тотықтыру үшін 150 ºC-тан төмен оңтайлы температурада түтін газдарының ағынына енгізіледі. N2O5 дымқыл скрубберде азот қышқылының сұйылтылған сарқынды суларын алу үшін жойылады, оны өндіріс процестерінде қолдануға немесе қоршаған ортаға шығару үшін бейтараптандыруға болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Төмен температурадағы NOx тотығуы тұрақты NOХ деңгейінде 5 ppm дейін NOX 90-дан 95 % - ға дейін жоюды қамтамасыз ете алады. Қосымша артықшылықтар-отын газынан жылуды қалпына келтіру мүмкіндігі. Екінші реттік газ шығарындыларын шығармау үшін бүкіл процесс бақыланады. Озон тотықтырғыш ретінде пайдаланылғандықтан, CO, ҰОҚ және аммиак шығарындылары да азаяды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Озонды пайдалану және процестің төмен оңтайлы температурасы тұрақты өңдеу жағдайларын қамтамасыз етеді. Озон өндірісіне жұмсалатын энергия шығыны құрғақ оттегімен қамтамасыз етіле отырып,салмағы бойынша 1-3 % концентрациясы бар өндірілетін озонның 7-ден 10 МДж / кг-ға (2-2, 8 кВт·сағ/кг) дейін ауытқиды. Озонның ыдырауын азайту үшін температура 150 ºC-тан төмен болуы керек. Ауыр қалқымалы бөлшектері бар отын қосымша жабдықты қажет етуі мүмкін.

Кросс-медиа әсерлері

Озон қажет болған жағдайда сақталған O2-ден өндірілуі керек. Улы озонның ағып кету қаупі бар.

Төмен температуралы тотығу (LoTOX) міндетті түрде жаңа немесе бар тазарту қондырғысымен байланысты болуы керек және тиісті түрде тазартылатын сарқынды сулардың пайда болуына әкеледі. Қолданыстағы тазарту қондырғыларына нитрат жүктемесін нитраттарды бақылауға арналған тиісті шығындармен бірге арттыру туралы ойлану қажет болуы мүмкін. Бұл азот қышқылын шығарады, оны тазарту бөлімінде қолданылатын сілтімен бейтараптандыру керек.

Қолданылуы

Бұл процесс скруберлерді қолдана отырып, NOX шығарындыларын азайту технологиясы ретінде жасалған және белгілі. NOX жою тиімділігі озонның айдау жылдамдығына және оның шығыстағы NOX мақсатты концентрациясына қатысты нақты уақыттағы реттелуіне тікелей байланысты. NOX шығысын жүйелік контроллердегі берілген мәнді өзгерту арқылы реттеуге болады.

Бұл процесті дербес өңдеу жүйесі ретінде пайдалануға болады немесе аммиактың секірулерін жоюды қоса, жылтыратудың соңғы кезеңі ретінде NOX шығарындылары төмен оттықтар, СКҚ (селевтивті каталиктикалық қалпына келу) немесе SOX жою сияқты басқа жану және жану жүйелерінің модификацияларын орындай алады. Оны қолданыстағы зауытта оңай жаңартуға болады.

Экономика

Бұл әдіс қызмет көрсетуге ең аз шығынды және оператордың ең аз интерфейсін талап етеді. Технологияларды жеткiзушiлер көрсеткен салыстырмалы күрделi шығындар мен пайдалану шығыстары ЕАВ (Селективтi каталитикалық қалпына келтiру) үлгiсiндегi жүйелерге тең немесе аз екендiгiн дәлелдейдi.

Колорадодағы (АҚШ) қолданыстағы негізгі өнеркәсіптік SO2 және NOX көздеріне әлеуетті бақылауды перспективалық зерттеу кейбір өнеркәсіптік секторлар үшін NOx қысқартылған шығарындыларының тоннасына көрсетілген жиынтық капитал және жылдық пайдалану шығындары туралы деректерді ұсынады. Мұнай өңдеу зауыттарында көрсетiлген өтiнiм (АҚШ Қоршаған ортаны қорғау жөнiндегi агенттiгiнiң 2005 жылғы жаңартылған экономикалық деректерiн пайдалана отырып) FCC (сұйық каталитикалық крекинг) қондырғыларына қатысты, оның бiр тоннасы үшiн 1391 евродан 1595 евроға дейiнгi (1884 - 2161 айырбас бағамын негiзге ала отырып, бiр тоннасы үшiн 0, 73822 01.07.2007 АҚШ доллары) шығындары бар. Салыстыру үшін цемент өнеркәсібінде дымқыл күйдіру пештері үшін шығындардың басқа диапазондары бар, тоннасына 2303 - 2454 еуро (3102 - 3324 АҚШ доллары). АҚШ долл.) және құрғақ пештер тоннасына 1717 - 1963 евро (2327 - 2659 АҚШ долл. АҚШ долл.) құрады.

Зауыт (тар) мысалы

Бұл процесс АҚШ-тың коммерциялық қондырғыларында қышқылмен өңдеу, қорғасынды балқыту, бу қазандықтары және көмірмен жұмыс істейтін қазандықтар сияқты салаларда қолданылады. Сонымен қатар, бірқатар құрылғылар АҚШ-та осындай технологиямен жаңартылды.

5.7.22. Когенерациялық қондырғылар (ҚМУ)

Сипаттау

Когенерацияны дамыту туралы Еуропалық Қоғамдастықтың 2004/8/EC директивасы когенерацияны "Жылу энергиясы мен электр және/немесе механикалық энергияның бір процесінде бір мезгілде өндіріс" деп анықтайды. Когенерация "жылу және электр энергиясын біріктіріп өндіру" деген атпен де белгілі. 2003/96/EО энергия салығы туралы директиваны қабылдау арқылы Еуропалық қоғамдастық деңгейінде когенерацияға айтарлықтай қызығушылық бар, бұл когенерацияны дамытуға қолайлы жағдай жасайды. Еуропалық комиссия дайындаған энергия тиімділігі туралы "Жасыл" есеп (The Green Paper energy efficiency) электр энергиясын өндіру және беру кезіндегі шығындардың ауқымын белгілейді және жылуды кәдеге жаратуды және жергілікті деңгейде когенерацияның дамуын осы шығындарды азайтудың ықтимал жолдары ретінде көрсетеді.

Қазіргі уақытта шағын энергетикалық когенерацияны үнемді пайдалануға мүмкіндік беретін шешімдер мен әдістер бар.

Когенерацияның әртүрлі әдістері

Когенерациялық электр станциялары жылу және электр энергиясын бір мезгілде өндіруді қамтамасыз етеді. Кестеде когенерацияның әртүрлі әдістері және оларға тән электр және жылу энергиясының қатынасы ұсынылған.

Р/с №	Когенерация технологиясы	Электр және жылу энергиясының тән қатынасы
1	2	3
1	Бу-газ қондырғылары (газ турбиналары шығатын жылуды кәдеге жаратумен және төменде келтірілген бір типтегі бу турбинасымен біріктірілген)	0,95
2	Бу шығаратын конденсациялық турбиналар (кері қысыммен, реттелетін немесе реттелмейтін бу таңдау)	0,45
3	Шығатын жылуды кәдеге жарататын газ турбиналары	0,55
4	Ішкі жану қозғалтқыштары (Отто поршенді қозғалтқыштары немесе жылу шығаратын дизельді қозғалтқыштар)	0,75
5	Микротурбиналар
6	Стирлинг қозғалтқыштары
7	Отын элементтері (жылуды кәдеге жаратумен) Бу қозғалтқыштары
8	Ренкиннің органикалық циклі
9	Басқа түрлері

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Зауыттардың/басқа энергия көздерінің (электр генераторларының) комбинациясы кезінде энергияны тұтыну және CO2 шығарындылары когенерация тұжырымдамасын қолдану арқылы азаяды. Басқа энергия көздерінде (электр генераторларында) отын шығыны және онымен байланысты барлық шығарындылар азаяды, бірақ когенерация объектілерінде шығарындылар артуы мүмкін. ЕҚТ өз буы мен электр энергиясын өндіретін (басқа энергия көздерінен импортталмайтын) (жақсартылған) когенерациядан пайда көре алады. Мұндай жағдайларда экологиялық артықшылықтарға отын шығынын және онымен байланысты шығарындыларды азайту жатады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер табылған жоқ.

Қолданылуы

Жалпы қолданылады. Бу мен электр энергиясын когенерациялау принциптерін, мысалы, сұйық мұнай өңдеу отынымен жұмыс істейтін қазандықтарға да қолдануға болады. Олар жоғары қысымды бу шығаруға және экспандер/турбогенератор үстіндегі қысымды төмендетуге арналған болуы мүмкін. Экономайзерлер мен ауа-отын қатынасын реттеуді оңтайландыру да когенерациялық қондырғыларда қолданылатын әдістер болып табылады.

Ендірудің әсері

Мұнай өңдеу зауытының ішінде немесе сыртында пайдаланылатын бу мен энергияны өндіру үшін.

Зауыт (тар) мысалы

Бірқатар мұнай өңдеу зауыттарында мұнай өңдеу зауыты үшін бу мен электр энергиясын өндіруге арналған бу-газ турбинасы (ГТЗО) немесе аралас жылу-энергетикалық қондырғы (ЖЭҚ) бар немесе қазіргі уақытта орнатылуда. Бұл, әдетте, пайдалану шығындарын азайту және басқа электр генераторларына тәуелділікті азайту үшін ескі мазут қазандығын толық немесе ішінара ауыстыру үшін жасалады.

5.7.23. Жалған сұйық қабаты бар қазандық

Сипаттау

Ауыр мұнай қалдықтарын немесе мұнай коксын пайдаланудың балама әдісі-күкіртті ұстау үшін сұйытылған қабаты бар қазандықта жағу.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Отын құрамындағы күкірттің шамамен 90 % - ы ұсталады, ал әктастағы кальцийдің шамамен 50 % - ы күкіртті сіңіру үшін қолданылады.

Кросс-медиа әсерлері

Алынған кальций сульфаты мен өңделмеген кальций оксиді никель мен ванадиймен бірге қазандықтан қатты қалдық ретінде шығарылады, оны жол толтырғыш ретінде пайдалануға немесе полигонға тастауға болады.

Мұндай схемалар газдандыруға қарағанда күкіртті ұстау көрсеткіштері төмен және олар сутегі алу мүмкіндігін қамтамасыз етпейді. Сонымен қатар, әктас өндіруге және тасымалдауға және қалдықтарды жоюға қарсы экологиялық шектеулер болуы мүмкін. Осы себептерге байланысты газдандыру ұзақ мерзімді перспективада тартымды болуы мүмкін.

Қолданылуы

Еріткішті асфальттау немесе баяу кокстеу арқылы сұйытылған қабаты бар қазандықтардың комбинациясы қолданыстағы қондырғы қуаты және бу/қуат тапшылығы бар мұнай өңдеу зауыттары үшін үнемді шешім болуы мүмкін.

Экономика

Әдетте газдандыруға қарағанда арзанырақ.

Ендірудің әсері

Қатты қалдықтардың түзілуін азайту.

5.7.24. Бөлінетін газдардың рециркуляциясы

Сипаттау

Азот оксидтерінің шығарындыларын азайтудың әртүрлі әдістері бар және тиімді әдістердің бірі-энергия қазандықтарының от жағу процестерінде түтін газдарын қайта өңдеу. Әдісі рециркуляциялау түтін газдарының жасалады жою бөлігінде түтін газ газ өткізуді және оның олардын араластыруын білу ауамен жану үшін, үшін одан әрі төмендету концентрациясы оттегі концентрациясын арттыру үшін, инертті газдарды (N2 және CO2), олар, өз кезегінде, жұту бөлігі энергиясын процесі кезінде жанған отын төмендетеді, температураны жалын. Түтін газдарының рециркуляциясымен есептеу тиімділіктің аздап төмендеуіне әкеледі, ал түтін газдарының рециркуляциясы азот оксидтерінің шығарындыларын 44,5 % төмендетеді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Пайдалану рециркулированного түтін газ құрамындағы жану үшін ауаны мүмкін төмендету білімі NOX.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Бұл процесті бақылау қиын, әсіресе толық емес жүктеу кезінде.

Қолданылуы

Ол қазандықтар мен отты жылытқыштар үшін қолданылады. Модернизациялау кезінде(атап айтқанда, мәжбүрлі тарту режиміндегі қазандықтар мен пештер) ГҚР (газ қысымын реттегіш) гидравликалық жүктемелерді арттырады және жылу жүктемесін конвективті секцияға (секцияларға) қарай жылжытады және практикалық болмауы мүмкін.

Экономика

Басқа бастапқы шаралармен салыстырғанда жоғары шығындар.

Ендірудің әсері

Қазандықтар мен жылытқыштардан NOХ шығарындыларын азайту үшін.

5.7.25. Отынды жағу сатысы (толық жағу)

Сипаттау

Жанармай жағу кезеңі, оны күйдіру деп те атайды, пеште жанармай мен ауаны кезең-кезеңімен айдау арқылы әртүрлі аймақтарды құруға негізделген. Мақсат-қалыптасқан NOX,шығарындыларын азотқа қайта азайту. Бұл әдіс жалынның салқындауына органикалық радикалдар NOХ бөлінуіне ықпал ететін реакцияны қосады. Толығырақ ақпаратты ЕҚТ бойынша "Энергия алу үшін ірі қондырғыларда отын жағу" анықтамалығынан алуға болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қол жеткізуге болатын деңгейлер <200 мг/Нм3 NO2 эквиваленті, әсіресе ең төменгі деңгейлерге оңай қол жеткізуге болатын газды жағу үшін.

Кросс-медиа әсерлері

Қосымша энергияны тұтыну (шамамен 15 %, қосымша энергияны қалпына келтірусіз).

Қолданылуы

Бұл әдіс пеш немесе қазандық деңгейінде қолданылады, бірақ ол оттықтың конструкуиясымен тығыз байланысты. Ол газды жағу үшін кеңінен қолданылады. Аралас және сұйық отынды жағу үшін арнайы оттық конструкциясы қажет.

Ендірудің әсері

NОХ шығарындыларын азайту.

5.7.26. Күлі аз отын түрлеріне көшу

Сипаттау

SO2, NOX, CO2 және НДО ГӨЗ (газ өңдеуші зауыт) металдарының шығарындыларын азайтудың баламасы сұйық технологиялық отынды сұйытылған, отын газымен немесе табиғи газбен ауыстыру немесе пайдалануды азайту болуы мүмкін. Газды пайдаланудың бұл ұлғаюы, әдетте, жүйенің өзгергіштігін қамтамасыз ету үшін қолайлы қысым шектері арасындағы жанармай газы жүйесінің тепе-теңдігі мен бақылауымен бірге жүреді, ал ГӨЗ отын газын сұйытылған газ немесе табиғи газ сияқты таза отынмен қамтамасыз етеді. Бұл жағдайларда НДО ГӨЗ отын газының өнімділігін оңтайландыратын заманауи басқару элементтері қажет.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қазандықтар мен жану пештері CO2, SO2, NOX және тоқтатылған бөлшектердің айтарлықтай шығарындыларын шығарады, әсіресе ауыр дизельді пайдаланған кезде. Амин скрубберлеріндегі отын газын тазарту кезінде газ қазандықтары іс жүзінде күйе шығармайды немесе SO2 шығармайды. NOX шығарындылары мазутпен жұмыс істейтін қазандықтарға қарағанда айтарлықтай төмен.

Газ қазандықтарының түтін газдарындағы SO2 концентрациясының төмен болуына байланысты түтін құбырындағы шығарындылардың температурасын 150 °C дейін төмендетуге болады (шық нүктесінің коррозиясы аз немесе енді шектеу емес). Түтін газдарының төмен температурасы энергия тиімділігі мен CO2 шығарындыларының төмендеуіндегі айырмашылықты білдіреді.

Толық аударым 100 % НДО газ отыны CO2, SO2 және NOX шығарындыларын айтарлықтай азайтады. Ауыр металдардың шығарындылары да азаяды. Сонымен қатар, газды пайдаланған кезде өте аз күйе пайда болады және SO2 шығарындылары өте төмен, өйткені газдардың бір бөлігі амин скрубберлерінде тазартылады.

Газ тәрізді отын әдетте сұйық отынмен салыстырғанда энергия бірлігіне аз NOX шығарады. Газ тәрізді отын үшін әдетте тек термиялық NOX маңызды; дегенмен, NOX шығарындылары газ тәрізді отынның құрамына байланысты болады. Мұнайды жағу, әдетте, бірнеше себептерге байланысты NOX шығарындыларының жоғарылауына әкеледі, әсіресе азот құрамына байланысты NOX жанармайына, NOX және тоқтатылған бөлшектер шығарындыларын теңестіру қажеттілігіне және газбен бірге жану дизайнына жиі қойылатын талаптарға байланысты.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Энергетикалық жүйеден SO2 шығарындылары күрт азаяды. Табиғи газды пайдаланған кезде шығарындылар іс жүзінде нөлге тең болады.

Ауыр металдарды қоса алғанда, тоқтатылған бөлшектердің шығарындылары азаяды.

Әдетте газды жағу арқылы қол жеткізілетін NOX деңгейлері энергия өндіру технологиялары үшін газды жағу кезінде қол жеткізілетін деңгейге дейін төмендейді, сондықтан басқа көздер НДО эшығарындыларының басым көздеріне айналады.

CO2 шығарындыларының азаюына негізінен газдағы көміртегінің аздығы, жоғары калориялық құндылығы және сонымен қатар жоғары қол жеткізуге болатын тиімділік (түтін газдары одан әрі салқындатылуы мүмкін) арқылы қол жеткізіледі.

5.7.27. Бөлінетін газдарды күкіртсіздендіру процестері

Сипаттау

Оларды қолдану тұрғысынан қаралуы мүмкін бөлінетін газдарды күкіртсіздендіруу әдістеріне, мысалы, ылғалды әктасты скруббер, Вальтер процесі, Уэллман-Лорд процесі, SD процесі, AI процесі, SNOX процесі жатады.

Сорбент, әк (СаО, Са (ОН) 2) немесе әктас (СаСО3) ретінде пайдалана отырып, "дымқыл" және "жартылай құрғақ" күкіртсіздендіру әдістері.

"Дымқыл" күкірт тазалау жүйесі

Ылғалды күкірт тазалау әдісінің технологиясы 99% -ға дейінгі тиімділікпен шығатын газдарды тиімді күл ұстағыштардан кейін орнатылған арнайы абсорберлерде суспензиялармен немесе ерітінділермен қарқынды жууға негізделген. Тиімді күл ұстағыштар ретінде электр сүзгілер пайдаланылады.

Дымқыл күкірт тазарту технологиясының қағидаттық схемасы 5.39-суретте берілген.

5.39-сурет. Дымқыл күкірт тазарту технологиясының қағидаттық схемасы

Сорбент ретінде пайдаланылатын әктас әктасты сақтау сүрлемінен (2), диірменде алдын ала ұсақтағаннан кейін (3) әктасты суспензияны дайындау багіне (4) келіп түседі, одан (а) суспензия желілер бойынша скрубберге (1) беріледі және оның төменгі бөлігінде жинақталады. Электр сүзгіде шаңнан нормаланған мәнге дейін алдын ала тазартылған түтін газдары да скрубберге (1) беріледі. Десульфуризацияның ең тиімді тәсілі газдар мен суспензияның қарсы қозғалысы болып табылатындықтан, скруббердің төменгі бөлігінен суспензия скруббердің ортаңғы бөлігіне беріледі және ұсақ капельді ерітінді түрінде бүріккіштермен шашылады. Форсункалар саны жобалау кезеңінде анықталады. Тазартылған түтін газдары жуғыш тамшы ұстағыштар жүйесі арқылы өткен соң атмосфераға "дымқыл құбыр" (8) арқылы шығарылады. "Дымқыл құбырды" пайдалану тазартылған газды жылыту қажеттілігін болдырмайды. Ағынды сумен десульфуризация реакциясының субөнімдері скрубберден шығарылады және субөнімді сусыздандыру (5) және суды тазарту (6) жүйесіне жіберіледі, соңғы өнім ретінде гипс алынады. Тазартылған су күкірт тазарту жүйесіне қайтарылады. Скрубберге (1) үнемі жаңа суспензия және рециркулирленетін субөнімнің бір бөлігі түседі, өйткені субөнімде реакцияға түспеген сорбенттің белгілі бір мөлшері болады. Скруббердің қабырғаларында шөгінділердің пайда болуын болдырмау үшін скруббердің төменгі бөлігінде суспензияны араластыру жүйесі көзделеді. Кальций сульфитін кальций сульфатына тотықтандыру үшін скруббердің төменгі бөлігіне оттегі беріледі.

Осы технологиялық жабдықтың құрамына мыналар кіреді: пневмокөлік жүйесі, қосалқы өнімнен резервтік суспензияның жинақтау багы (7), суды (қалдықтарды) жинау және уақытша сақтау ойықтары (9), техникалық судың жинақтау бактары (10), процестерді автоматтандыру жүйелері, өлшеу және мониторинг жүйелері.

Десульфурлау кезінде ұсталған өнім құрылыс материалдарын өндіру үшін пайдаланылады.

Күкіртті тазартудың "жартылай құрғақ" әдісі

95% -ға дейінгі тиімділікпен жартылай құрғақ күкірт тазалау әдісінің технологиясы сорбентті өлшенген күйде жең немесе электр сүзгілер алдында орнатылатын арнайы реакторларға беруге негізделген.

Жартылай құрғақ күкірт тазарту технологиясының қағидаттық схемасы 5.40-суретте берілген.

5.40-сурет. Жартылай құрғақ күкірт тазарту технологиясының қағидаттық схемасы

Соңғы өнім - бұл су қосылған кезде қатып, хлор қосылыстары мен ауыр металдарды химиялық байланыстыратын тозаң мен кальций қосылыстарының қоспасын түзетін ұшпа тозаң. Соңғы құрғақ өнімнің қасиеттері оны топырақты толтыру үшін, сондай-ақ келесі қолдану түрлері үшін пайдалануға мүмкіндік береді:

шахталарды толтыру

сілтілі тыңайтқыш

оқшаулағыш материал

жол құрылысына арналған кенеп

құрылыс материалдары

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

5.7.28. Шикі газда ылғалды сіңірудің барынша тиімділігі үшін молекулалық електердің аралас қабатын пайдалану

Сипаттау

Молекулалық електерді кептіру TSA технологиясы бойынша орындалады. Кептіру молекулалық елеуіш бетінің газ молекулаларын сіңіру қағидатына негізделген, ал судың және газдың басқа компоненттерінің әртүрлі сіңіру қабілетінің салдарынан су төмен температурада сіңіріледі, сіңірілген компоненттер адсорбер арқылы өтпейді. Су одан кейін адсорбцияның келесі циклін орындау үшін жоғары температура мен сол қысымда десорбцияланады. Процестің үздіксіздігіне кезекпен жұмыс істейтін 3 адсорберді қолдану арқылы қол жеткізіледі. Қағидаттық схема 5.41-суретте берілген.

5.41-сурет. Молекулярлық елеумен кептірудің қағидаттық схемасы

Табиғи газ (шикізат газы) адсорбция сатысында тұрған құрғатқыш арқылы өтеді, онда газ құрамындағы су адсорбентпен сіңеді және шығуда құрғатылған газ алынады. Қалған екі адсорбер регенерацияның әртүрлі кезеңдерінде.

Ылғалдандырғыштың регенерациясы екі кезеңнен тұрады: нақты жылыту регенерациясы және суық газбен үрлеу. Қыздыру арқылы регенерация процесінде алдыңғы кептіргішті (қыздырылған) үрлегеннен кейін құрғақ газ (сүзгіден кейін) жылытқышқа жіберіледі. 200 - 260 °C дейін қыздырғаннан кейін, ол адсорберден сіңірілген суды кетіру үшін адсорбентті қыздыру арқылы регенерациялау үшін ылғалдандырғышқа түседі. Осыдан кейін регенерация газы ауаны салқындату аппаратында салқындатылады және сепаратордағы су бөлінгеннен кейін отын жүйесіне жіберіледі.

Суық газбен үрлеу процесінде регенерация газы қалыпты температураға дейін салқындату үшін суық үрлеуге ұшыраған кептіргішке тікелей жіберіледі. Осыдан кейін регенерация газы жылытқышқа, содан кейін оны жылумен қалпына келтіру үшін басқа адсорберге жіберіледі.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Шығарындыларды азайту.

5.8. Шикі / тауарлық мұнайды, газды және суды есепке алу және өлшеу

5.8.1. Энергия ресурстарын тұтынуды есепке алу және жетілдірілген есепке алу жүйелері

Сипаттау

Мұнай мен газды есепке алу және өлшеу үшін жұмыс принципі шикізаттың тарылту құрылғысы арқылы өтуі кезінде пайда болатын қысым айырмашылығын өлшеуге негізделген құралдарды қолдану керек:

шығын өлшегіштер (сынға дейінгі ағым өлшегіштер);

КТДӨ (критикалық токтың диафрагмалық өлшегіштері). Өлшеу құрылғысының түрі зерттелетін ұңғыманың нақты жағдайларына байланысты таңдалады: ұңғыманың шығыны, максималды жұмыс қысымы, мех.қоспалардың, ылғал, температура, тығыздық және т. б. болуы.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология толығымен қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

5.8.2. Құбыржолдағы қысымның жоғалуын азайту арқылы ағынды өлшеу

Сипаттау

Қысымның төмендетілген шығынымен ағынды өлшеу техникасы құбыр арқылы мұнай беру жүйесінің тұрақты жұмысын сақтау үшін пайдаланылады.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология толығымен қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Шикізатты құбыр арқылы тұрақты беру.

5.9. Қабаттық қысымды ұстап тұру

5.9.1. Суды қабатқа айдау

5.9.1.1. Қабатқа су айдауды орнату, бұл қабаттық қысым деңгейін және тиісінше кен орнында мұнай өндіру деңгейін тиімді ұстап тұруға мүмкіндік береді

Сипаттау

Резервуарға су айдауды орнату, бұл қабаттық қысымдыың деңгейін және сәйкесінше кен орнында мұнай өндіру деңгейін тиімді ұстап тұруға мүмкіндік береді. Суды қабатқа айдау үшін қабаттық қысымды ұстап тұру жүйесінің (ПҚҚ) сорғы агрегаттары қолданылады. Олар энергияны көп қажет ететін жабдық. ПҚҚ жүйесіне жұмсалатын энергетикалық шығындар мұнай өндіруге, кәсіпшілік көлікке және дайындауға жұмсалатын энергетикалық шығындардың 10 %-дан 40 %-ға дейін құрайды.

Осыған байланысты мұнай өндіру кәсіпорындарында қолданылатын сорғы жабдықтарының энергия тиімділігін арттыруға бағытталған технологиялық шешімдер (мысалы, жиілік реттегіштерін қолдану есебінен сорғы басының өзгеруі есебінен) ЕҚТ-ға жатады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Энергетикалық ресурстарды тұтынуды азайту.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Қолдануға қатысты қандай да бір шектеулер белгіленбеген.

Экономика

Техника үлкен күрделі шығындарды қажет етпейді.

Іске асыру әсері

Кәсіпорынның энергия тиімділігін арттыру.

Зауыт (тар) мысалы

РФ және КЗ мұнай-газ өндіру бойынша бірқатар кәсіпорындар.

Анықтамалық әдебиет

[24], [27].

5.9.2. Газды қабатқа айдау

5.9.2.1. Дайындалған ІМГ мұнай қабатына айдау, бұл қабаттық қысымның деңгейін және тиісінше кен орнында мұнай өндіру деңгейін тиімді ұстап тұруға мүмкіндік береді

Сипаттау

Құрғақ дайындалған ілеспе мұнай газын және қабат суларын қабатқа айдау арқылы қабаттық қысымды ұстап тұратын мұнай-газ кен орындарын игеру әдісі.

Бұл әдістің әртүрлі комбинациялары да жиі қолданылады:

толық сайклинг;

толық емес сайклинг;

канадалық сайклинг, газ жаз мезгілінде айдалып, қыста газға сұраныс жоғары болған кезде алынады.

Қаныққан кен орындарында қысым төмендеген кезде конденсат бірден қабатта шығарыла бастайды. Бастапқы қысымнан қанығу қысымына дейін қысыммен қанықпаған кезде қабаттағы конденсаттың түсуі болмайды. Қатты қыздырылған шөгінділерде қабат температурасындағы қысымның кез-келген төмендеуі кезінде конденсаттың бөлінуі болмайды. Осылайша, ішінара қанықпаған кен орындары да, оларды игеру процесінде толығымен қызып кеткен газ конденсаты кен орындары да қабаттық қысымды ұстап тұруды қажет етпейді, бірақ сарқылу үшін жасалуы мүмкін.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Жоқ.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Жоқ.

Кросс-медиа әсерлері

Кемшіліктері:

пайдалану мерзімінің ұлғаюына байланысты, әсіресе өндірілетін өнімде агрессивті компоненттер болған кезде кәсіпшілік жабдықтың (ұңғыма және жер үсті) сенімділігінің төмендеуі.

Қолданылуы

Процесс конденсаттың мөлшері 100 см3/м3-тен асатын кен орындарында және бастапқы қабат қысымы мен конденсацияның басталу қысымы жақын болған кезде 10 млрд м3 немесе одан да көп газ қорларында кеңінен қолданылады.

Экономика

Күрделі салымдардың қажеттілігі және жоғары қаттық қысымды кен орындарын пайдалану кезінде арнайы жабдықтар құру қажеттілігі;

Пайдалану шығындарының қажеттілігі.

Ендірудің әсері

Қабаттық қысым деңгейін ұстап тұрудың тиімділігі.

Зауыт (тар) мысалы

Деректер берілмеген.

Анықтамалық ақпарат

[31]

5.9.2.2. NOx шығарындыларын құрғақ басу жүйелері. Техника газ турбиналарына қолданылады

Сипаттама

ГТҚ төмен эмиссиялық жану камераларын әзірлеудегі ең көп таралған бағыт-DLN технологиясы (Dry Low NOх) деп аталатын NОх эмиссиясын құрғақ басу технологиясы. Ол жану кезінде жану камерасындағы жануды алдын ала дайындалған жұтаң жанармай-әуе қоспасымен жануды ұйымдастыруды көздейді. Газтурбиналық жану камераларының алдыңғы құрылғыларында артық ауаны қолдану NOХ эмиссиясын төмендетудің маңызды факторы болып табылады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Газбен жұмыс істейтін газ турбиналарында NOx құрғақ басу технологиясын қолданған кезде азот диоксиді шығарындыларын 90 % дейін төмендетуге болады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Жүктеме өскен сайын шығарындыларды құрғақ басу камерасының өнімділігін өзгерту мүмкіндігі бар.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсері жоқ.

Қолданылуы

Технология газ турбиналарына қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

NOx шығарындыларын азайту.

Анықтамалық ақпарат

[32].

5.10. Резервуарлық парк

5.10.1. Өнімді сақтау және тасымалдау

5.10.1.1. Понтоны бар резервуарлар

Сипаттау

Понтондық резервуарда тұрақты станциялық шатыр да, резервуардың ішіне орнатылған қалқымалы шатыр (понтон) бар. Понтон сұйықтық деңгейімен бірге көтеріліп, төмендейді. Ол тікелей сұйықтықтың бетінде қалқып жүреді (толық жанаспалы понтон) немесе сұйықтық бетінен бірнеше сантиметр биіктікте тіректерге сүйенеді (жанаспайтын типтегі понтон). Толық контактілі понтонның түрлері:

алюминий-алюминий ұялы толтырғыш сэндвич панельдері бір-біріне бекітілген;

қалқымалы немесе жоқ паллет түріндегі болат қалқымалы шатырлар;

эпоксидті шайырмен қапталған; шыны талшықты күшейтілген полиэстер (FRP), қалқымалы панельдер.

Қазіргі уақытта жұмыс істеп тұрған толық контактілі понтондардың көпшілігі алюминий сэндвич панельдері немесе паллет түріндегі болат қалқымалы шатырлар болып табылады.

Бастапқы/қайталама тығыздағыштарды ҰОҚ шығарындыларын төмендететін герметикалық тығыздағыштармен ауыстыру понтондық конструкцияларда да қолданылады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

ҰОҚ шығарындыларын азайту. Стационарлық шатыры бар резервуарларды понтонмен және тығыздағышпен жабдықтау сақталған өнімнің жоғалуын азайтады. Бұл әдісті реттеу тиімділігі қалқымалы шатырдың түріне, орнатылған тығыздағыштарға және сақталған сұйықтықтың шынайы бу қысымына байланысты 60 %-дан 99 %-ға дейін өзгереді. Reference Document on Best Available Techniques on Emissions from Storage мәліметтері бойынша, бастапқы тығыздағыш понтондарды орнатқаннан кейін шығарындылардың күтілетін төмендеуі 62,9 %-дан 97,4 %-ға дейін (EPAAP-42 әдісі бойынша).

Кросс-медиа әсерлері

Тұрақты шатыры бар резервуардың пайдалы көлемі шамамен 10 %-ға азаяды. Жобалау кезінде жанғыш атмосферамен байланысу мүмкіндігін ескеру қажет.

Қолданылуы

Понтондар мұнай өнеркәсібінде кеңінен қолданылады, бірақ олар тек тұрақты шатыры бар тік резервуарларға арналған. Понтондарды кішірек диаметрлі резервуарларда қолдану шағын резервуарлардағы тығыздағыш Қақпаның нашар тығыздалуына байланысты тиімді шешім емес. Понтондардың құрылымдық материалының сақталған заттармен үйлесімділігін ескеру қажет. Мысалы, алюминий парақтары/қалқымалар және тығыздағыш / тығыздағыш материалдар. Егер каустикалық содамен тазарту мұнай өнімін өңдеудің келесі кезеңдерінде қолданылса, пайда болған коррозия понтонды пайдаланудан бас тартуға себеп болады. Сору құбырлары, жоғары толтыру жылдамдығы режимдері, араластырғыш аппараттар және жұмыс істеп тұрған резервуарлардағы басқа да шығыңқы бөліктер оны қайта жабдықтауда қиындықтар туғызады.

Экономика

Қайта жарақтандыру шығындары 5.21-кестеде келтірілген. Сома резервуардың диаметріне байланысты.

5.23-кесте. Мұнай және мұнай өнімдерінің резервуарлық паркіндегі (мұнай және мұнай өнімдерінің қоймасы) ҰОҚ-ны бақылау

Р/с №	Шығарындылар көзі	Мұнай және мұнай өнімдерін сақтау
1	2	3
1	Басқару технологиясы	Тұрақты шатыры бар резервуарлардағы понтондар	Қалқымалы шатырлы резервуарлардағы екінші / қос тығыздағыш қақпалар	Шатырдың фитингтік қосылыстарынан шығарындыларды реттеудің басқа әдістері (тірек тіректері, тыныштандыратын құдықтар) және параметрлер (резервуар бояулары)
2	Тиімділік	90-95 %	95 %	Бірге болса, 95% - дан астамы екінші реттік тығыздағыштармен
3	Инвестициялық шығындар (миллион еуро)	0,20 - > 0,40 диаметрі бар резервуарлар үшін 20-60 м	0,05-0,10 диаметрі бар резервуарлар үшін 20-50 м	0,006 диаметрі 50 м 1 резервуарлар)үшін
4	Пайдалану шығындары,	Маңызды еместері	Әр ауыстыру 10 жыл сайын	Маңызды еместері
5	Басқа салдарлар / ескертпелер	Резервуарды пайдаланудан шығару қажет; резервуардың пайдалы көлемін азайтады 5 -10 %	Резервуардың максималды сыйымдылығын төмендетеді	Өздігінен тұтанатын қатты шөгінділердің пайда болу мүмкіндігіне байланысты күкірті жоғары шикі мұнайды сақтауға жарамсыз.

Ендірудің әсері

Еуропалық директива 94/63/EC (1-кезең) стационарлық шатыры бар сақтау резервуарлары: 1) не понтондармен (қолданыстағы резервуарларда бастапқы тығыздаумен және жаңа резервуарларда екінші рет тығыздаумен) жабдықталуы тиіс; 2) не буларды ұстау қондырғысына қосылуы тиіс деп ұйғарады. Нұсқа ретінде буларды кәдеге жарату әдісі қолданылады, егер буларды ұстау процесі қауіпті жағдайларда жүзеге асырылса не бұл қайтарылатын бу көлеміне байланысты техникалық тұрғыдан жүзеге асырылмайды.

Анықтамалық әдебиет

[32], [33], [34], [24].

5.10.1.2. Қалқымалы шатырлы резервуарлар

Сипаттау

Қалқымалы шатырлы резервуарлар шикі мұнайды, ашық түсті мұнай өнімдерін және қалыпты сақтау температурасында бу қысымы 14 кПа-дан 86 кПа-ға дейінгі аралық өнімдерді сақтау үшін қолданылады.

Қалқымалы шатырлы резервуарларда тұрақты шатырлы резервуарлармен салыстырғанда толтыру және булану шығындары айтарлықтай төмендейді. Дегенмен, резервуардың осы түріне тән бу шығынын азайту керек.

Шикізаттың бу қысымының жоғарылауы нәтижесінде тығыздағыш қақпа арқылы шығарылатын зиянды заттардың көлемі және байланыстырушы арматура температура мен қысымның жоғарылауына/төмендеуіне байланысты өзгереді. Алайда, шығарындылар көлеміне ең үлкен әсер желдің әсерінен болады, сонымен қатар шатырдағы тесіктер де әсер етеді. Қалқымалы шатырлы резервуарлардан шығарындылар саны, әдетте, резервуарды босату кезінде шығарылатын шығарындылардан көп.

Сұйықтықты босату кезінде сұйықтық деңгейі төмендеген кезде резервуардың бүйірлерінен булану кезінде ылғалдану шығындары.

Резервуарды босату кезінде бөлінетін булар.

Көптеген жағдайларда қалқымалы шатырлы резервуар арматурасы арқылы шығарындылар тығыздағыш қақпа арқылы, әсіресе екінші реттік тығыздағыш цистерналардағы шығындардан асып түседі. Байланыстырушы арматура арқылы шығарындылардың негізгі көзі-тыныштандыратын ұңғыманың кішкене саңылауы (сынама алу ұңғысы немесе зондты батыруға арналған құдық).

Қалқымалы шатырлы резервуарлардан шығарындыларды азайтудың кейбір әдістері (5.36-сурет):

қалқымалы шатырға жетілдірілген бастапқы тығыздағыштарды орнатыңыз. Мысалы, бу мен сұйықтықтың шығуынан орнатылған тығыздағыш қақпа;

муфталарды құбырдың айналасына, сондай-ақ тыныштандыратын ұңғыманы тазартқыштың айналасына орнатыңыз;

перфорацияланған құбырдың ішінде тазартқышы бар қалқымаларды орнатыңыз;

артық бу шығарындыларын болдырмау үшін қалқымалы шатырлы резервуарларды мүмкіндігінше аз түсіріңіз;

қалқымалы шатырдың барлық саңылауларын (мысалы, өлшеу деңгейлері, тірек тіректері) оқшаулау орамасымен, муфталармен немесе толқындық тербеліс компенсаторларымен тығыздаңыз;

резервуардың қабырғалары мен шатырдың арасына екінші немесе үшінші тығыздағыштарды орнатыңыз.

жаңбыр суын көмірсутектермен ластанудан қорғайтын қалқымалы шатырлы резервуарлардағы дренаждарды жобалаңыз.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Бір затты, мысалы, бензинді резервуарда сақтаған кезде, стационарлық шатырға қарағанда өзгермелі шатырды қолданған жөн, өйткені бұл жағдайда атмосфераға шығарындылар көлемі (ҰОҚ) аз болады. Қалқымалы шатырлы резервуарлар тұрақты шатырмен салыстырғанда атмосфералық шығарындыларды 95%-ға азайтады. Мұнай өнімін толық көлемде сақтау пайдалану пайдасына әкеледі. Қалқымалы шатырлы резервуардың мысалы 5.42-суретте көрсетілген.

1 Деңгейді өлшеу құралы
2 Қолмен калибрлеу порты
3 Температураны өлшеуге арналған құрал
4 Платформа
5 Палубаға кіру люгі
6 Понтонға кіруге арналған люк
7 Икемді жиек тығыздағыш
8 Қалқымалы шатыр тірегі
9 Желдету клапаны (автоматты)
10 Өлшеу порты
11 Перифериялық өлшеу құрылғыларын қосу

12 Бағыттаушы құбырішек жүйесі
13 Шатыр баспалдақтары
14 Калибрлеу қалқымасы
15 Бактан төгу
16 Көлбеу
17 Құюға және босатуға арналған саптама
18 Айналмалы түтік (қалқымалы бу шығару жүйесі)
19 Төменгі ағызу
20 Қалдықтарды төгу
21 Бағыттаушы тірек
22 Бактың қос түбі

5.42-сурет. Қалқымалы шатырлы резервуар мысалы

Кросс-медиа әсерлері

Қалқымалы шатырларды қолдану теориялық тұрғыдан резервуардың бекітілген шатырларына қарағанда су кеңістігінің ластануына әкеледі, өйткені жаңбыр суы тығыздағыш қақпалар арқылы резервуарға ағып кетеді. Мұнай өнімдерін сатуға жібермес бұрын, кез-келген бөгде сұйықтықтарды төгу керек, өйткені олар осы өнімнің сапасын нашарлатады (5.24 және 5.25-кестелер).

5.24-кесте. Резервуарлар құрылысының жобалық деректері

Р/с №	Өнім	Диаметрі, м	Биіктігі, м	Жылына есептелген шығарындылар, кг / жыл*
1	2	3	4	5
1	Тікелей айдалған бензин (нафта), ауыр	23	14,5	3 942
2	Тікелей бензин (нафта, жеңіл	30	17	2 492
3	Шикі мұнай	57	16,5	5 519

* тығыздау бетінің ауданына, батыру/седативті құдықтарға, шатырдың фитингтеріндегі саңылауларға байланысты, сулау шығындарын есепке алмағанда.

5.25-кесте. Тығыздағыштарды таңдау және болжамды тиімділік

Р/с №		Тығыздағыштардың конструкциясы	Тиімділік , %
Р/с №		Тығыздағыштардың конструкциясы	Ауыр нафта	Жеңіл нафта	Шикі мұнай
1	2	3	4	5	6
1	Сценарий 1	Қос тығыздағыш қақпа (қосымша тығыздағыштар орнатылған) суасты / тыныштандыратын ұңғымалар тығыздалмаған тірек тіректерінің шатырмен түйісетін жерлері тығыздалмаған	51,8	50	95,7
2	Сценарий 2	Қос тығыздағыш қақпа (қосымша тығыздағыштар орнатылған) суасты / тыныштандыратын ұңғымалар тығыздалмаған тірек тіректерінің шатырмен түйісетін жерлері тығыздалмаған	92,5	92	98,3
3	Сценарий 3	Қос тығыздағыш қақпа (қосымша тығыздағыштар орнатылған) суасты / тыныштандыратын ұңғымалар тірек тіректерінің бағыттағыштарын қоса , тығыздалған	93,3	93	98,8
4	Сценарий 4	Қос тығыздағыш ысырма (қалтқымағақолжетімді) / тыныштандыратын ұңғымалар тығыздалған шатырдың аяқтары тығыздалған	95,6	96,1	98,9
5	Сценарий 5	Үшінші тығыздағыш қақпа батыру / тыныштандыратын ұңғымалар тығыздалған тірек бағандары тығыздалған	97,1	97,5	99,1
6	Сценарий 6	Үшінші тығыздағыш қақпа батыру / тыныштандыратын ұңғымалар тығыздалған + тірек тіректерінің бағыттаушылары тығыздалған	97,9	98,1	99,6

Қолданылуы

Жаңарту жағдайында, егер резервуардың қызмет ету мерзімін ұзарту қажет болса, қалқымалы шатырдың қолайлы баламасы стационарлық шатыры бар резервуарды понтонмен жабдықтау болады.

Экономика

Резервуардың тұрақты шатырын өзгермелі шатырға айналдыруға арналған инвестициялық шығындар диаметрі 20 м болатын резервуар үшін 0,26 миллион еуроны құрайды. Резервуарды босату үшін оператор қажет. Бұл кейбір операциялық шығындарға әкеледі.

Ендірудің әсері

94/63/EО директивасы бойынша (1-қосымша) өзгермелі шатырлы резервуарлар ҰОҚ шығарылымын реттейтін бу шығаратын құрылғылары жоқ стационарлық шатырлы резервуарларға қарағанда 95% тиімдірек болдырмайтын резервуарлар ретінде анықталған. Яғни, стационарлық шатыры бар резервуар тек қауіпсіздік клапанымен жабдықталған.

Анықтамалық әдебиет

[32], [35], [36], [34], [38], [24].

5.10.1.3. Қалқымалы шатырда тығыздау жүйесі

Техникалық сипаттама

Қалқымалы шатырдың қақпағындағы тығыздаудың екі немесе үш қабаты мұнай өнімдерін сақтау резервуарларынан ҰОҚ шығарындыларынан бірнеше рет қорғауды қамтамасыз етеді. Шатырдың екінші және үшінші тығыздағыш қақпақтарын орнату шығарындыларды азайтудың тиімді әдісі болып табылады. Құрамында парафинсіз мұнай өнімдерін сақтайтын резервуарларда қалқымалы шатырдың қақпағындағы тығыздаудың екінші немесе үшінші қабаты резервуардың ішкі қабырғасындағы дренаждық элементпен (атмосфералық жауын-шашыннан сақтайтын қосымша тығыздау) жабдықталады. Бекітпеде орнатылған тығыздауларға (металл табандықта орнатылған тығыздаулардан айырмашылығы) басымдық беріледі, өйткені алғашқы тығыздау ағып кеткен жағдайда шығарындыларды бақылауды қамтамасыз етеді (5.43-сурет).

5.43-сурет. Германиядағы мұнай-газ өндіру саласындағы кәсіпорында салынған қалқымалы шатыры бар резервуардағы бірнеше тығыздағыштардың мысалы

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

ҰОҚ шығарындылары сақтау цистерналарына екінші және үшінші тығыздағыштарды орнатқаннан кейін айтарлықтай төмендейді. АҚШ-тың Amoco/EPA бірлескен зерттеуі сақтау цистерналарынан ҰОҚ шығыны өзгермелі ішкі шатыры жоқ бірдей сыйымдылықтағы стационарлық шатырлы резервуар шығаратын шығарындылармен салыстырғанда 75-95 % - ға төмендегенін көрсетті. Үшінші реттік тығыздағыштар шығарындыларды 99 % - ға дейін азайтуды қамтамасыз етеді. Екінші реттік тығыздағыштармен бірге тығыздағыштардың үшінші қабаты жаңбыр суының резервуарға түсу мүмкіндігін азайтады. Бензинді сақтау цистерналарында қайталама тығыздағыштарды қолдану ҰОҚ шығарындыларын 95 % дейін төмендетеді.

Кросс-медиа әсерлері

Тығыздағыш қақпалармен жабдықтау әдетте резервуарлардың пайдалы көлемін шамамен 5 % жоғалтуға әкеледі.

Қолданылуы

Бірнеше тығыздағыш қақпалар жаңа қондырғыларға оңай орнатылады (қос немесе үшінші тығыздағыштар деп аталады). Сонымен қатар, тығыздағыштар жаңартылады (қайталама тығыздағыштар). Үшінші реттік тығыздағыштарды жаңартуда қиындықтар туындайтыны хабарланды.

Экономика

Орташа өлшемді резервуарды екінші реттік тығыздау жүйесімен жабдықтау шамамен 20000 долларға бағаланды. АҚШ (1991 жыл). Инвестициялық шығындар: диаметрі 20-50 М цистерналар үшін 0,05–0,10 миллион еуро. Операциялық шығындар: ауыстыру әр 10 жыл сайын болуы мүмкін.

Ендірудің әсері

Резервуар пакеттерінде 94/63/EО еуропалық директивасы (1 кезең) қалқымалы шатырлы резервуарларға және жаңа сақтау резервуарларына қосымша тығыздағыштарды орнатуды міндеттейді.

Зауыт (тар) мысалы

Екінші реттік тығыздағыштар бүкіл әлемде қолданылады. Швецияда ашық түсті мұнай өнімдерін сақтайтын көптеген резервуарлар (27 кПа-дан жоғары рейдте бу қысымы бар) екі қабатты шатырлармен жабдықталған.

Анықтамалық әдебиет

[39], [40], [41], [42], [24].

5.10.1.4. Сақтауды ұйымдастыру жүйесі

Сипаттама

Көбінесе белгілі бір резервуарларға деген қажеттілік мәселесі өндірістік жоспарлауды жақсарту және қондырғыларды үздіксіз пайдалану арқылы жойылады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Сақтау цистерналары ҰОҚ шығарындыларының ең үлкен көздерінің бірі болғандықтан, пайдаланылатын резервуарлар санының азаюы ҰОҚ шығарындыларының азаюына ықпал етеді. Нәтижесінде резервуардың түбіне түскен тоқтатылған бөлшектердің саны және тұндырылған сарқынды сулардың көлемі азаяды.

Қолданылуы

Резервуарлардың санын азайту, әдетте, дайын және аралық өнімдерді қайта өңдеу жүйесінде толық өзгерісті қажет етеді. Сондықтан бұл әдісті жаңа қондырғыларда қолдану оңайырақ.

Ендірудің әсері

Пайдаланылатын сақтау цистерналарының санын азайту объектідегі кеңістікті басқа мақсаттарда оңтайлы пайдалануға мүмкіндік береді.

Анықтамалық әдебиет

[30].

5.10.1.5. Резервуарлардың түбінен ағып кетудің алдын алу

Резервуардың түбінде ағып кетудің негізгі себептері-дәнекерлеудегі ұсақ тоттар (фистулалар) және жарықтар. Резервуарлардың көпшілігі коррозияға төзімділігі төмен төмен көміртекті болаттардан жасалған.

Бұл бөлімнің нұсқаулары резервуарлардың түбінен ағып кетудің алдын алуға бағытталған ЕҚТ анықтау кезінде ескерілетін әдістерден туындайды. Бұл тақырып EEMUA 183 "Тік, цилиндрлік, болат сақтау цистерналарының түбінен ағып кетудің алдын алу жөніндегі нұсқаулық" басылымында жақсы ашылған.

5.10.1.6. Қос түбі бар резервуар

Сипаттама

Қос түбі жұмыс істеп тұрған резервуарларға орнатылуы мүмкін немесе бастапқыда жаңа резервуарлардың дизайнында болуы мүмкін. Қайта жабдықталғаннан кейін, белсенді резервуардың түбі әдетте екінші түбі ретінде пайдаланылады, ал құм, қиыршық тас немесе бетон жаңа негізгі және екінші түбінің арасында толтырылады. Бұл жағдайда, әдетте, түбі арасындағы кеңістік минимумға дейін азаяды. Сондықтан негізгі түбі екінші түбінің дизайнының геометриясын қайталайтындай етіп жасалған. Резервуарлардың негізіне еңістер түзу, конус тәрізді (цистернаның периметріне қарай орталықтан төмен қарай көлбеу) немесе конус тәрізді (цистернаның периметрінен төмен қарай көлбеу) болуы мүмкін. Резервуарлардың барлық дерлік түбі көміртекті болаттан жасалған. Қос түбін орнатқан кезде (жұмыс істеп тұрған резервуарларда немесе жаңаларында) жаңа түбіне арналған материал таңдалады. Материал ретінде көміртекті болат қолданылады немесе коррозияға төзімді тот баспайтын болат таңдалады. Немесе болат бетіне шыны талшықпен нығайтылған эпоксидті шайыр қолданылады.

Қос түбі бар резервуарларды пайдалану вакуумдық қондырғыны орнатуға мүмкіндік береді. Бұл жағдайда болат тіректермен бөлінген төменгі және жоғарғы түбі арасындағы ауа кеңістігі сақталады. Мұндай аралықтар әдетте болат арматуралық тордан жасалады. Кейінгі жүйелерде вакуумдық кеңістіктің күйін үнемі бақылау сақталады. Негізгі немесе екінші түбіндегі кез келген ағып кету вакуум қысымын өзгертеді, бұл дабылды іске қосады. Пайдаланылған ауаны кейінгі талдау, егер мұнай өнімі немесе бу ағып кетсе, жоғарғы түбінің дұрыс жұмыс істемеуін көрсетеді. Егер мұнай өнімдері мен булардың іздері болмаса, онда төменгі түбі ақаулы (алдыңғы апаттан кейін түбінің астындағы ластану болған жағдайларды қоспағанда).

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Резервуардағы екінші өткізбейтін түп коррозияға, зақымдалған дәнекерленген қосылыстарға, түптің материалындағы немесе конструкция бөлшектеріндегі жарықтарға байланысты зиянды заттардың апатты емес шығарылуын болдырмайды. Қорғаныс функциясынан басқа, екінші түбінің дизайны ағып кетуді анықтау жүйесімен жабдықталған, оны жай көзбен анықтау мүмкін емес.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Резервуарларды қос түбімен жабдықтау нәтижесінде резервуардың ішкі жағдайын тексеру уақыты мен жыл сайынғы тазалау жиілігі қысқарады.

Кросс-медиа әсерлері

Қос түбін орнатқан жағдайда резервуарлардың тоқтап қалу уақыты артады. Қос түбі резервуардың пайдалы көлемін азайтады.

Қолданылуы

Жаңартылған және жаңадан салынған резервуарларға да қолданылады.

Экономика

Резервуарларды Қос түбімен қайта жабдықтаудың типтік шығындарын Германия мен Швейцариядан келген жеткізуші зауыттар көрсетеді. Шығындар ағын детекторының вакуумдық жүйесін орнатуды қамтиды:

көміртекті болат: 110 еуро/м2,

тот баспайтын болат: 190 евро/м2,

шыны талшықты күшейтілген эпоксид: 175 евро/м2.

Ұлыбритания кәсіпорны 10340 м3 қос түбі бар резервуарды орнатудың нақты құны 600000 еуроны құрағанын хабарлайды.

Ендірудің әсері

Сақтау цистерналарынан ағып кетудің алдын алу.

Анықтамалық әдебиет

[43], [44].

5.10.1.7. Саңылаусыз геомембраналар

Сипаттама

Өткізбейтін геосинтетикалық материал-резервуарлар түбінің бүкіл бетінің астындағы біртекті оқшаулағыш полимер беті. Ол қос түбіне балама ретінде қызмет етеді немесе резервуардың ағып кетуінен қосымша қорғаныс ретінде әрекет етеді. Резервуардың қос түбі сияқты, геомембрана, ең алдымен, бүкіл резервуардың апатты бұзылуын жоюға емес, кішігірім, бірақ тұрақты ағып кетудің алдын алуға арналған. Геомембрананың тиімділігінің себебі-материалдың тігістері резервуардың болат корпусына немесе резервуарды қолдайтын және қоршап тұрған бетон қабырғаға тығыз орналасады. Иілгіш мембрананың минималды қалыңдығы 1 мм, бірақ қалыңдығы 1,5-2 мм парақтар жиі қолданылады. Мембрана резервуарда сақталған химиялық қосылыстардың әсеріне сезімтал болмауы керек.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Сақтауға арналған резервуарлардан ағып кетуді болғызбау

Кросс-медиа әсерлері

Егер оның түбін геомембрананың табақтарымен төсеу талап етілсе, резервуардың ұзақ тұрып қалуы.

Қолданылуы

Су өткізбейтін геопленка жаңа резервуарларға да, жұмыс істеп тұрғандарын жаңғырту кезінде де салынады. Төсеу күрделі жөндеу кезінде жүргізіледі және әдетте, олар ақауды анықтау жүйесімен жабдықталған.

Экономика

Ұлыбритания кәсіпорнының шығындары туралы деректер (2011 жыл) (дереккөз: UKPIA) 5.26-кестеде келтірілген.

5.26-кесте. Әртүрлі резервуарларда су өткізбейтін геомембранамен жаңғыртуға арналған сметалық шығындар

Р/с №	Шағын резервуарлар		Орташа резервуарлар		Үлкен резервуарлар
1	2		3		4
1	Диаметрі 22 м, биіктігі 20 м, жалпы үйіндісі бар 3 шағын резервуар		Диаметрі 48,5 м болатын 3 орташа резервуар, жалпы үйіндісі бар биіктігі 20 м		Диаметрі 81 м болатын 1 үлкен резервуар, жалпы үйіндісі бар биіктігі 20 м
2	Резервуардың көлемі, м 3 (бір резервуар)	7603	Резервуардың көлемі, м 3 (бір резервуар)	36949	Резервуардың көлемі м 3	103060
3	Резервуардың өлшемдері м 2 (бір резервуар)	380	Резервуардың өлшемдері м 2 (бір резервуар)	1847	Резервуардың өлшемдері м 2	5153
4	Үйінділердің талап етілетін ұзақтығы (барлық резервуарлар, қоршаулардың биіктігі 2 м) 1)	4942	Үйінділердің талап етілетін ұзындығы (барлық резервуарлар, қоршаулардың биіктігі 2м*	24017	Үйінділердің талап етілетін ұзындығы (қоршаулардың биіктігі 2 м*	56683
5	Резервуар түбінің астына геомембрананы төсеу құны
6		еуро*		еуро*		еуро*
7	Үйінді негізінің жабыны	317755	Үйінді негізінің жабыны	1672754	Үйінді негізінің жабыны	4787890
8	Үйінді қабырғаларын жабу	282575	Үйінді қабырғаларын жабу	621892	Үйінді қабырғаларын жабу	1038379
9	Резервуарлардың астына геопленка төсеу	110079	Резервуарлардың астына геопленка төсеу	535644	Резервуарлардың астына геопленка төсеу	498195
10	Домкратты қолдану	680904	Домкратты қолдану	1021356	Бөлшектеу және резервуардың түбін ауыстыру	907872
11
12	Үюге арналған жиынтық	1391314	Типтік құрылыстарды үйіп тастаудың жалпы құрны	3851647	Үйуге арналған жиынтық	7232335
13
14	Резервуарға барлығы	464150	Бір типтік резервуардың жалпы құны құрны	1284639	Бір типтік резервуардың жалпы құны құрны	7232335
15	Резервуардың түбін ауыстыру, резервуардың астына жаңа іргетас орнату құны
16	Үйінді негізінің жабыны	317755	Үйінді негізінің жабыны	1672754	Үйінді негізінің жабыны	4787890
17	Үйінді қабырғаларын жабу	282575	Үйінді қабырғаларын жабу	621892	Үйінді қабырғаларын жабу	1038379
18	Жаңа іргетас салу және резервуардың түбін ауыстыру	1429898	Жаңа негіздеме тұрғызу және резервуардың түбін ауыстыру	2859797	Жаңа негіздеме тұрғызу және резервуардың түбін ауыстыру	1815744
19	Үюге арналған жиынтық	2030229	Типтік құрылыстарды үйіп тастаудың жалпы құрны	5154443	Үйуге арналған жиынтық	7642013
20	Бір типтік резервуардың жалпы құны
21	Шағын резервуар	676743	Орташа резервуар	1718148	Үлкен резервуарлар	7642013

* Еуродағы шығыстар 25.07.2011 жылғы жай-күй бойынша 1,13484 фунт стерлингтен қайта есептегенде алынады;

ескерту:

бунданың талап етілетін ұзындығы топырақ үйіп бекіту тобындағы ең үлкен резервуардың көлемінен резервуардың номиналды көлемінің 110% есебінен алынады;

жұмыстарды ұйымдастыруға, резервуарды жобалауға, босатуға және тазалауға байланысты шығыстар есепке алынбайды. Теорияда бір резервуардың жалпы құнының 10-15% құрайды;

диаметрі 48,5 м артық үлкен резервуарларға арналған домкрат пайдаланылмайды. Сондықтан резервуардың түбін бөлшектеу және ауыстыру бойынша шығыстар ғана бағаланады;

сондай-ақ резервуар үшін жұмыс аяқталғанға дейін оның ұзақ тұрып қалуы кезінде орын жалдау қажеттілігіне байланысты шығыстар (шамамен бір резервуарға 9 ай) алынып тасталады;

үймелеу қабырғаларының жабыны қоршау қабырғасының жоғарғы бөлігінде толқын шағылыстырғыш күнқағар орнатуды және оны үймелеудің қолданыстағы негізіне бекітуді (қажет болған жағдайда) қамтиды;

резервуардың түбін бөлшектегеннен кейін жаңа түпті орнату топырақ тым кеуекті болған немесе геопленка монтаждау жұмыстарының нәтижесінде зақымданады деген қауіп болған жағдайларда тиімді шешім болып саналады;

резервуарларды жетілдірілген екінші және үшінші нығыздағыштармен жабдықтағаннан кейін салық жүктемесінің өсу қарқынының ұлғаюы есепке алынбады;

топырақ үйіндісінің ұзындығы оның конфигурациясына байланысты артуы мүмкін. Бұдан басқа, қоршаулардың биіктігі 2 м үйме қоршауларының еңкіштігін ескермейді, бұл оның ауданының ұлғаюына әкеледі;

дереккөз: CONCAWE/UKPIA 2011.

Ендірудің әсері

Топырақтың ластануын болдырмаңыз.

Зауыт (тар) мысалы

Бірқатар еуропалық емес елдерде екі қабатты құрылыстың орнына өткізбейтін геомембрана қолданылады.

Анықтамалық әдебиет

[45].

5.10.1.8. Ағып кетуді анықтау

Сипаттама

Сарқынды сулар сияқты, топырақ пен жерасты суларының ластануын болдырмаудың бір жолы-ағып кетуді мерзімінен бұрын анықтау. Резервуардың түбінен ағып кетуді ағып кетуді анықтау жүйесі анықтайды. Бұл әдіс бақылау люкінің, бақылау ұңғымаларының және өндірістік ресурстарды басқару жүйесінің болуын қамтамасыз етеді. Неғұрлым озық жүйелерде электронды датчиктердің зондтары немесе датчикке импульстерді жүргізу кабельдері болады. Ағып кету кезінде сенсор кабелі өніммен жанасады, нәтижесінде қарсылық мәндері өзгереді және дабыл шығады. Сонымен қатар, резервуарларды үнемі тексеріп, олардың тұтастығын тексеріңіз. Қарастырылып отырған әдістер:

толып кету туралы дабылды сақтауға арналған резервуарларды және қажет болған жағдайда сорғыны автоматты түрде ажырату құрылғысымен жабдықтау;

резервуарлардағы ағып кетуді анықтайтын кіріктірілген жүйесі бар қос түбін орнату, бұл іс жүзінде жүзеге асырылады.

Резервуарлардың толып кетуіне жол бермеу бойынша ұсыныстар жасау үшін апаттарға негізделген тәуекелдерді жүйелі талдау қажет.

Қысымды сақтау резервуарларындағы қауіпсіздік клапандары ішкі ағып кетулерге мезгіл-мезгіл тексеріліп тұруы керек. Ағып кетуді тексеру портативті дыбыс сіңіретін экрандармен жүзеге асырылады немесе егер болжамды ағып кетуге қолжетімді болса, LDAR бағдарламасының бөлігі ретінде жалпы көмірсутек анализаторы қолданылады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Топырақ пен жерасты суларының ластануын болдырмаңыз.

Қолданылуы

Зондтар мен датчиктерді қосу кабельдері егер ағып кетудің төгілу аймағы аз болса, жеткілікті тереңге батады. Демек, кейбір жағдайларда резервуарларды тексеру зондты қолданудан гөрі сенімді нәтиже береді.

Экономика

Мұнай-газ саласындағы кәсіпорындардың бірі диаметрі 12 м болатын төрт резервуар тобында ағып кетуді анықтау жүйесін орнату құны жылына 4000 еуро пайдалану шығындарымен жалпы құны 55000 еуроны құрағанын хабарлайды. Басқа кәсіпорындағы резервуарларды жоспарлы тексеру бір резервуар үшін жылына 2000 еуроға бағаланды.

Ендірудің әсері

Топырақ пен жерасты суларының ластануын болдырмаңыз.

Анықтамалық әдебиет

[46].

5.10.1.9. Катодты қорғау

Сипаттау

Электрохимиялық қорғаныс резервуар түбінің сыртында коррозияның пайда болуына жол бермейді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Топырақ пен жерасты суларының ластануы азаяды, сонымен қатар резервуардың коррозиясына қарсы шаралар қабылдау арқылы атмосфераға шығарындылар азаяды.

Кросс-медиа әсерлері

Қабаттасқан токтың катодтық қорғанысы тұрақты ток көзі болған кезде қолданылады.

Ендірудің әсері

Резервуарлар мен құбырларда коррозияның пайда болуын болдырмау, сондай-ақ техникалық қызмет көрсету шығындарын төмендету

Анықтамалық әдебиет

[30].

5.10.1.10. Резервуардың түбіндегі қалдықтарды азайту

Сипаттау

Резервуардың түбіндегі қалдықтардың санын резервуардың түбінде қалған мұнай мен суды мұқият бөлу арқылы азайтады. Сүзгілер мен центрифугалар мұнайды алу және қайта өңдеуге жіберу үшін де пайдаланылады. Басқа қолданылатын әдістер - бұл бүйірлік тармақталған құбырлардың резервуарларына ағынды араластырғыштарды орнату немесе химиялық заттарды пайдалану. Бұдан әрі негізгі тұнба мен су қабылдау жүйесіне беріледі

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Шикі мұнай резервуарларынвғ түбіндегі қалдықтар МӨЗ-дегі және мұнай-газ өндіру кәсіпшілігіндегі қатты қалдықтардың үлкен пайызын құрайды, оларда ауыр металдардың болуына байланысты кәдеге жарату қиын. Олар ауыр көмірсутектерден, өлшенген бөлшектерден, судан, коррозия өнімдерінен және шөгінділерден тұрады.

Кросс-медиа әсерлері

Кәсiпшiлiкте шикi мұнайы бар резервуарлардан шөгiндiлер мен судың ауысуы олардың тұзсыздандыру қондырғысында анықталуы мүмкiн дегендi бiлдiредi.

Анықтамалық әдебиет

[4].

5.10.1.11. Резервуарды тазарту бойынша операциялар

Сипаттау

Шикі мұнай және басқа да мұнай өнімдерін сақтау резервуарларында тұрақты ішкі тексерулер мен жөндеу жүргізу үшін газдарды босату, тазарту және ағызу қажет. Резервуарды су түбіндегі қалдықтардан тазарту ішіндегінің көп бөлігін (> 90%) шамамен 50 ° C температурада ерітуді көздейді. Нәтижесінде түбіндегі қалдықтардың көп бөлігі ереді. Одан кейін сүзгеннен кейін олар шикі мұнай құйылған резервуарға жіберіледі. Әдетте мұнай сақтау резервуарын тазалауды жұмысшылар орындайды. Олар резервуарға түсіп, тұнбаны механикалық жолмен тазалайды. Соның салдарынан олар әлеуетті жарылыс қаупі бар және уытты атмосфераның әсеріне ұшырайды. Резервуарларды тазартудың толық автоматтандырылған әдістері де бар. Ол былайша орындалады:

технологиялық жабдық орнатылады: төмен/жоғары қысымды шүмектер не резервуардың төбесіне, не резервуардың қабырғасына жапсарлас орнатылған люктер арқылы орнатылады және сұйықтық бетінен ластануларды жинайды.

резервуарда инертті газ қабатын жасайды: инертті газ себіледі, оттегінің деңгейі өздігінен тұтану жағдайларына жол бермей 8% дейін ұсталады.

шламды алып тастайды және резервуарды тазартады: шламды тазалау құралы ретінде резервуардағы мұнайды пайдалана отырып, тазалау бүріккіштері арқылы сорып шығарады және қайта циркуляциялайды. Қажет болған жағдайда шикі мұнайды қосады және/немесе тұтқырлығын төмендету үшін қайта айналатын ортаны қыздырады.

мұнайды бөледі және алады: шламның бір бөлігі химиялық реагенттер қосылмай механикалық бөлінеді (декантацияланады).

сумен жуады: ыстық сумен соңында жуылады және ақырында инертті газ ағызылады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Резервуарларды тазартқаннан кейін шығарындылар табиғи немесе механикалық желдету кезінде пайда болады. Арнайы шаралардың, мысалы, ұтқыр алау қондырғыларының арқасында ҰОҚ шығарындыларын одан әрі 90% -ға дейін қысқарту күтілуде. Қазіргі уақытта мұндай қондырғылар шикі мұнай және мұнай өнімдерін сақтау резервуарларын тазарту мақсатында жобалануда. Жабық контурлы жүйелерде жұмыс істейтін резервуарларды тазартудың автоматтандырылған әдістері қоршаған ауаға ҰОҚ шығарындыларын азайтады. Мұндай жүйелерде мұнай құйылған резервуардан атмосфера газсыздандырылады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Шикі мұнай цистернасын тазарту кезінде пайда болатын шығарындылар және олардың азаюы егжей-тегжейлі сипатталған [47]. Тұнбаны тазарту үшін ыстық дизельді пайдалану жылуды қажет етеді. Тиісті ағын резервуардың түріне және мөлшеріне, сондай-ақ өңделетін қалдықтардың түріне байланысты. Резервуарларды автоматтандырылған тазалауды жеткізуші зауыттың [48] ақпаратына сәйкес, 5.27-кестеде шикі мұнай резервуарларын тазарту бойынша үлгілік деректер келтірілген.

5.27-кесте. Шикі мұнай резервуарларын тазарту жөніндегі үлгілік деректер

Р/с №		Автоматты тазалау	Механикаландырылған тазалау
1	2	3	4
1	Көмірсутектер шығарындылары	1-2 т	30-50 т
2	Жанармай шығыны	Жылыту қажеттілігіне байланысты 30000-70000 л	20000-25000 л
3	Жану қалдықтары	20-50 м3	2000-5000 м3 тазалауға арналған көлемге байланысты
	Сарқынды сулар	20-50 м3	шамамен 500 м3

ескертпе: Шикі мұнай резервуары: диаметрі 50-80 м - қалқымалы шатыр - 2000 м3 мұнай шламы.

Кросс-медиа әсерлері

Резервуарды тазарту кезінде табиғи немесе мәжбүрлі желдету қолданылса, ҰОҚ шығарындылары айтарлықтай артады. Резервуардың қалыпты жұмысында ҰОҚ концентрациясы өзгеріссіз қалады. Суды қайта өңдеу арқылы автоматтандырылған тазарту жүйесі тұщы суды үнемдейді және мұнай тазартқыш ретінде қайта пайдаланылады. Автоматтандырылған тазартуда және инертті газ қабатын құруда электр энергиясын тұтыну механикаландырылған тазартуға қарағанда жоғары. Автоматты тазалау нәтижесінде қатты және сұйық қалдықтар азаяды. Инертті жағдайда тұйық контур жүйесі қауіпсіз жағдайда өтеді, өйткені жарылыс қаупі және адамға қауіпті заттардың әсері азаяды.

Егер мұнай-газ өндіру кәсіпшілігінде шламды жағуға арналған жеке қондырғы жұмыс істесе, тазартудан кейінгі шөгінділер оған жеткізіледі.

Қолданылуы

Резервуарды тазарту операциялары кеңінен қолданылады. Дегенмен, бұл әдістің қолданылуы резервуарлардың түрі мен өлшемімен және қалдықтарды өңдеу түрімен шектеледі.

Экономика

5.28-кестеде келтірілген пайдалану шығындары резервуарларды шикі мұнаймен тазартуға тән [4].

5.28-кесте. Шикі мұнай резервуарларын тазартуға арналған типтік сметалық шығындар

Р/с №		Автоматты тазалау	Механикаландырылған тазалау
1	2	3	4
1	Айнымалы тазалау шығындары	300000	200000
2	Қалдықтарды тасымалдау	5000	100000
3	Қалдықтарды кәдеге жарату немесе қайта өңдеу	10000	200000
4	Жалпы шығындар (Еуро)	315000	500000

ескертпе: шикі мұнай резервуары: диаметрі 50-80 м-қалқымалы шатыр-2000 м 3 мұнай шламы.

Ендірудің әсері

ҰОҚ шығарындыларын азайтыңыз және резервуардағы төменгі қалдықтарды азайтыңыз.

Зауыт (тар) мысалы

Бұл әдіс ЕО-ның көптеген мұнай базаларында кеңінен қолданылады.

Анықтамалық әдебиет

[4], [47], [48].

5.10.1.12. Резервуарлардың түсі

Сипаттау

Ұшпа материалдары бар резервуарларды ашық түске бояу ұсынылады:

өнімнің температурасының жоғарылауына байланысты шамадан тыс буланудың алдын алыңыз;

стационарлық шатыры бар резервуарлардан сақталған сұйықтықтың булану жиілігінің жоғарылауын болдырмаңыз. Жылудың жалпы шағылысу коэффициенті кем дегенде 70% болуы ұсынылады. Бұл коэффициентке жылу шағылыстыратын жабынды қолдану арқылы қол жеткізіледі, мысалы, ақ (1,0) немесе күміс түсті алюминий (1,1). Керісінше, кез-келген басқа жиі қолданылатын түс, соның ішінде ашық сұр, жоғарырақ мәндерді көрсетеді (>1,3), бұл жоғарыда аталған жылу шағылысуына қол жеткізуге мүмкіндік бермейді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

ҰОҚ шығарындыларын азайту.

Кросс-медиа әсерлері

Табиғи ландшафттың ерекшеліктеріне байланысты ашық түстермен бояу резервуарларды "көрнекті" етеді. Мүмкін, бұл резервуарларға теріс визуалды әсер береді. Бояу кезінде зиянды заттардың шығарындылары атмосфераға түседі.

Қолданылуы

Резервуар паркінің ортасында орналасқан резервуар корпусының төбесі мен үстіңгі жағын бояу бүкіл резервуарды бояу сияқты жылу шағылыстыратын әсерге ие.

Ендірудің әсері

Бұл әдісті қолдану сонымен қатар сақтау цистерналарына 94/63/EО директивасының талабы болып табылады. ЕО талаптары ішінара әлсіреген резервуардың визуалды сезімтал аймақтарын қоспағанда.

Анықтамалық әдебиет

[4], [49].

5.10.1.13. Сақтаудың басқа да тиімді әдістері

Сипаттау

Материалдарды дұрыс өңдеу және сақтау қалдықтардың пайда болуына, атмосфераға және су кеңістігіне шығарындыларға әкелетін төгілу, ағып кету және басқа шығындар мүмкіндігін азайтады. Кейбір тиімді сақтау әдістері төменде келтірілген:

Үлкен пайдалану контейнерлер металл контейнерлердің орнына. Үлкен контейнерлерді қайта пайдалану, егер олар жоғарғы және төменгі бөліктерінде қабылдау және тарату құбырларының құбырларымен жабдықталған болса. Металл ыдыстарды қайта өңдеу немесе қалдықтар ретінде жою қажет. Бункерлерде сақтау металл контейнерлермен салыстырғанда ағып кету және төгілу мүмкіндігін азайтады. Қолдану тұрғысынан бір реттік үлкен контейнерлерді қауіпсіз жою бірқатар қиындықтарды тудырады.

Мұнай сақтауға арналған бос металл бөшкелерді азайту. Жиі қолданылатын мұнайды көтерме сатып алу (автоцистерналар арқылы) және аралық қойма ретінде тасымалдау үшін контейнерлерді толтыру. Кейін қызметкерлер мұнайды контейнерлерден қайта пайдалануға болатын металл ыдыстарға, паллеттерге немесе басқа контейнерлерге құяды. Бұл бос металл контейнерлердің санын және олармен байланысты өңдеу шығындарын азайтуға мүмкіндік береді.

Контейнерлерді жер бетінен жоғары ұстау бетонның төгілуі немесе "терлеуі" нәтижесінде коррозияның пайда болуына жол бермейді.

Контейнерді босату жағдайларын қоспағанда, контейнерлерді жабық ұстау.

Тұрақты тексеру, алдын алу шараларын қолдану, жер астына салынған құбырлардың, резервуарлардың түбіндегі коррозияны жою (ЕҚТ 89-ды қараңыз).

Резервуарларда сақталған балласт суы ҰОҚ шығарындыларының көп болуына себеп болады. Сондықтан олар қалқымалы шатырмен жабдықталған. Мұндай резервуарлар сарқынды суларды тазарту жүйесінде теңестіру резервуарлары ретінде де қолданылады.

Күкірт сақтайтын резервуарлардан қышқыл газы бар құрылғыларға немесе газды ұстайтын басқа қондырғыларға желдеткіш саңылаулар жүргізу.

Резервуарлық саябақтардан шығарындыларды бақылаудың орталық жүйелеріне сору желдеткіші.

Құбыр арқылы шлангты қосу немесе мұнай өнімдерін ағызу үшін өздігінен тығыздалатын қосқыш муфталарды орнату.

Тиеу жұмыстары кезінде көлік құралдарының (автомобиль немесе вагон - цистерналардың) кездейсоқ орын ауыстыруы немесе сдысуы нәтижесінде жабдықтың зақымдануын болдырмайтын оқшаулағыш материалдарды төсеу және/немесе бұғаттау құрылғыларын орнату.

Құю жеңі контейнердің үстінде толық орналастырылғанға дейін қолданысқа енгізілмейтін жағдайларды қамтамасыз ету. Бұл жоғарғы жүктеме жеңі қолданылған жағдайда шашырауды болдырмайды.

Резервуарлардың толып кетуіне жол бермейтін құрылғыларды немесе процедураларды қолдану.

Авариялық деңгейдегі дабыл резервуарлық қорларды есепке алудың үлгілік жүйесінен дербес жұмыс істейді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қол жеткізілген экологиялық көрсеткіштер бойынша ақпарат 5.29-кестеде келтірілген.

5.29-кесте. Қол жеткізілген экологиялық пайда және экологиялық көрсеткіштер

Р/с №		Әдістері		Шығарындылар коэффициенті метан емес ҰОҚ (өткізу қабілеті г/т)		Шығарын-дылармен күресудің тиімділігі, %		Өлшемі (диаметрі м)		Құны, еуро
1	2		3		4		5		6
1	Стационарлық шатыры бар сақтау резервуары (РСК)		7-80
2	Қалқымалы шатырлы резервуар (PCC)		7-80
3	Понтоны бар резервуар (РП)		2-90
4	Ашық реңктегі бояумен сыртқы әрлеу				1-3 РСК		12		39001
5							40		25400
6	Понтонды стационарлық шатыры бар жұмыс істеп тұрған резервуарға орнату				97-99 РСК		12		32500
7							40		195000
8	Бу кеңістігінің үстіне орнатылған бастапқы тығыздағышты сұйықтықтың бетіне орнатылған қалқымалы шатырдың тығыздағышымен ауыстыру. бастапқы тығыздау				30-70 ПКК 43-45 РП		12		4600
9							40		15100
10	Жұмыс істеп тұрған резервуарларды қайталама тығыздағыштармен жарақтандыру				90-94 ПКК 38-41 РП		12		3400
11							40		113001
12	Бастапқы тығыздағышты жетілдіру, екінші тығыздағышты орнату және шатырды (понтонды және қос түбін)орнатуды реттеу				98 ПКК 48-51 РП		12		200
13							40		200
14	Понтоны бар қолданыстағы резервуарға стационарлық шатырды орнату				96 ПКК		12		18000
15							40		200000

ескерту: кестедегі шығарындыларды бақылау процедурасының тиімділігі, мөлшері және құны бойынша бағандар әдістерге жатады. Шығындар - бұл диаметрі екі метрлік резервуарлар үшін орташа шығындар. Шығарындыларды бақылау әдістерінің тиімділік мәндері резервуарлардың әртүрлі түрлеріне қолданылады.

Анықтамалық әдебиет

[40] [32].

5.10.1.14. Мұнай өнімдерін құю процесінде бу қысымын тұрақтандыру

Сипаттау

Ағызу/құю жұмыстары кезінде атмосфераға шығарындылардың алдын алудың бірнеше нұсқалары бар. Құю стационарлық шатыры бар резервуарлардан шыққан жерде теңестіру құбыры қолданылады. Содан кейін ығыстырылған қоспа шығын резервуарына қайтарылады және осылайша сорылған сұйықтық көлемін ауыстырады. Құю операциялары кезінде буланған булар тиеу резервуарына қайтарылады. Егер стационарлық шатыры бар резервуар болса, онда олар бу ұсталғанға немесе жойылғанға дейін сақталады. Бұл жүйе кемелер мен баржаларда да қолданылады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Бу қысымын тұрақтандыру атмосфераға шығарылатын бу көлемін айтарлықтай азайтады. ҰОҚ шығарындылары 80 % дейін төмендейді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Жарылғыш қоспалармен жұмыс істеу кезінде сақтық шараларын қолдану керек, яғни тұтану қаупін және оның таралуын болдырмау керек. Шығарындылардың алдын алу үшін резервуарларды жабық ұстау керек, төмен қысымда пайдалану керек, ал сынамаларды алу және алу жабық түрде жүргізілуі керек. Детонациялық сөндіргіштерді үнемі тазалап отыру ұсынылады, өйткені булардың құрамында тоқтатылған бөлшектер бар (мысалы, жүк цистерналарында инертті орта құрудың нашар жұмыс істейтін жүйелерінен күйе).

Кросс-медиа әсерлері

Тасымалдау кезінде қабылдау ыдысындағы сұйықтық буланып кетеді (шашырау арқылы бу шығару). Әдетте, ығыстырылған сұйықтықтың көлемімен салыстырғанда будың артық мөлшері пайда болады. Ең ұшпа сұйықтықтарды тарататын теңгерімдеу құбыры ҰОҚ пен күресудің тиімді құралы болып саналмайды.

Қолданылуы

Барлық жұптар ұсталмайды. Резервуарға құю жылдамдығына және технологиялық процестердің икемділігіне әсер етеді. Сәйкес келмейтін жұптары бар резервуарларды бірге орналастыруға болмайды. Өнім қысымды босату/вакуумдық қауіпсіздік клапанының клапандарымен жабдықталған стационарлық шатыры бар резервуардан шығарылған жағдайда ғана қолданыла алады.

Экономика

Қажетті инвестициялар резервуар үшін 0,08 миллион еуроны құрайды, пайдалану шығындары аз.

Ендірудің әсері

ҰОҚ шығарындыларын азайтыңыз.

Зауыт (тар) мысалы

Сұйытылған газды тиеу. Кейіннен көлік контейнерлеріне құю тұйық контурлы жүйемен немесе кәсіпшілікте отын газын дайындау жүйесіне шығарумен жүзеге асырылады.

Анықтамалық әдебиет

[32], [50].

5.10.1.15. Мұнай өнімдерін төменгі құю

Сипаттау

Ағызу-құю фланецті құбыры резервуардың ең төменгі нүктесінде орналасқан саптамаға қосылған. Резервуардағы желдеткіш құбыр газ қысымын тұрақтандыру құбырына, газды ұстау қондырғысына немесе желдеткішке қосылады. Соңғы жағдайда ҰОҚ атмосфераға шығарылады. Құю құбырындағы фланецті қосылым құбырды ең аз ағып кетумен/шығарындылармен ажыратуға мүмкіндік беретін арнайы дизайнға ие ("құлыптау қосылымы").

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

ҰОҚ шығарындыларын азайту.

Ендірудің әсері

ҰОҚ шығарындыларын реттеу туралы 94/63/EC директивасы.

Анықтамалық әдебиет

[51].

5.10.1.16. Мұнай өңдеу объектісіндегі герметикалық төсем

Сипаттау

Балық шаруашылығында қолданылатын материалдармен жұмыс істеу көбінесе топырақты, жерүсті немесе жерасты суларын ластайтын кездейсоқ төгілулерге әкеледі. Материалдың ықтимал төгілуін жою үшін мұнай өнімдері өңделетін учаскені төсеу және жиектеу қажет.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Топырақтың ластануын болдырмау және өнімнің кез келген төгілуін кондиционерленбеген мұнай жиналатын жерге бағыттау. Бұл тәсіл пайда болған қалдықтардың көлемін азайтады және материалды жинауға және жоюға мүмкіндік береді.

Ендірудің әсері

Топырақ пен жаңбыр суының ластануын болдырмаңыз.

Зауыт (тар) мысалы

Еуропаның көптеген кәсіпорындары бұл тәсілді қолданады.

Анықтамалық әдебиет

[32].

5.10.1.17. Болат көлденең цилиндрлік резервуар

Сипаттау

Мұнай өндіру кәсіпорындарында атмосфераға жеңіл көмірсутектер шығарындыларының негізгі көздерінің бірі мұнай және газ дайындау қондырғыларының тауар парктеріндегі технологиялық, тауарлық және буферлік резервуарлар болып табылады. Бір шешім болат көлденең және тік цилиндрлік резервуарды орнату болуы мүмкін.

Болат көлденең цилиндрлік резервуар: сұйықтық көлемін сақтау және өлшеу үшін қолданылатын сфералық, жалпақ, конустық, кесілген-конустық немесе торосфералық түбі бар көлденең орнатылған цилиндр тәрізді металл ыдыс.

Тік цилиндрлік болат резервуар: сұйықтықты қабылдауға, сақтауға, көлемін өлшеуге және беруге арналған жерүсті құрылыс құрылымы.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Технологиялық шешім дизайнның технологиялық көрсеткіштеріне байланысты жеңіл көмірсутектер шығарындыларын азайтуға мүмкіндік береді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Технологияны енгізу қосымша жабдықты орнатуға қосымша шығындар әкелуі мүмкін.

Кросс-медиа әсерлері

Қосымша жабдықты орнату немесе қолданыстағы жабдықты қайта құру қажет.

Қолданылуы

Қолдануға қатысты қандай да бір шектеулер белгіленбеген.

Экономика

Нақты технологиялық шешімді қолдану туралы шешім орындалған техникалық-экономикалық есептеулер негізінде әрбір нақты жағдайда жеке қаралады. Күрделі шығындар әрбір нақты құрылыс объектісі үшін жобамен анықталады.

Зауыт (тар) мысалы

Технология РФ мен ЕО елдерінің мұнай компанияларының мұнай өндіруші кәсіпорындарында қолданылады.

Анықтамалық әдебиет

[37].

5.10.1.18. Отын газының орнына стационарлық шатыры бар резервуарларға арналған жастық ретінде азотты пайдалану не мұнай/отын газының буы үшін термоқышқылдандырғышты пайдалану

Сипаттама

Тұрақты шатыры бар резервуарларға арналған жастық ретінде отын газының орнына азотты пайдалану немесе мұнай/отын газының буы үшін жылу тотықтырғышты пайдалану көмірсутек шығарындыларын азайту үшін қажет және көптеген мұнай-газ өндірушілерінде қолданылады. Шикізат резервуарларда инертті газдың "жастықшасы" астында сақталуы немесе тікелей "жүріспен" қондырғыға берілуі тиіс.

Резервуарды тиеу және түсіру әдетте келесідей жүзеге асырылады: егер резервуар толтырылған болса, онда азот резервуарға кірмейді және қысым азаяды, бұл газдың бір бөлігін буландыруға мүмкіндік береді; егер резервуар төмен жылдамдықпен түсірілсе, онда азоттың аз мөлшері резервуарға түседі; егер түсіру жылдамдығы жоғары болса, онда азоттың көп мөлшерін пайдалану керек.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Атмосфераға көмірсутектер шығарындыларын азайту.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Шикізатты өндіру, сақтау, тасымалдау процестері үшін жалпы қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Анықтамалық ақпарат

[41].

5.10.1.19. ҰОҚ шығарындыларымен күресу әдістері. Буды ұстау қондырғылары (VRU)

Сипаттау

Буды ұстау қондырғылары (VRU) — бұл тиеу-түсіру жұмыстары кезінде ұшпа органикалық қосылыстардың (ҰОҚ ) шығарындыларын азайтуға арналған қондырғылар. Мұнай-газ өндіру кәсіпорны үшін бұл бензинге және нафта сияқты басқа ұшпа өнімдерге және жеңілірек өнімдерге қатысты. Буды ұстау ішкі қалқымалы шатырлары жоқ ұшпа өнімдерді сақтайтын тұрақты шатырлы резервуарлардан шығарындыларды азайту үшін де пайдаланылуы мүмкін. VRU көмегімен ҰОҚ шығарындыларын азайту мұнай-газ өндіруші кәсіпорындағы ҰОҚ жалпы бақылауының бір ғана аспектісі болғандықтан, бұл бөлімді сақтау, өңдеу және интеграцияланған мұнай-газ өндірісін басқарумен бірге қарастырған жөн. VRU-дан басқа, бу жинау жүйесі, сондай-ақ басқа жабдықтар қажет: бу құбырлары, детонацияға қарсы құрылғылар, бақылау және өлшеу құралдары және, мүмкін, супер зарядтағыштар, сондай-ақ буды ұстауға арналған резервуарлар ( 5.44-5.46-суреттер).

Буды ұстау жүйелері екі процесті қамтиды:

көмірсутектерді ауадан бөлу;

бөлінген көмірсутек буларын сұйылту.

Көмірсутек буын ауадан бөлу үшін келесі бөлу процестерін қолдануға болады:

белсендірілген бұрыштағы айнымалы қысым адсорбциясы;

төмен құбылмалы сіңіргіш сұйықтықта жуу кезінде сіңіру;

селективті мембраналық бөліну;

салқындату немесе қысу арқылы конденсация (бөлу және сұйылту бір процесте біріктіріледі).

Бөлінген көмірсутек буы үшін келесі сұйылту процестері қолданылады:

жұту, әдетте өз өнімімен сіңіру;

конденсация;

қысу.

Мұнай өнімдері үшін келесі VRU жүйелері қолданылады:

суық қалпына келтірілген мұнай ағынында сіңіру;

айнымалы қысыммен екі қабатты режимде адсорбция;

салқындатқыштың жылу алмастырғышындағы сұйықтықтың жанама конденсациясы;

көмірсутектерді іріктеу бетінен өту кезінде мембрананың бөлінуі.

абсорбция: бу молекулалары сәйкес төмен құбылмалы абсорбентте ("жұтаң") ериді (гликольдер немесе керосин немесе риформинг өнімі сияқты мұнай фракциялары). Оның құбылмалылығын төмендету үшін сіңіргішті салқындату қажет болуы мүмкін (әдетте керосин немесе риформинг өнімі үшін минус 25 °C-тан минус 30 °C-қа дейін). Содан кейін буды абсорбенттен жылу алмастырғыштағы абсорбент / регенерацияланған өнім қоспасын қыздыру арқылы бөліп алу керек, содан кейін байытылған өнімнің буын тиісті ағынға қайта сіңіру керек, мысалы, конденсаторға қалпына келтірілетін немесе өтетін өнім, одан әрі өңдеу қондырғысы немесе қалдықтарды жағу қондырғысы. Сіңіру әдетте ЕО-да бензин буын ұстау үшін пайдаланылмайды, өйткені бұл әдіс, мысалы, адсорбцияға қарағанда тиімділігі төмен болып саналады.

адсорбция: бу молекулаларын белсендірілген көмір (AC) немесе цеолит сияқты қатты адсорбент материалдарының бетіндегі белсендірілген орталықтар ұстайды. Адсорбент мерзімді регенерацияны қажет етеді. Үздіксіз процестерде активтендірілген көмірі бар екі адсорбциялық баған бар, олар әдетте адсорбция және регенерация режимінің әр 15 минутында айналады. Көміртекті адсорбент белсенділігінің бұл регенерациясы бу немесе көбінесе вакуумдық сорғылар арқылы жүзеге асырылуы мүмкін. Содан кейін алынған десорбат (мысалы, бензин компоненттерінің айналымдағы ағынында) ағыннан төмен орналасқан жуу бағанына (жуу сатысы) сіңеді. Жуу колоннасынан (немесе сепаратордан) қалған газ қайта адсорбциялау үшін қондырғының кірісіне жіберіледі. Бұл әдіс көбінесе бензин VRU үшін қолданылады.

5.44-сурет. Белсендірілген көмірді VRU адсорбциялау процесі

Газдардың мембраналық бөлінуі: бу молекулалары бу / ауа қоспасын кейіннен конденсацияланатын немесе сіңірілетін көмірсутектермен байытылған фазаға (пермеат) және көмірсутектермен сарқылған фазаға (ретентат) бөлу үшін селективті мембраналар арқылы өңделеді. Бөлу процесінің тиімділігі мембранадағы қысымның төмендеуіне байланысты. Әрі қарай тазарту үшін мембраналық процесті басқа процестермен біріктіруге болады.

5.45-сурет. VRU мембраналық бөлу процесі

Салқындату/конденсация: бу-газ қоспасы салқындаған кезде бу молекулалары суық жылу алмастырғыштың бетінде конденсацияланады және сұйықтық ретінде бөлінеді. Шығарындылар шегін сақтау үшін екінші кезең (мысалы, сұйық азотты қолданатын криогендік конденсатор) қажет болуы мүмкін. Ылғалдылық жылу алмастырғыштың мұздануына әкелетіндіктен, балама жұмысты қамтамасыз ету үшін екі сатылы конденсация процесі қажет. Қолданылатын салқындату температурасы жеткілікті төмен болса, бұл әдіс шығуда төмен концентрацияға қол жеткізе алады. Булар таза сұйықтық ретінде жойылады (қалдықсыз), оны тікелей сақтау ыдысына қайтаруға болады.

5.46-сурет. Буды ұстауды орнатудың жеңілдетілген технологиялық схемасы

Гибридті жүйелер: шығарындылардың өте төмен стандарттарына сәйкес келетін vru әдістерінің комбинациясы коммерциялық қолжетімді. Мысал ретінде мембраналық бөлінуі бар екі сатылы қондырғы, содан кейін адсорбция болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Әр түрлі жүйелердің шығарындылары ластануды бақылау тиімділігімен тікелей байланысты және тек 10 мг/Нм3(метансыз) болуы мүмкін. Автомобиль бензині үшін 99,9 % шығарындылармен күресу тиімділігі кезінде 5.96-кестеде көрсетілгендей, 150 мг/Нм3 (метансыз) концентрациясына қол жеткізуге болады.

Шикі мұнай цистерналарын тиеуге арналған буды ұстау жүйесі шикізатқа конденсацияланатын және қайта енгізілетін барлық ҰОҚ-тың шамамен 85 % жинай алады.

5.30-кестеде бу шығаратын қондырғылардың тиімділігі мен экологиялық сипаттамалары туралы кейбір мәліметтер келтірілген. НМҰОҚ және бензол өлшемдерін FID немесе GC көмегімен жасауға болады.

5.30-кесте. Буларды ұстау қондырғылары үшін шығарындылардың мәндері

Р/с №	Зауыт түрі	Шығару деңгейі*, %	Үздіксіз пайдалану кезінде қол жеткізуге болатын орташа мәндер, *
Р/с №	Зауыт түрі	Шығару деңгейі*, %	НМҰОҚ****, г/Нм3	Бензол, мг/Нм3
1	2	3	4	5
1	Бір сатылы конденсация қондырғысы	80-95	50	1
2	Бір сатылы абсорбциялық қондырғысы	90-97	35	50
3	Бір сатылы адсорбциялық және мембраналық бөлу қондырғылары	90-99,5	<10*****	1
4	Қосымша супер зарядтағышы бар бір сатылы адсорбциялық қондырғылар	99,98	0,15	1
5	Қысу, сіңіру және мембрананың бөлінуі******	90-95	Деректер жоқ	Деректер жоқ
6	Екі сатылы қондырғылар	99,98	0,15	1

* өнімділік деңгейінің көрсеткіші ретінде;

** 94/63 / EО (II қосымша) сәйкестігі үшін үздіксіз жұмыс кезіндегі орташа сағаттық мән ретінде көрсетіледі;

*** бұл мәндер тазартылмаған газдағы көмірсутектердің концентрациясы үшін келтірілген. 1000 г/Нм3;

**** НМҰОҚ: метан емес ұшпа органикалық қосылыстар. Жүктелетін заттардың жұптарындағы метанның мөлшері айтарлықтай өзгеруі мүмкін. Сіңіру және адсорбция процестері метан шығарындыларын айтарлықтай төмендете алмайды;

***** егер бір сатылы қондырғылар газ қозғалтқыштары үшін алдын ала саты ретінде пайдаланылса, концентрациясы шамамен. газ қозғалтқышының жұмысы үшін 60 г/м3 қажет;

****** қысу, содан кейін екі сатылы экстракция бөлімі: жүктелетін конденсат фракциясына ҰОҚ реабсорбциясы, содан кейін мембрананың бөліну сатысы.

Кросс-медиа әсерлері

Әсерлер энергияны тұтынумен байланысты, әсіресе екі сатылы агрегаттар үшін (салқындату, сору, қыздыру, вакуум үшін); қалдықтардың пайда болуы (адсорбентті/мембрананы ауыстыру); және сарқынды сулардың пайда болуы (яғни адсорбенттің бу регенерациясынан конденсаттар, конденсациялық қондырғылардан еріген су). Жарылыс қаупі бар қоспалар пайда болуы мүмкін жерлерде тұтану және тұтанудың таралу қаупін шектеу үшін сақтық шараларын қабылдау маңызды, 5.31-кесте.

5.31-кесте. VRU әдістерімен байланысты жанама әсерлер

Р/с №	VRU техникасы	Жанама әсерлер
1	2	3
1	Адсорбция	Адсорбент ауыстыруды қажет етеді-көмірдің қызмет ету мерзімі әдетте 10 жылдан асады.
2	Абсорбция	Сарқынды сулар пайда болуы мүмкін және тиісті тазалауды қажет етеді. Абсорбентті қалпына келтіру инвестициялық және энергия шығындарын екі еседен астам арттырады. Жалғыз қалдықтар - бұл көптеген жылдар бойы бір рет ауыстырылуы керек қалдық сұйықтық.
3	Мембраналық бөлу	Бу - ауа жабдықтарының қос жиынтығы қажет-компрессор және вакуумдық сорғы. Адсорбцияға қарағанда энергияны көп тұтыну мүмкіндігі.
4	Конденсация	Ерігеннен ластанған су ағынын жасайды. Салқындату жүйелері салқындатқыштың жоғалуына және энергияны көп тұтынуға әкелуі мүмкін. Криогендік қондырғылар үшін сұйық азот өндірісі энергияны қажет етеді.
5	Гибридті (екі сатылы) жүйелер	Ірі энергия тұтынушылары

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Гетеборг айлағында суды тазарту үшін жылына шамамен 1,4 миллион тонна бензин тиелген кезде пайда болатын буларды тазарту үшін төрт айлаққа қызмет ететін үш адсорбциялық типті VRU (тиісінше 1500 м3/сағ, 2000 м3/сағ және 2400 м3/сағ) орнатылған. Есептелген шығарындылар жылына 300 тоннадан 25 тоннаға дейін қысқарды, ал шығарылған ағындағы жалпы ҰАҚ концентрациясы 10 г/Нм 3-тен төмен болды. 2001 жылы инвестиция құны шамамен 6,4 миллион еуроны (65 миллион швед кроны) құрады.

Әлемдегі ең ірі VRU-лардың бірі (36000 Нм3/сағ) 2008 жылдан бастап Mongstad мұнай өңдеу зауытында шикі мұнай кемелерін (екі айлақ) түсіру кезінде пайда болатын буларды тазарту үшін жұмыс істейді. Белгіленген қуат 5,7 МВт-қа жетеді, ал белсендірілген көмір сүзгі жүйесін қалпына келтіру тиімділігі ҰОҚ жалпы санының шамамен 85% бағаланады. 2008 жылы инвестицияның құны шамамен 60 миллион еуроны (630 миллион швед кроны) құрады.

Германияда экстракция дәрежесі ҰОҚ шығарындыларын кем дегенде
99 % төмендетуге мүмкіндік береді.

Францияда 1990 жылдың аяғынан бастап компанияларға тиеу қондырғыларында буды ұстауға арналған нормативтік базадан гөрі өршіл мақсаттарға жету үшін инвестицияларды қолдау үшін субсидиялар берілді (15 мысал). Бір процесс вакуумдық десорбциямен белсендірілген көмірде адсорбцияны қолданады. Бұл процесс ҰОҚ шығарындыларын 2 г/Нм3-ке дейін төмендетуге мүмкіндік береді, бұл 35 г/Нм3 нормативтік мақсаттан төмен.

5.47-суретте баржаны жүктеу кезінде VRU-дан (бір сатылы көміртекті адсорбциялау қондырғысы) атмосфераға метаннан басқа ҰОҚ шығарындыларының өзгергіштігінің мысалы көрсетілген. Өлшемдер жүктеу кезінде үздіксіз бақылау кезінде орташа жарты сағаттық мәндерді білдіреді (әр операция әр түрлі күндерде орындалады). Бүкіл кезеңдегі орташа мән - 4,4 г/Нм3. Әрбір жүктеу операциясының орташа мәні 10 г/Нм3-тен аз. 2 % жағдайда 10 г/Нм 3-тен жоғары шыңдар байқалады.

5.47-сурет. VRU-дан атмосфераға айлар бойы шығарындылардың өзгермелілігі (12 деректер жинағы)

Бұл шыңдардың кейбіреулері VRU-ны іске қосумен байланысты болуы мүмкін, өйткені екі деректер жиынтығы үшін орын алады: 8 саны (жеті сағаттық орташа: 0,2 г/Нм3 және 9 саны (орташа: 6 г/Нм3), мұнда кіріс концентрациясының күнделікті өзгеруі және үздіксіз бақылау кезінде шығу 5.48-суретте көрсетілген. Ең жоғары сағаттық мәндер жүктеу операциясы басталған кезде пайда болады.

5.48-сурет. Күні бойы екі VRU (8 және 9 деректер жинағы) ауа шығарындыларының өзгермелілігі

Кросс-медиа әсерлері

Буды ұстау шикі мұнайды тиеуге (адсорбцияны қоспағанда, егер адсорбентпен ластануына байланысты күкіртті бу бағанасы сияқты алдын ала өңдеу қолданылмаса), өнімді жөнелту станцияларында және кемелерді тиеу станцияларында қолданылуы мүмкін. Шикі мұнайды тиеу үшін бұл өнімді тиеу жүйелеріне қарағанда тиімділігі төмен, өйткені шикі мұнай буларындағы метан мен этанның жоғары деңгейі төмен тиімділікпен алынады.

Бұл жүйелер қабылдау цистернасы сыртқы қалқымалы шатырмен жабдықталған кезде түсіру процестеріне қолданылмайды. Егер қалпына келтірілген өнімнің мөлшері аз болса, мысалы, құбылмалылығы төмен өнімдер үшін бу жинайтын қондырғылар әдетте қолданылмайды деп саналады.

VRU шектеулі кеңістікті алады. Олар әдетте алдын ала жиналады және сырғанақтарда жеткізіледі. VRU өндірістік қуаты 500-ден 2000 Нм3/сағ-қа дейін. Адсорбциялық жүйелер қарапайымдылығына, жақсы өнімділігіне және жоғары өнімділігіне байланысты кеңінен қолданылады.

Қауіпсіздік мәселелерін қоса алғанда, негізгі техникалық шектеулер 5.32-кестеде сипатталған. Сонымен қатар, VRU үшін негізгі шектеулердің бірі тазарту дұрыс жүргізілмеген кезде алдыңғы жүкке байланысты кемеде бар жұптармен жүйенің ықтимал үйлесімсіздігі екенін атап өткен жөн.

5.32-кесте. Кейбір VRU әдістерінің қолданылуына шолу

Р/с №	ВРУ техникасы	Әдістеменің қолданылуын шектеу
1	2	3
1	Адсорбция	Бу ағынында болатын сәйкес келмейтін қосылыстармен өңдеу шикі мұнайдағы H 2 S сияқты белсендірілген көмірді уландыруы немесе бұзуы мүмкін. Адсорбцияның жоғары температурасына және қосымша супер зарядтағыштарды қолдануға байланысты өздігінен тұтанудың алдын алу үшін қауіпсіздік жүйелері қажет. Бұған жол бермеу үшін тиісті бақылау қажет.
2	Мембраналық бөлу	Үлкен бу көлемі бар жүйелер үшін жақсы жұмыс істейді (мембраналық блокқа кіретін компрессор). Өте аз немесе өзгермелі бу көлемі үшін, мысалы, автоцистерналарды жүктеу кезінде, VRU-ға кіріс бу құбырына ауыспалы көлемді бу бар резервуарды орнату әдеттегі тәжірибе болып табылады.
3	Конденсация	Үздіксіз жұмыс кезінде қондырғыны еріту үшін қос жылу алмастырғышты орнату қажет болуы мүмкін. Жеңіл көмірсутектер төмен температурада қатты гидраттар түзеді, Бұл бітелуді тудыруы мүмкін. Тиімді конденсацияны қамтамасыз ету үшін ағынның өзгеруіне жол бермеу керек. Өте төмен температурада жұмыс істейтін жабдық жалпы қауіпсіздік шараларын қажет етеді.
4	Гибридті жүйелер	Пайдаланудың күрделілігіне байланысты өнімділіктің жоғары деңгейін ұстап тұру қиын.

Экономика

AEAT [110] кемелерді тиеу кезінде шығарындыларды азайту туралы есебіне сүйене отырып, 5.35-кестеде бу ағындары диапазонындағы әртүрлі технологиялар үшін VRU орнатудың күрделі шығындары 2 000 м3/сағ дейін көрсетілген. Бұл шығындарға азаматтық құрылыс, инженерлік инфрақұрылымды қамтамасыз ету және бу жинау жүйелері кірмейді. Тиісті қосымша шығындар VRU-дан жүк тиеу қондырғысына дейінгі қашықтыққа байланысты өзгеруі мүмкін (VRU құнының бес есесіне дейін). Технологияның операциялық шығындары өнімділікке тәуелді емес компоненттен тұрады, ол жылына 5000-нан 40000 еуроға дейін, сонымен қатар жүктелген өнімнің тоннасына шамамен 0,05 еуроға тең айнымалы компонент.

Кейбір VRU әдістері мен термиялық тотығудың күрделі шығындары (2001 жыл) 5.49-суретте көрсетілген.

5.49-сурет. Кейбір VRU әдістері мен термиялық тотығудың күрделі шығындары (2001 жыл)

Директиваның орындалуы туралы бір есепте 94/63/EC [111] шығару коэффициенті 99,7% және кірістегі шоғырлануы 1160 г/Нм3 болатын, демек шығыстағы шоғырлануы 3,5 г/Нм3 болатын адсорбциялық үлгідегі гипотетикалық бір сатылы қондырғының құны туралы болжамды деректер келтіріледі. (5.33-кесте).

5.33-кесте. 3,5 г/Нм3-те жұмыс істейтін бір сатылы VRU адсорбциясы үшін шығындар туралы деректерге мысал (2008 ж.)

Р/с №		VRU №1	VRU №2
1	2	3	4
1	Жүктеудің максималды жылдамдығы (м 3 / сағ)	273	1090
2	Орнатуды есептемегенде күрделі шығындар (миллион еуро)	0,345	0,690
3	Жылдық электр энергиясын тұтыну құны (еуро)	20000	82000

Францияда 5.34-кестеде келтірілген инвестициялық шығындар бойынша деректер (субсидиялау бағдарламасынан алынған) 2 г/Нм3 кезінде жұмыс істейтін процесс үшін қолжетімді.

5.34-кесте. Кейбір француз VRU сайттары үшін шығындар туралы деректерге мысалдар

Р/с №		Жүк көтергіштігі, т / жыл)	Лезде тазалау ағыны, м 3 / сағ	Жыл	Инвестициялық құны, млн еуро	т ҰОҚ / жыл
1	2	3	4	5	6	7
1	№ 1	1 200 000	3000	2005	0.580	100
2	№ 2	192 500	800	1999	0.200	106
3	№ 3	1000 000	Деректер жоқ	1998	0.980	130

1000 Нм3/сағ VRU қондырғылары 1,5-тен 5-ке дейінгі орнату коэффициентімен 2 млн еуро көлемінде күрделі шығындарды талап етуі мүмкін, теңіз тиеу қосымшалары диапазонның жоғарғы жағында орналасқан.

Жалпы күрделі салымдар жүйеге қосылған жүк тиеу кемелерінің саны, айлақ пен шығарындыларды бақылау қондырғысы арасындағы қашықтық (құбырлардың құны), үрлегіштер мен қауіпсіздік жүйелеріне қажеттілік (жарылыс және Жалын сөндіргіштер) сияқты алаңның нақты факторларына байланысты. Күрделі шығындар 2000 Нм3/сағ VRU үшін 4 миллионнан 20 миллион еуроға дейін болуы мүмкін. Инвестициялық шығындар тиімділік 99,2 % болған кезде 2–ден 25 миллион еуроға дейін өзгеруі мүмкін, бұл тиеу операцияларына (автомобиль, теміржол және ішкі тасымалдау) жұмсалған 0,02-1 миллион еуро операциялық шығындарды білдіреді.

Гетеборг пен Монгстадтағы мұнай өңдеу зауыттарына инвестициялық шығындар келесідей болды:

Гетеборгта төрт айлаққа қызмет көрсететін адсорбциялық типтегі үш қондырғы (тиісінше 1500 м3/сағ, 2000 м3/сағ және 2400 м3/сағ) 2001 жылы шамамен 6,4 миллион еуроға (65 миллион швед кроны)тұрды;

Монгстадта VRU шикі мұнайының құны 36000 Нм3 / сағ 2008 жылы шамамен 60 миллион еуроны (630 миллион швед кроны) құрады.

CONCAWE (2012) мәліметтері бойынша, әр түрлі vru технологияларын қолдана отырып, бензин тиейтін vru кемелерінің бағасы мен қуат Сипаттамалары келесідей (5.35-кесте).

5.35-кесте. VRU үшін мәлімделген күрделі шығындар мен қуат Сипаттамаларының мысалдары

Р/с №	Техника	Өнімділік, м3 / сағ	Шығарындылар шегі, г / Нм3	Шығындар, млн еуро	Қуат сипаттамалары (белгіленген қуат), кВт
1	2	3	4	5	6
1	VRU /көмірдің бір сатылы адсорбциясы	2500	10	1,05	425
2	Бір сатылы VRU / мембраналық бөлу	2500	10	1,37	655
3	Бір сатылы мембраналық бөлім	3500	10	2,7	785
4	Екі сатылы мембрана және көмірмен адсорбциясы	3500	0.15	3,5	980
5	Көмірмен бір сатылы адсорбциясы	5000	10	Бірлік құны 3,5 Жүйенің жалпы құны 23	Деректер жоқ

Қолданылуы

Бензинді сақтау және тарату нәтижесінде ҰОҚ шығарындыларын бақылау жөніндегі 94/63/EО директивасы 35 г шығарындылардың шекті деңгейіне жету үшін мұнай өңдеу зауыттары мен терминалдарында буды теңестіру желілері мен буды ұстау қондырғыларын (VRU) немесе буды ұстау жүйелерін (VRS) бензинді тиеу /түсіру/түсіру / Нм3.

Гетеборг хаттамасы теңіз кемелерін тиеуді қоспағанда, бензин VRU үшін жалпы ҰОҚ (24 сағаттық кезең үшін) үшін 10 г/Нм3 шығарындылар шегін белгілейді. Бұл автомобиль бензинін автоцистерналарға, теміржол цистерналарына және баржаларға тиеу үшін және өткізу қабілеті жылына 5000 м 3-тен асатын бу жинауды қолдануды талап етеді.

Зауыт (тар) мысалы

ҰОҚ шығарындыларын азайту үшін бензин қондырғыларындағы (түсіру) көптеген VRU-лар Еуропада заңнамаға сәйкес салынған 1 кезең немесе шикі мұнайды түсіру үшін, мысалы, Гетеборг порты, Монгстад, Германия мен Францияда (экологиялық сипаттамалар мен пайдалану деректері туралы алдыңғы абзацтарды қараңыз).

Анықтамалық әдебиет

[41], [34], [53], [54]

5.10.1.20 ҰОҚ шығарындыларымен күресу әдістері. Бумен бұзылуы (VD)

Сипаттау

Алау жүйесіне беру арқылы ҰОҚ жинау мен жоюдың дәстүрлі әдістерінен басқа, осыған байланысты екі нақты жүйе маңызды.

Тотығу: бу молекулалары жоғары температурада термиялық тотығу арқылы немесе төмен температурада каталитикалық тотығу арқылы CO2 және H2O-ға айналады.

Термиялық тотығу әдетте газ оттығымен жабдықталған бір камералы, қапталған тотықтырғыштарда және стек. Егер бензин болса, жылу алмастырғыштың тиімділігі шектеледі және тұтану қаупін азайту үшін алдын ала қыздыру температурасы 180 °C-тан төмен сақталады. Жұмыс температурасының диапазоны 760 °C-тан 870 °C-қа дейін, ал тұру уақыты әдетте бір секунд немесе одан аз.

Каталитикалық тотығу үшін бетіндегі оттегі мен ҰОҚ адсорбциясы арқылы тотығуды жеделдету үшін катализатор қажет. Катализатор тотығу реакцияларының термиялық тотығу үшін қажет болғаннан төмен температурада жүруіне мүмкіндік береді: әдетте 320 °C пен 540 °C аралығында. Алдын ала қыздырудың бірінші кезеңі (электрлік немесе газ) ҰОҚ каталитикалық тотығуын бастау үшін қажетті температураға жету үшін орын алады. Тотығу сатысы ауа қатты катализаторлар қабаты арқылы өткенде пайда болады.

94/63/EО директивасы (1 кезең) тек ерекше жағдайларда тотығуға мүмкіндік береді, мысалы, қайтарылатын будың үлкен көлеміне байланысты буды ұстау қауіпті немесе техникалық мүмкін емес.

Биофильтрация: CO2 және H2O дейін ыдырауға қоршаған орта температурасынан сәл жоғары температурада қатты, ылғалданған тірек ортада орналасқан микроорганизмдер қол жеткізеді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Осындай әдістермен қол жеткізуге болатын ҰОҚ-ны жоюдың тиісті коэффициенттері келесідей: термиялық тотығу: 99-99,9 %, каталитикалық тотығу: 95-99 % және биофильтрлер: 95-99 %. Дегенмен, биофильтрлердің тиімділігі даулы: жоюдың жоғары тиімділігіне тек жоғары кіріс жүктемелері арқылы қол жеткізілетіндіктен, шығарындылардың концентрациясы 50 мг/Нм3 НМҚОҚ- тан айтарлықтай төмен сирек қол жеткізіледі.

Биологиялық тазарту қондырғылары ең аз күтімді қажет етеді және шу шығармайды. Ешқандай отын немесе химиялық заттар қажет емес. Биофильтрлер алифатты және хош иісті көмірсутектерді, басқа ҰОҚ, H2S және технологиялық ағындардың бөлінетін газдарындағы иістерді, цистерналардың саңылауларын, қауіпсіздік клапандарын, топырақ буының экстракциясын және сарқынды суларды тазартуды және т. б. жояды немесе жояды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Орташа пайдалану мерзімі екі жылдан асады. Биофильтрлер үшін кіретін ауаның температурасы тиісті ылғалдылық деңгейінде 5-55 ºC болуы керек.

Кросс-медиа әсерлері

Термиялық тотығу қосымша өңдеуді қажет ететін NOX сияқты қажетсіз жану өнімдеріне әкелуі мүмкін. Каталитикалық тотығу жану температурасына жету үшін аз энергияны қажет етеді және кірістің төмен концентрациясында термиялық тотығумен бәсекелесе алады. Термиялық тотығу жарылыстардың алдын алу үшін жақсы бастапқы және / немесе қайталама қауіпсіздік шараларын қажет етеді, ал катализатордың улануы мен қартаюына байланысты каталитикалық тотығу тиімділігін төмендетуге болады. ҰОҚ жағылған кезде CO2 де түзіледі. Қосымша отын төмен концентрациялы ағындарды жағуға және катализаторларды алдын ала қыздыруға жұмсалады.

Қалдықтар биофильтрлер таусылған кезде ғана пайда болады. Қайталама ластағыш заттар немесе қалдықтар түзілмейді.

Қолданылуы

Әдебиеттерде 17 м3/сағ-тан 135000 м3/сағ-қа дейінгі ағындарды тазартуға арналған қондырғылар кездеседі.

Биологиялық тотығу үшін бұл әдіс органикалық ластағыш заттардың төмен концентрациясы бар тұрақты құрамдағы үздіксіз ауа ағындарын өңдеу үшін жақсы жұмыс істейді. Бұл әдіс шамадан тыс жүктеме кезінде жиі кездесетін бу-ауа қоспаларын тікелей өңдеуге жарамайды, өйткені мұндай қоспалар негізінен будың жоғары концентрациясына ие (> 1%)./ туралы.) және өте сирек түсіру операциялары кезінде кенеттен шыңдар ретінде пайда болады. Биологиялық тазарту қондырғылары, әрине, кіріс бу ағынындағы күтпеген қосылыстармен улануға сезімтал. Сондықтан бұл жүйелердің көпшілігі қажетсіз қосылыстардың енуіне жол бермеу үшін үнемі бақылауды қажет етеді.

Биофильтрация тек тұрақты құрамы және төмен концентрациясы бар үздіксіз бу ағындары үшін жарамды.

Экономика

Жылуды қалпына келтіретін термиялық тотығу жүйесінің үнемділігі көптеген факторларға, соның ішінде қалдық ағынының калориялық мәніне байланысты болады. 1998 жылы тиімділігі 60 % және газ шығыны 4 720 л/с болатын газ-газ жылу алмастырғышымен жабдықталған термиялық тотықтырғыштан жылуды қалпына келтіру арқылы айтарлықтай өтемақы күтілді. Қосымша отын ретінде табиғи газ пайдаланылды деп есептесек, шығындар миллион ккал үшін шамамен 20 АҚШ долларын және киловатт үшін 0,08 АҚШ долларын құрады-электр энергиясының сағаты. Тәулігіне 24 сағат, жылына 350 күн жұмыс істейтін жүйе үшін қосымша капитал салымдарының өтелу мерзімі 0,2 млн. Зауыттық типтегі жылу алмастырғыш үшін АҚШ бес айдан аз уақытты құрайды.

Биофильтрация шығындары ауаның ластануымен күресудің басқа әдістеріне қарағанда айтарлықтай төмен. Күрделі шығындар ағынның жылдамдығына және жою/жою тиімділігіне байланысты. Күрделі шығындар шамамен 15 доллардан басталады. АҚШ/м3/сағ. Пайдалану және техникалық қызмет көрсету шығындары өте төмен, өйткені отын немесе химиялық заттар қажет емес (5.36-кесте).

5.36-кесте. Өнеркәсіпте қолданылатын ҰОҚ термиялық тотығуды бақылау әдісі

Р/с №	Шығарындылар көзі	Технологиялық қондырғылар мен жабдықтар (орнатылған және қайта жабдықталған)
1	2	3
1	Басқару технологиясы	Атмосфералық ұшпа органикалық қосылыстардың жалпы саны және жану / алау жүйесіндегі қауіпсіздік клапандары
2	Тиімділік	Жану кезінде жою тиімділігі 99,5 % дейін
3	Инвестициялық шығындар	Қуаттылығы жылына 5 млн тонна кәсіпорын үшін 1,3 млн еуро
4	Операциялық шығындар	3,0 миллион еуро
5	Басқа әсерлер	Ұлғайту шығарындыларын CO2 үшін жану

Зауыт (тар) мысалы

Термиялық тотығу: бүкіл әлемде 107-ден астам қондырғы жұмыс істейді.

Анықтамалық әдебиет

[27], [52].

5.10.2. Құю / төгу жүйесі

5.10.2.1. Резервуарлардың пайдаланылуын басқару және бақылау, ағып кету мен құйылуды анықтау жүйелері

Сипаттау

Материалдарды дұрыс өңдеу және сақтау қалдықтардың пайда болуына, атмосфераға шығарылуына және суға түсуіне әкелетін төгілу, ағып кету және басқа шығындар мүмкіндігін азайтады. Төменде сақтаудың кейбір тиімді әдістері келтірілген:

Бөшкелердің орнына үлкен контейнерлерді қолданыңыз. Үлкен контейнерлерді жоғарыдан және төменнен түсіру үшін жабдықталған болса, қайта пайдалануға болады, ал бөшкелерді қайта өңдеу немесе қалдықтар ретінде тастау керек. Жаппай сақтау бөшкелерде сақтаумен салыстырғанда ағып кету және төгілу ықтималдығын азайтуға мүмкіндік береді. Қолдану тұрғысынан: қайта пайдалануға болатын үлкен контейнерлерді қауіпсіз тастау қиын болуы мүмкін.

Бос май бөшкелерінің пайда болуын азайту. Жиі қолданылатын майларды жаппай сатып алу (автоцистерналармен) және аралық қойма ретінде бункерлерді толтыру.

Төгілудің коррозиясын болдырмау үшін бөшкелерді еденнен тыс жерде сақтаңыз.

Өнімді алу жағдайларын қоспағанда, контейнерлерді жабық ұстаңыз.

Жерасты құбырлары мен резервуар түбіндегі коррозияны бақылауды, алдын алуды және бақылауды үйреніңіз.

Балласт суын сақтауға арналған резервуарлар ҰОҚ шығарындыларының көп болуына әкелуі мүмкін. Сондықтан олар қалқымалы шатырмен жабдықталуы мүмкін. Бұл цистерналар сарқынды суларды тазарту жүйесі үшін теңестіру цистерналары ретінде де жарамды.

Күкіртті сақтау цистерналарынан қышқыл газға немесе басқа ұстау жүйелеріне желдеткіш саңылаулардың өтуі.

Резервуарлық парктерден ластануды бақылаудың орталық жүйелеріне желдеткіш саңылауларды жинау және бұру.

Өздігінен тығыздалатын шланг қосылыстарын орнату немесе құбырды ағызу рәсімдерін орындау.

Тиеу операциялары кезінде көлік құралдарының (автомобиль немесе теміржол цистерналарының) кездейсоқ орын ауыстыруы немесе шығуы нәтижесінде жабдықтың зақымдануын болдырмау үшін тосқауылдарды және/немесе бұғаттау жүйелерін орнату.

Резервуарлардың толып кетуіне жол бермеу үшін қолданылатын құрылғылар немесе процедуралар.

Орнату деңгейінің дабылы резервуардағы қалыпты деңгейді өлшеу жүйесіне тәуелді емес.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология мұнай-газ өндіру саласына қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Қоршаған ортаға әсердің төмендеуі.

Зауыт (тар) мысалы

РФ мен ҚР мұнай-газ өндіру саласындағы бірқатар кәсіпорындар.

Анықтамалық ақпарат

[2].

5.10.2.2. Тактілі құюдың автоматтандырылған қондырғысы

Сипаттау

Тактілік құюдың автоматтандырылған қондырғысы (ТҚАҚ) құю телескопиялық құбырлары арқылы цистерналарға мұнай өнімдерінің әртүрлі түрлерін тікелей өлшеуге және құюға, сондай-ақ тиеу аймағынан буларды алып тастауға және қалпына келтіруге арналған. Мұнай өнімдерін нүктелік құю эстакадасы қазіргі заманғы талаптарға, әсіресе: өндірістің қауіпсіздік техникасы және жарылыс - өрт қауіпсіздігі; қоршаған ауа ортасын қорғау; құю режимін автоматтандыру және айналадағы мұнай өнімдерінің санын тіркеу дәлдігі; өнімдерді құю және ауыстыру кезінде өнімдерді араластырудың алдын алу: көлік құжаттарын дайындауды автоматтандыру; толып кетуден қорғалған: құю жұмысының жоғары сенімділігі маневрлік жұмыстарды механикаландыру дәрежесі және құю позициясына цистерналарды орнату дәлдігі.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Процесті автоматтандырудың жоғары деңгейі, құлыптардың және арнайы апатқа қарсы қорғаныс жүйелерінің болуы оның қауіпсіздігін, жөнелтілетін өнімді дәл есепке алуды қамтамасыз етеді. Орнату толығымен герметикалық құюды қамтамасыз етеді және көмірсутек буларын ұстап, оларды жүйеге қайтаратын заманауи сүзгі жүйесімен жабдықталған. Бұл мұнай өнімдерін құю кезінде атмосфераға зиянды шығарындыларды толығымен жоюға мүмкіндік береді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Резервуарлық парктерде және атмосфераға көмірсутектер шығарындыларын азайту үшін құю-құю орындарында мұнай-газ өндіру кәсіпшілігіндегі резервуарлар понтондармен және азот жастықтарымен, ал шикізат паркінде қалқымалы шатырмен жабдықталған. Барлық резервуарларды шағылыстыратын дискілермен жабдықтауға болады. Көмірсутек шығарындыларын ұстау тиімділігі 95-тен 99 % - ға дейін.

Кросс-медиа әсерлері

Жеңіл мұнай өнімдерін сағаттық құю эстакадасы арнайы алаң мен жабдықты қажет етеді.

Қолданылуы

Қызмет көрсететін персоналға елеусіз қажеттілік; апаттық жағдайларды немесе персоналдың қате әрекеттерін болдырмайтын бұғаттаулардың болуы; перспективалық модельдерді қоса алғанда, темір жолдармен жүретін отандық цистерналардың барлық түрлері мен үлгілерін қабылдау қабілеті.

Экономика

Жеңіл мұнай өнімдерін сағаттық құю эстакадасы арнайы алаң мен жабдықты қажет етеді.

Ендірудің әсері

Шамадан тыс жүктемені немесе толып кетуді болдырмау, жөнелту кезінде мұнай өнімдерінің ысырабын азайту.

Экологиялық фактор.

Зауыт (тар) мысалы

Ол Ресей Федерациясының бірнеше мұнай-газ өндірісінде қолданылады.

5.11. Кәріз және тазарту құрылысжайлары (сарқынды суларды тазарту)

5.11.1. Сарқынды суларды тазарту

Сипаттау

Төгінділерді азайту, төменде көрсетілгендей, техникалық шешімдердің тиісті комбинациясын қамтитын сарқынды суларды басқару мен тазартудың интеграцияланған стратегиясын қолдануды білдіреді.

Ластағыш заттарды көзден ұстау	Сарқынды суларды жинау жүйелеріне ағызғанға дейін ластағыш заттарды ұстау технологиялары
Сарқынды суларды алдын ала тазарту	Сарқынды суларды соңғы тазартуға дейін ластану деңгейін төмендету технологиясы. Алдын ала тазалау көзде немесе біріктірілген ағындарда жүргізілуі мүмкін.
Сарқынды суларды түпкілікті тазарту	Сарқынды суларды түпкілікті тазарту, мысалы, дайындық және бастапқы тазарту, биологиялық тазарту және төгу алдында қатты заттарды түпкілікті жою бойынша техникалық шешімдер

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология ҚР-да қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Сарқынды суларда ЛЗ қысқаруы.

5.11.2. Қышқыл ағындарды булау қондырғысы

Сипаттау

Технологияның сипаттамасы 5.6.7-бөлімде берілген.

Кросс-медиа әсерлері

Бу колоннасынан бөлінетін газдардың күкірт алу қондырғысына бағыты, әсіресе бір сатылы бумен пісіру кезінде, күкірт алу қондырғысының тиімділігі мен жұмыс жағдайына теріс әсер етеді (газдағы аммоний нитратының (NH3) болуына байланысты. Екі сатылы парк жағдайында бу шығыны парктің қуаты мен қысымының жоғарылауымен айтарлықтай артады.

Қолданылуы

Екі сатылы булау: егер бу бағанының текше қалдығы қайта пайдаланылмаса, бірақ биологиялық тазартуға бағытталса, оның құрамында NH3 аммоний нитраты тым көп. Бұл мәселені бу бағанында шешу үшін ол көптеген бөлімдермен жабдықталған немесе екі сатылы қондырғы орнатылған. Екі сатылы қондырғының пайдасына жаңартылған жағдайда, қолданыстағы бөлімдер қондырғының көлемін азайту үшін хабтарға айналады. Бу колоннасының екінші қондырғысының жоғарғы жағынан азды-көпті таза аммоний ағыны NOХ натрий оксидін азайту үшін пештің ыстық түтін газына немесе қондырғының көміртегі тотығын жағу қазандығына жіберіледі.

Экономика

Экономикалық көрсеткіштер қышқыл сарқынды суларды буландыру қондырғысының конфигурациясына байланысты.

Күрделі шығындар орташа есеппен 2,7-ден 10,9 миллион еуроға дейін (1996 жылғы мәліметтер бойынша).

Ендірудің әсері

Мұнай өңдеудің барлық дерлік процестері айдау немесе бөлу процестерін күшейту үшін буды енгізумен бірге жүреді. Бұл көмірсутектермен ластанған қышқыл судың (құрамында аммиак пен күкіртті сутегі бар) және/немесе бу конденсатының пайда болуына әкеледі. Ксила суын тазаламас бұрын немесе шаю суы ретінде қайта қолданар алдында оны буландыру қажет. Қышқыл судың типтік құрамы-900 мг/л күкіртті сутегі, 2000 мг/л аммоний, 200 мг/л фенол және 15 мг/л цианид сутегі.

Анықтамалық әдебиет

[55], [10], [56].

5.11.3. Сарқынды суларды төгу көзінен көмірсутектердің құрамын азайту және алу

Сипаттама

Бензол, фенол және көмірсутектері бар сарқынды сулар басқа қондырғылардың сарқынды суларымен араласқаннан кейін сарқынды суларды тазарту станциясында емес, олардың пайда болған жерінде оңай және тиімді тазартылады. Демек, көмірсутектердің пайда болу көздерін іздеу-бұл бірінші шара.

Сарқынды сулардан бензолды азотпен немесе сығылған ауамен алу. Азотпен үрлеу сарқынды сулардан бензолды және басқа төмен хош иісті қосылыстарды алу үшін қолданылады. Шығарылған қоспа органикалық заттарды ұстайтын белсендірілген көмір қабаттарымен өңделеді, бұл тазартылған азотты сарқынды суларды тазарту қондырғысында қайта пайдалануға мүмкіндік береді. Мерзімді түрде көміртегі қабаты ыстық бумен қалпына келтіріледі: бөлінген органикалық булану бумен конденсаторға тасымалданады, содан кейін органикалық және су қабаттарына ыдырайды. Органикалық заттар көмірсутектердің айналым жүйесіне қайтарылады.

Сарқынды сулардан фенолды қарсы ағынды экстракция бағанының көмегімен сұйық экстракция. Дистилляциядан кейін еріткіш (мысалы, бутилацетат) экстракция бағанына қайта оралады.

Жоғары қысымды ылғалды ауамен тотығу (>20 бар изб.) Су ауамен қарқынды араласады, ал органикалық қосылыстар катализатордың қатысуымен жоғары температурада және жоғары қысымда тотығады (250 ºС, 7 МПа). Құрамында күкірт бар заттар сульфаттарға дейін тотығады; аминдер мен нитрилдер молекулалық азотқа айналады; аммоний биологиялық немесе механикалық тазарту қадамын қажет етеді.

Төмен қысымды тотығу (<20 бар изб.). Тұрақты органикалық қосылыстар оттегімен тазартылады және сарқынды суларды биологиялық тазарту қондырғысында (БОС газдар) СО2 және Н2О дейін минералданады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Орнату бұл жүйені тәулігіне 1895 л кәдеге жарату үшін пайдаланады. құрамында 50 ppm бензол, 100 ppm толуол/ксилол және 100 ppm басқа көмірсутекті сұйықтықтар бар сарқынды сулар. Сарқынды суларды қайта өңдеу қондырғысы бензолды 500 ppb-ден төмен деңгейге дейін азайтты. Бұл әдіс MTBЭ алу үшін де қолданылады.

Сарқынды сулар 99 % және одан жоғары тазартылады немесе тазартылған концентрация 1 ppm дейін төмендейді. Құрамында >1 % фенол бар сарқынды сулар 1 ppm-ден аз фенолы бар тазартылған суды алғанға дейін өңделді (тиімділігі: 99 % - дан жоғары; Koch Process Technology, Inc.). Құрамында фенол бар сарқынды сулар да микробиологиялық жолмен тазартылады.

Шығарындыларды бақылау тиімділігі 99 % құрайды.

Тазалау тиімділігі 60-90 % құрайды.

Азотпен үрлеудің сығылған ауаны шығарумен салыстырғанда бірқатар артықшылықтары бар: оттегі тазарту бағанының биологиялық ластануын төмендетпейді. Азот тазарту қондырғысында жарылғыш қоспалар түзетін қондырғының істен шығу қаупін азайтады.

Техника 2: м3 судағы энергия ресурстарының стандартты көрсеткіштері:

электр энергиясын тұтыну: 159 кВт·сағ;

бу (20,7 бар (үй.)): 15,6 кг;

бу (2,07 бар (үй.)): 103 кг;

судың температурасы 45 °C (DT = 19 °C): 5,6 м3;

суды t – 29 °C (DT = 11 °C) температурада салқындату:2,5 м3.

Қолданылуы

1-техника: Бензол, толуол, этилбензолмен жұмыс істейтін зауыттардан тұзсыздандырылған су мен сарқынды суларды тазарту үшін қолданылады.

2-техника: Фенолы бар сарқынды суларды бірнеше жүз ppm-ден қанықтыруға дейін (шамамен 7%) және одан жоғары тазартуға арналған.

Экономика

1-техника: Жабдықты жобалау және жеткізу шығындары шамамен 1 1250,000 АҚШ долларын құрайды. Жыл сайынғы энергия шығындары шамамен 85000 АҚШ долларын құрайды.

2-техника: Фенол концентрациясы 1% - дан жоғары сарқынды сулар үшін үнемді. Негізгі мысал: құрамында 6 % фенол бар 27,2 м 3/сағ сарқынды сулар төрт сатылы тазарту бағанында 4,3 м 3/сағ еріткіштермен тазартылады. Алынған фенолдың жалпы мөлшері 99,3 % құрады.

Инвестициялар, тек экстракция бағанына: 1,32 АҚШ доллары/м 3.

Бүкіл жүйе: 3,43 АҚШ доллары/м 3.

Өтелімділік: 3,96 АҚШ доллары/м3.

Ендірудің әсері

Көмірсутектерді азайту және алу.

Анықтамалық әдебиет

[32], [24].

5.11.4. Сарқынды суларды бастапқы тазарту - ерімейтін заттарды алу

Сипаттама

Әр түрлі қондырғылардан сарқынды суларды белгілі бір технологиямен жинау жалпы сарқынды суларды тазартудың бөлігі болып саналады. Шын мәнінде, сарқынды суларды тазарту қондырғылары, әсіресе биологиялық тазарту қондырғылары, тұрақты рН, гидравликалық жүктеме немесе ағын жылдамдығы және ластағыш заттардың тұрақты құрамы/концентрациясы жағдайында тиімді жұмыс істейді.

Тазарту құрылыстарының жұмысындағы қысқа мерзімді (күнделікті) және ұзақ мерзімді (апта сайынғы) іркілістерді азайту үшін сарқынды суларды орташалау процестері не оларды тазарту құрылыстарының шегінде немесе жанында әртүрлі өндірістік қондырғыларда бөлу қолданылады. Буферлеу және ұсталатын көлем сонымен қатар кейінгі тазарту үшін кіретін сарқынды сулардың үйлесімділігін талдауға мүмкіндік береді.

Ағынның шығынын және мазмұнын/концентрациясын теңестіру орташалау (буферлеу немесе гомогенизация) деп те аталады.

Бу бағанынан келетін технологиялық су қондырғыдағы пайдаланылған судың негізгі көздерінің бірі болып табылады. Сонымен қатар, кейбір сәйкес келмейтін технологиялық ағындар мен объектілердің ағындары (алаулар мен резервуарлар) пайдаланылған судың жалпы ағынын арттырады. Ағып жатқан ағын алдымен бос мұнай мен механикалық қоспаларды кетіру үшін мұнай-су сепараторынан (CPI, PPI немесе API) өтуі керек.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология ҚР-да қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

5.11.5. 1-кезең - Мұнайды жою

Сипаттау

Бұл кезеңнің мақсаты - ерімейтін көмірсутектерді бөлу және алу. Бұл әдістер фазалар арасындағы ауырлық айырмашылығының принципіне негізделген (сұйық-сұйық немесе механикалық қоспалар-сұйық): тығыздығы жоғары фаза ыдыстың түбіне түседі, ал тығыздығы төмен фаза бетіне шығады.

1-кезеңді тазарту құрылғылары:

мұнай-су сепараторлары;

CPI пластиналық кескіштер;

параллель PPI тақтайшалары бар сепараторлар;

TPI көлбеу пластиналы сепараторлар;

буферлік резервуарлар және / немесе орташалағыштар.

1-қоқыс жинағыш (көлбеу шыбықтар); 2-Мұнайды ұстауға арналған аралықтар;

3 - Ағынды таратқыштар (тік шыбықтар); 4-Мұнай қабатын жинауға арналған ойықтары бар құбыр; 5 - Реттелетін толып кететін су төгетін құбыр;
6-Сарқынды суларға арналған тұндырғыш; 7-Қырғыш

5.50-сурет- Мұнай-су API сепараторының жалпы сипаттамасы

Мұнай-су API сепараторларымен салыстырғанда, CPI пластиналық бөлгіштерде, параллель PPI пластиналық сепараторларда және TPI көлбеу пластиналық сепараторларда қолданылатын ішкі пластиналар жойылатын ерімейтін көмірсутектердің бөліну уақытын қысқартады.

Бұл әдістер әдетте 150 мкм-ден асатын немесе оған тең келетін бос мұнай тамшыларын бөлуге және алуға бағытталған.

Бөлу жүйесінен шығатын сулы фазада әдетте ерімейтін дисперсті мұнай тамшылары, эмульсияланған мұнай тамшылары, тоқтатылған механикалық қоспалар, тамшы түрінде емес еритін мұнай, еритін бейорганикалық заттар, еритін органикалық заттар және аз мөлшерде ерімейтін бос көмірсутектер мен тұндырылған механикалық қоспалар болады.

Мұнай жинағыштың стационарлық бұру құбыры тұтқыр және / немесе жартылай қатты көмірсутекті материалдардың жиналуын гравитациялық ағынмен жоймайды. Су бетінен мұнайды тиімді жинау үшін икемді жеңді мұнай жинағыш қолданылады. Судың бетінде механикалық түрде жиналған тұтқыр және / немесе жартылай қатты көмірсутекті материалдарды алу үшін оператордың мұқият бақылауы және қажет болған жағдайда оның араласуы қажет болуы мүмкін.

5.50–5.51-суреттерде 1-кезеңнің тазарту құрылғыларының жалпы сипаттамасы келтірілген.

5.51-сурет. Параллель PPI тақтайшалары бар сепаратордың жалпы сипаттамасы

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Су бетін CPI және API сепараторларымен тазартқаннан кейін жиналған мұнай көлемі 50-100 бөлікті құрайды деп болжануда./ млн.

Кросс-медиа әсерлері

Ішкі пластиналары бар сепараторлар механикалық қоспалармен ластануға бейім.

Олар механикалық қоспалардан немесе мұнай шөгінділерінен өзін-өзі тазарту функциясына ие емес. Егер сіз суды ауырлық күшімен жібермесеңіз және/немесе оны сорғымен сорып алмасаңыз, мұндай сепараторларда механикалық қоспалар жиналады, пластиналық профиль жоғарыдан төменге дейін ластанады.

Мұнай алудың ішкі механикалық жүйелерімен жабдықталмаған сепараторларда көмірсутектер су фазасының бетінде жиналады.

Төбесі жоқ сепараторлар ҰАҚ шығарындыларына әкеледі.

Қолданылуы

Мұндай сепараторларды барлық жерде қолдануға болады. Қолданыстағы сепараторларды түрлендіру құрылымның типтік орындалуына, қолданылатын біліктер мен қырғыштардың түріне, сондай-ақ пневматикалық жетектің орналасуына байланысты қиындық тудыруы мүмкін.

API сепараторында ҰОҚ және ауа болғандықтан, жарылыстың төменгі шектері жоғарылайды. Бұл жағдайда құрылғы айтарлықтай өзгертулер енгізуді талап етеді.

Экономика

2011 жылғы жағдай бойынша API типті тазарту құрылғысының қуаты 750 м3/сағ: - күрделі шығындар 8 825 000 еуроны құрайды.

Дереккөз:

[8].

5.11.6. 2-кезең - Мұнай / су / механикалық қоспаларды одан әрі бөлу

Сипаттау

Сарқынды суларды тазартудың осы кезеңінде қатты/сұйық немесе сұйық/сұйық қалған (тазартудың бірінші кезеңінен кейін) көмірсутектер мен тоқтатылған механикалық қоспалардың бөлінуін жақсарту үшін химиялық заттарды қолдану қажет. Коагулянтты немесе флокулянтты енгізу тазартудың бірінші кезеңінен өткен мұнай тамшылары мен тоқтатылған механикалық қоспаларды ұстау үшін қажет. Сарқынды сулардың рН деңгейі флокуляцияны жақсарту үшін түзетіледі.

Тазалаудың осы кезеңінің әдістері:

еріген газ флотациясы (DGF);

газ көпіршігі флотациясы (IGF);

құмды сүзу

DGF және IGF әдістері бірдей еріген ауа флотациясы (DAF) және ауа ағыны флотациясы (IAF). Олар ауа көпіршіктері тұнбаға түскен механикалық қоспалардың суда жүзуіне мүмкіндік беретін басқа өндірістік секторларда қолданылады. Жарылыс қаупін азайту үшін айдау жүйесі жарылғыш булардың бір жерде шоғырлануына байланысты ауаның орнына газдарды пайдаланады.

DGF және IGF әдістері әдетте 150 мкм-ден аз бос мұнай тамшыларын, эмульсияланған мұнайды және тоқтатылған механикалық қоспаларды бөлуге және алуға бағытталған. Алынған шлам флотация арқылы су бетіне шығарылады, нәтижесінде ұсақ газ көпіршіктері де шлам үлпектерімен ұсталады. Шлам су бетінен алынады, ал су тазартудың келесі кезеңіне жіберіледі.

Құмды сүзу (немесе екі қабатты сүзу) балама флотация процесі болып табылады. Тұндырғыштар балама ретінде де қолданылады.

Осы әдістердің барлығында бөлу кезеңіне түсетін үлпектердің мөлшері өте маңызды.

Егер флокуляция процесі сәтсіз болса, онда сүзу процесінде мұнай мен бөлшектер бөлінеді. Бұл кезеңнен шығатын сулы фазада әдетте еритін мұнай тамшы түрінде емес, еритін бейорганикалық заттар, еритін органикалық заттар және аз мөлшерде бос мұнай тамшылары, шашыраңқы мұнай тамшылары, тұндырылған және тоқтатылған қатты заттар болады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Флотациялық қондырғылар 10-20 бөліктен тұрады./ миллион тазартылған мұнай және биологиялық тазарту кезеңінде сарқынды суларды тазартудың жоғары дәрежесін қамтамасыз етеді.

Кросс-медиа әсерлері

Бұл технологияларды қолдану ҰОҚ және көмірсутектер шығарындыларына әкеледі.

Химиялық заттарды қолдану рН деңгейін реттеу үшін қышқылды және/немесе сілтіні қамтиды. Флокуляция блоктарында коагулянт ретінде FeSO 4 темір сульфаты немесе FeCl 3 темір хлориді де қолданылады. Іс жүзінде флокуляция блогындағы рН деңгейін және полимердің мөлшерін дәл түзетуді күнделікті бақылау қажет. Су бұруға арналған энергия ресурстарының шығындары аз. Ең көп энергияны аэрациялық компрессор пайдаланады.

Қолданылуы

Жалпы қолданылады

Экономика

2010 жылғы жағдай бойынша DAF типті тазарту құрылғысының қуаты 250 м3/сағ: - күрделі шығындар 1 500 000 еуроны құрайды, пайдалану шығындары жылына 180 000 еуроны құрайды ( жылына орта есеппен 12% күрделі салымдар көлемінен).

Ендірудің әсері

Сарқынды сулардағы көмірсутектер мен механикалық қоспалардың мөлшерін азайтыңыз.

Анықтамалық әдебиет

[45].

5.11.7. Қосымша тазарту

Су тапшы ресурс болып табылатын елдерде суды салқындатқыш су ретінде немесе қазандықты толтыру суы (BFW) ретінде қайта пайдалану үшін сарқынды сулардың сапасын жақсарту кейде үнемді болып табылады, егер бу қысымы жеткілікті болса. Бұл жағдайда құмды сүзу (SF) және/немесе ультрасүзгі (UF), содан кейін белсендірілген көмірді (айнымалы ток) және/немесе кері осмос (RO) тұздарды алып тастау арқылы сүзу нәтижесінде BFW дайындау қондырғысының минералсыздандыру қондырғысына кіру үшін жеткілікті таза су пайда болады. Қолданылатын басқа технологиялар - озондау / тотығу, ион алмасу және жану.

Сипаттама

Сарқынды сулардағы тұздарды азайту әдістеріне мыналар жатады: ион алмасу, мембраналық процестер немесе осмос. Металдар тұндыру, флотация, экстракция, ион алмасу немесе вакуумдық айдау әдістерімен бөлінеді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Белсендірілген көмір адсорбент ретінде қолданылған кезде, оны қалпына келтіру керек немесе қондырғының жұмысына байланысты белгіленген аралықпен ауыстыру керек.

Кросс-медиа әсерлері

Пайдаланылған белсендірілген көмірден, мембраналардан және құрамында ауыр металдар бар шламдардан энергияны тұтыну, қалдықтар мен концентраттар.

Экономика

Егер тазарту қондырғылары SF және AC қондырғыларымен жабдықталған болса, онда тазарту қондырғыларының пайдалану шығындары нәтижесінде екі есе артады (бастапқыда басқа қондырғылармен жабдықталмаған тазарту қондырғыларымен салыстыру үшін). UF және RO қондырғылары жұмыс істеген жағдайда, инвестициялық шығындар да, пайдалану шығындары да осы қондырғылардың болуын көздемейтін нұсқамен салыстырғанда шамамен үш есе артады.

Ендірудің әсері

Сумен жабдықтаудың болмауы ықтималдығы бар тазарту және/немесе мұнай-газ саласының қондырғыларында қолданылады.

Зауыт (тар) мысалы

Құм сүзгілері, ультрасүзгі, белсендірілген көмір және кері осмос көптеген салаларда дәлелденген әдістер болып табылады.

5.11.8. Сумен жабдықтау және су бұру жүйесі

Сипаттама

Сумен жабдықтау және су бұру жүйелерінде технологияда көзделмеген жауын-шашын, өрт сөндіру, технологиялық процестердің бұзылуы, технологиялық процестердің өзгеруі, қосымша қондырғылар, қуаттардың кеңеюі және жаңа нормативтік талаптар сияқты өзгермелі жағдайлармен күресу үшін икемділік қажет. Сондай-ақ, суды кешенді басқару үшін негіз қажет, соның ішінде төгілудің алдын алу және су ағындарын тазартусыз немесе тазартудан кейін қайта пайдалану мүмкіндігі. Принцип әртүрлі су ағындары мен сарқынды суларды мұқият сапалық және сандық талдауға, максималды сенімділік пен қоршаған ортаны қорғаумен қайта пайдалану әлеуетін бағалауға негізделген. Су құбыры мен дренаждың икемді дизайны судың интеграциясын қамтамасыз етеді және оңтайлы шығындармен қысқа және ұзақ мерзімді өзгерістерге мүмкіндік береді. Сондай-ақ, ластанған суды резервуарлар мен технологиялық қондырғылардан бөлу қондырғыларына айдау үшін жабық кәріз жүйесі туралы мәселені қарастыру қажет.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Алаңдардың бүкіл дренаж жүйесінен келетін суды тиісті тазартусыз ағызу салдарынан ластанудың алдын алу.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Өнеркәсіптік нысанның сумен жабдықтау және су бұру жүйесі су ресурстарын басқаруды оңтайландыруға мүмкіндік беретін көптеген орнату операцияларының тұжырымдамалық дизайнының нәтижесі болып табылады. Тұжырымдаманың негізінде әртүрлі су ағындарын мұнаймен ластанбаған су ағындарына, мезгіл-мезгіл мұнай өнімдерімен ластанған ағындарға және үнемі мұнай өнімдерімен ластанған ағындарға бөлу жатыр. Соңғыларын биологиялық тазарту, сарқынды суларды тазарту және қайта пайдалану мүмкіндігі бар төмен және жоғары жылдамдықты ОБҚ ағындарына бөлуге болады.

Сегрегация тұжырымдамасын қолдану экономикалық қызмет пен жедел тәртіпті жүргізудің белгілі бір деңгейін ескереді. Сарқынды сулардың белгілі бір түрі үшін басқа бағытты таңдау туралы шешім ішкі ағындардың да, жалпы ағындардың да су сапасын бақылауға негізделеді. Экологиялық көрсеткіштер мен сарқынды суларды басқару үнемі бақылауды, жауап беруді, жеткілікті дайындықты және ынталандырушы нұсқауларды, сондай-ақ кең бақылау схемасын (сынамаларды алу және талдау) қажет етеді. Дауыл суларының жиналатын, бөлінетін және тазартылатын ең ластанған алғашқы бөліктеріне назар аударылады, өйткені олардың құрамында өнеркәсіптік алаңдардың ықтимал ластанған беттерін жуатын жаңбыр суының бірінші бөлігі бар. Бірінші бөлікті бөлгеннен кейін жаңбыр суының қалған бөлігі жиналады, талданады және рұқсат етілген жағдайда тазартусыз төгіледі.

Кросс-медиа әсерлері

Энергияға деген қажеттілік негізінен сарқынды суларды сорумен байланысты және жүйе мен орнату орнына байланысты.

Қолданылуы

Қолданыстағы кәсіпорындарда енгізу үшін жаңа сумен жабдықтау және су бұру жүйесін жобалаудың қазіргі тәсілінің бірқатар элементтерін қарастыруға болады.

Экономика

Деректер жоқ.

Ендірудің әсері

Үй шаруашылығын дұрыс жүргізу арқылы көздерді азайту және төгілудің алдын алу. әрекеттер сонымен қатар CPI, API, DAF және биологиялық тазарту қондырғыларында ҰОҚ шығарындылары мен иістерді азайтудың маңызды элементтері болып табылады.

Зауыт (тар) мысалы

Техникалық сулар мен жаңбыр суының ағындары көптеген кәсіпорындарда бөлінбейді. Бірақ егер олар болса, онда бұл ағындар бөлек және арнайы тазарту жүйелеріне жіберіледі. Сегрегация дәрежесі әр компанияда әр түрлі болады (дизайнға немесе модернизацияға байланысты). Көбісі тазартылған қышқыл суды және/немесе кейбір конденсат ағындарын тұзсыздандыратын жуу суы ретінде пайдаланады. Қазандықтың қоректік су көзі ретінде тазартылған сарқынды суларды (био тазарту, кейіннен кері осмоспен сүзу) қайта пайдалану техникалық тұрғыдан мүмкін. Тазартылған сарқынды суларды салқындатқыш сумен толтыру ретінде қайта пайдалану бірнеше жерде жүзеге асырылады.

Анықтамалық әдебиет

[55].

5.11.9. Интеграцияланған салынған сулы-батпақты алқаптар

Сипаттау

Су өсімдіктерінің алуан түрлілігімен отырғызылған өзара байланысты бассейндер немесе лагуналар сарқынды суларды кейіннен тазартуға мүмкіндік береді.

Техникалық сипаттама

Біріктірілген салынған сулы-батпақты жерлер сулы-батпақты жерлерді құрудың басқа әдістерінен ерекшеленеді, өйткені олар табиғи сулы-батпақты жерлерде, соның ішінде топырақ, су, өсімдіктер мен жануарлар экологиясында байқалатындай экологиялық жағдайлардың кең спектрін қамтамасыз етуге арналған. Сонымен қатар, біріктірілген салынған сулы-батпақты жерлер тұжырымдамасы ландшафттың сәйкестігін және оның жобаларында тіршілік ету ортасын қалпына келтіруді/құруды қамтамасыз етуге бағытталған. Сулы-батпақты жерлер мен іргелес жерлер мен су ағындарындағы судың сапасын бақылауға ерекше назар аударылады. Стратегиялық орналастырылған бақылау ұңғымалары да үнемі бақыланады.

Біріктірілген салынған сулы-батпақты жерлердің дизайны бір мезгілде жерүсті суларының еркін ағынында бастапқы, қайталама және кейінгі тазарту деңгейлерін қолданады. Бұған су өсімдіктерінің алуан түрлерімен отырғызылған бірқатар таяз өзара байланысты бассейндер немесе лагуналар салу арқылы қол жеткізіледі. Сарқынды сулар осы лагуналардың ең биік нүктесіне түседі және олар арқылы ауырлық күшімен жеткізіледі. Бұл дәйекті орналасқан лагуналар автономды жеке экожүйелер болып табылады. Әр қадам сайын сарқынды сулардың таза деңгейіне қол жеткізіледі. Біріктірілген салынған сулы-батпақты жерлердің жалпы жобасындағы сарқынды сулар көлемінің сулы-батпақты жерлерге қатынасы сарқынды сулардың сапасын анықтайды.

Біріктірілген салынған сулы-батпақты жерлерді жобалауда қолданылатын макрофитті өсімдіктер көптеген функцияларды орындайды. Оның негізгі қызметі-сулы-батпақты жерлерді тазартудың негізгі функцияларын орындайтын биофильмдерді (шырыш қабаттарын) қолдау. Ол сондай-ақ қоректік заттардың сорбциясын жеңілдетеді және сүзгі ортасы ретінде әрекет етеді, сонымен қатар тиісті пайда болған өсімдіктерді пайдалану арқылы иістер мен патогендерді басқара алады.

Өсімдік жамылғысы тоқтатылған бөлшектерді сүзу қабілетіне ие болса да, ол гидравликалық қарсылықты арттырады, осылайша тұру уақытын арттырады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Азот пен фосфор шығарындыларының деңгейі, суспензияның жалпы мөлшері, органикалық көміртектің жалпы мөлшері, оттегінің биохимиялық тұтынылуы (ОБТ), оттегінің химиялық тұтынылуы (ОХТ) төмендейді. Кәдімгі өңдеумен салыстырғанда үнемді қуат тұтыну орын алады. Парниктік газдар шығарындылары азаяды. Ешқандай химиялық заттар қолданылмайды. Шөгінділерді кетіру қажет емес.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Жерасты ағындары арқылы салынған сулы-батпақты жерлерде көлденең және тік сарқынды сулар жүйелері жобаланған. Сонымен қатар, соңғы уақытта әдебиеттерде өнеркәсіптік сарқынды суларды тазарту үшін әртүрлі гибридті сулы-батпақты жерлерді пайдалану туралы хабарланды. Зерттеу сонымен қатар өнеркәсіптік сарқынды сулардың барлық континенттердегі жасанды түрде салынған сулы-батпақты жерлерде өңделетінін көрсетті.

Суды тазарту үшін аз ғана электр энергиясы пайдаланылады және ешқандай химиялық заттар қажет емес.

Кросс-медиа әсерлері

Сулы-батпақты алқаптардың астынан ағып жатқан жерасты сулары қоршаған жер учаскелеріне қарағанда қоректік заттардың төмен деңгейіне ие. Фосфор топырақта сақталады.

Қолданылуы

Біріктірілген салынған сулы-батпақты жерлер техникасын көптеген жағдайларда қолдануға болады, мысалы, ластағыш заттардың жоғары немесе төмен концентрациясы және уақыт өте келе өзгеруі мүмкін гидравликалық жүктеме жылдамдығы. Біріктірілген салынған сулы-батпақты алқап мүлдем жаңа нысан ретінде салынуы мүмкін немесе бар сулы-батпақты алқаптың, су ландшафтының немесе кәріз тазарту қондырғысының бөлігі болуы мүмкін. Біріктірілген сулы-батпақты жерлерге байланысты жерге қойылатын талаптар олардың қолданылуын шектеуі мүмкін, мысалы, жерге қойылатын талаптар сарқынды сулардың көлеміне және олардың ластану Сипаттамаларына байланысты 10 м 2-ден көптеген гектарға дейін өзгеруі мүмкін.

Экономика

Кәдімгі кешенді тазарту қондырғысымен (ҚТҚ) салыстырғанда, біріктірілген сулы-батпақты жерлердің тәсілі пайдалану, амортизация және күрделі шығындарды үнемдеуге мүмкіндік береді, сәйкесінше кг үшін 0,03 еуро, 0,49 еуро және 0,46 еуро. Қысқарту негізінен энергия шығындарының төмендеуіне, химиялық заттарды пайдаланбауға, шөгінділерді өндіру мен сақтаудың болмауына байланысты.

Ендірудің әсері

Экономикалық тиімді.

Біріктірілген салынған сулы-батпақты жерлер өсімдіктер мен жануарлардың кең ауқымы үшін тіршілік ету ортасын қамтамасыз етеді. Олар білім беру мақсатында, сондай-ақ жергілікті инфрақұрылым ретінде пайдаланылуы мүмкін.

Алынған биомасса қолданудың кең спектріне ие болуы мүмкін (мысалы, биогаз немесе биоэтанол өндіруге арналған субстрат).

Анықтамалық әдебиет

[57], [8].

5.11.10. Сарқынды суларды қайта пайдалану дәрежесін арттыру

Сипаттау

Нақты жағдайларға байланысты техника келесі тәсілдерді қамтиды:

а) технологиялық процестердің әрқайсысы үшін пайдалану кезінде судың ең төменгі қолайлы сапасын анықтау және бағалау;

б) тазартылған және дайындалған сарқынды суларды олардың сапасына сәйкес тазарту технологиясын айқындай отырып, оларды қайта пайдалану мүмкіндігін анықтау;

в) тұйық су контурларындағы, оның ішінде технологиялық жабдықтың салқындату циклдарындағы суды қайта циркуляциялау;

г) сарқынды суларды қайта пайдаланудың қарсы ток схемаларын пайдалану, онда жеткізілетін таза су процестің жаңа кезеңдерінде ластануына қарай дәйекті түрде пайдаланылады;

ж) пайдаланудың техникалық мүмкіндігі және (немесе) экономикалық орындылығы болған кезде суару үшін құрғақ өңірлерде тазартылған суды қайта пайдалану.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Мұнай өңдеу зауытының сарқынды суларды тазарту қондырғыларына гидравликалық жүктемені төмендетуі. Суды тұтынуды азайту.

5.11.11. Төгілетін сарқынды сулардың және ластағыш заттардың көлемін аппараттық есепке алу

Сипаттау

Техника сарқынды сулардың төгінділерінің көлемін немесе массасын және ластағыш заттардың шоғырлануын өлшеудің және есепке алудың автоматты құралдарын, алынған ақпаратты тіркеудің және берудің техникалық құралдарын, сондай-ақ су алу көздері мен сарқынды суларды қабылдағыштардағы су алу мен су бұруды есепке алу аспаптарын аспаптардың болуы, олардың жарамдылығы, уақтылы тексеру және пломбалау тұрғысынан түгендеуден тұрады.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Суды тұтынуды азайту. Экологиялық көрсеткіштерді үнемі жақсарту.

5.11.12. Сарқынды сулардың жинақтағыш тоғандарындағы/буландырғыш тоғандарындағы қосарлы қорғаныш экраны (тығыздығы жоғары полиэтиленнен жасалған оқшаулағыш жабын)

Сипаттама

Сарқынды сулардың жерасты және жерасты суларына енуіне жол бермеу үшін сүзгіге қарсы экранның, яғни гидрооқшаулағыш қабаттың болуы міндетті (тығыздықты және зақымдаушы факторларға қарсы тұру қабілетін қамтамасыз ететін тығыздығы жоғары полиэтиленнен жасалған оқшаулағыш жабын түрінде.

Сүзгіге қарсы экранды жобалау және жасау кезінде мыналарды ескеру қажет:

агрессивті жерасты суларының негізін эрозиялайтын болуы;

топырақтың жылжуы мен толуы нәтижесінде пайда болатын қысым;

қыс мезгіліндегі төмен температура;

ультракүлгін сәуленің әсері;

өсіп келе жатқан ағаш тамырлары және басқа механикалық зақымданулар;

коррозиялық қасиеттері бар сарқынды суларда химиялық заттардың болуы.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Ластағыш заттардың сарқынды сулармен жерасты және жерасты суларына көшуін болдырмау.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Буландырғыш тоғанының жанында жобалық құжаттамамен расталған сүзгіге қарсы экранның болуы және соңғы 3 жылдағы гидравликалық бақылау ұңғымаларында буландырғыш тоғанының/жинақтаушы тоғанның сарқынды суларынан ластағыш заттардың жерасты суларына көші-қонының жоқтығын растайтын мониторингтік зерттеулердің нәтижелері буландырғыш тоғанға/жинақтаушы тоғанға жіберілетін сарқынды сулардағы ластағыш заттардың максималды концентрациясын концентрация деңгейінде белгілеуге мүмкіндік береді, жобада белгіленген рұқсат етілген төгінділер нормативтері.

5.11.13. Салқындататын және технологиялық суларды бөлу

Сипаттама

Технологиялық сулар салқындатқыш суларға қарағанда ластануға бейім болғандықтан, олардың бөлінуін сақтау маңызды. Салқындатқыш суларды өңдеу қажет болған жағдайда ғана (қайта өңдеу жүйелері) оларды араластыру керек, содан кейін тек қажетті жерде (технологиялық суларды бастапқы өңдеуден кейін).

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Ағындардың бөлінуі салқындатқыш судың басқа сулардан келетін мұнаймен ластануын азайтады. Бұл сарқынды суларды тазарту қондырғысы арқылы мұнай өндіруді арттырады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Алынған ақпарат жоқ.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер табылған жоқ.

Қолданылуы

Бастапқыда технологиялық су ағыны мен салқындатқыш су ағынын бірлесіп өңдеуге арналған сарқынды суларды тазарту қондырғылары пайда болған таза және шоғырланған сарқынды суларды тиімді өңдеу үшін ағындарды бөлгеннен кейін өзгертілуі мүмкін.

Экономика

Сегрегация өте қымбат болуы мүмкін, ішінара қолданыстағы қондырғыларда.

Ендірудің әсері

Салқындатқыш судың әдетте ластанған технологиялық сулармен ластануын болдырмаңыз және оларды өңдеуден бұрын технологиялық сулардың сұйылтылуын болдырмаңыз. Салқындату жүйелерінен судың ластануына қатысты кейбір тақырыптар ОСПАР және ХЕЛКОМ (Солтүстік және Балтық теңіздерінің аймағы) процестерінде зерттелген.

Анықтамалық әдебиет

[32], [58].

5.11.14. Қатты бөлшектерді 0.02 микронға дейін, сондай-ақ коллоидты қатты заттар мен бактериялық ластағыш заттарды кетіруге арналған ультрасүзу блогы.

Сипаттау

Сұйықтықты мембраналық тазарту әдісі, оның барысында қысым ерітіндісі тек белгілі бір компоненттерді өткізуге қабілетті сүзгіден өтеді. Еріген зат пен еріткіштің молекулалық массаларының айырмашылығына, сондай-ақ мембрананың екі жағындағы әртүрлі қысымға байланысты суды бөгде қоспалардан тазарту жүреді. Ерітіндіден алынатын молекулалық қосылыстар мембрананың екінші жағында қалады және сүзгіден өтпейді. Сұйықтықтарды ультрасүзгі тазарту кері осмосқа ұқсас қағидатқа негізделген.

Ультрасүзгі қондырғыларының мақсаты-тұзсыздандыру алдында сұйықтықтың сапалық көрсеткіштерін жақсарту. Жұқа тазалаудың тиімділігін арттыру үшін суды +20-25 0C дейін алдын ала қыздыру ұсынылады.

5.11.15. Қазандықтар үшін қоректік су ретінде конденсатты жинаудың, тазартудың және жүйеге қайтарудың тұйық жүйесі

Сипаттау

Жылу алмастырғыштың көмегімен өндіріс процесіне жылу беру кезінде бу жасырын жылуды (конденсация жылуын) береді және конденсацияланып, ыстық су түзеді. Бұл су жоғалады немесе жиналып, қазандыққа оралуы мүмкін.

Конденсатты қайта пайдалану төрт мақсатты көздейді:

ыстық конденсаттағы жылу энергиясын пайдалану;

шикі нәрлендіретін су алу шығындарын азайту;

шикі суды дайындау шығындарын азайту;

сарқынды суларды ағызуға байланысты шығындарды азайту (қолданылатын жерде).

Конденсат атмосфералық немесе теріс қысымда жиналады. Бұл жағдайда конденсат көзі әлдеқайда жоғары қысымды бу болуы мүмкін.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қысымды атмосфераға дейін төмендеткен кезде конденсаттың бір бөлігі қайтадан өздігінен буланып, буланып кетуі мүмкін. Соңғысын жинауға және қайта пайдалануға болады.

Конденсаттың қайтарылуы суды тазарту үшін химиялық заттардың шығынын азайтуға әкеледі. Тұтынылатын және ағызылатын судың көлемі де азаяды.

Қолданылуы

Бұл әдіс жиналған конденсат ластанған немесе будың өзі технологиялық процесте қолданылатындығына байланысты конденсатты жинау мүмкін болмаған жағдайларда қолданылмайды.

Жаңа қондырғыларды жобалау кезінде ұсынылатын тәсіл конденсатты ықтимал ластанған және ластанбаған (таза) ағындарға бөлу болып табылады. Таза конденсат ластану негізінен мүмкін емес көздерден келеді(мысалы, жұмыс қысымы технологиялық процестің қысымынан жоғары болатын ребойлерлерден, егер бу ағып кетсе, процестің компоненттері емес, сыртқа шығады). Ықтимал ластанған конденсат штаттан тыс жағдайда ластануы мүмкін (мысалы, оның жұмыс қысымы технологиялық процестің қысымынан төмен болған жағдайда ребойлер құбырының жарылуы). Таза конденсатты жинау және қайтару қосымша сақтық шараларын қажет етпейді. Потенциалды ластанған конденсатты қайтару ластану болмаған кезде мүмкін болады (мысалы, ребойлердің ағып кетуінен туындаған), ол нақты уақыт режимінде датчиктермен, мысалы, жалпы органикалық көміртегі датчигімен бақыланады.

5.11.16. Тұйық циклді тазарту құрылысжайлары

Сипаттау

Тұйық циклді тазарту қондырғылары бір принцип бойынша жұмыс істейді – алдымен суды тұндыру, содан кейін сүзу процесі. Алдымен су арнайы науаға түседі, онда үлкен кір қалады – тастар, топырақ қалдықтары, саз. Тұндыру процесінде тозаң, күйе, күл бөлшектері түбіне батады, ал отын қалдықтары бетіне қалқып кетуі мүмкін, содан кейін олар жойылады. Осылайша қоспалардан тазартылған су "құмсалғыштар" арқылы өтеді. Содан кейін суды екінші рет пайдалану үшін тазарту жұмыстары жүргізіледі немесе сарқынды су кәріз жүйесіне жіберіледі.

Ендірудің әсері

Қызмет барысында суды ұтымды және үнемді пайдалану.

5.11.17. Тұрмыстық кәріз ағындарын жинау және тазарту

Сипаттау

Шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар кәсіпорын аумағында санитарлық тораптарды, душтарды, кір жуатын және асханаларды пайдалану кезінде пайда болады.

Сарқынды суларды тазарту жүйелерінің мақсаты-қоспаларды, Қалқымалы заттарды, патогендік вирустар мен бактерияларды сапалы жою. Тазарту мен дезинфекцияны ажырату керек. Сарқынды суларды тазарту кезінде механикалық және химиялық қоспалар жойылады. Дезинфекцияның мақсаты-адамға зиян келтіруі мүмкін тірі микроорганизмдерді жою. Тазалаудың әртүрлі кезеңдерінде әртүрлі жабдықтар қолданылады. Сонымен, механикалық тазарту кезеңінде құм ұстағыштар, тұндырғыштар, торлар мен мұнай ұстағыштар кешені жұмыс істейді. Биологиялық кезең аэротенктерді (ағындар белсенді шламмен бірге айналатын тікбұрышты пішінді резервуарлар), мембраналық биореакторларды (мембрана органикалық заттарды өңдегеннен кейін белсенді шламды ұстайды) және биофильтрлерді (бетінде микроорганизмдерден пленка түзілетін тиеу материалы бар ыдыс) қолданумен сипатталады. Тазартылған тұрмыстық сарқынды суларды қабаттық қысымды ұстап тұру үшін қабатқа айдауға болады.

5.12. Алау жүйелері

5.12.1. Шығарындылармен күресу әдістері. Алаулар

Сипаттау

Алау жүйесі жанғыш газдар мен буларды ағызуға және кейіннен жағуға арналған:

авариялық төгу құрылғыларының, сақтандыру клапандарының, су тығындарының іске қосылуы, қолмен құю, авариялық жағдайларда технологиялық блоктарды газдар мен булардан автоматты түрде немесе қашықтан басқарылатын бекіту арматурасын қолдана отырып босату және басқалар;

технологиялық регламентте көзделген;

Алау жүйелері мен құрылымдары

Алау жүйелерін әдетте екі негізгі бөлікке бөлуге болады: сепараторы бар алау жинау жүйесі және алау бағанының өзі. Ірі мұнай-газ өндіру кешендерімен жұмыс істеу кезінде осы учаскелер тоқтаған кезде техникалық қызмет көрсетуді қамтамасыз ету үшін "бұғаттайтын" құралдармен әр түрлі технологиялық аймақтарға жеке сепараторларды орнатуға болады.

5.52-суретте алау жүйесінің жеңілдетілген технологиялық схемасы көрсетілген.

5.52-сурет. Алау жүйесінің жеңілдетілген технологиялық схемасы

Бүгінгі таңда әртүрлі мақсаттарға арналған көптеген алау жүйелері бар. Алау жүйесін таңдау негізінен байланысты:

жанатын газдың шығынын, қысымын, температурасын және құрамын;

жану, сәулелену, күйе және шудың толықтығына қойылатын талаптар;

будың, ауаның және газдың болуы және оған қол жеткізу.

Алауларды бірнеше санатқа бөлуге болады және келесі айырмашылықтарды атап өтуге болады:

алау түрі: жерүсті немесе жерүсті (көтерілген-ең көп таралған және ең көп қуатқа ие);

алау жүйесі: қосалқы жабдығы жоқ (төмен немесе жоғары қысымды) алаулар немесе қосалқы жабдығы бар алаулар (бу, ауа, газ немесе су беру);

Тотығу реакциясы жүретін аймақ, оған келесі категориялар кіреді: алаулар (ашық жалын алаулары) немесе камерадағы алаулар (муфель және экран / экрандалған алаулар).

Жерүсті алауларымен салыстырғанда, жер алаулары мұржаның жерге жақын орналасуына байланысты нашар дисперсияға әкеледі, сондықтан қоршаған ортаға немесе денсаулыққа (соңғы өнім түріне байланысты) қиындықтар тудыруы мүмкін.

Алауларда жану цилиндрі ішінде жүреді, бұл оларға түтін, шу немесе сәуле шығармай жұмыс істеуге мүмкіндік береді. Жер алауларының түрі алдын ала араластырылған беттік жану жүйесі (жабық оттық) ретінде жұмыс істейді, мұнда алдын ала араластырылған газ және ауа өткізгіш ортада жанады.

5.37-кестеде алау жүйелерінің әртүрлі негізгі топтарына шолу көрсетілген. Ол сондай-ақ әрбір алау жүйесінің қысқаша сипаттамасын, қолдану аясын, сондай-ақ экологиялық және пайдалану салдарына қатысты артықшылықтар мен кемшіліктерді береді.

Сондай-ақ тұтандырғыш жалынның тұрақты жануын талап етпейтін, бірақ газ жылдамдығы белгілі бір шектен асқан кезде арнайы тетік жағылатын алауларды сөндіру жүйелері де бар.

Көмекші жабдықсыз алау жүйесі

Табиғи газды ауа немесе бу шығармай ғана жағатын алау көмекші жабдықсыз алау деп аталады. Ол жануға көмексіз қол жеткізуге болатын кезде қолданылады. Технологиялық жабдықтың қысымына байланысты бұл төмен немесе жоғары қысымды алауға әкелуі мүмкін. Сығылған газ ауа мен бөлінетін газдардың жақсы араласуын қамтамасыз етеді, осылайша түтіннің әсері мен түзілуін азайтады. Екінші жағынан, бұл шу деңгейін жоғарылатады.

Көмекші алау жүйесі

Жанатын бөлінетін газдың қысымы төмен болған кезде қозғаушы күш ретінде бу, ауа немесе газ сияқты сыртқы ортаны пайдалануға болады. Олардың қолжетімділігіне байланысты келесілерді қолдануға болады:

бу алауына арналған жоғары қысымды бу;

газ алауына арналған жоғары қысымды газ;

пневматикалық жетегі бар алауларға ауа беру;

төмен шу мен радиация қажет болған кезде алауға су айдау.

5.37-кесте. Алау жүйесінің әртүрлі қолданылуы

Р/с №		Алау жүйелері		Сипаттама		Қолдану		Ерекшеліктері
1	2				3		4		5
1	Көмекші құралдарсыз алау		Төмен қысымды алау		Төмен қысымды алаулар - алаудың ең қарапайым түрі. Төмен қысымды алау ұштары ұзақ қызмет ету мерзіміне арналған. Олар қалдықтардың кең спектрін жағуға қабілетті.		Төмен қысымды алауларды көмексіз жағуға тыйым салынған кезде пайдалануға болады. Төмен қысымды алаулар техникалық қызмет көрсету және газ ағынын азайту үшін қолданылады.		Экономикалық тиімді. Төмен техникалық қызмет көрсету шығындары. Тұрақты, сенімді жануы.
2			Жоғары қысымды алау		Жоғары қысымды алаулар турбулентті араластыру және толық жану үшін артық ауа жасау үшін сығылған газ энергиясын пайдаланады.		Жоғары қысымды алаулар құрлықта және теңізде жоғары жану жылдамдығында түтінсіз жануға қол жеткізу үшін қолданылады. Жоғары қысымды алау газының көп мөлшерін өңдей алады және үлкен өнімділікке ие.		Экономикалық тиімді. Таза, тиімді және түтінсіз жануы. Неғұрлым төмен радиация.
3	Көмекші алау жүйесі		Булы алау қондырғысы		Бу алаулары түтінге бейімділігі жоғары ауыр бөлінетін газдарды кетіруге арналған. Бу ауаны және бөлінетін газды және турбуленттілікті тиімді араластыру үшін сыртқы импульстік күш ретінде қалдық ағынына енгізіледі. Бұл ауыр көмірсутектердің түтінсіз күйіп кетуіне ықпал етеді.		Бу алаулары объектіде жоғары қысымды бу болған кезде түтінсіз жану үшін төмен қысымды жүйелерде қолданылады.		Түтінсіз жануы. Төмен шу түзілу. Максималды энергия тиімділігі.
4			Ауа үрлейтін алау		Ауа беру ауаны және пайдаланылған газды және турбуленттілікті тиімді араластыру үшін сыртқы импульстік күш ретінде қолданылады. Бұл пайдаланылған ауыр көмірсутек газының түтінсіз жануына ықпал етеді.		Пневматикалық алауларды түтінді басу құралы ретінде бу жоқ жерлерде төмен қысымды түтінсіз алауды қажет ететін операциялар үшін пайдалануға болады.		Түтіннің аз мөлшері. Төмен көрсеткіш радиация. Төмен шу түзілу.
5			Газбен қамтамасыз етілген алау		Газ айдау ауаны және бөлінетін газды және турбуленттілікті тиімді араластыру үшін сыртқы импульстік күш ретінде қолданылады. Бұл пайдаланылған ауыр көмірсутек газының түтінсіз жануына ықпал етеді.		Газ алауын жоғары қысымды газ бар жерлерде төмен қысымды түтінсіз алауды қажет ететін операциялар үшін пайдалануға болады.		Максималды жану. Түтінсіз өнімділік
6			Жоғары қысымды су айдау алауы		Алаудың сәулеленуі мен шуын азайту үшін алауға су бүркіледі.		Шу мен сәулеленудің төмен деңгейі қажет болатын, сондай-ақ су бар жоғары қысымды қосымшалар үшін.		Радиация мен шуды айтарлықтай азайтады. Пайдалану шығындары мен жабдықтың құнын төмендету

Алау операцияларының әдістері

Төменде шығарындыларды азайтуы мүмкін алауларға қолданылатын әдістер берілген.

Бөлінетін газдардың сенімді тұтануын қамтамасыз ететін бақылау оттықтарын пайдалану, өйткені оларға жел әсер етпейді.

Буды алау мұржаларына айдау, бұл тиісті құрылыста тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларын азайтуы мүмкін.

Артық газды төгудің орнына жағу керек. Сұйықтықтардың жану аймағына енуіне жол бермеу үшін тиісті тығыздағыштары мен сұйықтықты кетіру жүйелері бар сұйықтықтарды кетіруге арналған сепараторлар қарастырылуы керек. Тығыздағыш бөшкелерден су ағындары қышқыл су жүйесіне бағытталуы керек.

Алау газын жинау жүйелері әзірленді, онда алау газы басқа мақсаттар үшін ұсталады және қысылады. Әдетте қалпына келтірілген алау газы тазартылып, мұнай-газ өндіру кешенінің газ жүйесіне жіберіледі. Алау газының құрамына байланысты қалпына келтірілген газдың басқа қолданылуы болуы мүмкін. Норвегиядағы бір табиғи газ зауытында алауды жағудың 0,08–0,12% - ға дейін төмендеуі туралы хабарланды.

Жаңа қондырғыларда жалынның күйе түзілуін азайту үшін буды автоматты түрде реттей отырып, ағынды өлшеу қолданылады; сонымен қатар буды автоматты түрде басқара отырып, жарықтылықты өлшеу және басқару пункттерінде түрлі-түсті теледидар мониторларын қолдана отырып, қашықтықтан визуалды бақылау, бұл буды қолмен басқаруға және тұтану жалынының тұрақты болуын анықтауға мүмкіндік береді. Бу айдау бірнеше мақсатқа қызмет етеді. Біріншіден, ол турбуленттілік жасау арқылы отын мен ауаның араласуын жақсартады және осылайша жану тиімділігін арттырады. Екіншіден, ол жалынды металдан аулақ ұстау арқылы алаудың ұшын қорғайды. Үшіншіден, бу күйе шығарындыларын азайтады, өйткені ол тоқтатылған көміртегі бөлшектерімен әрекеттесіп, со түзеді, содан кейін ол СО 2-ге дейін тотығады. Сонымен, бу айдау NO Х термиялық түзілуін төмендетуі мүмкін. Сутегі немесе өте "жеңіл" көмірсутектер жанған кезде, бу айдау әдетте қолданылмайды, өйткені ауа-отын қоспасы жиі жақсы болады және күйенің пайда болуы екіталай.

Алаулар мониторингі

Алау мониторингі мұнай-газ өндіру кешенінің мониторингі жүйесі шеңберінде әрбір оқиғаның есебін жүргізу және жергілікті билікке хабарлау үшін қажет.

Алау жүйелері автоматтандырылған мониторинг жүргізу бойынша НҚА талаптарына сәйкес түтінсіз жұмыс істеу және шығарындыларды бағалау үшін қажетті тиісті автоматты мониторинг және бақылау жүйелерімен жабдықталуы қажет.

Алау қондырғыларындағы шығарындылардың мониторингі алауға жіберілетін газдың шығынын, тығыздығын және құрамын бақылау арқылы жүзеге асырылады. Алаулардағы шығарындыларды бақылау үшін мынадай көрсеткіштер айқындалады:

1) газдың көлемдік шығыны (м3 / сағ немесе м3/с);

2) газдың тығыздығы (кг / м3);

3) мынадай газдардың анализаторы бойынша құрамы (моль % -да) (жылына 10 тоннадан астам көлемде шығарындылар болған жағдайда): күкіртсутек (H2S), көміртек оксиді - сульфид (COS), көміртек сульфид (күкіртсутек-CS2) және меркаптандар.

Алау газының ағыны

Қауіпсіз алаумен үйлесімді әртүрлі қолжетімді өлшеу жүйелерінің ішінде ультрадыбыстық ағынды өлшеу көптеген жаңа шешімдерде таңдаулы таңдау болды. Ультрадыбыстық шығын өлшегіштерді құрғақ және дымқыл және лас газ ағындары үшін де қолдануға болады, егер сұйықтық мөлшері ~ 0,5% - айн./айн. аспайды. Егер сұйықтықтың көп мөлшері күтілсе, шығын өлшегіштің алдында сұйықтықты кесу жүйесін орнату керек. Олар көлемнің кең ауқымына қолданылады, Жоғары дәлдікті қамтамасыз етеді, жиі калибрлеуді қажет етпейді және ағынның айтарлықтай шегі жоқ. Алайда, олар ламинарлы ағынды өлшеу жағдайларын қамтамасыз ету үшін жеткілікті ұзындықтағы түзу құбырды қажет етеді, бұл модернизация жағдайында үлкен шектеулер тудыруы мүмкін. Олар сондай-ақ әрқашан процестің нақты жағдайларына сәйкес келмейтін температура мен қысым диапазонында жұмыс істейді. Мұндай ультрадыбыстық шығын өлшегіштердің болжамды құны бір өлшеу құрылғысы үшін 0,5 миллион еуроға бағаланады.

Ультрадыбыстық шығын өлшегішке шығындар (2004) 20000 доллардан 30000 АҚШ долларына дейін. Заманауи дайындыққа, орнатуға, калибрлеуге және қосылуға байланысты қосымша шығындар стоимости 100,000 құнына әкелуі мүмкін. Бір өлшеу құрылғысы үшін АҚШ [258, Техас штатының қоршаған орта сапасы жөніндегі комиссиясы, 2010].

Газ шығын өлшегіштері дәл өлшеуді қамтамасыз ету үшін тиісті сипаттамаларды (анықтау шегі, өлшеу диапазоны) қажет етеді.

Алау газының құрамы

Алау газының құрамын мезгіл-мезгіл іріктеу және кейіннен зертханалық талдау немесе үздіксіз өлшеу құрылғылары арқылы талдауға болады. Дегенмен, үздіксіз өлшеуге арналған жедел газ хроматографиясы ластануға өте сезімтал және өлшеу алдында суды және бөлшектерді кетіру үшін үлгілерді қатаң (және қымбат) алдын ала өңдеуді және кондиционерлеуді қажет етеді.

Мысал ретінде 5.38-кестеде онлайн режимінде газ хроматографиясы арқылы анықталған норвегиялық мұнай өңдеу зауытының екі алауының газ құрамы келтірілген.

5.38-кесте. Алау газы құрамының мысалдары

Р/с №	Компоненттер	Негізгі алау, моль%	Күкірті жоғары газ үшін алау, моль%
1	2	3	4
1	1-Бутен	0,1	0,1
2	C6+	0,7	1,5
3	C-Бутен	0,1	0,1
4	CO	0,4	1
5	CO2	0,5	0,4
6	Этан	12,3	10
7	Этен (этилен)	2,8	5
8	H2	38,9	35
9	H2S	0,2	0,2-1
10	1-бутан	2,9	2
11	I-бутен	0,1	0,1
12	I-пентан	0,9	0,4
13	Метан	18,4	23
14	N2	5,6	16
15	n-бутан	2,7	1
16	n-пентан	0,6	1
17	О2	0,3	0,2
18	Пропан	10,9	3
19	Пропен	1,4	1
20	t-бутен	0,1	0,1

ескерту: берілген сандар қалыпты жағдайларға негізделген. H2S концентрациясы алауға бағытталған жоғары күкіртті газдың мөлшеріне байланысты өзгереді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Тиімділігі жану, радиация, күйе және шу тәуелді алау жүйесі. Дұрыс жұмыс істейтін алауларда әдетте 98 % CO2 түрлендіруге қол жеткізіледі, 1,5 % ішінара жану өнімдері (барлық дерлік CO) және 0,5 % өзгермейді. Жабық жер алауларында жерүсті алауларымен салыстырғанда шу мен түтін аз болады. Дегенмен, бастапқы құны көбінесе оларды жерүсті жүйелерімен салыстырғанда үлкен шығарындылар үшін үнемді етпейді.

Экологиялық сипаттамалары және пайдалану деректері

Толық жануға қол жеткізу үшін алаудың ең төменгі жалын температурасы 800-850 °C болғанда жұмыс істеуі ұсынылады. Алаудың тиімділігі әдетте жанып жатқан ағындардың калориялық құндылығын бағалау және жалынның сөнуін азайту арқылы, мысалы, шамадан тыс бумен пісіру арқылы барынша артады. Түтін құбырындағы ауа алау газының төмен жүктемелерінде кіретін алау газымен ықтимал жарылғыш қоспаны тудыруы мүмкін болғандықтан, үрлеу газының үздіксіз ағыны қажет. Азотты қолданған кезде үрлеу жылдамдығы аз болады. Төмен үрлеу жылдамдығын пайдалануға мүмкіндік беретін молекулалық су тығыздағышы өте жиі қолданылады (5.39-кесте).

5.39-кесте. Ұлыбританиядағы мұнай өңдеу зауытындағы екі алаудың есептік шарттарының үлгісі (2007 ж.)

Р/с №	Шығарындылар көзі	Өлшем бірліктері	1-ші алау	2-ші алау
1	2	3	4	5
1	Биіктігі	м	91	137
2	Жүйе түрі		Жоғары қысым	Төмен қысым
3	Максималды қуат	т / сағ	397	680
4	Түтінсіз қуат	т / сағ	34	68
5	Тұтану газының шығыны	кг / сағ	1.9	1.9
6	Үрлеу газының шығыны	кг / сағ	22,7	12,5
7	Бу шығыны*	т / сағ	11,8	21,8
8	SO2 шығарындылары**	кг / сағ	0,074	0,043

* максималды түтінсіз қуат кезінде бу шығыны;

** тұтану газынан және үрлеу газынан.

Жанама әсерлер

Алау шығарындыларына NOХ, CО-дан басқа жану және жанбаған газ қосылыстарының бір бөлігі (мысалы, ҰОҚ, H2S, SO2) кіреді, бұл денсаулыққа ықтимал проблемалар мен жағымсыз иіс тудыруы мүмкін (негізінен жердегі алаулар үшін).

Алау қақпаларындағы су әдетте шығарар алдында өңдеуді қажет етеді. Бүрку бу жақсарту үшін жану және үрлеу күйе жылу энергиясын жұмсайды. Жердегі алауларды пайдалану алау ақаулы болған жағдайда бу бұлтының ықтимал жиналуына әкелуі мүмкін. Сондықтан, арнайы қауіпсіз дисперсиялық жүйелер әдетте жердегі алау жүйесіне қосылады. Нәтижесінде, жердегі алауды бақылау және бақылау құралдары, әдетте, жерүсті жүйелеріне қарағанда қатаң. Сонымен қатар, алаулар, әсіресе буды пайдалану, Шу мен жарықтың әсерінен кедергі жасайды.

Қолданылуы

Улы газдарды жағу ерекше назар аударуды қажет етеді (ешқашан жер алауында болмайды). Алаудың жалыны болмауы мүмкін кезеңдерде қауіпсіз жұмысты қамтамасыз ету үшін алау тек желдету ретінде пайдаланылады деп есептей отырып, қауіпті компоненттер үшін жер деңгейіндегі концентрацияны есептеу керек. Жер деңгейіндегі әсер ету қаупін азайту үшін басқа қауіпсіздік шаралары қажет болуы мүмкін. Сенімді үздіксіз бақылау улы газдардың ағуы үшін өте маңызды болып саналады.

Түрлі сипаттамаларын және жану газдар, әдетте, қарастырылады жеке факел үшін күкіртті газ; бұл алауы мүмкін жабдықталған басқа да оттықтармен қарағанда, алау жағу үшін көмірсутегі қамтамасыз ету үшін неғұрлым тиімді жағу жоғары күкірттік газдар (H2S).

Экономика

Толық деректер алынған жоқ.

Ендірудің әсері

Кейбір жергілікті ережелер (мысалы, оңтүстік жағалаудағы ауа сапасын басқару округі (SCAQMD), Калифорния, АҚШ) алауды азайту жоспарларын талап етеді. SCAQMD аймағындағы жеті мұнай өңдеу зауыты (30 алау) қазіргі уақытта үздіксіз газ ағыны мониторларын, газдың калориялық құндылығын үздіксіз бақылау құрылғыларын және жалпы күкірт концентрациясының жартылай үздіксіз мониторларын қажет етеді.

Іске асырудың тағы бір негізгі қозғаушы күші-денсаулық пен қауіпсіздік.

Зауыт (тар) мысалы

Алаулар мұнай өңдеу зауыттарында жиі кездеседі. Жақында жабық типтегі алау жүйелері – Лукойл Ухта кеңінен қолданылды.

Анықтамалық әдебиет

[32], [54], [27].

5.12.2. Флюидтердің пайдаланылған ағындарының жануын қамтамасыз ететін түтінсіз жанудың тиімділігі жоғары жанарғы флюидтердің пайдаланылған ағындарының түтінсіз жануын қамтамасыз етеді

Сипаттама

Жоғары тиімді жанарғы түтінсіз жану қамтамасыз ететін жануына пайдаланылған ағындарын флюидтердің жатады дайындау ұңғымалық флюидтердің оларды кәдеге жарату, атап айтқанда, орнату және әдісі экологиялық таза жану бастап нагнетанием ауа газотурбинным қозғалтқышы жағу үшін ұңғымалық флюидтердің мақсатында олардың кәдеге жарату.

Келесі мақсаттарда қолданылады:

құрлықтағы және теңіздегі бұрғылау ұңғымаларын сынау кезінде;

ұңғымалардың кенжар маңындағы аймағын тазалау кезінде;

Қалдықтарды кәдеге жарату кезінде;

Мұнай негізіндегі бұрғылау ерітіндісін кәдеге жарату;

өндірісті қарқындату жұмыстары кезінде көбікті кәдеге жарату;

шығару кезінде бұрғылау қондырғысында қауіпсіздікті қамтамасыз ету.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Ластағыш заттардың шығарындыларын азайту.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Оттықтарды қолдану теңіз ұңғымаларын сынау технологияларын жетілдіру қажеттілігінен туындады. Оттықтарды тәжірибеге кеңінен енгізбес бұрын, теңіз ұңғымаларын сынаудың көпшілігі қымбат мұнай қоймаларын салу қажеттілігімен байланысты болды. Осылайша, техникалық және қауіпсіздік мақсатында сынақтар кезінде тек аз мөлшерде мұнай өнімдерін алуға болады, бұл коллектордың зерттелетін аумағын және ұңғыма арқылы алынған ақпаратты шектейді. Оттықтар мұнайды қауіпсіздік шараларын сақтай отырып және қоршаған ортаны қорғау талаптарын ескере отырып кәдеге жаратуға мүмкіндік береді, бұл оларды жерүсті ұңғымаларын сынау кезінде де пайдалануға мүмкіндік береді.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Ендірудің әсері

Ластағыш заттардың шығарындыларын азайту.

5.12.3. Алау бастиектері

5.12.3.1. Алау бастиектері

Сипаттама

Бұл жоғары өнімділік алау басының технологиясы бумен өңдеуге ие, бұл алаудың жұмысына және қызмет көрсетуіне әсер ететін шуды, түтінді және басқа жану әсерлерін азайту кезінде буды тұтынуды азайтады.

Алау басының технологиясы айтарлықтай операциялық артықшылықтар береді соның ішінде:

түтінсіз бу көлемін және салқындатқыш ауаны тұтыну мөлшерін қолданыстағы бу алау технологиясына қарсы 30 % - дан астам азайту.

жақсартылған түтінсіз өнімділік (40 % - дан астам) және бірдей өлшемдегі типтік бу алауының технологиясы.

қолданыстағы алау үшін қажетті үш жолға қарсы бір бу желісін пайдаланған кезде буды жеңілдетілген реттеу. Бұл бу жүйесінің оңай жұмыс істеуін қамтамасыз етеді, бұл әсіресе автоматтандырылған реттеу жүйесі үшін жақсы.

"Резервтік буды" тұтынудың айтарлықтай төмендеуі, нәтижесінде бу жүйесін үнемдеу.

сәйкес емес жоғарғы бу ағынына байланысты "будың бітелуі" мүмкіндігінің болмауы (бастың қызмет ету мерзімі ұзағырақ).

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Ластағыш заттардың шығарындыларын азайту.

Кросс-медиа әсерлері

Қоршаған ортаға қосымша әсер жоқ.

Қолданылуы

Технология толығымен қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Анықтамалық ақпарат

29 Clear stone, Guidelines on Flare and Vent Measurement, GGFR & World Bank, 2008 (алау мен желдеткішті өлшеуге арналған нұсқаулық).

5.12.3.2. Дыбыстық алаудың техникасы

Сипаттама

Дыбыстық алау басы-жоғары қысымды алау басының ерекше түрі. Дыбыстық алау түтінді кетіру, жалын шығаруды азайту және жалынның ұзындығын қысқарту үшін алау газының қысымын пайдаланады. Дыбыс алаулары түтін мұржаларының биіктігі төмен және алау коллекторының өлшемі кішірек болу арқылы күрделі шығындарды азайта алады

Жоғары қысымды алау басы әдетте 2,0-15,0 бар изб ішінде жұмыс қысымына ие. Жеке пайдалану қажеттіліктеріне және бір нүктелі немесе көп нүктелі ағын түріндегі орындалуына байланысты.

Бір нүктелі дыбыстық алау жүйелерінде, әдетте, алаудың шығу нүктесіне арнайы тұрақтандырғыштары бар қосымша бу бермейтін алау бастары болады. Бұл арнайы тұрақтандырғыштар алау жалынының "ұшып кетпеуін" қамтамасыз етеді. Алаудың шығу нүктесінде тұрақты жалын жасау сонымен қатар өте жоғары дисперсиялық тиімділікті қамтамасыз етеді. Оның инновациялық дизайны газ ағындарын тазартудың ең төменгі деңгейінен бастап, тәулігіне 56 миллион текше метрден астам өткізу қабілеттілігіне дейін қайта өңдеуге мүмкіндік береді.

Бір нүктелі дыбыстық алау жүйелері 5.54-суретте көрсетілген.

5.54-сурет. Бір нүктелі дыбыстық алау жүйелері

Көпнүктелік дыбыс факелдік жүйе жоғары қысымды разбивают stream газ неғұрлым ұсақ ағындары бірнеше жеңдер, бұл көмектеседі жақсы араластыру алау газ ауамен есебінен турбуленттік ағыны жану. Әр иықта жалынның тұрақтануын қамтамасыз ететін дыбыстық саптамалар бар. Алау жүйесінің бұл түрі бір нүктемен салыстырғанда жоғары өнімділікке ие, салыстырмалы түрде жоғары қысымда және газ-ауа қоспасының ағынының жылдамдығында жеңіл және орташа көмірсутек газдарының түтінсіз жануын қамтамасыз етеді.

Көп нүктелі дыбыстық алау жүйелері 5.55-суретте көрсетілген.

5.55-сурет. Көп нүктелі дыбыстық алау жүйелері

Бекітілген саңылаулы дыбыстық саптамалар максималды ағын кезінде қолжетімді максималды қысымға арналған және тазартылмаған табиғи газ бен сұйытылған мұнай газын жағу кезінде түтіннің пайда болуын болдырмаудың тамаша әдісі болып табылады. Бұл алауларда максималды қуаттылықта 100% түтін болмайды, бірақ қуат азайған кезде түтін болады.

Айнымалы саңылауы бар дыбыстық саптамалар. Бұл күрделі қоңырау, сондай-ақ қоңырау Команда, қоңырау саңылауының өлшемін реттейді. Төмен ағынмен айнымалы диафрагма толығымен жабылады. Ағын мен кері қысым жоғарылаған сайын тесік ашылады. Айнымалы Саңылау дыбыстық ұшы тіпті төмен қысымды жағдайда да түтіннің пайда болуына жол бермейді және бекітілген Саңылау дыбыстық ұшына қарағанда жоғары өткізу қабілеттілігіне ие.

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Көмірсутектердің 98,5 % және одан жоғары тиімді таралуын қамтамасыз ету.

Қосымша көмекші материалдарсыз (бу, ауа, биогаз)түтінсіз жануды қамтамасыз ету.

Жылу сәулеленуінің төмен деңгейі.

Үрлеу газының көлемін азайту үшін қондырғыларды орнату сияқты шаралардың арқасында қауіпсіздікке нұқсан келтірместен Үрлеу кезінде және пилоттық оттықтардан көмірсутектерді ағызу.

Алаудың авариялық сөнуіне жол бермеу үшін қосымша электр қуатын беру.

Жалынның ұзындығы аз.

Қолданылуы

Техника теңіз және жерүсті газ өндіру объектілерінің, газ дайындау және қайта өңдеу зауыттарының, мұнай-газ химиясы кәсіпорындарының алау жүйелері үшін осы техниканы пайдалану көзделіп отырған объектілерге қойылатын экологиялық талаптарға сәйкестік мақсатында қолданылады.

Экономика

Техниканы қолданудың экономикалық тиімділігі алау бастарының қызмет ету мерзімінің ұлғаюымен және жүйелерді орнатуға және кейіннен қызмет көрсетуге арналған күрделі шығындардың қысқаруымен қамтамасыз етіледі. Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет.

Анықтамалық ақпарат

https://www.energy-xprt.com/products/sonic-flares-431938

“Production flares” №34611 2004 by John Zink company, LLC www.johnzink.com.

5.13. Энергетикалық жүйе

5.13.1. Жобалау әдістері

Сипаттама

Жылу интеграциясы мен қалпына келтіруді жақсарту және тиімділікті арттыру үшін қабылдануы мүмкін шаралар энергия тиімділігі туралы анықтамалық құжатта (ENE) жалпы мәселе ретінде қарастырылады. Нақтырақ айтсақ, мұнай өңдеу зауыттарына қолданылатын әдістерге (толық емес тізім)жатады:

Оңтайландырылған жылу интеграциясы және компьютерлік жануды басқарумен бірге пештің тиімділігін арттыру сияқты энергияны тұтынуды азайтудың жалпы шаралары. Бұл өңделген шикі мұнайдың бір тоннасына отын шығынын азайтады.

Жылытқыштарда кәдеге жарату қазандықтарын орнату.

Кеңейткіштерді / қуатты қалпына келтіргіштерді орнату

Суық ағындар тікелей технологиялық процестерден жылы өнім ағындарымен алдын ала қыздырылатын жылу алмастырғыштардың кеңейтілген аймақтары.

Салқындатусыз және сақтаусыз технологиялық процестерге аралық өнімдерді тікелей жеткізу. Энергияны үнемдеу тұрғысынан шикі мұнайды айдау қондырғысының ыстық өнімдерінің пайдаланылған жылуын кәдеге жарату әрқашан жақсы идея, мысалы, оларды сақтау үшін салқындатудың орнына, оларды тікелей төмен тұрған қондырғыларға беру және резервуарлардан төмен тұрған қондырғыларға беру.

Бу және мұнай өңдеу отын газ жүйелерін теңестіру.

Энергия өндірісін оңтайландыру.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Технологиялық жүйелердің жылу интеграциясы әр түрлі процестерде қажет болатын жылудың едәуір бөлігі жылытылатын ағындар мен салқындатылатын ағындар арасындағы жылу алмасу арқылы қамтамасыз етілуін қамтамасыз етеді. Мұнай-газ өнеркәсібінде жылыту мен салқындату шығындарын азайту үшін жылуды мүмкіндігінше біріктіру маңызды. Осылайша, жанудың орнына көптеген өнімдерді сатуға болады. Жылуды біріктіру/қалпына келтіру әдістері CO2, NOX, тоқтатылған бөлшектер және SO2 шығарындыларының төмендеуіне тікелей әкеледі.

Кросс-медиа әсерлері

Процестер арасындағы жылу алмасу технологиялық бұзылыстың бір энергетикалық процестен екіншісіне ауысуын білдіреді. Бұл қауіпсіздікке әсер етуі мүмкін, сондықтан тұрақтылықты бақылау жүйелері қажет болуы мүмкін.

Қолданылуы

Қалдық жылу мұнай-газ өнеркәсібінде, сондай-ақ төмен/орташа қысымды және төмен температуралы буда көп қолданылады. Төмен қысымды/төмен температуралы бу түріндегі қалдық жылуды қалпына келтіруге бағытталған кез келген күш-жігер, егер алынған қосымша буды қосымша пайдалану болмаса, мағынасыз болады. Бұл жылуды пайдалану жағдайлары мұқият анықталып, білікті болуы керек. Жылу алмастырғыштар үшін орын қажет. Балық аулаудан тыс энергияны бөлісу үшін мүмкіндіктерді немесе синергияны анықтау және пайдалану кейде қиын және серіктестер табуды қажет етеді.

Экономика

Кәсіпшілікте жылу интеграциясын барынша арттыру және нәтижесінде жылыту талаптары мен салқындату жүйесіне жүктемені азайту экономикалық мағынаға ие. Жылуды интеграциялау / қалпына келтіру электр энергиясының құнын төмендетуге мүмкіндік береді (мұнай-газ өндіретін кәсіпорындардың жалпы пайдалану шығындарының 50 %), бірақ жылу интеграциясын талдау кезінде жылу алмастырғыштар мен құбырлардың құнын ескеру қажет.

5.40-кестеде қолданыстағы қондырғылардың жылу алмасу беттерінің ("қондырмалардың") аудандарын ұлғайту үшін және егер бар болса, өтелудің тиісті мерзімдері үшін инвестициялардың әртүрлі мысалдары келтірілген.

5.40-кесте. Еуропалық Одақ кәсіпорындарында хабарланған жылу алмасуды ұлғайтуға инвестициялардың мысалдары

Р/с №	Орнату түрі	Энергияны қалпына келтіру	Инвестициялық шығындар, жылына еуромен	Өтелу мерзімі, жыл
1	2	3	4	5
1	Атмосфералық айдау	10 т / сағ жұп	1,2 миллион	-
2	Шикі мұнайды айдау	6600 TEP/жыл	3 млн (2006)	6

Ендірудің әсері

Отын шығынын азайту арқылы шығындарды үнемдеу.

Зауыт (тар) мысалы

Әдістер мұнай мен газ өндіретін кәсіпорындарда кеңінен қолданылады.

Анықтамалық әдебиет

[24], [53], [27], [32].

5.13.2. Буды басқару және буды тұтынуды азайту

Сипаттама

Тазарту, вакуум жасау, бүрку және жылыту үшін қолданылатын бу әдетте сарқынды суларда және атмосферада жоғалады. Механикалық және/немесе электр энергиясын өндіру және жылыту үшін пайдаланылатын бу әдетте HP -, MP - және LP-конденсат жүйелерінде конденсат ретінде қалпына келтіріледі және конденсатты сақтау үшін резервуарға жиналады. Пайдалануды оңтайландыру және бу шығынын азайту үшін бірнеше әдістерді қолдануға болады.

Бумен пісіру үшін будың мөлшерін азайту, егер бұл өте қажет болмаса, энергияны ұтымды басқарудың бір бөлігі ғана емес, сонымен қатар сарқынды сулардың пайда болуын азайту мүмкіндігі болып табылады. Бу буы әдетте жарқыл температурасының сипаттамасын және бағандардағы фракцияны жақсартуды ескере отырып қолданылады. Бу колоннасындағы қышқыл судың көлемін де, ағынның үстінде орналасқан қондырғыларда қолданылатын химиялық реагенттерді де төмендетудің бір әдісі бүйірлік айдауды, әсіресе жеңіл фракцияларды бумен пісіру үшін бу колоннасының орнына бүйірлік стрипинг бөлімі бар ректификациялық колоннаны пайдалану болып саналады. Алайда, будың көп бөлігі бағанның түбін тазарту үшін қолданылады, оны басқа жолмен қайнатуға болмайды, сондықтан конденсацияланған бу мөлшерін азайту кез-келген жағдайда шектеледі, сонымен қатар тазарту бу ағынында қайта қайнатуға қарағанда әлдеқайда жақсы, өйткені ұшпа фракция жойылады.

N 2 сияқты инертті газ үнемді бағамен қолжетімді болған жағдайда, ол тазарту операциялары үшін, әсіресе жеңіл өнімдер үшін су буына балама бола алады.

Бу өндірісін оңтайландыруға ыстық түтін газдарын (мысалы, түтін құбырлары) және ыстық өнім ағындарын қайта өңдейтін қазандықтардағы қалдық жылуды қалпына келтіру арқылы да қол жеткізуге болады.

Кейбір нысандар әдетте мұнай өңдеу зауыттарында орнатылатын бу конденсатын ағызатын клапандардың өте көп санын жүйелі тексеру бағдарламаларына қатысты қызықты бастамалар туралы хабарлайды. Бұл бағдарламалар буды тұтынуды ескере отырып, барлық клапандарды саралаудан және барлық маңызды клапандарды технологиялық және экономикалық тұрғыдан бағалаудан тұрады. Ағып кетуді анықтау және жөндеу шаралары бағдарламамен байланысты ("бу тұзақтары").

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Буды тұтынуды азайту жалпы энергия шығынын азайтады және конденсаттарды азайтады, бұл сарқынды сулардың пайда болуына оң әсер етеді. Бу өндірісінде энергияны тұтынуды азайту энергияға деген қажеттіліктің төмендеуіне, демек, атмосфераға шығарындылардың азаюына әкеледі.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

2008 жылы француз нысандарының бірінде 20000 бірлік жабдықты қамтитын дренажды клапан жүйелерін жүйелі картаға түсіруді қамтитын "бу тұзағы" бағдарламасы болды. Бағдарлама басталғаннан бері шамамен 30 тонна жұп / сағ үнемделді. Дәл осындай тәсіл 2008 жылдан бастап атмосфераға бу шығынын жылына шамамен 50 000 тоннаға азайта алған арнайы команда қатысқан британдық нысанда қолданылды.

Кросс-медиа әсерлері

Бу конденсаттарынан сарқынды сулардың азаюы.

Экономика

Аталған бағдарлама 450 000 еуроға бағаланған жалпы жылдық инвестицияларға сәйкес келеді.

Ендірудің әсері

Энергияны үнемдеуге және соған байланысты атмосфералық шығарындылар мен су шығарындыларын азайтуға бағытталған экологиялық қозғаушы күш.

Зауыт (тар) мысалы

Қолдануды кейбір мұнай-газ саласында табуға болады.

Анықтамалық әдебиет

[30].

5.13.3. Газ тұтынуды арттыру

Сипаттама

Мұнай-газ өндірісіндегі SO2, NOX, CO2 және металдар шығарындыларын азайтудың баламасы сұйық технологиялық отынды сұйытылған газбен (көбінесе балық аулауда өндіріледі), отын газымен (кейбір конверсия әдістерімен алынған) немесе табиғи газбен (сыртқы көздерден) ауыстыру немесе пайдалануды азайту болуы мүмкін. Газды пайдаланудың бұл ұлғаюы, әдетте, жүйенің өзгергіштігін қамтамасыз ету үшін қолайлы қысым шектері арасындағы жанармай газы жүйесінің тепе-теңдігі мен бақылауымен бірге жүреді, ал отын газын сұйытылған газ немесе табиғи газ сияқты таза отынмен қамтамасыз етеді. Бұл жағдайларда отын газының өнімділігін оңтайландыратын заманауи басқару элементтері қажет.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қазандықтар мен жану пештері SO2, NOX, CO2 және тоқтатылған бөлшектердің айтарлықтай шығарындыларын шығарады, әсіресе ауыр дизельді пайдаланған кезде. Амин скрубберлеріндегі отын газын тазарту кезінде газ қазандықтары іс жүзінде күйе шығармайды немесе SO2 шығармайды. NOX шығарындылары мазутпен жұмыс істейтін қазандықтарға қарағанда айтарлықтай төмен.

Газ қазандықтарының түтін газдарындағы SO2концентрациясының төмен болуына байланысты түтін құбырындағы шығарындылардың температурасын 150 °C дейін төмендетуге болады (шық нүктесінің коррозиясы аз немесе енді шектеу емес). Түтін газдарының төмен температурасы энергия тиімділігі мен CO2 шығарындыларының төмендеуіндегі айырмашылықты білдіреді.

Мұнай-газ өндірісінің 100% газ отынына толық ауысуы SO2, CO2 және no NOX шығарындыларын айтарлықтай азайтады. Ауыр металдардың шығарындылары да азаяды. Сонымен қатар, газды пайдаланған кезде өте аз күйе пайда болады және SO2 шығарындылары өте төмен, өйткені газдардың бір бөлігі амин скрубберлерінде тазартылады. Дистилляттың орнына таза отын газы қолданылған кезде күкірт шығарындылары айтарлықтай төмен болады.

Қысқаша айтқанда, 100% газ отынына ауысудың артықшылықтары төменде келтірілген.

Энергетикалық жүйеден SO2 шығарындылары күрт азаяды. Бұл газ шығарындылары табиғи газ үшін өте төмен және іс жүзінде нөлге тең болады. Мұнай-газ өндіру кәсіпшілігіндегі ластанудың негізгі құрамдас бөлігі негізінен басқа көздерден шығарындыларға байланысты болады (УПС, алау және т. б.)

Ауыр металдарды қоса алғанда, тоқтатылған бөлшектердің шығарындылары азаяды.

Әдетте газды жағу арқылы қол жеткізілетін NOX деңгейлері энергия өндіру технологиялары үшін газды жағу кезінде қол жеткізілетін деңгейге дейін төмендейді, сондықтан басқа көздер шығарындыларының басым көздеріне айналады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

5.54-суретте 2007-2008 жылдар аралығында 55 еуропалық кәсіпорыннан алынған үлгі бойынша алынған NOX және SO2 шығарындылары мен алаңның энергия балансында жағылатын газ тәрізді отынның үлесі арасындағы өте айқын корреляция көрсетілген.

5.54-сурет. Еуропалық кәсіпорындарды іріктеу үшін жанармай қоспасының бөлшектері мен NOX және SO2 шығарындыларының арақатынасы

5.55-суретте еуропалық кәсіпорындарды іріктеу үшін энергетикалық жүйеде газ бен мұнайдың ағымдағы тиісті қолданылуы көрсетілген. Осы мәліметтерге сүйене отырып, 2008 жылы газдың орташа жану пайызы шамамен 75 %, ал мұнай шамамен 25 % құрады. Мұнайды жағу кезінде күкірттің тиісті орташа мөлшері 1,06 % құрады.

Бұл ақпарат CONCAWE-дің күкірт диоксиді шығарындылары туралы есебіне сәйкес келеді, бұл мұнай тұтынудың 1998 жылғы 28,5 % - дан 2006 жылы 19,1 %-ға дейін және 2006 жылы күкірттің орташа мөлшері 1,33 %-ға дейін төмендегенін көрсетеді.

5.55-сурет. 2008 жылғы еуропалық ЕҚТ бюросының техникалық жұмыс тобының деректер үлгісіндегі газ бен мұнайдағы күкірттің пайызы

Кросс-медиа әсерлері

Қалдық отынды газбен алмастыру кәсіпорынның жанармай жүйесіне арналған кез келген біріктірілген шешімде ескерілуі керек қалдықтың одан әрі артуына әкеледі деп саналады. Бұл қалдық отындар кәсіпорыннан тыс жерде дұрыс жағылмауы мүмкін, сондықтан осылайша шығарылатын шығарындыларды жою емес, шығарындыларды сыртқа шығару деп санауға болады. Сондай-ақ, ауыр фракцияларды жеңіл өнімдерге айналдыру және отын күкіртінің төмен өнімділігі үшін мақсаттар айтарлықтай қосымша энергияны қажет етеді. Егер CO2 ұсталмаса, бұл CO2 шығарындыларының сөзсіз өсуіне әкеледі.

Бірінші жуықтауда шығарындыларын сутекті, ең ауыр көмірсутек газын және құрамында отын азоты бар қалдық отынды пайдалану арқылы арттыруға болады. Сутегі мөлшері жоғары отын жалын температурасының жоғарылауына әкеледі, бұл әдетте NO2 деңгейінің жоғарылауына әкеледі. Жанармай азотының барлығы NO2 шығарындыларын құра алмаса да, жанармайдағы NOХ үлесі табиғи газбен жұмыс істейтін жабдық сияқты жұмыс істемейтіннен кәсіпорындар үшін NOХ жылу жабдықтарының үлесінен бірнеше есе көп болуы мүмкін. Жанармай газында аминдер (азот қосылыстары) және басқа қосылыстар болуы мүмкін. Әдебиеттерде ауыр дизель отынындағы байланысты азоттың құрамына байланысты NOХ шығарындылары үшін түзету коэффициенттері бар. Бұл сұраққа жалпы қабылданған сілтеме 1987 жылы Нидерландының құзыретті органдары жариялаған "BesluitEmissie-EissenStookinstallatiesMilieubeheera" (BEES) басшылық құжатында келтірілген. BEES ұсынған корреляция коэффициенті (тек қолданыстағы қондырғыларға қолданылады) 5.56-суретте көрсетілген.

5.56-сурет. Мұнай-газ өндіруші кәсіпорындардың отын газының құрамының NOX шығарындыларына әсері (тек қолданыстағы қондырғыларға қолданылады)

BEES құжатында ұсынылған түзету коэффициенті екі фактордың жиынтығынан тұрады. Біріншісі сутегінің құрамын түсіндіреді, ал екіншісі көміртегі саны үштен асатын көмірсутектерге жатады.

Дегенмен, газ тәрізді отынның сутегі құрамымен NOX түзілуінің сызықтық қатынасын тікелей қолдану мүмкін емес: шығарындылардың өзгергіштігі газдың сапасы мен мөлшерінің өзгеруіне, сондай-ақ қондырғылардың әртүрлі түрлеріне байланысты.

Қолданылуы

Сұйық отыннан газға ауысу технологиялық процестерді жаңғыртуды және газ желілеріне қосылуды талап етеді. Кейбір газдар жергілікті жерде, яғни шығу процесінде немесе онымен байланысты процесте қолданылады, бірақ мұнай мен газ өндіретін кәсіпорындардың көпшілігі отын газының көп бөлігі жеткізілетін жалпы отын газын пайдаланады. Қазіргі заманғы мұнай-газ өндірісінде отын газының магистральдары сұраныс пен ұсынысқа қатысты мұқият "теңдестірілген"; қажетті икемділікке өндірісті бақылау арқылы қол жеткізіледі (мысалы, риформинг қондырғысының өткізу қабілеті, сұйытылған газдың булануы). Мұнай-газ өндірісінің алау жүйесімен байланысы маңызды, отын газы әдетте алау газын қалпына келтіруден алынған газды қамтиды. Сондай-ақ, егер ол жоғарғы қысым шегінен асып кетсе, алауға артық газ шығаруы мүмкін. Энергияны үнемдеу тұжырымдамаларын қолдану мұнай-газ өндіретін кәсіпорындарға өз күштерімен өндірілетін газға деген барлық қажеттіліктерін қанағаттандыруға көмектеседі.

Жақында АҚШ-тың EPA кәсіпорында жұмыс істейтін барлық қазандықтар мен жылытқыштарда қатты және сұйық отынды пайдалануды болдырмау немесе азайту үшін компания немесе сайт деңгейіндегі ірі компаниялармен бірқатар бітімгершілік келісімдерге (азаматтық серіктестік туралы сот келісімдері немесе келісім ережелері деп аталады) қол жеткізді. Осы қабылданған келісімдерге сәйкес қатты / сұйық отынды пайдалануға табиғи газды тұтынуды қысқарту кезеңдерінде ғана жол беріледі.

Қазіргі уақытта бірқатар еуропалық кәсіпорындар жұмыс жағдайлары ұқсас 100 % газға көшті.

Экономика

Газға көшу құны жылына 10 тонна мұнай-газ өндіруші кәсіпорын үшін жылына 30 миллион еуроға жетуі мүмкін.

Басқа отынның орнына сұйытылған мұнай газын пайдалану үшін шамамен күрделі шығындар шамалы (кейбір қайта жағу), ал жылына шамамен пайдалану шығындары отынның тоннасына 120 еуроны құрайды (сұйытылған мұнай газы мен мазут арасындағы шығындар айырмашылығы). Алайда, пайдалану шығындары жыл мезгіліне және нарықтағы сұйытылған газдың бағасына байланысты айтарлықтай өзгеруі мүмкін.

Мазуттың орнына табиғи газды пайдалану үшін қондырғының шамамен күрделі құны шамамен 4 миллион фунт стерлингті құрайды. Жылына шамамен пайдалану шығындары тоннасына 50 еуродан төмен және тоннасына 100 еуродан жоғары болуы мүмкін (табиғи газ бен мазут құнының айырмашылығы). Сондай-ақ, операциялық шығындар жыл мезгіліне және нарыққа байланысты айтарлықтай өзгеруі мүмкін.

Ендірудің әсері

CO2, NOХ,SO2 және тоқтатылған бөлшектердің (металдарды қоса алғанда) шығарындыларын азайту.

Зауыт (тар) мысалы

2008 жылы Ресей Федерациясы мен ЕО мұнай-газ саласындағы кәсіпорындардың жартысында газды жағу үлесі 75 % - дан асты.

Өте аз еуропалық кәсіпорындар өздерінің энергиясымен қамтамасыз ету үшін ауыр сұйық отынның 25 % - дан астамына сүйенеді.

Анықтамалық әдебиет

[32], [8], [27], [60], [24].

5.13.4. Пештер мен қазандықтар

Сипаттау

Пештер мен қазандықтар үшін осы бөлімде қарастырылған негізгі шаралар төменде келтірілген:

пештің ПӘК-ін едәуір арттыруға мүмкіндік беретін жану ауасын жылытқыш қондырғы (5% -дан астам);

пеш жұмысын оңтайландыру және тиісінше жұмыс параметрлерін кеңейтілген бақылау есебінен жану тиімділігін (отын қоспасына арналған ауа/отын арақатынасы, ауаның артығын оңтайландыру есебінен нақты жылу ысырабын болдырмау);

жақсы басқару жүйелері бар жылытқыш/қазан конструкциясының жоғары жылу тиімділігі (мысалы, оттегімен әрлеу);

пайдаланылған газдар арқылы жылу ысырабын азайту (мысалы, жанбаған газдар (Н2, СО) немесе жанбаған қалдықтар арқылы жылу ысырабын азайту, яғни қыздыру кезіндегі ысыраптар);

жануды оңтайландыру үшін шығатын газдардың температурасы мен шоғырлануын үздіксіз бақылау;

технологиялық қажеттіліктерге сәйкес қазандықтың және/немесе қыздырғыштың жұмыс шарттарын баптау;

қазандықтарға құйылатын отынды жылыту;

қазанның қоректік суын немесе пайдаланылған бу жылуын пайдалана отырып, қыздырғыштың кіру ағындарын алдын ала жылыту;

жер бетінде пайдаланылған газдардың конденсациялануын болдырмау;

тиімділігі жоғары сорғылардың, желдету тесіктерінің және басқа да жабдықтардың көмегімен өз қажеттіліктерін барынша азайту;

жану жағдайларын оңтайландыру;

мыналар секілді СО шығарындыларын бақылау әдістері:

жарамды жұмыс және бақылау;

қайталама жылытуға сұйық отынды тұрақты беру;

пайдаланылған газдарды жақсы араластыру;

каталитикалық жағу.

Қыздырғыштың ыстық түтігін қақпақтан үнемі тазарту және ыстық конвекциялық тазалау (құрғақ өңдеу).

Сұйық немесе аралас отынды жағу кезінде қыздыру бетін үнемі тазалау (күйені үрлеу).

Технологиялық құбырларды қышқылданудан қорғауға және қаптаманың пайда болуын болдырмауға арналған керамикалық жабындар.

Жылу беруді жақсарту үшін, мысалы, керамикалық жабындар жағу жолымен жоғары сәуле шығару қабілеті бар отқа төзімділер.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

5.41–5.43-кестеде әрбір ауаны ластағыш үшін пештер мен қазандықтарда бастапқы шараларды жүзеге асыру кезінде шығарындылардың қол жеткізуге болатын деңгейлері келтірілген. Төмен NOХ түтін газдарын күкіртсіздендіру және басқалары сияқты кейбір нақты әдістер осы тарауда әрі қарай қарастырылады. Кестелердегі мәндер үздіксіз жұмыс кезінде қол жеткізуге болатын мг/Нм 3-те көрсетілген (жарты сағаттағы орташа мәндер) және басқалары анықталған жағдайларды қоспағанда, бөлінетін газдағы оттегінің 3% көлеміне негізделген. Төменде газ үшін берілген диапазондардағы төменгі мәндер табиғи газдың жануына жатады. Сұйық технологиялық отын термиялық крекинг қалдығына, вакуумдық қалдыққа және т. б.

5.41-кесте. Оңтайлы оттығы мен конструкциясы бар пештер мен қазандықтардан күтілетін CO шығарындылары

Р/с №	Дереккөз:	Газ отыны	Сұйық технологиялық отын*
1	2	3	4
1	Технологиялық пештер	5 – 80	20 – 100
2	Қазандықтар	5 – 80	20 – 100
3	Қозғалтқыштар	10 – 150

* сұйық технологиялық отын үшін 50 мг/Нм 3-тен төмен концентрацияға 800 °C-тан жоғары температурада жеткілікті қоректену және ұстау уақыты қол жеткізуге болады;

дереккөз: [26].

5.42-кесте. Оңтайлы оттығы мен конструкциясы бар пештер мен қазандықтардан күтілетін NOX шығарындылары

Р/с №	Дереккөз:	Газ отыны	Сұйық технологиялық отын
Р/с №	Дереккөз:	Газ отыны	0,3 % N	0,8 % N
1	2	3	4	5
1	Технологиялық пештер	80–120*	280 - 450	280 – 450
2		250
		кейбір жағдайларда
	Қазандықтарды	жаңғырту	300 – 450	350 – 600
		ескі
		Қондырғылар**
3	Қозғалтқыштар	250 – 400	Деректер жоқ	Деректер жоқ

* ЕҚТ 2010 Еуропалық бюросының техникалық жұмыс тобының мәліметтерін жинау;

күтілетін шығарындылар көптеген факторларға, соның ішінде жануды оңтайландыруға және оттықтардың дизайнына байланысты.

** ЕҚТ 2010 Еуропалық бюросының техникалық жұмыс тобының деректерді жинау сауалнамасы № 14.

5.43-кесте. Оңтайлы жанарғысы және конструкциясы бар пештер мен қазандықтардан қалқымалы бөлшектердің күтілетін шығарындылары

Р/с №	Дереккөз:	Газ отыны	Сұйық технологиялық отын
1	2	3	4
1	Қазандықтар мен пештер	<1	20 – 250

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Газ жылытқыштары мен тікелей жылыту қазандықтары әдетте жылу тиімділігіне 85 %-дан асады. Егер ауаны алдын ала қыздыру қолданылса және жану өнімдері (түтін газдары) шық нүктесіне жақын салқындатылса, жылу тиімділігі 90-93 % жетуі мүмкін.

Отын шығынын шамамен 3 %-ға төмендетуге қолданыстағы технологиялық пештердің құбырларындағы керамикалық жабындарды жаңарту арқылы қол жеткізілді (мысалы, каталитикалық риформинг және вакуумдық айдау пештері). Бу риформинг пештерінің қабырғаларының қолданыстағы отқа төзімді қабырғаларында жоғары сәулелену қабілеті бар керамикалық жабындарды жаңартқаннан кейін де 2 %-ға төмендеу байқалды. Екі жағдайда да NOХ шығарындыларының тиісті төмендеуі кәдімгі оттықтармен жабдықталған пештер үшін 30 % және NOХ төмен оттықтармен жабдықталған пештер үшін 5 % деп бағалануы мүмкін.

Кросс-медиа әсерлері

Ауаны алдын ала қыздыру әдетте NOX түзілуін арттырады. Әдебиеттерде алдын ала қыздырылған ауаның температурасына байланысты NOХ шығарындылары үшін түзету коэффициенттері бар. Бұл сұраққа жалпы қабылданған сілтеме 1987 жылы Нидерланды органдары жариялаған "Besluit Emissie-Eisse nStookinstallaties Milieubeheer A" (BEES) нұсқаулығында берілген. BEES ұсынған корреляция коэффициенті (тек қолданыстағы қондырғыларға қолданылады) 5.57-суретте көрсетілген.

5.57-сурет. Жанармай газын жағу кезінде ауаны алдын ала қыздырудың NOХ шығарындыларына әсері (тек қолданыстағы қондырғыларға қолданылады)

Бұл коэффициент кәсіпорынның жанармай газымен жұмыс істейтін қондырғыларға тікелей қолданылады және тек термиялық NOХ өндірісін ұлғайтуға қатысты. Мазут немесе аралас сұйық/газ отыны жағылған жағдайда, бұл коэффициент отынның азотының конверсиясына байланысты NOХ жоғарылауын екі есе есепке алмау үшін байланыстырылған отын азотын нөлге дейін бірінші рет реттегеннен кейін қолданылуы керек.

Қолданылуы

Осы бөлімде айтылған әдістердің көпшілігі әдетте қолданылады. Дегенмен, қолданыстағы қондырғыларды жаңарту үшін қолдануға болатын кейбір шектеулерді ескеру қажет. Керамикалық жабындардың нақты жағдайында бұл технологияны 100 % ауыр сұйық отынмен жұмыс істейтін пештер үшін қолдану ұсынылмайды.

Экономика

Қуаттылығы жылына 0,5 млн т каталитикалық риформинг пешінің және қуаттылығы жылына 2,1 млн т вакуумдық дистилляция пешінің құбырлары мен отқа төзімді қабырғаларындағы керамикалық жабындарды жаңғырту бір пешке шамамен 0,2-0,4 млн еуроны құрайды (2004). Тиісті өтелу мерзімі өнімділікті (қуатты және/немесе цикл ұзақтығын) жақсарту үшін алты айда және энергияны тұтынуға қатысты екі жылда бағаланды.

Ендірудің әсері

Жылу немесе бу өндіруді қажет ететін процестер нәтижесінде энергияны тұтынуды және онымен байланысты шығарындыларды азайту.

Зауыт (тар) мысалы

Осы бөлімде айтылған барлық әдістер бүкіл әлемде қолданылатын көптеген технологиялық пештерде кеңінен қолданылады. Атап айтқанда, құбыр және / немесе отқа төзімді керамикалық жабындар жағдайында 2000 жылдан бастап Австралия, Канада, Германия, Италия, Мексика, Жапония және АҚШ-та 30-дан астам технологиялық пештер өңделді.

Анықтамалық әдебиет

[32], [34].

5.13.5. Газ турбиналары

Сипаттау

Газ турбиналарының сипаттамасы ЕҚТ бойынша "Энергия алу мақсатында ірі қондырғыларда отынды жағу" анықтамалығында келтірілген. Төменде атмосфералық шығарындыларды азайту үшін газ турбиналарына қолданылатын кейбір әдістер келтірілген:

бу айдау;

газ турбина пайдаланылған газдармен ретінде жану үшін ауаны;

оңтайландырылған буды электр энергиясына айналдыру (бу турбинасындағы қысымның мүмкін болатын ең үлкен айырмашылығы, жоғары температура мен қысымды бу шығару, буды бірнеше рет жылыту);

басқа негізгі әдістер, мысалы, төмен шығарылатын NOХ құрғақ оттықтар;

жоғары тиімді турбиналарды пайдалану, мысалы, турбиналардың дизайнын оңтайландыру, мүмкін болатын ең төменгі деңгейге дейін төмендету арқылы бу қысымы кері қысымды турбинаның шығысында.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

5.44-кестеде газ турбиналары үшін негізгі шараларды қолдану кезінде қол жеткізуге болатын шығарындылар деңгейлері жинақталған.

5.44-кесте. Бастапқы әдістерді қолдану кезінде газ турбиналарынан атмосфераға күтілетін шығарындылар

Р/с №	Ластағыш	Газ отыны 1), мг / Нм 3	Сұйық технологиялық отын 2), мг/Нм 3
1	2	3	4
1	CO	5 – 100	<50
2	15% O 2 кезінде NO X (NO 2 ретінде)	20-50 (жаңа турбиналар) 20-90 (қолданыстағы турбиналар 3)	200 (су бүркуімен)
3	Қалқымалы бөлшектер (15% O 2 кезінде)		< 5-30 шығарындылардың азаюымен
4	1) Төменгі диапазон табиғи газды жағуға жатады. 2) Газойл / мұнай. 3) NO Х (DLN) төмен шығарылатын құрғақ оттықтары бар төменгі диапазон.

NOХ шығарындыларын 65 мг/Нм 3-ке (15% O 2) дейін төмендету бойынша қосымша шаралар, мысалы, СКҚ көмегімен, қолданыстағы газ турбиналары үшін де мүмкін.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

5.45-кестеде кейбір еуропалық кәсіпорындарда жұмыс істейтін және NOХ шығарындыларын азайтудың кем дегенде бір әдісін қолданатын газ турбиналарының үлгісі бойынша қол жеткізілген шығарындылар мәндері көрсетілген, атап айтқанда бұрын сипатталған. Бұл деректер Еуропадағы кәсіпорындардың бірқатар газ турбиналарының үздіксіз мониторингі, қазіргі уақытта қолданылатын әдістер мен пайдалану шарттары нәтижесінде байқалатын NOХ (15 % O2 деңгейінде) ең төменгі және ең жоғары айлық концентрацияларын көрсетеді.

Р/с №	Пайдалану әдістері мен шарттары	NOХ, мг / Нм3	NOХ, мг / Нм3
Р/с №	Пайдалану әдістері мен шарттары	ай сайынғы минимум	ай сайынғы максимум
1	2	3	4
1	Бу айдау, отын газы, синтез газы, ПГ қоспасын өзгерту	40	70
2	Бу айдау, бөлінетін газдар	52	75
3	Бу айдау, отын газы, синтез газы, табиғи газ қоспасын өзгерту	40	80
4	Деректерді жинау кезеңінде бу айдау, табиғи газды жағу	85	95
5	Буды айдаудың ең жоғары жүктемесін шектеу (жоғары жүктеме коэффициентін өзгерту)	80	110
6	Жанармай/табиғи газбен жұмыс істейтін төрт 6 МВт шағын турбиналар	95	110
7	таңдалған СКҚ сұйытылған отын газы	110	120
8	Буды айдау белгілі бір уақыт аралығында өзгерді. Табиғи газ/отын газы / орташа дистиллятта күйдірілген	85	135
9	Бу айдау, табиғи газ қоспасы (96%) және отын газы – NOX шығарындыларына қайта өңделетін шикі мұнай әсер етеді	130	160
10	Ішінара жүктеме жұмысы: 150 мг / Нм3	230	340
11	Ескертпе: Концентрацияның барлық мәндері О2 15% туралы болған кезде көрсетіледі.

Отынның үш түрін пайдаланатын газ турбинасынан атмосфераға шығарындылардың тәуліктік өзгерістері (J-GTA -170 МВт зауытының мысалы) 5.58-суретте көрсетілген.

5.58-сурет. Отынның үш түрін пайдаланатын газ турбинасынан атмосфераға шығарындылардың тәуліктік өзгеруі (J-GTA зауытынан алынған мысал -170 МВт)

Табиғи газ бен отын газының (отын газының 75 %) қоспасымен жұмыс істейтін газ турбинасына бу айдауды қолдану әсері 5.59-суретте көрсетілген.

5.59-сурет. Табиғи газ бен отын газының қоспасымен жұмыс істейтін газ турбинасына бу айдауды қолдану әсері (отын газының 75%)

Кросс-медиа әсерлері

Буды айдау әдетте CO және көмірсутектердің жоғары шығарындыларына әкеледі. Егер ол өндірісте болмаса, буды шығару керек.

Қолданылуы

Толығымен қолданылады. Бу айдау әсіресе жоғары сутегі (H2) отыны қолданылатын жерлерде қолданылады.

Экономика

Буды айдау 85 МВт шығыс турбинасына қолданылды. 15 % O2-де 500 мг/НМ 3-тен 15% O 2-де 50-80 мг/Нм 3-ке дейін бақыланбайтын NO X шығарындылары. Инвестициялық шығындар (1998): 3,4 миллион еуро (бу шығару шығындарын қосқанда). Операциялық шығындар: 0,8 миллион еуро (күрделі шығындарды қоспағанда).

Ендірудің әсері

Электр энергиясын өндіру үшін қолданылатын технологиялық әдістер.

Зауыт (тар) мысалы

Балық шаруашылығында қолданудың көптеген мысалдары бар. Мұнай мен газ өндірудің бірнеше кәсіпшілігінде кәсіпорын үшін бу мен электр энергиясын өндіруге арналған аралас циклді газ турбиналары (ГТЦЗ) орнатылған немесе қазіргі уақытта орнатылған. Бұл, әдетте, пайдалану шығындарын азайту және басқа электр генераторларына тәуелділікті азайту үшін ескі мазут қазандығын толық немесе ішінара ауыстыру үшін жасалады. Qatargas (Катар) СТГ зауытындағы алты газ турбинасын жаңартудың соңғы мысалы (2011 ж.желтоқсан) 25 ppm (<50 мг/Нм 3) шығарындыларына қол жеткізуге арналған NOX төмен құрғақ жүйені көрсетеді.

Отынның үш түрін пайдаланатын газ турбинасынан атмосфераға шығарындылардың тәуліктік өзгеруінің мысалы 5.52-суретте келтірілген

Анықтамалық әдебиет

[32], [45].

5.13.6. Азот оксидтерін бақылау және онымен күресу әдістері. Шығарындылары төмен NOX оттықтар. Шығарындылары ультра төмен NOX оттықтар

Сипаттау

Ауа және отын шығарындысы төмен NOX жанарғылары ең жоғары температураны төмендетуді, бастапқы жану аймағындағы оттегі концентрациясын төмендетуді және жоғары температурада болу уақытын қысқартуды, осылайша термикалық түзілетін NOX азайтуды мақсат етеді. Бұдан басқа, отынмен жұмыс iстейтiн жанарғылар жағдайында қосымша отын қосылғаннан кейiн қайталама жалынмен жасалатын гипостехиометриялық жағдайлар NH3, HCN және CO радикалдарымен NOX-тi N2-ге одан әрi химиялық қалпына келтiрудi жасайды.

NOX шығарындысы өте төмен жанарғылар шығатын газдардың ішкі немесе сыртқы рециркуляциясын NOX шығарындысы төмен жанарғылардың базалық конструкциясына қосады, бұл жану аймағындағы оттегінің шоғырлануын төмендетуге және атап айтқанда, отынды жағуға әсер ете отырып, NOX шығарындысын қосымша төмендетуге мүмкіндік береді. Жанарғылардың түрлі құрылымдары мен функциялары туралы қосымша ақпаратты ЕҚТ бойынша "Энергия алу мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу" анықтамалығынан табуға болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Сәтті жүзеге асырылған кезде, NOX төмен шығарындылары бар оттықтар NOX шығарындыларының газ тәрізді отын үшін 40-60 %-ға және сұйық отын үшін 30-50 %-ға төмендеуін қамтамасыз ете алады, сол жылу қуаты бар кәдімгі оттықтармен салыстырғанда. Тиісінше, газды технологиялық жылытқыштар мен қазандықтарда сәтті қолданылатын NOX ультра төмен шығарындылары NOXшығарындыларының 60-75 % төмендеуін қамтамасыз ете алады.

Еуропалық ЕҚТ Бюросының 2008 жылғы техникалық жұмыс тобының деректерін жинау бойынша сауалнамалар негізінде ЕО-27 + Мұнай және газ өндіретін кейбір кәсіпорындардағы жедел деректерден келесі диапазондар алынды:

Барлық жағдайларда ілеспе мұнай газы үшін 65-150 мг/Нм3, ескі модификацияда бір қалыпты емес 250 мг/Нм3 болды;

Пеш отыны (мазут) үшін 190-470 мг/Нм3 (жоғарғы мәні 50 % сұйық күйдіру үшін көрсетілген).

Ескі оттықтарды жаңа аз шығарылатын NOX оттықтарымен ауыстыру, сондай-ақ ауаны/отынды басқару жүйесі де оң әсер етуі мүмкін:

процестің энергия тиімділігі, өйткені жаңа оттықтар отын шығыны бойынша үнемді болады;

жалпы жақсарту мүмкіндігі ретінде жану қондырғысы шығаратын шу.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

5.46-кестеде және 5.60-суретте BREF (еуропалық 2008 ЕҚТ Бюросының техникалық жұмыс тобы) шолу үшін басталған деректерді жинау процесінің бөлігі ретінде әртүрлі еуропалық мұнай және газ кәсіпорындары ұсынған нәтижелер келтірілген.

5.46-кесте. Еуропалық ЕҚТ Бюросының техникалық жұмыс тобы деңгейіндегі сауалнамалардағы NOX төмен шығарындылары бар оттықтардың өнімділігі

Р/с №

Жанармай/оттық түрі

Шығарындылар (орташа тәуліктік)
3% O 2 кезінде мг / Нм 3

Барлық пікірлер

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx

<100

Әдетте ілеспе мұнай газын немесе табиғи газды пайдаланатын технологиялық пештер
Бумен крекинг үшін <150 мәндері

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx

123

6 сатылы жанармай оттығы-жаңарту (2008)
Гидрокүкіртсіздендіру блогы-шығарындыларды төмендетуге қол жеткізілді: 60 %

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx төмен шығарылатын оттық NOx

253
142
97

Жаңғырту (1991 – 2000)
Жаңғырту (2006)
Жаңғырту (2006)

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx

297
191
315

Жаңғырту (1991 – 2000)
110 төмен шығарылатын NOx оттығы 128
222 төмен шығарылатын NOx оттығы 242

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx

104 (ай сайын)

Макс. (спот): 194

Араласу/Төмен шығарылатын газ оттығы NOx

317 (ай сайын)

Макс. (спот): 400

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx

100

Ілеспе мұнай газымен жұмыс істейтін 2 пеште және бірінші буындағы NOХ төмен шығарындылары бар оттықтармен жабдықталған 1 пеш отынын жағу пешінде (мазут) қол жеткізілген орташа диапазондар

Араласу/Төмен шығарылатын газ оттығы NOХ

300

Төмен шығарылатын газ / оттық NOХ

80 – 120

Орташа диапазондарға NOХшығарындылары аз оттықтармен жабдықталған пештердің үлкен санында қол жеткізіледі

Араласу/Төмен шығарылатын газ оттығы NOХ

200 – 250

Газ/
Төмен шығарылатын оттықтар NOх,

6 сатылы жанармай оттығы-жаңарту (2008)
қуаты 20 МВт пеште

Араласу/Төмен шығарылатын газ оттығы NOХ

301

317

330–360

336
469
322

30/70 ілеспе мұнай газына сұйық технологиялық отын
34/66 ілеспе мұнай газына сұйық технологиялық отын
40/60 ілеспе мұнай газына сұйық технологиялық отын
45/55
50/50
58/42
(Сұйық технологиялық отынның N құрамы: 0,6 %)

Араласу/Төмен шығарылатын газ оттығы NOХ

435

Газға 50/50 сұйық технологиялық отын
N құрамы 2,44 % (сұйық)/0,47% (тоқтатылған бөлшектер) H 2 отын газында: 32 % (масса)

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx

15 мг/МДж есептелген концентрация
Вакуумдық жылытқыштар-жаңарту (1991)
Шығарындылардың төмендеуіне қол жеткізілді: 80 %

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx

20 мг/МДж есептелген концентрация
Шикі мұнай жылытқыштары-жаңарту (1998)
Шығарындылардың төмендеуіне қол жеткізілді: 65 %

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx

<125

Төмен шығарылатын оттықтар NOх,
Оттықтардың соңғы буыны: 2000
Төмен өткізу қабілеттілігі және оттегінің төмен қажеттілігі кезінде қол жеткізуге болады

Сұйық технологиялық / төмен шығарылатын NOx оттығы

<250

Төмен шығарылатын газ / оттық NOx

Ультра төмен күкіртті отын (ULSG) оттықтары арқылы қол жеткізіледі

Араласу/Төмен шығарылатын газ оттығы NOx

340

Оңтайлы қазандық - газға 50/50 сұйық технологиялық отын

Араласу/Төмен шығарылатын газ оттығы NOx

220

Оңтайлы қазандық - газға 50/50 сұйық технологиялық отын

5.60-сурет. Газ және көп отынды жағу қондырғыларына арналған NOX шығарындылары төмен оттықтардың сипаттамалары

NOX шығарындыларының пайдалану параметрлерінің өзгеруіне, мысалы, отынның типі мен құрамының (атап айтқанда, азот отынымен байланысты), жану үшін ауаны алдын ала қыздыру температурасы мен оттық температурасының өзгеруіне қалай байланысты екенін түсіндіруге көмектесетін корреляцияларды әзірлеу бойынша ауқымды жұмыс жүргізілді. Нидерландыда әзірленген және 1987 жылы рұқсаттар авторлары үшін ұлттық нұсқау ретінде ұсынылған түзетуші коэффициенттер жинағы жақсы мысал бола алады.

5.47-кестеде мұнай және газ өндіруді пайдаланудың нақты жағдайларында қол жеткізілген NOX шығарындыларының типтік диапазондары туралы жиынтық ақпарат келтіріледі.

5.47-кесте. Жаңғырту жағдайында мұнай-газ өндіру кәсіпшілігін пайдаланудың әртүрлі жағдайларында өлшенетін шығарындылардың типтік диапазондары

Р/с №	Жанармай	Оттық түрі	Шығарындылар (орташа тәуліктік)	Пікірлер орны
1	2	3	4	5
1	Ілеспе мұнай газы	Төмен шығарылатын оттықтар NOX ауа немесе отынның негізгі бөлінуімен	80 – 140*	Қоршаған ортадағы температурада жағуға арналған ауа үшін
2		NОХ ультра төмен шығарылатын оттық-бірінші буын	60 – 90*	Қоршаған орта температурасында жағуға арналған ауа үшін
3		NOX ультра төмен шығарылатын оттық-Соңғы буын	30 – 60,*	Қоршаған орта температурасында және от жағу температурасында жағуға арналған ауа үшін <900°
4	Пеш отыны (Мазут)	Аралас күйдіру Төмен шығарылатын оттықтар NOX (тек газға жанармай құю)	200 – 350,,**	Қоршаған орта температурасында жағуға арналған ауа үшін Ең төменгі мәндерге сұйықтықты 25-50% күйдіру арқылы қол жеткізіледі (мазмұны N 0,21 – 0,5 %). Ең жоғары мәндерге сұйықтықтың 50-70% күйдіру арқылы қол жеткізіледі (мазмұны N 0,4 – 0,55 %).

* төмен мәндерге <800 °C және <10% в/в сутегі немесе ілеспе мұнай газы мұнай-газ өндіру кәсіпшілігінің құрамында 3 + отын температурасы кезінде қол жеткізуге болады;

** аммиаксыз немесе отынмен байланысты басқа азотсыз отын газы үшін төмен мәндерге қол жеткізуге болады;

*** жанатын сұйық отындағы отынмен байланысты азоттың <0,1% массалық құрамы кезінде неғұрлым төмен мәндерге қол жеткізуге болады. Ескерту: 3% O 2 кезінде мг/Нм 3 өлшем бірліктері.

Норвегиядағы газды қайта өңдеу секторына келетін болсақ, келесі кестеде NOX ультра төмен шығарындылары бар оттықтарды пайдаланудың соңғы мысалдары 5.48-кестеде келтірілген

5.48-кесте. Норвегиядағы табиғи газ зауыттарындағы NOX ультра төмен шығарылатын оттықтардың мысалы

Р/с №	Нысан	Жылу кіріс қуаты	Оттық түрі / жанармай / шығарылған жылы	NOX шығарындылар, мг/Нм3	Пікірлер орны
1	2	3	4	5	6
1	Ормен Ланге	2 х 42,1 МВт	Түтін газын қайта өңдейтін NOX ультра төмен шығарындылары бар оттық/ Табиғи газ / 2007	20	2008 жылы 20-90 мг/Нм3 диапазонында өлшеу (30-10 МВт) – No Х шығарындылары пеште берілетін МВт жылуға қарама-қарсы өзгереді
2	Kollsnes	18.4 МВт	Төмен шығарылатын оттықтар NOX/ Табиғи газ / 2012**	30*

* жылытқыштың жұмыс режимдерінің 60-тан 100% - ға дейінгі диапазоны үшін жеткізуші кепілдік берген мән;

** жылытқышты 2012 жылы пайдалануға беру және оның орнына пайдалану жоспарлануда;

ескерту: 3% O 2 кезінде мг/Нм 3 өлшем бірліктері.

Кросс-медиа әсерлері

Ауыр сұйық технологиялық отынды жағу кезінде NO X және тоқтатылған бөлшектер арасында тікелей байланыс бар, яғни жалын температурасы төмендеген сайын NOX мөлшерінің төмендеуі тоқтатылған бөлшектердің көбеюіне әкеледі. CO шығарындылары да артып келеді.

Қолданылуы

Жаңа қондырғылар

Белгілі бір отынның шекті шарттарынан басқа (төменде қараңыз), жаңа жылытқыштар мен қазандықтарды пайдалану оңай.

Қолданыстағы қондырғыларды ретрофиттеу

Кәдімгі оттықтармен салыстырғанда, бірдей жылу қуаты бар қарапайым NOXтөмен және өте төмен оттықтар жалынның ұзындығын 50% - ға дейін және жалынның диаметрін 30-50% - ға дейін созады. Олар сондай-ақ жанармай инжекторларының болуына және/немесе пеш газын қайта өңдеу құрылғыларын оттықтың плиткасына және одан тыс жерлерге қосуға байланысты олардың аумағы ұлғайған сайын орнату үшін көбірек орынды (ішкі және сыртқы аумақ пен көлем) қажет етеді. Нәтижесінде, олар әдетте осы жұмыс жағдайлары үшін ең жоғары және ең төменгі жану жылдамдығы арасындағы функционалдылықтың төменгі шектерін (ықтимал жарамдылығы "толық емес жүктеме") қамтамасыз етеді, бұл операциялық шектеулер мен ықтимал қауіпсіздік мәселелерін арттырады.

Сондықтан кейбір ескі жылытқыштар үлкен, жоғары қарқынды оттықтармен жабдықталған, оларды жаңа, аз шығарылатын NOX оттықтарымен оңай түрлендіру мүмкін емес. Тағы бір мысал-теориялық тұрғыдан 100% газ отынында жұмыс істей алатын қос отынды қыздырғыштарды жаңарту, бірақ бастапқы және қайталама бу қыздырғыш бөліміндегі құбыр қабығының температуралық шектеулеріне байланысты газдың максималды мөлшерін практикалық шектеу.

Төмен шығарылатын NOX оттықтарын жаңарту әдетте мүмкін, бірақ ол сайттағы нақты жағдайларға байланысты болады (мысалы, пештің дизайны және қоршаған орта). Дегенмен, кейбір нақты жағдайларда бұл пештің блокқа техникалық интеграциясының айтарлықтай өзгеруіне немесе пештің өзгеруіне әкелуі мүмкін.

Кейбір заманауи оттықтар қолданыстағы қондырғыларды жаңарту үшін арнайы жасалған және газбен жұмыс істейтін жылытқыштарды жаңарту үшін өте жақсы бейімделген болуы мүмкін. Олар есептеу гидродинамикасының (CFD) жетілдірілген модельдеуінен пайда көреді және жақсартылған өшіру мүмкіндігімен байланысты жоғарыностьамдылықты көрсетеді.

Нақты отынның шекті шарттары

Қазіргі заманғы NOX ультра төмен шығарылатын газ оттықтарының қолданылуы пропаннан ауыр компоненттері аз және олефиндері аз отын газдарымен шектеледі. NOX өнімділігі өте төмен no NOXоттықтарымен (ГСНВА) артық оттегіге сезімтал. Осылайша, бұл өнімділік оттықтағы оттегі концентрациясын бақылаудың орындылығы мен сенімділігіне байланысты болады.

Экономика

Келесі 5.49-кестеде мұнай-газ өндіретін кәсіпорындарды жаңғыртудың әртүрлі жобалары нәтижесінде алынған no x шығарындылары төмен оттықтарды орнатуға арналған шығындардың әртүрлі мысалдары келтірілген.

5.49 кесте. NOX шығарындылары төмен және ультра төмен оттықтарды жаңарту шығындарының нақты мысалдары

Р/с №	Жоба / шолу	Инвестициялық шығындар	Пікірлер орны
1	2	3	4
1	1 / үрлеу желдеткіші бар 40 оттықтан тұратын әдеттегі шикі мұнай пешін қайта жағу	2 миллион фунт стерлинг (1998) Жеке оттыққа орташа: Күніне 50 000 галлон. (7,8863 м 3/сағ)	Соның ішінде ауаны, отынды және пешті басқару жүйелерін жалпы жаңарту бір уақытта жүргізілуі мүмкін кәсіпорын
2	2 / NO Х аз шығарылатын газ оттықтары бар бірнеше қондырғыларды келесідей жаңартыңыз: вакуумдық жылытқыштар шикі мұнай жылытқышы	Инвестициялардың жалпы көлемі: 11 миллион швед кроны (1991) 41 миллион швед кроны (1998)	5 жылдық қызмет мерзімін болжау: Жылына 25000 швед кроны / т (үнемделген 80 т/жыл NO X) Жылына 34000 швед кроны / т (220 т / жыл үнемделген NO X)
3	3a / Жаңарту ішінде жұмыс істейтін бірнеше технологиялық жылытқыштар: мұнай дайындау қондырғылары (Жылына 10 млн тонна – 20 оттық) термиялық крекинг (жылына 3 млн т-120 оттық) гидродесульфурация қондырғылары (12 оттық) Төмен шығарылатын газ / оттық NOX - NOX ультра төмен шығарылатын оттықтар	Алдын ала бағалау кезеңі: жалпы мәннің орташа мәні + 152 оттықты қамтитын жоба (2007 жылдың басы) Жеке оттықтың құны: 16200 фунт стерлинг 17200 фунт стерлинг	Ауа, отын және басқару жүйелерін жалпы жаңартуды қамтымайды. Блок үшін мұнай дайындау қондырғысы: болжам бойынша 5 жылдық қызмет мерзімі: Жылына 639 фунт стерлинг/т (үнемделген 141 т/жылына NO X) Жылына 472 фунт стерлинг / т (үнемделген 202 т/жыл NO X)
4	3b / жаңарту блоктарда жұмыс істейтін бірнеше технологиялық жылытқыштар, соның ішінде: мұнай дайындау қондырғылары (Жылына 10 млн тонна – 20 оттық) алкилдеу қондырғысы (Жылына 0,4 млн тонна – 6 оттық) мазутты вакуумдық айдау қондырғысы (жылына 7 млн т – 16 + 13 оттықтар) гидродесульфурация қондырғылары (12 + 12 оттықтар) NOX аса төмен шығарылатын оттықтар	Жоғарыдағы 2А-дан есептеудің жаңартылған қадамы (алдын ала жоба): 79 оттықты қамтитын жалпы соңғы жобаның орташа мәні (2009 жылдың басы) Жеке оттықтың құны: - 40000 фунт стерлинг	Ауа, отын және басқару жүйелерін жалпы жаңартуды қамтымайды. Мұнай дайындау қондырғысы үшін: 5 жылдық қызмет мерзімі болжанады: Жылына 644 фунт стерлинг (үнемделген 202 т/жыл NO X)
5	4 / 2008 жылы висбрекинг пешіндегі 20 төмен шығарылатын NOXоттықтарын жаңарту	Жеке оттықтардың жалпы құны: 140 000 еуро (7000 еуро / оттық) Орнатудың жалпы құны: 756000 еуро	Оттықтарды орнатуға қосымша шығындар: + 37800 еуро/оттық орташа (оттықтың жеке құнынан + 540%)

Кестедегі 2 және 3 мысалдарды салыстыру шығындардың шамалы айырмашылығын ескере отырып, NОХ ультра төмен шығарындылары бар оттық NОХ төмен шығарындылары бар оттықтармен салыстырғанда жоғары қуатты қондырғыны жаңартуға болатын тамаша үнемді нұсқа болуы мүмкін екенін анық көрсетеді.

2007 жылы Колорадо (АҚШ) зауыттарында табиғи газбен жұмыс істейтін технологиялық жылытқыштарда осы әдісті енгізуге жұмсалған жалпы жылдық шығындармен көрсетілген әлеуетті инвестициялық және пайдалану шығындары келесідей бағаланды:

NОХ төмен шығарындылары бар қыздырғыштар үшін: жылына 2818 Еуро (3 817 доллар) және X тонна, нәтижесінде X шығарындыларының төмендеуі 28-50 болған жағдайда, оларды болдырмауға болады

NОХ ультра төмен шығарындылары бар қыздырғыштар үшін (бірінші буын): жылына 4087 Еуро (0,73822 1/07/2007 валюталық айырбастау бағамы негізінде 5536 АҚШ доллары) және NОХ, шығарындылары 55 % төмендеген жағдайда болдырмауға болатын NОХ тоннасы %;

NОХ ультра төмен шығарындылары бар оттықтар үшін (соңғы буын): жылына 613-908 Еуро (831-1, 230 доллар) және NOX тоннасы, нәтижесінде NOX шығарындылары 75-85 % төмендеген жағдайда.

Ендірудің әсері

Шығындар мен пайда тұрғысынан жақсы жағдайлармен бірге NOX шығарындыларын азайту.

Зауыт (тар) мысалы

Әлемнің ірі кәсіпорындарында қолданудың көптеген мысалдары бар. Preem Lysekil (SE) компаниясында 21 пеш пен қазандықтың 16-сында төмен шығарылатын NOX оттықтары қолданылады. Гетеборгтағы Shell зауытында (SE) пештердің 85 % - ы NOX аз шығарылатын оттықтармен жабдықталған.

Анықтамалық әдебиет

[61], [62]

5.13.7. NOX төмен құрғақ жану камералары

Сипаттама

Толығырақ ақпаратты ЕҚТ бойынша "Энергия алу үшін ірі қондырғыларда отын жағу" анықтамалығынан алуға болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Iлеспе мұнай газымен жұмыс iстейтiн газ турбиналарын пайдалану кезiнде NOX шығарындыларын 90% -ға азайтуға болады.

Негізгі жеткізушілер құрғақ жағдайларда көлемі бойынша NO 9-дан 40 ppm-ге дейінгі (18-80 мг/Нм3) шығарындылардың 15% O2 кепілдігімен (ілеспе мұнай газы үшін) құрамында NOX төмен жану камераларымен жабдықталған газ турбиналарын ұсынады. (5.50-кесте)

5.50-кесте. NOХ шығарындыларына әр түрлі жабдық түрлеріне арналған құрғақ, төмен NOХ камералары арқылы қол жеткізіледі

Р/с №	Отын түрі	От жылытқыштары	Қазандықтар	Газ турбиналары
1	2	3	4	5
1	Ілеспе мұнай газы	Деректер жоқ	Деректер жоқ	20 – 90*

ескерту: 15% O 2 кезінде мг/Нм 3 өлшем бірліктері;

деректер жоқ: қолданылмайды;

* төмен NOX құрғақ жану камералары қолданылатын жерде.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Құрғақ жану камералары оттықтардан ерекшеленеді, өйткені олардың өнімділігі жоғары жүктемелерде артады.

Кросс-медиа әсерлері

Анықталған жоқ.

Қолданылуы

Газ турбиналарына қолданылады. Төмен шығарылатын NOX құрғақ жану камералары құрамында 5-10% - дан астам айн / мин бар аралас отынмен жұмыс істейтін газ турбиналарына арналмаған./ сутегі. Газ турбиналарында сутегі мөлшері жоғары ілеспе мұнай газын пайдаланған кезде еріткішті айдау сияқты қосымша әдістер қажет болуы мүмкін.

Экономика

Инвестициялық шығындар 2,2 миллион еуроны құрайды (1998 ж.), ал 85 МВт турбинаның пайдалану шығындары нөлге тең.

Ендірудің әсері

NО Х шығарындыларын азайту.

Анықтамалық әдебиет

[12], [24], [63], [64].

5.13.8. Сұйылтқышты айдау

Сипаттама

Жану жабдығына қосылатын түтін газдары, бу, су және азот сияқты инертті еріткіштер жалын температурасын, демек, түтін газдарындағы NOХ концентрациясын төмендетеді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Газ турбиналарының жану камераларындағы NOХ шығарындыларын бақылау бу/су айдау арқылы жүзеге асырылуы мүмкін, бұл түзілудің 80-90 % төмендеуін қамтамасыз етеді. Кейбір еуропалық кәсіпорындарда пайдаланылатын газ турбиналарының үлгісін үздіксіз бақылау деректеріне сүйене отырып, еріткішті айдауды пайдалану кезінде тиісті қол жеткізуге болатын диапазон 5.51-кестеде келтірілген.

5.51-кесте. Сұйылтқышты айдау арқылы газ турбиналары қол жеткізетін NOX шығарындылары

Р/с №	Отын түрі	Газ турбиналарынан NOХ шығарындылары
1	2	3
1	Ілеспе мұнай газы	40 – 120

ескерту: 15% O 2 кезінде мг/Нм 3 өлшем бірліктері.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Буды пайдалану азотты қолданудан гөрі жүйеде көбірек коррозия тудырады.

Кейбір еуропалық алаңдарда ілеспе мұнай газының ауыспалы қоспасында жұмыс істейтін және бу айдауды пайдаланатын газ турбиналарының үлгісін үздіксіз бақылау деректері 15 % O2 кезінде 40-120 мг/Нм 3 жұмыс ауқымын көрсетеді.

Кросс-медиа әсерлері

Бу шығару үшін қосымша энергия қажет болғанда, бұл шығарындылардың көбеюіне және жүйенің жалпы тиімділігінің төмендеуіне әкелуі мүмкін. NOХ концентрациясын едәуір төмендету үшін бу қосуды ұлғайтудың энергетикалық дебетінің мысалы 109 МВт қондырғы үшін келтірілген: 13,7 т/сағ бу шығыны оны өндіру үшін 11 МВт отынды қажет етеді (будың тоннасына 3 ГДЖ отын есебінен).

Қолданылуы

Бу мен суды айдау газ турбиналарында жаңа қондырғыларда да, модернизацияда да кеңінен қолданылады, сонымен қатар отпен жұмыс істейтін жылытқыштар мен қазандықтарға қолданылады. Қазандықтар мен пештерде су айдауды қолдануда техникалық қиындықтар бар. Азотты сұйылту кәсіпорында азот болған кезде ғана қолданылады.

Экономика

Бу мен суды айдаудың күрделі шығындары СКҚ-ғае қарағанда аз, бұл технологияны NOХ деңгейін едәуір төмендету үшін оңтайлы бірінші таңдау етеді, ал егер NOХ -ті төмендету қажет болса, CКҚ жиі қолданылады. Дегенмен, жоғары тазалықтағы бу өндірісінде айтарлықтай мерзімді пайдалану шығындары бар және қайта тазалау кезінде техникалық қызмет көрсету шығындары жоғары болуы мүмкін.

Ендірудің әсері

NOХ шығарындыларын азайту.

Зауыт (тар) мысалы

Жақында зауыттың қалдықтарын газдандыру жобаларындағы ауаны бөлу қондырғысынан алынған азоттың жанама өнімі газ турбиналарының NOХ деңгейін төмендету үшін еріткіш ретінде екендігі коммерциялық түрде дәлелденді. Мұнай өңдеу және мұнай-газ өндіру өнеркәсібінде бу айдау басым.

Анықтамалық әдебиет

[45], [11], [10], [24].

5.13.9. Түтін газдарын кәдеге жарататын кәдеге жаратушы қазандық және детандер

Сипаттау

Регенератордан шығатын түтін газдарының жылуы кәдеге жарату қазандығында немесе көміртегі тотығын жағу қазандығында жойылады. Реактор блогындағы булардың жылуы қондырғыдан негізгі фракциялық колоннаға қанықпаған газдармен немесе түтін сорғыларымен тасымалдау арқылы, сондай-ақ түтін газдарын, мұнай өнімдерінен шығатын қалдық жылуы бар буларды алдын ала қыздыру арқылы кәдеге жаратылады. Көміртегі тотығы (CO) қазандығында пайда болған бу әдетте бу мөлшерін теңестіреді. Егер детандер регенератордан шығатын түтін газдарының ағынына орналастырылса, каталитикалық крекинг қондырғысының энергия тиімділігі артады. 5.61-суретте кәдеге жарату қазандығының жұмысының жеңілдетілген СХЕМАсы келтірілген.

5.61-сурет. Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату үшін пайдаланылатын кәдеге-жаратушы қазандық және детандер

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қайта өңдеу қазандығы түтін газдарынан жылуды қайта өңдейді, ал детандер регенератордағы ауаны қысу үшін қысымды ішінара қалпына келтіреді. Детандерді қолдану мысалы қуаты 5 млн т/г қондырғы шығаратын түтін газдарын 15 МВт кәдеге жаратуды үнемдеуге мүмкіндік берді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Регенерациялық газ қалдықтарын кәдеге жарату арқылы отын алу көміртегі тотығын жағу қазандығының (CO) өндірістік қуатын төмендетеді, бірақ жалпы энергия регенерациясына ықпал етеді.

Кросс-медиа әсерлері

Жойылатын катализатор тозаңының көп мөлшері қайта өңдеу қазандығында жиналады. Жаңа кәдеге жарату қазандықтары катализаторды басқа типті орындауды қолдана отырып пайдаланбайды, мысалы, циклондар немесе жинақталған ұсақ бөлшектерді үздіксіз алып тастайтын қондырғылар (мысалы, күйені кетіретін үрлегіштер), бірақ ең алғашқы кәдеге жарату қазандықтары әдетте әр ауысымда бір рет күйені үрлейтін. Көміртегі тотығы (CO) қазандықтарының булану бетін тазарту (немесе күйені тазарту) кезінде тоқтатылған бөлшектер мен металдың шығарындылары шамамен 50% - ға артады.

Күйе үрлеу процестерін қолданатын кәсіпорындардың мысалдары 5.48-кестеде келтірілген.

5.52-кесте. Немістің мұнай-газ өнеркәсібінің үш кәсіпорны бойынша күйені үрлеу процесінің әсер ету мысалдары

Р/с №	Кәсіпорын	Қуаттылық	Қолданылатын шикізат	Пайдалану шарттары	Өлшенген бөлшектер		Металдар,*
Р/с №	Кәсіпорын	Қуаттылық	Қолданылатын шикізат	Пайдалану шарттары	концен-ция*, мг/Нм3	сұйықтық шығыны, кг / сағ	Концентрациясы*, мг / Нм 3	сұйықтық шығыны, г/сағ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	1	82 %	мазут, мұнай	қалыпты	11,7	1,07	0,091	8,4
2	1	82 %	мазут, мұнай	күйені тазарту	18,7	1,71	0,140	12,9
3	2	79 %	мазут, ауыр және жеңіл көмірсутектер қоспасы	қалыпты	6,70	0,53	0,076	6,1
4	2	79 %	мазут, ауыр және жеңіл көмірсутектер қоспасы	күйені тазарту	10,2	0,80	0,115	9,0
5	3	79 %	деректер жоқ	қалыпты	6,70	0,95	0,033	3,5
6	3	79 %	деректер жоқ	күйені тазарту	9,70	1,43	0,052	7,7

* концентрациялар үздіксіз шығарындыларды бақылау жүйесіне негізделген 3% оттегі O2 (құрғақ газ) кезінде мг/Нм 3-Тегі орташа мәндерді (3•30 минут) білдіреді;

** металдарда никель, мыс және ванадий бар 1 қоспағанда, никель бар;

*** өлшенген бөлшектердің құрамдас бөліктерінен таңдалған және ұлттық талаптарға сәйкес кварц сүзгілеріне салынған металдар.

Қолданылуы

Бұл жабдықты қайта жабдықтау өндірісте бос кеңістіктің болмауына байланысты қиындық тудырады. Шағын немесе төмен қысымды қондырғылар үшін детандерлер экономикалық тұрғыдан негізделмеген.

Экономика

Регенератордан газды кәдеге жарататын детандерді орнату құны жоғары температуралы бөлшектерді сүзудің қосымша жүйелерін енгізу қажеттілігіне байланысты асыра бағаланады. Турбодетандерлер, сондай-ақ қалдық жылуды кәдеге жарату қондырғысы экономикалық тұрғыдан тиімсіз.

Ендірудің әсері

Қалдықтарды кәдеге жарату арқылы отын алу

Зауыт (тар) мысалы

Регенератордың түтін газдарындағы детандерден қалдықтарды кәдеге жарату арқылы отын алу тек ірі, жаңадан салынған қондырғыларда қолданылады.

Анықтамалық әдебиет

[24], [66], [67].

5.13.10. Шикі мұнайды айдау қондырғыларындағы жылу интеграциясы

Сипаттама

Атмосфералық айдау бағанынан жылуды қалпына келтіруді оңтайландыру үшін екі немесе үш флегма ағыны айналмалы суарудың жоғарғы және орта деңгейлерінде бірнеше нүктелерде үздіксіз айналады. Қазіргі заманғы конструкцияларда жоғары вакуумды қондырғымен, кейде термиялық крекинг қондырғысымен интеграцияға қол жеткізіледі. Кейбір қолданылатын әдістер төменде келтірілген.

Оңтайлы энергия интеграциясын зерттеу және енгізу арқылы жылуды қалпына келтіруді оңтайландыру. Энергия сыйымдылығын зерттеу әдісі инвестицияларды энергияны үнемдеумен теңестіруге көмектесетін жалпы жүйелік жобаларды бағалау құралы ретінде пайда болды.

Шикі мұнайды алдын ала қыздыру қондырғысында жылу интеграциясына энергия сыйымдылығын зерттеу әдісін қолдану. Алдын ала қыздыру температурасын жоғарылату және ауа мен салқындатқыш суға жылу шығынын азайту.

Шикі мұнайды айдау бағанындағы қысымның екіден төртке дейін артуы. Бүйірлік тазартқыштарды бумен тазалаудың орнына отын салқындатқышымен қайта қыздыру қажет.

Шикі мұнайды алдын ала қыздыру кезінде жылу беруді шикі мұнайдың жылу алмастырғыш жүйесінде ластануға жол бермейтін заттармен арнайы өңдеу арқылы жақсартуға болады. Мұндай заттарды көптеген химиялық компаниялар шығарады және көптеген қолданбаларда жылу алмастырғыштардың жұмыс циклінің ұзақтығын арттыруда тиімді; ластануға қарсы заттар құбырлы жылу алмастырғыштардың бітелуіне жол бермейді, жылуды қалпына келтіруді жақсартады және ластану сипатына байланысты гидравликалық ысыраптардың алдын алады. Сонымен қатар, әртүрлі қондырғыларға/технологиялық желілерге қызмет көрсету коэффициенттері, сондай-ақ жылуды қалпына келтіру (энергия тиімділігі) жоғарылайды.

Шикі мұнай қондырғысында энергияны пайдалануды оңтайландыру үшін жетілдірілген технологиялық басқаруды қолдану.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Ректификациялық колонналарда қыздыру үшін отын шығынын азайту.

Кросс-медиа әсерлері

Жоғары интеграцияланған қондырғылар жағдайында кәсіпорын кешені тұтастай алғанда жеке қондырғыларда пайда болатын тұрақсыз жағдайларға сезімтал болады.

Қолданылуы

Интеграция орналастыру үшін қолжетімді сайт кеңістігіне және қолжетімді жұмыс уақытында осы өзгерістерді орындау мүмкіндігіне байланысты. Өте аз жағдайларды қоспағанда, бұл технология қолданылады.

Ендірудің әсері

Өнеркәісіп кезінде энергияны тұтынуды және СО2 шығарындыларын азайту.

Зауыт (тар) мысалы

Термиялық интеграция процедуралары шикі мұнай қондырғыларында кеңінен қолданылады. Бөлшек айдау-бұл атмосфералық және вакуумдық айдау арасындағы жылу интеграциясының ағыны.

Анықтамалық әдебиет

[68], [4], [8].

5.13.11. Бөлінетін газдардың температурасын төмендету

Сипаттама

Жану процесінде жылу энергиясының жоғалуын азайтудың бір нұсқасы-атмосфераға шығарылатын түтін газдарының температурасын төмендету. Бұған мыналар арқылы қол жеткізуге болады:

сенімділіктің есептік қорын ескере отырып, қажетті максималды қуатқа негізделген жабдықтың оңтайлы өлшемдері мен басқа Сипаттамаларын таңдау;

меншікті жылу ағынын ұлғайту (атап айтқанда, жұмыс денесінің ағындарының турбуленттілігін арттыратын құйынды-турбулизаторлардың көмегімен), жылу алмасу беттерінің ауданын ұлғайту немесе жақсарту арқылы жылу беруді технологиялық процеске қарқындату;

қосымша технологиялық процесті қолдана отырып, түтін газдарының жылуын қалпына келтіру;

ауа немесе су жылытқышын орнату немесе түтін газдарының жылуы есебінен отынды алдын ала жылытуды ұйымдастыру. Айта кету керек, егер технологиялық процесс жоғары жалын температурасын қажет етсе, ауаны жылыту қажет болуы мүмкін. Жылытылған суды қазандықты қуаттандыру үшін немесе ыстық сумен жабдықтау жүйелерінде (соның ішінде орталықтандырылған жылыту) пайдалануға болады;

жоғары жылу өткізгіштігін сақтау мақсатында жылу алмасу беттерін жинақталған күл мен көміртегі бөлшектерінен тазарту. Атап айтқанда, конвекциялық аймақта күйе үрлегіштер мезгіл-мезгіл қолданылуы мүмкін. Тазалау бетінің жылуалмасу жану аймағында, әдетте, жүзеге асырылады тоқтату кезінде жабдықтарды қарау үшін және ОНДА, алайда, кейбір жағдайларда пайдаланылады, тазалау жұмыстары тоқтаусыз (мысалы, қыздырғыштарда);

қолданыстағы қажеттіліктерге сәйкес келетін (олардан аспайтын) жылу өндіру деңгейін қамтамасыз ету. Қазандықтың жылу қуатын, мысалы, сұйық отын инжекторларының оңтайлы өткізу қабілетін немесе газ тәрізді отын берілетін оңтайлы қысымды таңдау арқылы реттеуге болады.

Экологиялық артықшылықтар

Энергияны үнемдеу.

Қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсері

Белгілі бір жағдайларда түтін газдарының температурасын төмендету ауа сапасын қамтамасыз ету мақсаттарына қайшы келуі мүмкін, мысалы:

алдын-ала ауаны жылыту жану әкеледі арттыру жалын температурасын және соның салдары ретінде, неғұрлым қарқынды білім NOx әкелуі мүмкін, ол асуға белгіленген шығарындылардың нормативтерін. Қолданыстағы қондырғыларда ауаны алдын ала жылытуды енгізу кеңістіктің жетіспеушілігі, қосымша желдеткіштерді орнату қажеттілігі, сондай-ақ NOx түзілуін тежеу жүйелері (белгіленген нормативтерден асып кету қаупі болған жағдайда) салдарынан қиын немесе экономикалық тиімсіз болуы мүмкін. Айта кету керек, аммиак немесе несепнәр бүрку арқылы NOx түзілуін тежеу әдісі аммиактың түтін газдарына түсу қаупін тудырады. Бұған жол бермеу үшін қымбат аммиак датчиктері мен инъекцияны басқару жүйесі, сондай – ақ жүктеменің айтарлықтай өзгеруі жағдайында – затты тиісті температура аймағына енгізуге мүмкіндік беретін күрделі инъекция жүйесі қажет болуы мүмкін (мысалы, әртүрлі деңгейлерде орнатылған екі инжекторлық топ жүйелері);

газ тазарту жүйелері, соның ішінде NOx және SОx басу немесе жою жүйелері тек белгілі бір температура диапазонында жұмыс істейді. Егер шығарындылардың белгіленген нормативтері осындай жүйелерді пайдалануды талап етсе, олардың рекуперация жүйелерімен бірлесіп жұмыс істеуін ұйымдастыру күрделі және экономикалық тиімсіз болуы мүмкін;

кейбір жағдайларда жергілікті өзін-өзі басқару органдары түтін газдарының тиісті шашырауын және түтін алауының болмауын қамтамасыз ету үшін түтін газдарының ең төменгі температурасын құбыр тіліміне орнатады. Сонымен қатар, компаниялар өздерінің имиджін жақсарту үшін өз бастамалары бойынша осындай тәжірибені қолдана алады. Жалпы жұртшылық көрінетін түтін алауының болуын қоршаған ортаның ластануының белгісі ретінде түсіндіре алады, ал түтін алауының болмауы таза өндірістің белгісі ретінде қарастырылуы мүмкін. Сондықтан, белгілі бір ауа-райы жағдайында кейбір кәсіпорындар (мысалы, өртеу зауыттары) табиғи газды пайдаланып, атмосфераға шығарар алдында түтін газдарын арнайы қыздыра алады. Бұл өнімсіз энергия шығынына әкеледі.

Өндірістік ақпарат

Түтін газдарының температурасы неғұрлым төмен болса, энергия тиімділігі соғұрлым жоғары болады. Алайда, газдардың температурасын белгілі бір деңгейден төмендету кейбір мәселелермен байланысты болуы мүмкін. Атап айтқанда, егер температура шықтың қышқылдық нүктесінен төмен болса (су мен күкірт қышқылының конденсациясы жүретін температура, әдетте, отынның күкірт құрамына байланысты 110-170 ºC), бұл металл беттерін коррозияға ұшыратуы мүмкін. Бұл коррозияға төзімді материалдарды қолдануды қажет етуі мүмкін (мұндай материалдар бар және оларды отын ретінде мұнай, газ немесе қалдықтарды пайдаланатын қондырғыларда қолдануға болады), сондай-ақ қышқыл конденсатын жинау мен өңдеуді ұйымдастырады.

Қолданылуы

Жоғарыда аталған стратегиялар (мерзімді тазалауды қоспағанда) қосымша инвестицияларды қажет етеді. Оларды пайдалану туралы шешім қабылдау үшін жаңа қондырғыны жобалау және салу кезеңі оңтайлы болып табылады. Сонымен қатар, бұл шешімдерді қолданыстағы кәсіпорында енгізу мүмкін (жабдықты орнату үшін қажетті алаңдар болған жағдайда).

Түтін газдарының энергиясын кейбір қолдану газдардың температурасы мен энергияны тұтыну процесінің кірісіне белгілі бір температураның қажеттілігі арасындағы айырмашылыққа байланысты шектелуі мүмкін. Көрсетілген айырмашылықтың қолайлы мөлшері энергияны үнемдеу және түтін газдарының энергиясын пайдалану үшін қажет қосымша жабдықтың шығындары арасындағы тепе-теңдікпен анықталады.

Регенерацияның практикалық мүмкіндігі әрқашан алынған энергия үшін мүмкін болатын қосымшаның немесе тұтынушының болуына байланысты.

Түтін газдарының температурасын төмендету шаралары кейбір ластағыш заттардың көбеюіне әкелуі мүмкін (жоғарыдан "Қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсерін" қараңыз).

Экономикалық аспектілері

Өтелу мерзімі орнату мөлшерін, түтін газдарының температурасын және т. б. қоса алғанда, көптеген параметрлерге байланысты бес жылдан елу жылға дейін болуы мүмкін.

Іске асыру себептері

Процестің энергия тиімділігін арттыру, әсіресе тікелей қыздыру орын алатын жерде.

Мысалдар

Кеңінен қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[50].

5.13.12. Ауа немесе су жылытқышын орнату

Жалпы сипаттамасы

Экономайзерден басқа, жану жүйесінде алдын ала ауа жылытқышы (газ-ауа жылу алмастырғыш) орнатылуы мүмкін. Мұндай қыздырғышта атмосферадан түскен және сәйкес температурадағы жану ауасы, әдетте түтін газдары қуатының есебінен қызады, бұл соңғысының салқындауына әкеліп соғады. Ауа температурасы ықпал етеді жағдайларын жақсарту жану әкеледі арттыру жалпы ПӘК жүйесін жағу. Орташа алғанда, әрбір 20 °C үшін түтін газының температурасының төмендеуі тиімділіктің 1% - ға артуына әкеледі. Ауа жылытқышы бар жану жүйесінің СХЕМАсы 5.62-суретте көрсетілген.

5.62-сурет. Ауаны алдын ала қыздырумен жану жүйесінің схемасы

Алдын ала жылытудың тиімділігі аз, бірақ қарапайым тәсілі-ауа сорғышты қазандық бөлмесінде төбенің астына қою. Көптеген жағдайларда бөлмедегі ауа температурасы сыртқы температурадан 10-20 °C–қа асады. Бұл жылу энергиясының жоғалуын ішінара өтеуге мүмкіндік береді.

Тағы бір шешім-коаксиалды газ құбырының (қос қабырғалы құбырлар) көмегімен ауа қабылдауды және түтін газдарын шығаруды ұйымдастыру. Түтінді газдар сыртқы бойынша жану ауасы түсіп жатқанда, ішкі құбырда бөлінеді. Құбыр қабырғасы арқылы газ ағындары арасындағы жылу алмасу кіретін ауаны алдын ала жылытуды қамтамасыз етеді.

Газ-ауаның орнына қазандықтың қоректік суын алдын ала жылыту үшін су-газ жылу алмастырғышын орнатуға болады.

Экологиялық артықшылықтар

Ауаны алдын ала жылытуды ұйымдастыру жану жүйесінің ПӘК тиімділігін 3-5 % - ға арттыруды қамтамасыз ете алады.

Түтін газдарының жылуы арқылы ауаны жылытудың басқа артықшылықтары болуы мүмкін:

ыстық ауаны отынды кептіру үшін пайдалануға болады. Бұл әсіресе көмір немесе органикалық отынға қатысты;

егер ауаны жылыту жобалау кезеңінде қарастырылған болса, сіз өзіңізді кішірек қазандықпен шектей аласыз;

ыстық ауаны әртүрлі шикізатты алдын ала қыздыру үшін пайдалануға болады.

Қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсері

Артықшылықтардан басқа, ауаны алдын-ала жылытуды ұйымдастырумен байланысты кейбір проблемалар бар, олар көбінесе мұндай схеманы жүзеге асыруға кедергі болады:

ауаны жылыту үшін қажет газ-ауа жылу алмастырғыш айтарлықтай кеңістікті қажет етеді. Сонымен қатар, ондағы жылу алмасу су-газ жылу алмастырғышындағыдай тиімді емес;

жылу алмастырғыштағы түтін газының қысымының қосымша төмендеуі түтін сорғыш желдеткішінің көбірек қуатын қажет етеді;

қыздырғыштар үлкен көлемге ие қыздырылған жану ауасын беруге арналған болуы керек. Сонымен қатар, қыздырылған ауаны пайдалану жалынның тұрақтылығын қамтамасыз ету тұрғысынан қиындық тудыруы мүмкін;

жалын температурасының жоғарылауы NOx шығарындыларының көбеюіне әкелуі мүмкін.

Өндірістік ақпарат

Алдын-ала ауаны жылыту жану төмендетуге ықпал етеді жылу жоғалтуына байланысты түтін газдары бар.

Түтін газдарымен жылу шығынын есептеу үшін Зигерт формуласы кеңінен қолданылады:

WL=HgHf=c×Tgas-Tair%CO2

мұнда:

WL-түтін газдарымен жылу шығыны (жанармайдың жалпы жану жылуының пайызымен)

c-Зигерт коэффициенті;

Tgas-түтін газдарының өлшенген температурасы (°C)

Tair-кіретін ауаның өлшенген температурасы (°C)

% CO2-түтін газдарындағы CO2 өлшенген концентрациясы (пайызбен).

Зигерт коэффициенті түтін газдарының температурасына, СО2 концентрациясына және отын түріне байланысты.

Әр түрлі отындар үшін коэффициент мәндері 5.53-кестеде келтірілген

5.53-кесте. Отын түріне байланысты Зигерт коэффициентін есептеу

Р/с №	Отын түрі	Зигерт Коэффициенті
1	2	3
1	Антрацит	0,6459 + 0,0000220 · Tgas + 0,00473 · %CO2
2	Ауыр отын	0,5374 + 0,0000181 · Tgas + 0,00717 · %CO2
3	Сұйық мұнай отыны	0,5076 + 0,0000171 · Tgas + 0,00774 · %CO2
4	Табиғи газ (Төмен температуралық сепарация)	0,385 + 0,00870 · %CO2
5	Табиғи газ (Жоғары температуралық сепарация)	0,390 + 0,00860 · %CO2

Мысал: жоғары сапалы табиғи газды пайдаланатын бу қазандығының түтін газдары келесі Сипаттамаларға ие: Tgas = 240 °C және %CO2 = 9,8 %. Энергия тиімділігін арттыру мақсатында бұрын қазандықтың сыртында болған ауа сорғыш бөлменің төбесінің астына ауыстырылады.

Сыртқы ауаның орташа жылдық температурасы 10 °C, ал қазандық төбесінің астындағы ауаның орташа жылдық температурасы 30°C құрайды.

Бұл жағдайда Зигерт коэффициенті: 0,390 + 0,00860 · 9,8 = 0,4743.

Ауа қабылдағышқа дейін түтін газдарымен жылу шығыны болды:

WL=0,4743×240-109,8=11,1%

Ауа қабылдағышты ауыстырғаннан кейін түтін газдарымен жылу шығыны мыналарды құрайды:

WL=0,4743×240-309,8=10,2%

Бұл қарапайым іс – шара-ауа қабылдағышты ауыстыру нәтижесінде жану жүйесінің тиімділігін 0,9% - ға арттыруға сәйкес келеді.

Қолданылуы

Ауаны алдын ала жылытуды ұйымдастыру жаңа қазандық немесе қондырғы салу кезінде үнемді. Қолданыстағы ауа қабылдау схемасын өзгерту немесе қолданыстағы кәсіпорында ауаны алдын ала жылытуды ұйымдастыру мүмкіндіктері техникалық сипаттағы себептерге және өрт қауіпсіздігіне байланысты жиі шектеледі. Көптеген жағдайларда қолданыстағы қазандықты ауаны алдын ала жылыту жүйесімен жабдықтау өте күрделі және мұндай шараның тиімділігі шамалы.

Ауа жылытқыштары-дизайны жұмыс температурасының диапазонына байланысты болатын газ-ауа жылу алмастырғыштары. Табиғи тартқышы бар оттықтарды пайдалану кезінде ауа жылытқыштарын қолдануға болмайды.

Жылытылған суды қазандықты қуаттандыру үшін немесе ыстық суды пайдаланатын жүйелерде (мысалы, орталықтандырылған жылыту жүйелері) пайдалануға болады.

Экономикалық аспектілері

Іс жүзінде жану ауасын алдын ала қыздыру нәтижесінде энергияны үнемдеу әлеуеті 5.54-кестеде көрсетілгендей өндірілетін бу энергиясының бірнеше пайызына жетеді.

Сондықтан, тіпті шағын қазандықтар үшін жалпы энергия үнемдеу жылына бірнеше ГВт·сағ жетуі мүмкін. Мысалы, қуаттылығы 15 МВт қазандық үшін жылына шамамен 2 ГВт·сағ энергия үнемдеуге, жылына 30 мың еуроға жуық экономикалық тиімділікке, сондай-ақ CO2 шығарындыларын жылына 400 тоннаға төмендетуге қол жеткізуге болады.

5.54-кесте. Жану ауасын алдын ала жылытуды ұйымдастырудың ықтимал нәтижелері

Р/с №	Көрсеткіш	Өлшем бірліктері	Шамасы
1	2	3	4
1	Энергияны үнемдеу.	МВт / жылына	Бірнеше мың
2	Шығарындыларды азайту	CO2 т / жыл	Бірнеше жүз
3	Экономикалық әсер	еуро / жыл	Ондаған мың
4	Қазандықтың жұмыс уақыты	сағ / жыл	8700

Іске асыру себептері

Өндірістік процестердің энергия тиімділігін арттыру.

Мысалдар

Кеңінен қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[70], [71], [72].

5.13.13. Рекуперативті және регенеративті оттықтар

Өнеркәсіптік пештерді пайдалану кезінде энергияны жоғалту маңызды мәселе болып табылады. Дәстүрлі технологияларды қолдана отырып, алынған жылу энергиясының шамамен 70 % - ы бөлінетін газдармен жоғалады (процестің жұмыс температурасында шамамен 1300 °C). Сондықтан, осы саладағы энергияны үнемдеу шаралары, әсіресе жоғары температуралық процестер жағдайында (температура 400-1600 °C) үлкен маңызға ие.

Сипаттама

Рекуперативті және регенеративті қыздырғыштар жану ауасын жылыту үшін түтін газдарының жылуын тікелей пайдалану мақсатында әзірленді. Рекуператор білдіреді жылу алмастырғыш қамтамасыз ететін, жылытуға түсетін ауаның жану есебінен жылу энергиясын газдар. Рекуператор қамтамасыз ете алады үнемдеуді 30 % - ға жуық энергия жүйесімен салыстырғанда пайдаланатын суық ауа жану. Алайда, рекуператор, әдетте, ауаны 550-600 °C-тан жоғары температураға дейін жылытуды қамтамасыз ете алмайды. Регенеративті оттықтарды технологиялық процестің жоғары жұмыс температурасында (700-1100 °C) пайдалануға болады.

Регенеративті оттықтар бумен орнатылады және керамикалық жылу регенераторларында түтін газдарының энергиясын қысқа мерзімді жинақтау принципі бойынша жұмыс істейді (5.63-сурет). Мұндай қыздырғыштар пештің жылу температуасына қарағанда 100-150 °C төмен мөлшерге жететін өте жоғары температураларға дейін пештің газдарынан шығатын жылудың 85-90 % кәдеге аратуға мүмкіндік береді. Осы типтегі оттықтарды 800-1500 °С жұмыс температурасында қолдануға болады. Бұл ретте отын шығынын 60 % - ға дейін төмендетуге болады.

5.63-сурет. Регенеративті оттықтардың жұмыс принципі

Рекуперативті және регенеративті қыздырғыштар біртекті температуралық Сипаттамалары (HiTAC технологиясы ) қазіргі заманғы технологияларға "түтінсіз жағу" сипатталатын едәуір ұлғайтылған жану аймағымен салыстырмалы пайдаланылады (дәстүрлі жалынға тән күрт шарықтау шегіндегі температураға қарағанда). 5.64 суретте "жану ауасының температурасы, оттегі концентрациясы" графигіндегі жанудың түрлі режимдеріне сәйкес аумақтар көрсетілді.

5.64-сурет. Әр түрлі жану режимдері

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Энергияны үнемдеу.

Кросс-медиа әсерлері

Регенеративті/регенеративті оттықтардың заманауи технологиялары үшін маңызды шектеу энергия тиімділігі мен шығарындыларды азайту талаптары арасындағы қайшылық болып табылады. Құрамында азот жоқ отынды пайдалану кезіндегі NOx түзілу көлемдері ең бастысы жану температурасынан, оттегі концентрациясынан, сондай ақ жану аймағындғы газдың болу уақытына байланысты. Дәстүрлі жалынмен жанған кезде ауаны айтарлықтай температураға дейін қыздырудың нәтижесі жалынның жоғары шыңы болып табылады, ол айтарлықтай болу уақытымен бірге NOx түзілу қарқындылығының айтарлықтай артуына әкеледі.

Өндірістік ақпарат

Өнеркәсіптік пештерде пайдалану тиімділігі жоғары регенеративті қыздырғыштар 800–1350ºC жететін ауаның жану температурасын қамтамасыз етуі мүмкін. Ауысу жиілігі жоғары осы типтегі заманауи оттықтар 90% қалдық жылуды жоюға және нәтижесінде айтарлықтай энергия үнемдеуге қол жеткізуге мүмкіндік береді.

Қолданылуы

Кеңінен қолданылады.

Экономикалық аспектілері

Бұл типтегі оттықтардың кемшілігі - оларды енгізуге айтарлықтай күрделі шығындар. Көп жағдайда тек энергия үнемдеу бұл шығындарды өтей алмайды. Сондықтан күтілетін экономикалық әсерді талдау кезінде пештің өнімділігінің жоғарылауы және азот оксидтерінің түзілуінің төмендеуі сияқты факторларды ескеру қажет.

Іске асыру себептері

Пештердің өнімділігін арттыру және азот оксидтерінің шығарындыларын азайту маңызды факторлар болып табылады.

Мысалдар

Кеңінен қолданылады.

Анықтамалық ақпарат

[73], [74], [75], [76], [77], [78], [79], [80].

5.13.14. Артық жанған ауаны азайту есебінен бөлінетін газдардың массалық шығынын қысқарту

Сипаттау

Жану ауасының артық болуы жанармай шығынына сәйкес ауаның шығыныны реттеу көмегімен азайтылуы мүмкін. Бұл тапсырманы түтін газындағы оттегінің мөлшерін автоматтандырылған өлшеу арқылы айтарлықтай жеңілдетуге болады. Технологиялық процестің тиісті Сипаттамалары қаншалықты тез және жиі өзгеретініне байланысты ауа ағынын қолмен немесе автоматтандырылған режимде реттеуге болады. Ауа ағынының тым төмен болуы жалынның сөнуіне және қайта тұтану қажеттілігіне әкеледі, бұл жалынның кері соғуына және соның салдарынан жабдықтың зақымдалуына әкелуі мүмкін. Сондықтан қауіпсіздік мәселелері әрқашан артық ауаны қажет етеді (әдетте газ тәрізді отын үшін 1-2% және сұйық отын үшін 10%).

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Энергияны үнемдеу.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Қысқартуға түскен ауаның жану концентрациясының артуына әкеп соқтырады түтінді газдардағы жанбаған немесе толық жанбаған өнімдері – бөлшектер көміртегі, көміртек оксиді, көмірсутектер, нәтижесінде мүмкін артуы белгіленген шығарындылардың нормативтерін.

Бұл жану ауасының шығынын шектеу арқылы энергия тиімділігін арттыру мүмкіндіктерін шектейді. Іс жүзінде ауаның түсуі белгіленген нормативтерден әлі асып кетпейтін шамаларға дейін шектеледі.

Өндірістік ақпарат

Мүмкіндігін төмендету үшін ауаның жану шектелген бұл әкеледі арттыру температура жамбастың жағу; тым жоғары температура қабілетті зақым келтіруі бүкіл жүйесі.

Қолданылуы

Ең төменгі артық ауа жану үшін қажетті ұстап шығарындыларының көлемін белгіленген шектерде байланысты қыздырғыштардың конструкциясы және технологиялық процесс ерекшеліктерін.

Айта кету керек, қатты қалдықтарды отын ретінде пайдалану артық ауаның жоғарылауын қажет етеді. Өртеу қондырғылары қалдықтарды жағу процесінің осы және басқа ерекшеліктерін ескере отырып арнайы жасалған.

Экономикалық аспектілері

Ауаның қажетті жану айтарлықтай дәрежеде тәуелді таңдау отын, жиі негізделген бағалау шығындар мен мүмкін заңнамалық және басқа да нормативтік талаптар.

Іске асыру себептері

Жоғары жұмыс температурасын қамтамасыз етеді, әсіресе тікелей қыздыру жағдайында.

Зауыт (тар) мысалы

Кейбір цемент және әк зауыттары, сондай-ақ өртеу қондырғылары.

Анықтамалық ақпарат

[81], [82].

5.13.15. Оттықтарды автоматтандырылған басқару

Жалпы сипаттамасы

Жану процесін автоматтандырылған басқару отын мен жану ауасының шығыны, түтін газдарындағы оттегінің мөлшері, сондай-ақ технологиялық процестердегі жылу энергиясына қажеттілік сияқты параметрлерді бақылау және реттеу арқылы жүзеге асырылуы мүмкін.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Бұл тәсіл қамтамасыз етеді, энергия үнемдеу шектеу арқылы ауа шығыны жану және отын шығынын оңтайландыру, бұл процесін оңтайландыруға мүмкіндік береді жағу және шығаруды шектеу жылу лайықтап технологиялық процестер.

Сонымен қатар, оны жағу процесінде NOx түзілуін азайту үшін пайдалануға болады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Күтілмейді.

Өндірістік ақпарат

Реттеу параметрлерін анықтаудың бастапқы кезеңі, сондай-ақ автоматтандырылған басқару жүйесін мерзімді қайта калибрлеу қажет.

Қолданылуы

Кеңінен қолданылады.

Экономикалық аспектілері

Экономикалық тиімді тәсіл, өтеу мерзімі белгілі бір объектінің ерекшеліктеріне байланысты.

Ендірудің әсері

Жанармай шығындарын азайту.

Мысалдар

Деректер берілмеген.

Анықтамалық ақпарат

[83].

5.13.16. Электрмен жабдықтау жүйелерін оңтайландыру

Сипаттау

Электр желілері мен кабельдерде қуаттың омдық жоғалуы орын алады, олар (берілген қуатта) кернеу неғұрлым жоғары болса. Сондықтан айтарлықтай қуатты тұтынатын жабдық мүмкіндігінше жоғары вольтты желіге жақын болуы керек. Бұл, мысалы, тиісті төмендету трансформаторы қуат тұтынатын жабдыққа мүмкіндігінше жақын болуы керек дегенді білдіреді.

Жабдықты электрмен жабдықтау үшін пайдаланылатын кабельдердің немесе сымдардың диаметрі кедергіге байланысты артық шығынды болдырмау үшін жеткілікті үлкен болуы керек. Энергиямен жабдықтау жүйелерін энергия тиімділігі жоғары жабдықты, мысалы, энергияны үнемдейтін трансформаторларды пайдалану арқылы оңтайландыруға болады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Жабдықтың орналасуын жоспарлау кезінде тиісті төмендететін трансформаторлардың жанына айтарлықтай қуат тұтынатын жабдықты орналастыру керек.

Барлық кәсіпорындардағы кабельдер мен сымдар кедергіге тексерілуі керек және қажет болған жағдайда олардың диаметрі ұлғайтылуы керек.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Деректер берілмеген.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Қолданылуы

Жабдықтың сенімділігін арттыру;

Үзілістерге байланысты шығындарды азайту;

Экономикалық тиімділікті бағалау кезінде жабдықтың бүкіл қызмет ету мерзіміндегі шығындарды ескеру қажет.

Экономика

Тоқтап қалу мен қуат тұтынудың қысқаруы.

Ендірудің әсері

Шығындарды азайту.

Анықтамалық әдебиет

[84], [85].

5.13.17. Трансформаторларды энергиялық тиімді пайдалану

Сипаттау

Трансформатор-бір кернеудің айнымалы токын басқа кернеудің айнымалы тоғына түрлендіруге арналған құрылғы. Трансформаторлардың кең таралуы, атап айтқанда, электр энергиясының жабдықты қуаттандыруға қажетті деңгейден жоғары кернеу деңгейінде берілуіне және бөлінуіне байланысты, бұл беріліс шығындарын азайтуға мүмкіндік береді.

Әдетте, трансформатор-бұл ферромагниттік пластиналардан алынған ядродан, сондай-ақ ядроның қарама-қарсы жағында орналасқан бастапқы және қайталама орамалардан тұратын статикалық құрылғы. Трансформатордың маңызды сипаттамасы трансформация коэффициенті болып табылады, ол шығыс кернеуінің кіріс кернеуіне қатынасы ретінде анықталады — V 2/V 1 (5.65-сурет).

5.65-сурет. Трансформатор схемасы

Белгілі бір трансформатордың қуатына қарамастан, тиімділіктің жүктеу коэффициентіне тәуелділігі максимумға ие, ол орташа есеппен номиналды жүктеменің 45% деңгейінде болады.

Бұл мүмкіндік трансформаторлық қосалқы станция үшін тиімділікті арттырудың келесі нұсқаларын қарастыруға мүмкіндік береді:

егер жүктеме тұтынатын жалпы қуат 40-50% деңгейден төмен болса R n, энергияны үнемдеу шарасы ретінде қалғандарының жүктемесін оңтайлы мәнге жеткізу үшін бір немесе бірнеше трансформаторларды өшірген жөн;

қарама-қарсы жағдайда (жүктеме арқылы тұтынылатын жалпы қуат 75 %-дан асады), трансформаторлардың оңтайлы тиімділігіне тек "қосымша қуаттарды" орнату арқылы қол жеткізуге болады;

ресурсы таусылған трансформаторларды ауыстыру немесе трансформаторлық қосалқы станцияларды жаңғырту кезінде шығын деңгейі төмендетілген трансформаторларды орнату қолайлы болып табылады, бұл шығынды 20-60 %-ға азайтуға мүмкіндік береді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Әдетте, трансформаторлық қосалқы станцияларда орнатылған қуаттардың артық мөлшері бар, нәтижесінде орташа жүктеме коэффициенті салыстырмалы түрде төмен. Бұл артық қуат дәстүрлі түрде бір немесе бірнеше трансформаторлар істен шыққан жағдайда үздіксіз жұмыс істеуін қамтамасыз ету үшін сақталады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Қайталама энергия ресурстарын тұтынуды азайту.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Қолданылуы

Оңтайландыру өлшемшарттары барлық трансформаторлық қосалқы станцияларға қолданылады. Бағалауға сәйкес жүктемені оңтайландыру 25% жағдайда мүмкін.

Өнеркәсіпте жыл сайын жаңадан орнатылатын немесе жаңартылатын трансформаторлық қуаттардың шамасы жалпы белгіленген қуаттың 5% -ына бағаланады. Мұндай жағдайларда жоғалту деңгейі төмендетілген трансформаторларды орнату мүмкіндігі қарастырылуы мүмкін.

Экономика

Шығын деңгейі төмен трансформаторларды орнатқан немесе оларды қазіргі уақытта пайдаланылып жүрген тиімділігі төмен трансформаторлармен ауыстырған жағдайда, өтелу мерзімі, әдетте, трансформаторлардың айтарлықтай жұмыс уақытын (сағ/жыл) ескере отырып, салыстырмалы түрде қысқа болып табылады.

Ендірудің әсері

Энергияны үнемдеу және шығындарды азайту.

Анықтамалық әдебиет

[86].

5.13.18. Энергияны үнемдейтін қозғалтқыштар

Сипаттау

Энергияны үнемдейтін қозғалтқыштар мен жоғары тиімді қозғалтқыштар энергия тиімділігінің жоғарылауымен сипатталады. Мұндай қозғалтқышты сатып алудың бастапқы шығындары қозғалтқыштың қуаты 20 кВт-тан асатын дәстүрлі жабдықпен салыстырғанда 20-30 % - ға, ал қуаты 15 кВт-тан аз болған кезде 50-100 % - ға жоғары болуы мүмкін. Шығындардың нақты мөлшері энергия тиімділігі класына (жоғары деңгейлі қозғалтқышта болат пен мыс көп), сондай-ақ басқа факторларға байланысты. Алайда, қозғалтқыштың қуаты 1-15 кВт болғанда, жалпы энергия тұтынудың 2-8 % мөлшерінде энергия үнемдеуге қол жеткізуге болады.

Қозғалтқыштың аз қызуына әкеліп соқтыратын шығындарды азайту орамалардың, сондай-ақ мойынтіректердің оқшаулауының қызмет ету мерзімін ұзартуға ықпал етеді. Сондықтан көптеген жағдайларда энергияны үнемдейтін қозғалтқыштарды пайдалануға көшкен кезде:

қозғалтқыштың жұмыс сенімділігі артады;

тоқтап қалу ұзақтығы мен техникалық қызмет көрсету шығындары қысқарады;

жылу жүктемелеріне төзімділік артады;

шамадан тыс жүктеме жағдайында жұмыс істеу қабілеті жақсарады;

пайдалану жағдайларының әртүрлі бұзылуларына төзімділік артады –жоғары және төмен кернеу, фазалардың теңгерімсіздігі, толқын пішінінің бұрмалануы (гармоника) және т. б.;

қуат коэффициенті артады;

шу деңгейі төмендейді.

Еуропалық электр жабдықтары мен электроника өндірушілерінің еуропалық комитеті (CEMEP) мен Еуропалық Комиссия арасындағы жалпыеуропалық келісімге сәйкес, ЕО елдерінде өндірілетін электр қозғалтқыштарының көпшілігінде олардың энергия тиімділігі деңгейі нақты көрсетілген. 100 кВт-тан аз қозғалтқыштарға қолданылатын электр қозғалтқыштарын жіктеудің еуропалық схемасы тиімділіктің үш класын белгілейді, бұл тиімдірек модельдер шығаруға ынталандыруды қамтамасыз етеді:

EFF1 (жоғары тиімді қозғалтқыштар);

EFF2 (стандартты тиімділік қозғалтқыштары);

EFF3 (тиімділігі төмен қозғалтқыштар).

Бұл жіктеу қысқа тұйықталған роторы бар 2 және 4 полюсті үш фазалы асинхронды айнымалы ток қозғалтқыштарына, номиналды кернеуі мен жиілігі 400 В және 50 Гц, номиналды жұмыс режимі S1 және номиналды механикалық қуаты 1,1-ден 90 кВт-қа дейін қолданылады. Дәл осындай қозғалтқыштар нарықтағы сатылымның ең үлкен үлесін құрайды. 5.66-суретте қозғалтқыштардың үш класының әрқайсысының энергия тиімділігінің номиналды қуатқа тәуелділігі көрсетілген.

5.66-сурет. Үш фазалы индукциялық электр қозғалтқыштарының энергия тиімділігі

Оңтайлы қозғалтқышты таңдауда үлкен көмек EU-SAVE PROMOT жобасы ұсынған Motor Мaster Plus39 немесе EuroDEEM40 сияқты арнайы бағдарламалық жасақтама болуы мүмкін.

Электр жетектері саласындағы оңтайлы шешімдерді таңдау кезінде 24 өндірушінің 3500-ден астам қозғалтқыш түрлерінің энергия тиімділігі туралы деректерді жинайтын EuroDEEM41 дерекқоры пайдаланылуы мүмкін.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Энергия үнемдеудің тән мәні 2-8% құрайды.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Жылдамдық реттегіштері жасаған гармоника қозғалтқыштар мен трансформаторларда қосымша энергия шығынын тудыруы мүмкін. Энергияны үнемдейтін қозғалтқышты өндіру табиғи ресурстарды (мыс және болат) көбірек қажет етеді.

Қолданылуы

Электр қуаты бар жүйелер электр қуаты бар барлық дерлік өнеркәсіптік кәсіпорындарда бар.

Нақты әдістердің практикалық қолданылуы және оларды қолданудың экономикалық әсері кәсіпорынның ауқымы мен нақты жағдайларына байланысты. Практикалық іске асыру және экономикалық тиімділік критерийлерін қанағаттандыратын іс-шараларды таңдауды тұтастай алғанда кәсіпорынның және нақты жүйенің (ішкі жүйенің) қажеттіліктерін талдау негізінде жүзеге асырған жөн. Бұл талдау электр жетегі саласындағы білікті кеңесшінің немесе тиісті біліктілігі бар кәсіпорынның жеке инженерлік персоналының күшімен жүргізілуі керек. Атап айтқанда, бұл түрді мұқият талдау айнымалы жылдамдықты жетектермен және энергияны үнемдейтін қозғалтқыштармен байланысты нұсқаларды қарастырған кезде маңызды, өйткені белгілі бір жағдайларда бұл құрылғыларды енгізу энергияны үнемдеуге емес, қосымша энергия шығындарына әкелуі мүмкін. Сонымен қатар, жаңа электрмен жұмыс істейтін жүйелерді енгізудің ұсынылған жоспарларын да, қолданыстағы жүйелерді жаңарту әлеуетін де бағалау маңызды. Мұндай талдаудың нәтижесі белгілі бір кәсіпорын жағдайында қолданылатын іс-шаралардың тізімі болуы керек, әр іс-шараның жинақ көлемін, шығындарын және өтелу мерзімін бағалайды.

Мысалы, энергияны үнемдейтін қозғалтқыштарды өндіруде дәстүрлі қозғалтқыштарға қарағанда көбірек материалдар (мыс және болат) қолданылады. Сонымен қатар, энергияны үнемдейтін қозғалтқыштар жоғары тиімділікпен сипатталады, сонымен қатар аз сырғанаумен (нәтижесінде жоғары айналу жиілігі) және іске қосу тогының жоғарылауымен сипатталады. Төменде энергияны үнемдейтін қозғалтқышты пайдалану оңтайлы шешім болып табылмайтын жағдайлардың бірнеше мысалдары келтірілген:

жылыту жүйесін пайдалану кезінде, желдету және кондиционерлеу толық жүктеме жағдайында дәстүрлі қозғалтқышты энергия тиімділігімен ауыстыру желдеткіштердің айналу жылдамдығының жоғарылауына әкеледі (сырғудың аз болуына байланысты) және нәтижесінде жүктеме сәті. Бұл жағдайда энергияны үнемдейтін қозғалтқышты енгізу дәстүрлі жетекпен салыстырғанда энергияны тұтынудың артуына әкелуі мүмкін. Энергия тиімді қозғалтқышты пайдаланған жағдайда конструктивтік схема соңғы жабдықтың айналу жиілігін ұлғайтуға жол бермейтін шараларды көздеуге тиіс;

егер жүйе жылына 1-2 мың сағаттан аз пайдаланылса, энергия тиімді қозғалтқышты енгізу энергия үнемдеуге елеулі үлес қоспауы мүмкін;

жүйе жиі іске қосылады және тоқтайды, үнемделген электр энергиясы энергияны үнемдейтін қозғалтқыштарға тән жоғары іске қосу тогына байланысты жұмсалуы мүмкін;

егер жүйе әдетте ішінара жүктемемен жұмыс істесе (мысалы, сорғылар), бірақ ұзақ уақыт бойы, энергияны үнемдейтін қозғалтқышты енгізу нәтижесінде энергияны үнемдеу көлемі айнымалы жылдамдықты жетек потенциалымен салыстырғанда шамалы болуы мүмкін.

Ендірудің әсері

Айнымалы ток жетектері көбінесе машиналар мен механизмдерді жақсы басқаруды қамтамасыз ету мақсатында қолданылады. Қозғалтқышты таңдау кезінде қауіпсіздік, сапа және сенімділік сияқты басқа факторлар да маңызды реактивті қуат, техникалық қызмет көрсету жиілігі.

Анықтамалық әдебиет

[87].

5.13.19 Қозғалтқыштың оңтайлы номиналды қуатын таңдау

Сипаттау

Жиі электр қозғалтқышының номиналды қуаты жүктеме тұрғысынан артық болып табылады - қозғалтқыштар толық жүктеме кезінде сирек пайдаланылады. ЕО елдерінің кәсіпорындарында жүргізілген зерттеулердің деректері бойынша қозғалтқыштар орташа алғанда 60% номиналды жүктеме кезінде пайдаланылады.

Электр қозғалтқыштары 60-тан 100% -ға дейінгі номиналды жүктеме кезінде ең жоғары ПӘК-ке жетеді. Индукциялық қозғалтқыштар 75% номиналды жүктеме кезінде ең жоғары ПӘК-ке жетеді және ПӘК шамасы номиналды жүктеме 50% -ға дейін төмендегенде іс жүзінде өзгеріссіз қалады. Номиналдыдан 40% төмен жүктеме кезінде қозғалтқыштың жұмыс жағдайлары оңтайлылардан айтарлықтай ерекшеленеді және ПӘК өте тез төмендейді. Жоғары қуатты қозғалтқыштарда ПӘК күрт төмендейтін табалдырық номиналды жүктеменің шамамен 30% -ын құрайды.

Қолданылуы

Қозғалтқыштың оңтайлы номиналды қуатын таңдау барлық салаларда қолданылуы мүмкін.

Экономика

Энергияны үнемдейтін қозғалтқышты сатып алу құны дәстүрлі қозғалтқыштың құнынан шамамен 20% асады. Қозғалтқышты орнатуға және пайдалануға байланысты шығындардың бүкіл қызмет ету мерзіміне шамамен бөлінуі 5.67-суретте көрсетілген.

5.67-сурет. Электр қозғалтқышының қызмет ету мерзіміндегі шығындар

Электр қозғалтқышын сатып алу немесе жөндеу кезінде энергияны тұтынуды бағалау және оны азайту мүмкіндіктерін келесі ойларды ескере отырып қарастыру маңызды:

айнымалы ток қозғалтқыштары үшін өтеу мерзімі бір жыл немесе одан да аз болуы мүмкін;

энергия тиімділігі жоғары қозғалтқыш үшін энергияны үнемдеу арқылы өтелудің ұзағырақ кезеңі қажет болуы мүмкін.

Ендірудің әсері

Оңтайлы номиналды қуаты бар қозғалтқыштарды пайдалану:

қозғалтқыштарды максималды тиімділікпен пайдалануға мүмкіндік беру арқылы энергия тиімділігін арттыруға ықпал етеді;

төмен қуат коэффициентімен байланысты желілердегі шығындарды азайтуға ықпал етуі мүмкін;

желдеткіштер мен сорғылардың айналу жиілігінің төмендеуіне және соның салдарынан осы құрылғылардың қуат тұтынуына ықпал етуі мүмкін.

Электр қозғалтқышының тиімділігінің оның жүктемесіне тәуелділігі 5.68-суретте көрсетілген.

5.68-сурет. Электр қозғалтқышының тиімділігінің оның жүктемесіне тәуелділігі

Анықтамалық әдебиет

[88]

5.13.20. Айнымалы жылдамдықты жетектер

Сипаттау

Электр қозғалтқышының басқару құрылғысымен үйлесімі болып табылатын айнымалы жылдамдықты жетектерді пайдалану технологиялық процестің өнімділігін тиімдірек басқарумен байланысты айтарлықтай энергия үнемдеуге әкелуі мүмкін. Мұндай құрылғыларды қолданудың басқа жағымды әсерлеріне, атап айтқанда, механикалық жабдықтың тозуын азайту және шу деңгейін төмендету жатады. Айнымалы жүктеме жағдайында жұмыс істегенде, айнымалы жылдамдықтағы жетектер қуат тұтыну деңгейін айтарлықтай төмендетуге мүмкіндік береді.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Атап айтқанда, орталықтан тепкіш сорғылар, компрессорлар және желдеткіштер сияқты қосымшалар үшін қуат тұтынуды азайту 4-50% диапазонында болуы мүмкін. Айнымалы жылдамдықты жетектерді пайдалану энергия тұтыну деңгейін төмендетуге және центрифугалар, диірмендер және әртүрлі станоктар сияқты материалдарды өңдеу құрылғыларының, сондай-ақ роликтер (таспаны созу механизмдері), конвейерлер және көтергіштер сияқты материалдарды жылжыту құрылғыларының жалпы өнімділігін арттыруға көмектеседі.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Айнымалы жылдамдықты дискілерді пайдаланудың басқа ықтимал оң әсерлеріне мыналар жатады:

атқарушы құрылғыны пайдаланудың мүмкін режимдерінің ауқымын кеңейту;

қозғалтқыштарды желілерден оқшаулау, бұл қозғалтқыштардың тұрақты жұмыс режиміне және тиімділікті арттыруға ықпал етуі мүмкін;

бірнеше қозғалтқышты дәл синхрондау мүмкіндігі;

жұмыс жағдайларының өзгеруіне жауап беру жылдамдығы мен сенімділігін арттыру.

Айнымалы жылдамдықты жетектер кез-келген жағдай үшін оңтайлы шешім емес. Атап айтқанда, оларды қолдану тұрақты жүктеме жағдайында ақталмайды (мысалы, қайнаған қабат пештерінің үрлеу желдеткіштері, тотықтырғыш ауа компрессорлары және т.б.), өйткені реттеуші құрылғыдағы шығындар тұтынылатын энергияның 3-4% құрайды (жиілікті түрлендіру, фазаны түзету).

Кросс-медиа әсерлері

Қолданылуы

Анықтамалық әдебиет

[88].

5.13.21 Механикалық энергияны беру кезіндегі шығындар (беру механизмдері)

Сипаттау

Біліктерді, белдіктерді, тізбектерді және берілістерді қоса алғанда, беріліс механизмдері дұрыс орнатуды және техникалық қызмет көрсетуді қажет етеді. Механикалық энергияны қозғалтқыштан атқарушы құрылғыға беру кезінде нақты жағдайларға байланысты 0-ден 45% - ға дейін кең ауқымда өзгеруі мүмкін энергия шығыны болады. Мүмкіндігінше сына тәрізді емес, синхронды белдік берілістерін қолдану керек. Тісті сына тәрізді берілістер дәстүрлі сына тәрізді берілістерге қарағанда тиімдірек. Цилиндрлік беріліс (геликоидальды) беріліс құртқа қарағанда әлдеқайда тиімді. Қатты байланыс-бұл техникалық шарттарда қолдануға рұқсат етілген ең жақсы нұсқа, ал сына тәрізді белдік берілістерін қолданудан аулақ болу керек.

Кросс-медиа әсерлері

Қозғалтқышты таңдау кезінде қауіпсіздік, сапа және сенімділік сияқты басқа факторлар да маңызды реактивті қуат, техникалық қызмет көрсету жиілігі.

Қолданылуы

Электр қуаты бар жүйелер электр қуаты бар барлық дерлік өнеркәсіптік кәсіпорындарда бар. Нақты әдістердің практикалық қолданылуы және оларды қолданудың экономикалық әсері кәсіпорынның ауқымы мен нақты жағдайларына байланысты. Практикалық іске асыру және экономикалық тиімділік критерийлерін қанағаттандыратын іс-шараларды таңдауды тұтастай алғанда кәсіпорынның және нақты жүйенің (ішкі жүйенің) қажеттіліктерін талдау негізінде жүзеге асырған жөн.

Ендірудің әсері

Энергиямен жабдықтаудың тән шамасы (энергия үнемдеу диапазоны) 2-10% құрайды.

Анықтамалық әдебиет

[88].

5.13.22 Жылуды кәдеге жарату

Сипаттау

Өнеркәсіптік компрессор тұтынатын электр энергиясының көп бөлігі, сайып келгенде, жылу энергиясына айналады және оны қоршаған ортаға беру керек. Көптеген жағдайларда тиісті шараларды қолдана отырып, осы жылудың едәуір бөлігін кәдеге жаратуды және оның пайдалы қолданылуын қамтамасыз етуге болады, мысалы, тиісті қажеттілік болған кезде ауаны немесе суды жылыту үшін.

Экологиялық артықшылықтар

Энергияны үнемдеу.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Жоқ.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Жылуды жоюдың екі түрлі жүйесі болуы мүмкін:

ауаны жылыту: ауамен салқындатылған компрессорлық қондырғылар үй-жайларды жылыту, өнеркәсіптік кептіру, қыздырғыштар үшін ауаны алдын ала қыздыру және жылытылатын ауаға қажеттілік бар кез келген басқа қолданбалар үшін жылуды жоюға жарамды. Мұндай қондырғыларда атмосфералық ауа компрессордың салқындату жүйесі арқылы өтіп, ауа қысылған кезде пайда болатын жылуды алады.

Компрессорлық қондырғылар әдетте корпусқа орнатылғандықтан және салқындату жүйесінің жұмысын қамтамасыз ететін жылу алмастырғыштармен және желдеткіштермен жабдықталғандықтан, ауа ағынын қамтамасыз ету және салқындату жүйесінің желдеткіштеріне кез келген кері қысымды болдырмау үшін арна мен қосымша желдеткішті қосу қажет жалғыз модификация болып табылады. Мұндай жылуды жою жүйелерінің жұмысын термостатикалық басқарылатын қарапайым клапанның көмегімен реттеуге болады.

Сумен салқындатылған компрессорларды пайдалану кезінде үй-жайларды жылыту үшін жылуды кәдеге жарату жылу алмасудың қосымша сатысының қажеттілігіне және қолжетімді жылу температурасы, әдетте, төмен болатындығына байланысты тиімсіз болады.

Дегенмен, көптеген сумен салқындатылған компрессорлар айтарлықтай қуатпен сипатталатындықтан, жылыту мақсатында жылуды қайта өңдеу тартымды нұсқа болуы мүмкін.

суды жылыту: мүмкін нұсқа - ыстық су өндіру арқылы ауамен және сумен салқындатылған компрессорларда компрессорлық майды салқындату кезінде бөлінетін жылуды жою үшін жылу алмастырғышты орнату. Жылу алмастырғыштың дизайнына байланысты тұрмыстық немесе басқа қажеттіліктер үшін ыстық су өндірілуі мүмкін. Ыстық суға қажеттілік болмаған кезде ыстық май әдеттегі салқындату жүйесіне жіберіледі.

Ыстық суды орталық жылыту жүйелерінде, душ және кір жуатын орындарда, өнеркәсіптік тазалау процестерінде, жылу сорғыларында, гальваникалық (электрохимиялық) жабындарды қолданғаннан кейін өнімдерді жуу үшін және қыздырылған суды қажет ететін кез келген басқа қолданбалар үшін пайдалануға болады.

Кросс-медиа әсерлері

Қыздыру тізбегін және қосымша жылу алмастырғыштарды орнатуға экономикалық шығындарды арттыруға болады. Жүйенің тұтастығын сақтаудың қажетті факторларының бірі-түтін газдарының температурасын тұрақтандыру.

Қолданылуы

Көптеген заманауи компрессорлық жүйелердің өндірушілері тұтынушының қалауы бойынша жеткізілетін қосымша жабдық ретінде жылуды қайта өңдеу жүйелерін ұсынады. Бұл жабдықты негізгі компрессорлық қондырғыға біріктіруге немесе бөлек орнатуға болады. Қолданыстағы сығылған ауа жүйелерінің жылуды кәдеге жарату жүйелерімен жабдықтау, әдетте, айтарлықтай қиындықтармен немесе шығындармен байланысты емес.

Жылуды қайта өңдеу жүйелері ауамен және сумен салқындатылған компрессорлар үшін қолжетімді.

Экономика

Сайып келгенде, өнеркәсіптік компрессор тұтынатын электр энергиясының 80-95% жылу энергиясына айналады. Көптеген жағдайларда жақсы жобаланған жүйе ыстық ауа немесе су өндіру үшін осы жылудың 50-90% - жоюды қамтамасыз ете алады.

Энергияны үнемдеудің ықтимал көлемі белгілі бір сығылған ауа жүйесінің сипаттамаларына, пайдалану жағдайларына және пайдаланылған жылуды қолдануға байланысты.

Әдетте, компрессорлар жұмыс істеген кезде жойылатын жылу сипаттамалары оның негізінде буды тікелей өндіру үшін жеткіліксіз.

Бұл жағдайда алынған қыздырылған ауаның тән температурасы жүйеге кіретін салқындатқыш ауаның температурасынан 25-40 °C асады, ал қыздырылған судың температурасы 50-ден 75 °C-қа дейін болуы мүмкін.

Май құйылған бұрандалы компрессор үшін энергия үнемдеу көлемінің және экономикалық әсердің мысалы 5.55-кестеде келтірілген.

5.55-кесте. Жылуды кәдеге жарату нәтижесінде экономикалық әсердің мысалы

Р/с №	Номиналды қуаттылық компрессор	Қайта өңделетін жылу (шамамен 80% номиналды қуаты)	Мазутты үнемдеу (жұмыс уақыты кезінде Жылына 4000 сағат)	Экономикалық әсері (бағасы бойынша мазут 0,50 еуро / л)
1	2	3	4	5
1	кВт	кВт	л / жыл	еуро / жыл
2	90	72	36330	18165

Ендірудің әсері

Шығындарды азайту.

Анықтамалық ақпарат

[89], [90].

5.13.23. Тұтыну деңгейі айтарлықтай өзгеретін тұтынушылар жанында сығылған ауа қорын құру

Сипаттау

Сығылған ауа қорын құру үшін тұтыну деңгейі айтарлықтай өзгеретін сығылған ауа тұтынушыларының жанында резервуарларды орналастыруға болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Сипатталған тәсіл сығылған ауаға деген қажеттілікті азайтуға мүмкіндік береді, бұл аз қуатты компрессорларды қолдануға мүмкіндік береді. Жүйенің біркелкі жүктелуін қамтамасыз ете отырып, бұл әдіс компрессорларды оңтайлы режимдерде пайдалану үшін алғышарттар жасайды.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Қолданылуы

Бұл әдіс тұтыну деңгейінің айтарлықтай ауытқуымен сипатталатын сығылған ауаны тұтынушылар болған барлық жағдайларда қарастыруға тұрарлық;

Кеңінен қолданылады.

Экономика

Күрделі және пайдалану шығындарының төмендеуі.

Ендірудің әсері

Деректер берілмеген.

Анықтамалық әдебиет

[70].

5.13.24. Құбыржол жүйесін оңтайландыру

Сипаттау

Сорғының өнімділігін таңдау құбыр жүйесінің Сипаттамаларына байланысты. 5.69-суретте көрсетілгендей, оңтайлы өнімділік сорғы мен құбыр жүйесінің өнімділік қатынасымен анықталады.

5.69-сурет. Қысым мен ағынның арақатынасы

Құбыр жүйесінің өзіндік энергия шығыны сұйықтықтың құбырлар арқылы, клапандар және жүйенің басқа элементтері арқылы қозғалуы кезінде үйкеліс шығынымен анықталады. Шығындар мөлшері ағынның квадратына пропорционалды. Үйкеліс шығындарын қаражатты пайдалану арқылы азайтуға болады:

Артық клапандарды жою;

Құбыр жүйесінің артық иілуін жою;

Құбырлардың жеткілікті диаметрін қамтамасыз ету.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Кейбір зерттеулерге сәйкес, жабдықты ауыстыру және басқару жүйелерін жетілдіру арқылы сорғы жүйелерінің қуат тұтынуын 30-50% төмендетуге болады.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Қолданылуы

Белгілі бір шаралардың қолданылуы және олармен байланысты экономикалық тиімділік белгілі бір өндіріс пен сорғы жүйесінің ауқымы мен сипаттамаларына байланысты. Сондықтан энергия тиімділігін арттырудың оңтайлы шараларын жүйе мен өндіріс қажеттіліктерін талдау негізінде ғана анықтауға болады. Мұндай талдауды кәсіпорынның білікті инженерлік - техникалық персоналы немесе сорғы жабдықтарын жеткізушінің өкілдері жүргізуі керек.

Талдау нәтижелері осы кәсіпорын жағдайында қолданылатын шаралар тізбесін, олармен байланысты шығындар мен экономикалық әсерді бағалауды, сондай-ақ болжамды өтелу кезеңін қамтуы керек.

Экономика

Сорғы жүйелерінің қызмет ету мерзімі көбінесе 15-20 жыл. Сондықтан, сорғы жабдықтарын сатып алу кезінде бастапқы шығындарды (жабдықтың құны және оны орнату) ғана емес, сонымен қатар жүйенің бүкіл өмірлік цикліндегі шығындарды да ескеру қажет.

Әдетте, сорғылар жабдықтың жеке бірліктері ретінде сатып алынады, бірақ олар тек жүйе шеңберінде пайдалы функцияларды орындай алады. Сондықтан сорғы жабдықтарын сатып алуға байланысты экономикалық мәселелерді талдау кезінде жүйені тұтастай ескеру қажет.

Ендірудің әсері

Энергияны үнемдеу және шығындарды азайту.

Анықтамалық әдебиет

[74], [91], [92].

5.13.25. Үй-жайларды жылыту және салқындату

Сипаттау

Мұнай және газ өндіру объектілерінде үй-жайларды жылытуға және салқындатуға байланысты қызмет түрлерінің кең ауқымы жүзеге асырылады. Қызметтің нақты түрі және оны қолдану кәсіпорынның орналасқан жеріндегі сала мен климатқа байланысты. Жылыту және салқындату, атап айтқанда, мақсаттар үшін қолданылады:

жұмыс аймағында қолайлы жағдайларды қамтамасыз ету;

процестердің барысы үшін жағдайларды қамтамасыз ету үшін жағдайлар жасау;

мұнай мен газды сақтау немесе өндіру үшін оңтайлы жағдайларды сақтау.

Жүйелер жергілікті (мысалы, қоймалардағы жабдыққа арналған инфрақызыл жылытқыштар) және орталықтандырылған (мысалы, кеңсе ғимараттарындағы ауа баптау жүйелері) сипатқа ие болуы мүмкін.

Үй-жайларды жылыту және салқындату энергияны айтарлықтай тұтынумен байланысты. Мысалы, Францияда бұл мән 30 ТВт-сағ құрайды, бұл ұлттық отын тұтынудың шамамен 10% құрайды. Көптеген жағдайларда өнеркәсіптік ғимараттарды жылыту кезінде температураны 1-2°C-қа дейін төмендетуге болады, ал салқындату кезінде берілген температураны жайлылыққа нұқсан келтірместен 1-2°C-қа көтеруге болады. Мұндай шаралар қызметкерлердің еңбек жағдайларының өзгеруімен қатар жүретіндіктен, оларды іске асыру ақпараттық науқанмен бірге жүруі керек.

Жылыту/салқындату жүйелерінің қуат тұтынуын азайтудың екі негізгі тәсілі бар:

жылыту/салқындату қажеттіліктерін азайту: ғимараттарды жылу оқшаулау;

тиімді әйнектеу;

ауа инфильтрациясының шектеулері;

есіктерді автоматты түрде жабу;

дестратификация (жылы және суық ауаның бөлінуіне және төбенің астында жылы ауаның жиналуына жол бермеу);

жұмыс уақытынан кейін температураны төмендету (басқару жүйесін бағдарламалау арқылы);

берілген температура деңгейінің төмендеуі (жоғарылауы) туралы;

2) жылыту жүйелерінің тиімділігін:

қалдықты жылуды кәдеге жарату;

жылу сорғыларын пайдалану;

жұмыс орындары жоқ үй-жайларда төмен температурамен ұштастыра отырып, сәулелі және жергілікті жылыту жүйелерін қолдану арқылы арттыру.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Жылыту жағдайында берілген температура деңгейінің 1°С-қа төмендеуі немесе салқындату жағдайында деңгейдің 1°С-қа көтерілуі бөлме мен сыртқы ауа температурасының орташа айырмашылығына байланысты энергия шығынын 5-10%- ға төмендетуі мүмкін. Көптеген жағдайларда кондиционерлеу кезінде берілген температураның жоғарылауы үлкен әсер етеді, өйткені бұл жағдайда температура айырмашылығы жоғары болады. Алайда, бұл заңдылық жалпыланған және үнемдеудің нақты мөлшері белгілі бір аймақтың климаттық жағдайына байланысты.

Кәсіпорын үшін жұмыс уақытынан тыс жылыту/салқындатуды шектеу тиісті электр энергиясын тұтынуды 40%-ға төмендетуі мүмкін (сегіз сағаттық жұмыс күні бар кәсіпорын үшін). Жұмыс орындары жоқ үй-жайларда төмен температураны тұрақты ұстап тұратын жылытуды шектеу жұмыс орындарын жергілікті жылытумен ұштастыра отырып, персоналдың жұмыс орындарымен қамтылған алаңдардың үлесіне байланысты энергия үнемдеудің 80%-на дейін қамтамасыз етуге қабілетті.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Анықтамалық әдебиет

[93], [94].

5.13.26. Табиғи салқындату

Сипаттау

Ауаны баптау үшін де, технологиялық процестердің қажеттіліктері үшін де жүзеге асырылатын салқындату процестерінің энергия тиімділігін табиғи (еркін) салқындату арқылы арттыруға болады. Табиғи салқындату сыртқы атмосфералық ауа энтальпиясы ішкі ауа энтальпиясынан төмен болған жағдайда жүзеге асырылуы мүмкін. Бұл салқындату әдісі табиғи деп аталады, өйткені ол атмосфералық ауаны қолдануға негізделген.

Суық салқындатылған жүйеге атмосфералық ауадан тікелей немесе жанама (жанама) жолмен беріледі. Әдетте, іс жүзінде суықтың жанама берілу әдістері қолданылады. Осындай принциптерге негізделген жүйе тікелей ағын мен рециркуляциялық жүйелердің тіркесімі болып табылады (5.62-сурет). Жүйенің жұмысын реттеу автоматты клапандардың көмегімен жүзеге асырылады: егер сыртқы ауа жеткілікті суық болса (олар. ылғал термометрдегі сыртқы ауа температурасы судың салқындату температурасынан төмен болған кезде), клапан автоматты түрде болады. табиғи салқындатуды барынша пайдалануды қамтамасыз ету үшін ішкі рециркуляцияны азайта отырып, сыртқы ауаны алуды арттырады. Мұндай әдістерді қолдану суық мезгілде және / немесе түнде тоңазытқыш жабдықтарына жүктемені азайтуға мүмкіндік береді. Табиғи салқындату принципінің әртүрлі техникалық іске асырулары бар. 5.70-суретте осы принципті жүзеге асыратын қарапайым жүйенің мүмкін схемасы көрсетілген.

5.70-сурет. Табиғи салқындатылған жүйенің мүмкін схемасы

Салқындатқышқа салқындату үшін жіберілген су үш жақты клапанның көмегімен автоматты түрде еркін салқындатқыш жылу алмастырғышқа жіберіледі. Мұнда суды алдын ала салқындату жүреді, бұл салқындатқыштың жүктемесін және тиісті компрессорлардың қуат тұтынуын азайтуға мүмкіндік береді. Қоршаған ортаның температурасы мен салқындатқышқа түсетін судың температурасы арасындағы айырмашылық неғұрлым көп болса, табиғи салқындату әсері және онымен байланысты энергияны үнемдеу соғұрлым көп болады.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Өндірістік ақпарат табиғи салқындату сыртқы ауа температурасы салқындатқышқа түсетін судың температурасынан кем дегенде 1°C төмен болған жағдайда тиімді болады. Мысалы, егер 5.62-суретте: (салқындатқышқа түсетін судың температурасы) 11°C болса, табиғи салқындатуды (5) сыртқы температура 10°C-тан төмен болған кезде қолдануға болады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Әдетте, салқындатқыштар электр жетегімен жабдықталған; кейбір жағдайларда олар жылу энергиясын пайдаланады. Қалай болғанда да, табиғи салқындату бастапқы энергия тұтынудың төмендеуіне әкеледі.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Қолданылуы

Табиғи салқындату белгілі бір жағдайларда қолданылады. Суық жанама түрде берілсе, сыртқы температура салқындатқышқа түсетін сұйық салқындатқыштың температурасынан төмен болса. Суықтың тікелей берілуімен сыртқы ауа температурасы сұйықтықтың салқындату температурасына тең немесе одан аз болса. Табиғи салқындатуды енгізу мүмкіндігін бағалау кезінде қосымша аудандарға ықтимал қажеттілікті ескерсе.

Табиғи салқындату жағдайлардың 25% - в қолданылады деп есептеледі.

Табиғи салқындатқыш жылу алмастырғыштарды жаңа салқындату жүйесінің бөлігі ретінде орнатуға немесе қолданыстағы жүйеге қосуға болады.

Экономика

Табиғи салқындатуды пайдаланудың экономикалық артықшылықтары бар: сыртқы ауаның салқындауы тегін, ал оны пайдалану компрессорлардың қуат тұтынуын және соның салдарынан энергияны сатып алу шығындарын азайтуға мүмкіндік береді.

Әдетте, жаңа жүйені жобалау немесе қолданыстағы жүйені айтарлықтай жаңартуды жоспарлау кезінде табиғи салқындатуды қосу мүмкіндіктерін зерттеу қолайлы. Жаңа жүйенің өтелу мерзімі небәрі 12 ай болуы мүмкін.; қолданыстағы жүйеге табиғи салқындатуды қосқанда, өтелу мерзімі 3 жыл болуы мүмкін.

Ендірудің әсері

орнату оңай;

энергияны үнемдеу және шығындарды азайту.

Анықтамалық әдебиет

[95], [96].

5.13.27 Өндірілетін және дайындалған газды жылу энергиясын, электр энергиясын кәсіпорынның өз қажеттіліктеріне пайдалану

Сипаттама

Технологиялық көрсеткіштер қазандық қондырғыларының, жылу генераторларының және т.б. жабдықтардың негізгі қолданылатын жабдықтарынан ластағыш маркерлік заттар шығарындылары массасының жылдық деректерінің (килограмммен) кәсіпорынның нақты жағдайларына байланысты белгіленген тиек реттеуші арматураны ескере отырып, өндірілетін және дайындалған газдың жылу энергиясын өндіру үшін пайдаланылған жылдық көрсеткіштеріне қатынасы негізінде айқындалады (тоннамен).

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Өндірілген және дайындалған газды жылу энергиясын, электр энергиясын кәсіпорынның өз қажеттіліктеріне пайдалану атмосфераға ластағыш заттардың шығарындыларын азайтуға әкеп соғады.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Қолданылуы

Ол көптеген мұнай-газ кәсіпорындарында қолданылады.

Экономика

Шығындарды азайту.

Ендірудің әсері

іске асырудың қарапайымдылығы;

энергияны үнемдеу және шығындарды азайту.

Анықтамалық әдебиет

[10].

5.13.28. Кейіннен ұтымды пайдалану мақсатында өндірілетін газды жерасты газ қоймаларына айдау үшін пайдалану

Сипаттама

Ілеспе мұнай газын одан әрі терең өңдеу мақсатында оны газ өңдеу зауыттарына беру үшін технологиялық инфрақұрылым құру технологиялық жабдықтар мен энергетикалық желілерді қайта құрудан тұрады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Жаңа жабдық арқылы шығарындыларды азайту.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Қолданылуы

Ол көптеген мұнай-газ кәсіпорындарында қолданылады.

Экономика

Энергия тиімділігін арттыру;

Инвестициялық шығындарға қажеттілік.

Ендірудің әсері

Іске асырудың қарапайымдылығы;

Энергияны үнемдеу.

Анықтамалық әдебиет

[10].

5.13.29. Газды одан әрі терең қайта өңдеу мақсатында газ өңдеу зауыттарына оны беру үшін технологиялық инфрақұрылым құру

Сипаттау

Бұл әдіс өндірілген газды пайдалану деңгейінің жоғары мәндеріне қол жеткізуге мүмкіндік береді. Бұл жағдайда мұнай өндіру процесінде алынған ілеспе газ кәсіпшіліктің технологиялық қажеттіліктеріне түседі: газ турбиналы электр станциясының жұмысы үшін пайдаланылады, мұнай мен қазандықтарды қыздыру пештері үшін отын болып табылады және т. б.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Деректер берілмеген.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Қолданылуы

Ол көптеген мұнай-газ кәсіпорындарында қолданылады.

Экономика

Энергия тиімділігін арттыру;

Ендірудің әсері

іске асырудың қарапайымдылығы;

энергияны үнемдеу.

Анықтамалық әдебиет

[10].

5.13.30 Ауаны салқындату

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Су тоңазытқыштарымен салыстырғанда ауа салқындатқыштарын пайдаланудың басты артықшылығы-қосымша орта қажет емес.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Негізгі кемшілігі-су салқындатқыштармен салыстырғанда (5-30 м 2/МВт) әдетте үлкен аумақ қажет. Электр қуаты қажет, бірақ техникалық қызмет көрсету шығындары аз.

Кросс-медиа әсерлері

Ауаны салқындату суды салқындатуға қарағанда көбірек шу шығарады. Ауа салқындатқышының желдеткіші шығаратын шу деңгейі көзде 97-105 дБ(а) құрайды.

Қолданылуы

Ауаны салқындату мұнай-газ өндіру процесінің кейбір бөліктеріндегі салқындату қажеттіліктерін қанағаттандыру үшін жеткілікті болуы мүмкін. Қоршаған орта жағдайлары қол жеткізуге болатын температура деңгейін шектейді. Климаттық жағдайлар (ыстық климат немесе 0 ° C-тан төмен температура) әдетте оны пайдалануды шектейді. Сонымен қатар, желдеткіштерді ғимараттардың жанында орналастыру мүмкін емес, өйткені ауада қысқа тұйықталу болуы мүмкін.

Экономика

Ауа салқындатқыштары қымбат болуы мүмкін. Техникалық қызмет көрсетудің минималды шығындары.

Зауыт (тар) мысалы

ҚР және РФ мұнай және газ өндіру кәсіпорындарында қолданудың көптеген мысалдары бар.

Анықтамалық әдебиет

[58], [97], [98].

5.13.31 Пеш құбырларында тұндырғыштардың кокс түзілуін төмендету

Сипаттау

Мұнай-газ өндірісіндегі кейбір процестерде, атап айтқанда термиялық крекинг кезінде пештің құбырларында тұнбаға түсетін кокстың белгілі бір мөлшері пайда болады. Қажет болса, коксты тазалау керек. Қоспалар бастапқы шикізаттағы натрий мөлшерін реттейді. Сондай-ақ, каустикалық сода каустик ретінде немесе мұнай өнімдерінің ағынынан жоғары орналасқан қондырғыларға бастапқы шикізатқа енгізілетін басқа да арнайы қоспалар қолданылады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Кокс түзілуінің төмендеуі және нәтижесінде тазартудан кейінгі қалдықтардың азаюы.

Ендірудің әсері

Бұл әдіс әдетте тазалауды болдырмау үшін қолданылады.

Анықтамалық әдебиет

[69].

5.14 . Шикі мұнай мен газды теңізде өндіру

5.14.1. Гидросфераны ластанудан және сарқылудан қорғау жөніндегі шаралар

Сипаттау

Теңіз мұнай-газ кен орындарын игеру кезінде гидросфераны ластанудан және сарқылудан қорғау бойынша шаралар қабылданады:

ресурс үнемдеуші және табиғатты қорғау технологияларын енгізу;

бұрғылау сарқынды суларын жинау және оқшаулау;

өнеркәсіптік және тұрмыстық сарқынды суларды жинау және тазарту;

жанар-жағармай материалдарының ағуы кезінде су қоймасын ластанудан қорғау;

көлік логистикасы және басқа операциялар.

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Осы әдістерді енгізу арқылы қалпына келтіруді азайту.

Кросс-медиа әсерлері

Белгілі әсерлер жоқ.

Қолданылуы

Ол көптеген мұнай-газ кәсіпорындарында қолданылады.

Экономика

Экономикалық фактор белгісіз.

Ендірудің әсері

Ресурстарды үнемдеу, гидросфераға ластағыш заттардың түсуін азайту.

5.14.2. Автономды энергиямен қамтамасыз ету

Сипаттау

Автономды энергиямен қамтамасыз ету сыртқы электрмен жабдықтау желілеріне қарамастан, электр энергиясын өндіруді және тұтынушылардың электр желісінің техникалық сипаттамаларына сәйкес келетін параметрлерге дейін түрлендіруді, сондай-ақ өндірістің үздіксіз жұмыс істеуін қамтамасыз ету үшін қажетті жылу энергиясын қамтамасыз ететін техникалық құрылғылардың кешенді жүйесі болып табылады.

Техникалық құрылғылар жүйесі жылу өндіретін қондырғылардан (технологиялық пештер, қазандықтар), электр энергиясын өндіретін энергия блогынан және басқалардан тұрады.

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Өз өндірісінің отын газын пайдалану кезінде ресурстарды үнемдеу.

Кросс-медиа әсерлері

Үлкен отын цистерналарының болуы VOC бөлу арқылы тәуекелдерді, сондай-ақ қажетті шараларды (өрт-жарылыс қауіпсіздігін қоса)ұсынады

Қолданылуы

Ол көптеген мұнай-газ кәсіпорындарында қолданылады.

Экономика

Іске асыру үшін іс-шаралар кешені қымбат болып табылады және технологиялық инфрақұрылымды құруды қамтиды.

Ендірудің әсері

Ресурстарды ұтымды тұтынуға негізделген технологиялық процестерді тәуелсіз энергиямен қамтамасыз ету.

5.14.3. Теңіз суларының жай-күйін бақылау

Сипаттау

Қашаған кен орнында жұмыстар кешенін жүргізуге байланысты теңіз суының сапасының өзгеруін анықтау үшін бақылаудағы жармаларға мониторингтік бақылау жүзеге асырылады.

Теңіз суын сынау нүктелері теңіз кен орындарында жұмыс жүргізу кезінде мұнай-газ өндіру компаниясының қызметі нәтижесінде пайда болатын бұрылатын сулардың барлық түрлері үшін бақылау нүктелері болып табылады.

"Қоршаған ортаға эмиссиялар нормативтерін айқындау әдістемесін бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Экология, геология және табиғи ресурстар министрінің 2021 жылғы 10 наурыздағы № 63 бұйрығына сәйкес: "Шаруашылық-ауызсумен жабдықтаудың және балық шаруашылығы маңызының мақсатында пайдаланылатын жерүсті су объектілеріндегі бақылау тұстамасы сарқынды суларды төгу нүктесінен (сарқынды суларды ағызу нүктесінен, пайдалы қазбаларды өндіру, су объектісінде жұмыстар жүргізу орнынан) бес жүз метрден аспайтын қашықтықта орнатылады.".

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Теңізде мұнай мен газ өндіру жөніндегі қызметтен теңіз суларының жай-күйінің өзгеруін мониторингтеу.

Кросс-медиа әсерлері

Анықталған жоқ.

Қолданылуы

Теңізде мұнай мен газ өндіруді жүзеге асыратын мұнай-газ өндіруші кәсіпорындарға қолданылады.

Ендірудің әсері

Теңізде технологиялық жабдықтардың қауіпсіз пайдаланылуын қосымша бақылау.

5.14.4 Жасанды аралдарда көмірсутек шикізатын алдын ала дайындау

Сипаттама

Жасанды аралдарда көмірсутек шикізатын алдын ала дайындау мыналарды қамтиды:

өндірілетін шикізатты бөлу;

әрі қарай дайындау және қайта өңдеу үшін шикі газды құрлыққа тасымалдауға дайындау;

тауарлық мұнайды одан әрі дайындау үшін құрлыққа тасымалдауға мұнай эмульсиясын дайындау.

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Эмиссиялардың теңіз ортасына әсері аз.

Кросс-медиа әсерлері

Тиісті технологиялық жабдықты орнатуды және оны пайдалануды талап етеді.

Қолданылуы

Теңізде мұнай және газ өндіру операцияларын жүзеге асыратын мұнай-газ өндіруші кәсіпорындар үшін қолданылады.

Экономика

Іске асыру үшін іс-шаралар кешені қымбат болып табылады және технологиялық инфрақұрылымды құруды қамтиды.

5.14.5. Теңіз акваториясынан тыс көмірсутек шикізатын терең қайта өңдеу

Сипаттама

Теңіз акваториясынан тыс (құрлықта)мұнай мен газды кешенді дайындауға арналған өнеркәсіптік алаңдарды орналастыру.

Қол жеткізілген экологиялық пайда

Эмиссияларды оқшаулау және ремедиациялау бойынша неғұрлым жеңіл іс-шараларды жүзеге асыру мүмкіндігімен теңіз ортасына эмиссиялардың аз әсер етуі.

Кросс-медиа әсерлері

Эмиссиялардың әсері құрлыққа ауыстырылады (шығарындыларды, қалдықтарды және өндіріс төгінділерін тазарту деңгейі жеткіліксіз болған кезде).

ЕҚТ бойынша қорытындыларды қамтитын тұжырым

ЕҚТ-ны қолдануға байланысты өзге де технологиялық көрсеткіштерді, оның ішінде осы ЕҚТ бойынша анықтамалықтың жобасында энергетикалық, су және өзге де ресурстарды тұтыну деңгейлерін айқындау орынсыз болып табылады.

ЕҚТ-ны қолдануға байланысты өзге де технологиялық нормативтер уақыт бірлігіне немесе өндірілетін өнімнің (тауардың), орындалатын жұмыстың, көрсетілетін қызметтің бірлігіне шаққандағы ресурстарды тұтыну санымен көрсетіледі. Тиісінше, өзге де технологиялық нормативтерді белгілеу өндірістің қолданылатын технологиясына негізделген. Бұдан басқа, "Жалпы ақпарат" бөлiмiнде жүргiзiлген энергетикалық, су және өзге де (шикiзат) ресурстарын тұтынуды талдау нәтижесiнде көптеген факторларға: шикiзаттың сапалық көрсеткiштерiне, қондырғының өнiмдiлiгi мен пайдалану сипаттамаларына, дайын өнiмнiң сапалық көрсеткiштерiне, өңiрлердiң климаттық ерекшелiктерiне және т.б. байланысты болатын бірқатар көрсеткiштердiң вариативтiк қатары алынды.

Ресурстарды тұтынудың технологиялық нормативтері ЕҚТ-ны, оның ішінде прогрессивті технологияны ендіруге, өндірісті ұйымдастыру деңгейін арттыруға бағдарлануға, ең аз мәндерге сәйкес келуге (тиісті ресурсты тұтынудың орташа жылдық мәніне сүйене отырып) және үнемдеу және ұтымды тұтыну жөніндегі конструктивтік, технологиялық және ұйымдастырушылық іс-шараларды көрсетуге тиіс.

6.1. Жалпы ЕҚТ бойынша қорытындылар

Жалпы ережелер

Осы бөлімде келтірілген және сипатталған әдістер толық емес. ЕҚТ бойынша қорытындыда сипатталған бір немесе бірнеше ЕҚТ қолдана отырып, объектіні пайдаланудың қалыпты жағдайларында ЕҚТ қолдануға байланысты эмиссиялар мен технологиялық көрсеткіштер деңгейіне қол жеткізуді қамтамасыз ететін басқа да техникалар пайдаланылуы мүмкін.

Орташалану кезеңдері және атмосфераға шығарындылар үшін базалық жағдайлар

Осы бөлімде келтірілген және ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейлері деп текше метрге миллиграмм (мг/Нм3)қатынасы ретінде көрсетілген стандартты жағдайларда (293,15 К°, су буының құрамын шегергеннен кейін 101,3 кПа, бірақ оттегінің құрамын түзетпей) құрғақ бөлінетін газдар көлемінің бірлігіндегі ластағыш заттың массасы түсініледі.

Үздіксіз өлшеу үшін

ЕҚТ-ны қолдануға байланысты эмиссияның рұқсат етілген деңгейлері бір тәулік ішінде өлшенген барлық сенімді 20 минуттық мәндердің орташа мәні болып табылатын орташа тәуліктік мәндерге (күнтізбелік тәуліктегі орташа массалық шоғырланулар) жатады.

Мерзімді өлшеулер үшін

ЕҚТ-ны қолданумен байланысты эмиссиялардың рұқсат етілген деңгейлері 20 минут ішінде өлшенген кемінде үш бірлік сынаманың орташа мәніне жатады

шығарындылар мониторингінің автоматтандырылған жүйесін белгілеу қажеттілігінің өлшемдеріне сәйкес келмейтін шығарындылардың негізгі стационарлық ұйымдастырылған көздері үшін атмосфералық ауаның сапасын бақылау мақсатында маркерлі ластағыш заттардың эмиссияларының деңгейіне ай сайын аспаптық бақылау жүргізу ұсынылады.

Жылу, механикалық, электр энергиясын өндіру және пайдаланылған газдардан күкірт алу қондырғылары мақсатында әртүрлі отындарды жағу процестері үшін оттегі құрамының негізгі шарттары төменде келтірілген:

Р/с №	Шаралар	Өлш. бірлік.	Оттегінің базалық деңгейінің шарттары
1	2	3	4
1	Газ турбиналары мен қозғалтқыштарын қоспағанда сұйық немесе газ тәрізді отынды жағуға арналған қондырғы	мг / Нм 3	Көлемі бойынша 3% оттегі
2	Газ турбиналары мен қозғалтқыштары	мг / Нм 3	Көлемі бойынша 15% оттегі
3	Дизельді қозғалтқыштар	мг / Нм 3	Көлемі бойынша 6 % оттегі
4	Пайдаланылған газдардан күкірт алуға арналған қондырғы 1)	мг / Нм 3	Көлемі бойынша 3% оттегі

Шығарындылар концентрациясын оттегінің негізгі деңгейіне түрлендіру

Төменде оттегінің негізгі деңгейіндегі шығарындылардың концентрациясын есептеу формуласы берілген (6.1-кестені қараңыз).

ER=21-OR21-OM×EM

мұнда: ER- оттегінің базалық деңгейіне түзетілген шығарындылар концентрациясы (мг / Нм3);

OR - оттегінің базалық деңгейі (көлемі бойынша%);

EM - өлшенген оттегі деңгейіне (мг/Нм3)көрсетілген шығарындылар концентрациясы;

OM - оттегінің базалық деңгейі (көлемі бойынша %);

Суға төгінділер бойынша ЕҚТ келесі аспектілерге жатады:

сарқынды сулардың көлеміне шығарылатын заттардың массасы ретінде көрсетілген концентрация деңгейлері, мг/л. ЕҚТ қолдануға байланысты эмиссия деңгейлері осы бөлімде жабдықтың қалыпты жұмысы жағдайында, авариялық және жоспарлы жөндеу және іске қосу-реттеу жұмыстарын есепке алмағанда, отынның нақты түрін және мақсаты бойынша технологиялық қондырғыны пайдаланған кезде белгіленген.

Сарқынды суларды төгу үшін орташалау кезеңдері және базалық жағдайлар

Егер өзгеше көрсетілмесе, осы бөлімде келтірілген НДТ қолданумен байланысты төгінділердің деңгейлері концентрация мәндері (су көлеміне тасталатын заттың массасы) ретінде айқындалады және литрге миллиграмм қатынасы ретінде көрсетіледі (мг/л).

Егер өзгеше көрсетілмесе, ЕҚТ-мен байланысты төгінділердің деңгейлері үшін орташалау кезеңдері былайша айқындалады:

Орташа тәуліктік

Шығысқа барабар құрамдас сынама ретінде алынған 24 сағатқа тең сынамаларды іріктеу кезеңіндегі немесе сынамадан уақытқа барабар ағынның жеткілікті тұрақтылығы көрсетілген жағдайдағы орташа мән

6.2. Экологиялық менеджмент жүйесі

ЕҚТ 1. ЕҚТ мұнай-газ өндіру объектілері қондырғыларының жалпы экологиялық көрсеткіштерін жақсарту үшін экологиялық менеджмент жүйесін (ЭМЖ) енгізу мен сақтаудан тұрады.

Сипаттау: 4.2-бөлімді қараңыз.

Экологиялық тиімділігі: ЭМЖ қондырғының экологиялық көрсеткіштерін ұдайы жақсартуға ықпал етеді және қолдайды. Егер қондырғының жалпы экологиялық сипаттамалары жақсы болса, онда ЭМЖ операторға экологиялық тиімділіктің жоғары деңгейін ұстап тұруға көмектеседі.

Қолданылуы: Жоғарыда сипатталған компоненттер әдетте барлық қондырғыларға қолданылуы мүмкін және ЭМЖ сипаты (мысалы, стандартты немесе стандартты емес) қондырғының сипатына, ауқымына және күрделілігіне, сондай-ақ ол тигізуі мүмкін экологиялық әсер ету диапазонына байланысты болады.

6.3. Энергия тиімділігін арттыру техникалары

ЕҚТ 2. Энергияны тиімді пайдалану үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың қолайлы комбинациясын пайдалануды көздейді:

Р/с №	Техника	Сипаттама
1	2	3
Жобалау техникалары
1	Пинч-талдау	Энергия тұтынуды барынша азайту үшін термодинамикалық көрсеткіштерді жүйелі есептеуге негізделген техника. Жүйелердің жалпы конструкцияларын бағалау үшін құрал ретінде пайдаланылады
2	Жылу интеграциясы	Технологиялық жүйелердің жылу интеграциясы (техникалық және технологиялық мүмкіндіктер кезінде) әртүрлі процестерде қажетті жылудың елеулі үлесі қыздыруға жататын ағындар мен салқындатуға жататын ағындар арасындағы жылу алмасу есебінен қамтамасыз етілетініне кепілдік береді
3	Жылу мен энергияны рекуперациялау	жылу энергиясын рекуперациялау құрылғыларын/жүйелерін пайдалану және жүйелердің басқа да технологиялық жылу жүктемелерін қамтамасыз ету үшін жеткілікті жоғары температурамен және жылу ағынының жылдамдығымен отын жағатын жабдықтың пайдаланылған газдарының қалдық жылуын кәдеге жарату (мысалы: кәдеге жарату қазандықтары, жылыту пештері, шикізат/отын беру жүйелерінің жылу алмастырғыштары, орталық жылумен жабдықтау жүйелері және т.б.) және электр энергиясын (күштік турбиналарды) өндіру
Технологиялық процесті және техникалық қызмет көрсетуді басқару техникалары
4	Технологиялық процесті оңтайландыру	Энергия тиімділігін барынша арттыру және бүкіл процестің энергия тұтынуын дайын өнім бірлігіне азайту мақсатында технологиялық процесті және энергия тұтынуды жүйелі талдау арқылы технологиялық процесте жылу және электр энергиясына қажеттілікті оңтайландыру. Тетіктер мыналарды қамтуы мүмкін: басқарудың жаңартылған қағидаттары және/немесе басқару жүйелері, жабдықтарды пайдалану тиімділігін арттыру, қондырғыларды түзету (мысалы, ауа/отын арақатынасы), жабдықтарды жаңғырту (жанарғының конфигурациясы, пештің конструкциясы), жабдықтардың өлшемдерін өзгерту (мысалы, сорғыларды немесе компрессорларды ауыстыру) және т.б. Жабдықтың сенімділігін жақсарту да тиімділікті арттыруға ықпал етуі тиіс.
5	Буды басқару және буды тұтынуды азайту	Бу шығынын төмендету және оны пайдалануды оңтайландыру үшін дренаждық клапандар жүйелерін жүйелі түсіру Конденсат бұрғыштарды, реттегіш жүйелердің дренаждық клапандарын және басқа да тиек-реттегіш арматураны жүйелі бағалау, будың қауіпсіз пайдаланылуын оңтайландыру мақсатында будың шығынын азайту үшін будың оңтайландырылған берілуі және пайдаланылған жылу қысымы мен ағындарының тасталуы
6	Энергетикалық эталонды пайдалану	Озық тәжірибені зерделеу арқылы үздіксіз жақсартуға қол жеткізу үшін саралауға және салыстырмалы талдауға қатысу
Өндірістің энергиялық тиімді технологиялары
7	Аралас жылу және электр энергиясын пайдалану	Бір отыннан жылу (мысалы, бу) мен электр энергиясын бірлесіп өндіруге (немесе когенерациялауға) арналған жүйе

ЕҚТ 3. Энергия тұтынуды қысқарту, операциялық қызметті жақсарту, өндірісті ұтымды ұйымдастыруды қолдау үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың тиісті комбинацияларын пайдалануды көздейді

Р/с №	Техника	Енгізу әсері
1	2	3
1	Басшылықтың назарын энергияны тұтынуға аудару	Процестерді интеграциялау негізінде шешім қабылдауды қамтамасыз ету
2	Энергияны тұтыну туралы есеп беру жүйесінің дамуын жеделдету	Прогресті өлшеу және мақсатты көрсеткіштерге қол жеткізуді қамтамасыз ету үшін
3	Энергия үнемдеуді ынталандыру жүйесін бастау	Жақсарту бағыттарын анықтауға көмектесу
4	Энергия аудиттерін тұрақты жүргізу	Қызметтің сыртқы және ішкі нормативтік құжаттарға сәйкестігін қамтамасыз ету үшін
5	Энергия тұтынуды азайту жоспары	Жақсарту үшін мақсаттар мен стратегияларды белгілеу
6	Жануды қарқындату жөніндегі іс-шараларды жүргізу	Жақсарту салаларын анықтау (мысалы, ауа/отын арақатынасы, шығару құбырының температурасы, жанарғының конфигурациясы, пештің құрылымы)
7	Энергия тұтынуда ранжирлеу/бенчмаркинг жөніндегі іс-шараларға қатысу үшін	Тәуелсіз органның тексеруі
8	Қондырғылар, олардың ішінде және жүйелер арасындағы интеграция	Мұнай кәсiпшiлiгi объектiлерiндегi қондырғылар арасындағы жылу интеграциясы оңтайлы болмауы мүмкiн. Энергия сыйымдылығына зерттеулер жүргізу қажет

Экологиялық тиімділігі: Энергия тұтынуды азайту жөніндегі барлық шаралар CO2-ні қоса алғанда, атмосфераға шығарындыларды азайтуға әкеледі. Энергия үнемдеу жөніндегі кез келген техника отынның шекті шығынынан қоршаған ортаның ластануына әсер етеді.

6.4. Атмосфераға шығарындылар мониторингі

ЕҚТ 4. ЕҚТ төменде көрсетілгеннен кем емес жиілікпен, сондай-ақ Қазақстан Республикасының қоршаған ортаны қорғау саласындағы заңнамалық және заңға тәуелді актілерінде белгіленген талаптарға сәйкес аспаптық өлшеулер жолымен шығарындылардың үздіксіз мониторингін көздейді.

Р/с №	Сипаттама	Технологиялық қондырғы	Минималды жиілік	Мониторинг техникасы
1	2	3	4	5
1	SO2, NOX шығарындылары	Жану қондырғылары (пештер мен қазандықтар, турбиналар) 50-ден 100 МВт-қа дейін, **	Үздіксіз	Аспаптық өлшеулер
2		Жану қондырғылары (пештер мен қазандықтар, турбиналар) <50МВт , **	Үздіксіз	Аспаптық өлшеулер
3		Күкіртті өндіру/алу қондырғылары (КҚӨ) және олардың жағу қазандары (инсинераторлар)	Үздіксіз	Аспаптық өлшеулер
4	NH3 шығарындылары	СКВ немесе СКЕҚ** жабдықталған барлық қондырғылар	Үздіксіз	Аспаптық өлшеулер
5	CO шығарындылары	Басқа жану қондырғылары (пештер мен қазандықтар)	үздіксіз	Аспаптық өлшеулер

* "Өндірістік экологиялық бақылау жүргізу кезінде қоршаған ортаға эмиссиялар мониторингінің автоматтандырылған жүйесін жүргізу қағидаларының" 11-тармағына сәйкес шарттарға сәйкес болған кезде шығарындылар орын алатын және/немесе ластану көздері дербес болып табылатын түтін құбырына қосылған барлық жағу қондырғыларының (пештер мен қазандықтардың) жалпы номиналды жылу қуатына жатады (Қазақстан Республикасының экологиясы, геологиясы және табиғи ресурстары министрінің 2021 жылғы 22 маусымдағы № 208бұйрығымен бекітілген );

** NH3 тотықсыздандырғыш ретінде пайдаланылған кезде;

*** қоршаған ортаға эмиссиялардың мерзімдік мониторингі (аспаптық бақылау) эмиссиялардың санын, сапасын және олардың өзгеруін қадағалау мақсатында ААЖ жарақтандырылмаған объектілер үшін ай сайын жүзеге асырылады.

ЕҚТ 5. ЕҚТ тиісті техникаларды пайдалана отырып, жағу қондырғыларында ластағыш заттардың шығарындыларымен байланысты тиісті технологиялық параметрлерге мониторинг жүргізуді білдіреді.

Р/с №	Сипаттама	Минималды жиілік
1	2	3
1	Ластағыш заттардың шығарындыларымен байланысты параметрлердің мониторингі, мысалы, түтін газдарындағы оттегі, отындағы немесе шикізаттағы азот пен күкірт*	Ластағыш заттардың шоғырлануын өлшеу үшін көзделген жиілікпен оттегінің құрамын үздіксіз өлшеу. Отынның/шикізаттың елеулі өзгерістеріне негізделген жиілікпен азот пен күкірт құрамын мерзімді өлшеу

* жанармайдағы N және S мониторингі, егер бөлінетін газдардағы NOx және SO2 өлшемдері қарастырылса, міндетті емес.

ЕҚТ 6. ЕҚТ барлық мынадай техникаларды пайдалана отырып, бүкіл өндірістік объектіден ауаға ұйымдастырылмаған ҰОҚ шығарындыларының мониторингін білдіреді:

негізгі жабдыққа арналған корреляциялық қисықтармен байланысты иіс бойынша мониторинг техникасы;

газдарды анықтаудың оптикалық техникасы;

өлшемдермен расталатын шығарындылар коэффициенттерінің негізінде тұрақты шығарындыларды есептеу (мысалы, екі жылда бір рет);

дифференциалды жұтылатын жарықты табу және оның қашықтығы сияқты оптикалық жұтуға негізделген технологияларды пайдалана отырып, кезеңдік өлшеулердің көмегімен объектідегі шығарындыларды скринингтеу және сандық бағалау.

6.5. Су объектілеріне төгінділердің мониторингі

ЕҚТ 7. ЕҚТ эквивалентті сапа деректерін беруді реттейтін ұлттық және/немесе халықаралық стандарттарға сәйкес тазарту қондырғыларынан су көздеріне маркерлі ластағыш заттардың төгінділерін бақылаудан тұрады.

ЕҚТ сарқынды сулар шығарылатын жерде маркерлі ластағыш заттардың төгінділеріне мониторинг жүргізуден тұрады және Қазақстан Республикасының заңнамасында айқындалған тәртіппен бекітілетін су сапасының экологиялық нормативтері деңгейінде белгіленеді.

ЕҚТ қолданумен байланысты қалпына келтіру мониторингінің жиілігі.

№ р/с	Ластағыш заттың атауы	Мониторинг жиілігі
1	2	3
Сақтау тоғаны
1	қалқымалы заттар	Тоқсан сайын
2	аммоний азоты	Тоқсан сайын
3	Fe бойынша темір (хлорлы темірді қоса)	Тоқсан сайын
4	мұнай өнімдері	Тоқсан сайын
5	Сульфаттар (SO4 бойынша )	Тоқсан сайын
6	Хлоридтер (Сl бойынша)	Тоқсан сайын
Буландырғыш тоған
1	өлшенген заттар	Тоқсан сайын
2	аммоний азоты	Тоқсан сайын
3	Fe бойынша темір (хлорлы темірді қоса)	Тоқсан сайын
4	мұнай өнімдері	Тоқсан сайын
5	Сульфаттар (SO4 бойынша )	Тоқсан сайын
6	Хлоридтер (Сl бойынша)	Тоқсан сайын
7	диэтаноламин / MDEA(флексорб) / метанол / этиленгликоль	Тоқсан сайын
8	күкіртсутек	Тоқсан сайын
Қабаттық қысымды ұстап тұру үшін қабатқа айдау
1	өлшенген заттар	Күнделікті
2	Fe бойынша темір (хлорлы темірді қоса)	Күнделікті
3	мұнай өнімдері	Күнделікті
4	күкіртсутек	Күнделікті
Жер қойнауына кәдеге жарату
1	өлшенген заттар	Күнделікті
2	Fe бойынша темір (хлорлы темірді қоса)	Күнделікті
3	мұнай өнімдері	Күнделікті
4	күкіртсутек	Күнделікті
5	Сульфаттар (SO4 бойынша )	Күнделікті
6	Хлоридтер (Сl бойынша)	Күнделікті

1) 24 сағат ішінде алынған ағынға пропорционалды құрама сынаманы немесе ағынның жеткілікті тұрақтылығы көрсетілген жағдайда уақытқа пропорционалды үлгіні білдіреді;

2) Қазақстан Республикасының заңдарында көзделген экологиялық рұқсаттар мен сараптамалардың оң қорытындылары берілген жобалар мен технологиялық регламенттерге сәйкес пайдалы қазбаларды өндіру үшін жер қойнауына технологиялық ерітінділерді және (немесе) жұмыс агенттерін айдау;

3) I санаттағы объектіден жерүсті су объектісіне бұрылатын сарқынды сулардың шығарындылары мониторингтің автоматтандырылған жүйесін мынадай параметрлермен жарақтандыруға жатады:

a) температура (C0);

b) шығын өлшегіш (м3 / сағ);

c) сутегі көрсеткіші (рН);

d) электр өткізгіштік (ХҒС-микросименс);

e) лайлану (ЭМФ-литріне формазин бойынша лайлану бірлігі).

4) жинақтаушы тоғандар мен буландырғыш тоғандарға сарқынды суларды ағызуда технологиялық нормативтерді белгілеуге қатысты норма олар соңғы 3 жылдағы мониторингтік зерттеулердің нәтижелері бойынша жерүсті және жерасты су ресурстарына әсер етпейтінін растай отырып, гидротехникалық құрылыстарға қатысты қолданылатын талаптарға сәйкес келген жағдайда қолданылмайды;

5) жерүсті және жерасты су ресурстарына теріс әсер ету фактісін анықтау гидротехникалық құрылыстарға қолданылатын талаптардың бұзылғанын куәландырады. Бұл жағдайда эмиссиялардың сандық көрсеткіштері қолданыстағы санитарлық-гигиеналық, экологиялық сапа нормативтеріне және мәдени-тұрмыстық су пайдалану орындарына қатысты қоршаған орта сапасының нысаналы көрсеткіштеріне сәйкес келуі тиіс.

ЕҚТ 8. Суды тұтынуды және ластанған судың түзілу көлемін азайту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген барлық техниканы пайдалануды көздейді.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	i. Су ағындарының интеграциясы	Су ағындарын ішкі қайта пайдалану арқылы, мысалы, салқындатудан, конденсаттардан, әсіресе шикі мұнайды тұзсыздандыру кезінде пайдалану арқылы ағызу алдында қондырғы деңгейінде пайда болатын технологиялық су көлемін азайту	Толығымен жаңа қондырғылар үшін қолданылады. Қолданыстағы қондырғылар қондырғыны толық жөндеуді қажет етуі мүмкін
2	іі. Ластанған су ағындарын бөлуге арналған су бұру жүйесі	Суды басқаруды оңтайландыру үшін өнеркәсіптік қондырғыны жобалау, мұнда әр ағын сәйкесінше өңделеді, мысалы, құрамында сульфид бар суды тиісті алдын-ала өңдеу үшін бағыттау арқылы, мысалы, қышқыл ағынды парк бағанасы	Толығымен жаңа қондырғылар үшін қолданылады. Қолданыстағы қондырғылар жергілікті алдын ала тазалауды жасау үшін қондырғыны толық жөндеуді қажет етуі мүмкін
3	iii. Ластанбаған су ағындарын бөлу (мысалы, бір рет салқындату, жаңбыр суы)	Ластанбаған суды жалпы сарқынды суларды тазартуға жібермеу және ағынның осы түрі үшін қайта пайдаланылғаннан кейін бөлек ағызу үшін объектіні жобалау	Толығымен жаңа қондырғылар үшін қолданылады. Қолданыстағы қондырғылар қондырғыны толық жөндеуді қажет етуі мүмкін
4	iv. Төгілу мен ағып кетудің алдын алу*	Төгілу, герметизация және т. б. сияқты ерекше жағдайларды басқару қажет болған кезде жұмыс істеуді қамтамасыз ету үшін арнайы процедураларды және/немесе уақытша жабдықты қолдануды қамтитын әдістер.	Жалпы қолданылады

* жерүсті және жерасты су ресурстарына теріс әсер ету фактісін анықтау гидротехникалық құрылыстарға қолданылатын талаптардың бұзылғанын көрсетеді. Бұл жағдайда эмиссиялардың сандық көрсеткіштері қолданыстағы санитарлық-гигиеналық, экологиялық сапа нормативтеріне және мәдени-тұрмыстық су пайдалану орындарына қатысты қоршаған орта сапасының нысаналы көрсеткіштеріне сәйкес келуі тиіс.

ЕҚТ 9. Ластағыш заттардың төгінділерін азайту үшін су ресурстарын басқару стратегиясы қолданылуы тиіс

Сипаттау: Осы техника "маркерлі ластағыш заттар" ретінде жіктелген заттардың су төгінділерін анықтау және азайту, сондай-ақ су ресурстарын тұтынуды азайту стратегиясы болып табылады.

Тиісті стратегия жүзеге асырылуы мүмкін және келесі іс-шараларды қамтуы мүмкін:

суды тұтынуды азайту (үнемдеу);

жергілікті тазалау арқылы қондырғыларды бөлек қалпына келтіру;

суды максималды қайта пайдалану;

реагентті өңдеу және биологиялық тазарту процестері үшін су құрамын автоматты бақылау;

өңірлік талаптарды ескере отырып, шығарылатын заттардың нормативтерін белгілеу;

құзыретті мемлекеттік органдармен келісілген бекітілген бағдарламалар негізінде мониторинг жүргізу;

қалыпты пайдалану жағдайында мониторинг үшін сынама алу нұсқамаларын орнату (уақытша немесе тұрақты жоспар).

жоспарлау кезінде уақытша мониторинг жүргізу үшін ең қолайлы кезеңді анықтау, мысалы, алты айлық немесе жылдық, егер мәндер өте төмен болса және жоспарды орындау;

нәтижелерді талдау және экологиялық мониторинг жүйесіне енгізілетін тиісті заттардың төгінділерін азайту жөніндегі нақты іс-қимыл жоспарын әзірлеу. Бұл, мысалы, заттарды нормативтік бақылау жоспарына енгізуге әкелуі мүмкін.

Экологиялық тиімділік: ластағыш заттардың шығарылуын біртіндеп азайту. Ластағыш қауіпті заттар үшін-төгінділерді тоқтату немесе кезең-кезеңімен тоқтату.

Қолданылуы: мұнай өндіру процестерінің қолданыстағы қондырғыларына қолданылады.

6.6. Өндірісті басқару

ЕҚТ 10. Энергия шығынын, ресурстарды тұтынуды тиімді азайту, сондай-ақ қоршаған ортаға эмиссиялар деңгейін төмендету үшін өндірісті басқару стратегиясы қолданылады.

Техникалық сипаттама

Өндірісті басқару-бұл өнім өндірудің, экологиялық қауіпсіздіктің мүмкін болатын артықшылықтарына қол жеткізуге бағытталған іс-шаралардың жиынтығы. (анықтамалықтың 4.5 бөлімін қараңыз). Бұл техниканың сипаттамасы нақты қадамдарды белгілемейді және кәсіпорын иесіне қоршаған ортаға "маркерлік заттар" эмиссияларының көрсеткіштерін қысқарту, технологиялық процестердің энергия тиімділігін арттыру және тиісті сападағы өнім өндірісін ұлғайта отырып, шикізат ресурстарын тұтынуды азайту үшін әрекет ету мүмкіндігін ұсынады.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Мұнай-газ өндіру процестерінен қоршаған ортаға ластағыш заттардың шығарындыларын / шығарындыларын біртіндеп азайту. Ластағыш қауіпті заттар үшін - төгінділерді тоқтату немесе кезең-кезеңімен тоқтату. Ресурс үнемдеу деңгейін арттыру.

Қолданылуы

Экономика

Шығындар бақыланатын процестердің жалпы санына, маркерлі ластағыш заттардың санына, технологиялық жабдықтар мен техникалық жабдықтардың санына, сондай-ақ тұтынылатын шикізат пен нақты объектінің ерекшелігіне қатысты энергия шығындарының түрлеріне байланысты өзгереді.

ЕҚТ 11. Өндірістік объектілерде шудың ластануын болдырмау мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді:

шулы операциялар үшін дұрыс орынды таңдау;

шулы операцияларды/агрегаттарды қоршау;

өндірістерді/агрегаттарды діріл оқшаулау;

дыбыс өткізбейтін материалдар негізінде ішкі және сыртқы оқшаулауды пайдалану;

материалдарды қайта өңдеуге арналған жабдықты қоса алғанда, кез келген шу шығаратын операцияларды жабуға арналған ғимараттарды дыбыс оқшаулау;

дыбыс өткізбейтін қабырғаларды және/ немесе табиғи кедергілерді орнату;

бұру құбырларында глушительдерді қолдану;

дыбыс өткізбейтін ғимараттардағы арналар мен желдеткіштердің дыбыс өткізбеуі;

цехтар мен үй-жайларда есіктер мен терезелерді жабу;

машиналық үй-жайлардың дыбыс оқшаулауын пайдалану;

қабырға саңылауларының дыбыс оқшаулауын пайдалану, мысалы, таспалы конвейер кіретін жерге шлюз орнату;

ауа шығатын жерлерде, мысалы, газ тазалаудан кейінгі шығарылымда дыбыс жұтқыштарды орнату;

арналардағы ағындардың жылдамдығын төмендету;

арналардың дыбыс оқшаулауын пайдалану;

шу көздерін және компрессорлар мен арналар сияқты ықтимал резонанстық компоненттерді бөлу;

түтін сорғыштар мен газ үрлегіштер сүзгілері үшін глушительдерді пайдалану;

дыбыс өткізбейтін модульдерді техникалық құрылғыларда (мысалы, компрессорларда) пайдалану.

Экологиялық тиімділігі

Осы ЕҚТ өнеркәсіптік нысандардағы шу деңгейін төмендетуге мүмкіндік береді.

Қолданылуы

Қазақстан Республикасының өндірістік процестері мен санитарлық және құрылыс нормаларының өнеркәсіптік қауіпсіздігіне сәйкестігін ескере отырып, өнеркәсіптің барлық объектілерінде қолданылады.

6.7. Қалдықтардың түзілуі және басқару

ЕҚТ 12. Қалдықтардың түзілуін болдырмау немесе болдырмау, қысқарту мақсатында, егер іс жүзінде мүмкін болмаса, ЕҚТ қалдықтарды басқару жөніндегі жоспарды қабылдауды және енгізуді көздейді, басымдылық тәртібімен қалдықтарды қайта пайдалануға, қайта өңдеуге, рекуперациялауға немесе кәдеге жаратуға дайындауды көздейді және қамтамасыз етеді (ЕҚТ бойынша анықтамалықтың 4.7-бөлімін қараңыз).

ЕҚТ 13. Өңдеуге немесе алып тастауға жататын шлам мөлшерін азайту мақсатында төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Шламды алдын ала тазарту	Соңғы тазалау алдында (мысалы, пеште) шламдар сусыздандырылады және/немесе майсыздандырылады (мысалы, центрифугалық декантерлермен немесе бу кептіргіштермен) олардың көлемін азайту және сорғы жабдықтарынан мұнай алу үшін	Жалпы қолданылады
2	Технологиялық қондырғыларда шламды қайта пайдалану	Шламның кейбір түрлері (мысалы, мұнай шламы) қондырғыларда өңделуі мүмкін (мысалы кокстеу) олардың құрамындағы мұнайға байланысты шикізаттың бөлігі ретінде	Қолданылуы тиісті тазалау қондырғыларында өңдеуге қойылатын талаптарға сәйкес келетін шламдармен шектеледі

ЕҚТ 14. Катализаторлардың пайдаланылған қатты қалдықтарының түзілуін қысқарту үшін НДТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді.

Р/с №	Техника	Сипаттама
1	2	3
1	Пайдаланылған катализаторларды бақылау және басқару	Катализатор ретінде пайдаланылатын материалдарды (мысалы, мердігерлік ұйымдар) оларды қалпына келтіру немесе объектіден тыс жерлерде қайта пайдалану мақсатында жоспарлы және қауіпсіз өңдеу. Бұл операциялар катализатордың түріне және технологиялық процестің ерекшеліктеріне байланысты
2	Шлам эмульсиясынан катализаторды алу	Технологиялық қондырғылардағы мұнай шламында катализатор тозаңының үлкен концентрациясы болуы мүмкін.

6.8. Мұнайды, мұнай (ілеспе), табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 15. Өндірілетін шикізаттың деңгейін арттыру үшін ЕҚТ қабаттың кенжар маңындағы аймағына әсер ету және НКТ-ны кіші диаметрлерге ауыстыру арқылы көмірсутек шикізатының ағынын қарқындатуды көздейді.

Көмірсутек шикізатының ағынын интенсивтендіруге қабаттың төменгі қабатына әсер ету арқылы келесі әсер ету түрлерімен қол жеткізіледі: химиялық, жылу, механикалық, физикалық және кешенді (ЕҚТ бойынша анықтамалықтың 5.1.1.3-бөлімін қараңыз).

ЕҚТ 16. Өндірілетін шикізаттың деңгейін арттыру үшін ЕҚТ ұңғымалардың (ұңғымалар бұтақтарының) жұмыс режимдерін жедел бақылау және басқару (газ дебитін өлшеуді, сұйықтықты шығаруды қоса алғанда) үшін телеметрия және телемеханика құралдарын (ұңғымаларды байлау жүйесінде телеметрия немесе телемеханика болған кезде немесе байлауды қайта жаңартуды жүргізудің экономикалық орындылығы кезінде) енгізуді көздейді.

Сарқылған кен орындарын кеш сатысында тиімді игеру ұңғымалардың жұмыс режимін, газ жинау коллекторын үздіксіз бақылау және пайдалану режимдерін басқарудың автоматтандырылған процестерін пайдалану, Сұйықтық пен құмның жиналуын уақтылы ескерту және жою, болжамды талдау негізінде алдын ала пайдалану режимдерін ұйымдастыру арқылы ғана қамтамасыз етілуі мүмкін.

сағалық қысым,

температура және газ шығыны,

сұйықтық шығыны,

шикізат құрамындағы механикалық қоспалар мен сазды-құмды қоспаларды анықтау. (ЕҚТ бойынша анықтамалықтың 5.1.1.4-бөлімін қараңыз).

ЕҚТ 17. Мұнай-газ өндіру процестерінде материалдық ресурстарды азайту үшін ЕҚТ ең тиімді сорғыларды / сорғы станцияларын (мультифазалы сорғылар), сондай-ақ вентильді электр қозғалтқыштары негізіндегі жетектерді енгізуді көздейді

Осы техникалардың сипаттамасы ЕҚТ бойынша анықтамалықтың 5.1.2.1 және 5.1.3.1-бөлімінде көрсетілген.

ЕҚТ 18. Өндірілетін шикізат деңгейін арттыру үшін ЕҚТ өндіру процестерінде реагенттерді қолдануды көздейді

Мұнай өнеркәсібіне арналған реагенттер-оларды өндіру, тасымалдау және өңдеу процесінде мұнай/мұнай өнімдерінің белгілі бір қасиеттеріне әсер ету үшін пайдаланылатын арнайы заттар (заттар қоспалары). Бұл негізінен әртүрлі кластағы, кейде еріткіштер мен электролиттерді қосатын жеке суда немесе майда еритін коллоидты беттік белсенді заттар (беттік белсенді заттар).

Қоспалар. Шикі мұнайға жеткілікті мөлшерде енгізілетін реагенттерден айырмашылығы, қоспалар дайын мұнай өніміне аз концентрацияда (3% дейін) енгізіледі. Сонымен қатар, қоспалар пайдалану қасиеттеріне әсер етеді, ал реагенттер өндіру және тасымалдау сатысында мұнайға химиялық әсер етеді. Оларсыз бірде-бір өндіруші кәсіпорын жасай алмайды. Реагенттерге келетін болсақ, олар мұнай ұңғымаларын бұрғылау процесін жетілдіру, өнімді қабаттарды ашу, мұнай өндіруді арттыру үшін қолданылады. Олар мұнай құбырларының, жерүсті және жерасты жабдықтарының коррозиясымен күресу үшін, мұнай құю кемелері мен резервуарларды тазарту үшін қолданылады. Бұл тізім толық емес, өйткені мұнай өнеркәсібінің әртүрлі технологиялық кезеңдерінде реагенттерді қолданудың басқа да көптеген салалары бар.

Су мен мұнайды бөлудің ең кең таралған, тиімді және қарапайым тәсілі – химиялық деэмульгаторды қосу. Оның әрекет ету принципі эмульсия бөлшектерінің беткі қабатына енуі және альфатен және "беттік белсенді заттар"сияқты табиғи тұрақтандырғыштардың тамысуы болып табылады. Осы процестің арқасында мұнай сусыздандырылады.

ЕҚТ 19. Ұйымдастырылмаған ҰОҚ шығарындыларын болғызбау немесе азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардықолдануды қарастырады.

Р/с №	Техника	Сипаттама	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Қондырғыны жобалауға байланысты техникалар	Жоғары герметикалы жабдықты таңдай отырып, процесті оқшаулаудың өзіндік параметрлерін барынша арттыра отырып, әлеуетті ағатын компоненттерге қол жеткізуді қамтамасыз ету жолымен мониторинг және техникалық қызмет көрсету жөніндегі қызметті жеңілдете отырып, шығарындылардың әлеуетті көздерінің санын шектеу	Қолданыстағы өлшем бірліктері үшін қолданылу шектелуі мүмкін
2	Қондырғыларды орнатуға және пайдалануға беруге байланысты техникалар	Нақты анықталған құрылыс және монтаждау процедуралары қондырғының сәйкес салынуын қамтамасыз ету үшін пайдалануға берудің және берудің сенімді рәсімдері жобалық талаптар	Қолданыстағы өлшем бірліктері үшін Қолданылуы шектеулі болуы мүмкін
3	Қондырғыларды пайдалануға байланысты техникалар	Компоненттердің ағып кетуін анықтау және сол ағып кетулерді жою үшін тәуекелге негізделген ағып кетуді анықтау және жөндеу бағдарламаларын (LDAR) пайдаланыңыз.	Жалпы қолданылады

Қолданылуы: ЕҚТ мұнай және газ өндіру процестерімен шектелмей қолданылуы мүмкін, сондай-ақ мұнай және газ кен орындарында жүзеге асырылатын өзге де әртүрлі процестерде қолданылуы мүмкін.

6.9. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 20. Мұнай мен газды дайындау процесінде сарқынды сулардың пайда болуын болдырмау немесе азайту үшін ЕҚТ сұйық сақиналы вакуумдық сорғыларды немесе жерүсті конденсаторларын қолдануды қарастырады.

Қолданылуы: ЕҚТ кейбір түрлендіру жағдайларында қолданылмауы мүмкін. Жоғары вакуумға жету үшін жаңа қондырғылар үшін (10 мм сынап бағанасы.) бу эжекторларымен бірге немесе онсыз вакуумдық сорғылар қажет болуы мүмкін. Сонымен қатар, вакуумдық сорғы істен шыққан жағдайда вакуумдық сорғының резервтік бірлігі және айналып өту желісін қамтамасыз ету қамтамасыз етілуі керек.

ЕҚТ 21. Ауаға шығарындылардың алдын алу немесе азайту, сондай-ақ технологиялық процестерден жылу энергиясының шығынын азайту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын қолданудан тұрады.

Р/с №	Техника	Сипаттама	Қолданылуы
1	2	3	4
	Баламалы отын түрлерін пайдалану (табиғи газ, газ тәрізді технологиялық отын)	Отынның жоғары калориялы түрін қолдану, мысалы, тазартылған ілеспе мұнай газы, газ тәрізді технологиялық отын энергияны үнемдеуге, сондай-ақ металдар мен қатты заттардың SO2, NOx, CO2, CH4 шығарындыларын азайтуға оң әсер етуі мүмкін.	Тазартылған ілеспе мұнай газымен үздіксіз қамтамасыз етудің сыртқы көздері болған жағдайда жалпы қолданылады.
	NOХ төмен шығарылатын оттықтар NOХ ультра төмен шығарылатын оттықтар	Ауа және отын шығарындысы төмен NOX жанарғылары ең жоғары температураны төмендетуді, бастапқы жану аймағындағы оттегі концентрациясын төмендетуді және жоғары температурада болу уақытын қысқартуды, осылайша термикалық түзілетін NOX азайтуды мақсат етеді. Бұдан басқа, отынмен жұмыс iстейтiн жанарғылар жағдайында қосымша отын қосылғаннан кейiн қайталама жалынмен жасалатын гипостехиометриялық жағдайлар NH3, HCN және CO радикалдарымен NOX-тi N2-ге одан әрi химиялық қалпына келтiрудi жасайды. NOX шығарындысы өте төмен жанарғылар шығатын газдардың ішкі немесе сыртқы рециркуляциясын NOX шығарындысы төмен жанарғылардың базалық конструкциясына қосады, бұл жану аймағындағы оттегінің шоғырлануын төмендетуге және атап айтқанда, отынды жағуға әсер ете отырып, NOX шығарындысын қосымша төмендетуге мүмкіндік береді.	Жалпы қолданылады
	Пайдалы әсер ету коэффициентін арттыру	Пайдалы әсер ету коэффициентін ұлғайту үшін пештер мен қазандықтарды жаңғыртуға мынадай шарттармен қол жеткізіледі: Пештің жұмысын оңтайландыру, демек, жұмыс параметрлерін кеңейтілген бақылау арқылы жану тиімділігі (жанармай қоспасы үшін ауа/отын қатынасы, артық ауаны оңтайландыру арқылы физикалық жылуды жоғалтпау). Жақсы басқару жүйелері бар жылытқыш/қазандық дизайнының жоғары жылу тиімділігі (мысалы, оттегімен әрлеу). Пайдаланылған газдар арқылы жылу шығынын азайту (мысалы, жанбаған газдар (H2, CO) немесе жанбаған қалдықтар арқылы жылу шығынын азайту, яғни кальцинация кезінде шығын). Үздіксіз бақылау: температура және шоғырлану O2 түтін газдарының оңтайландыру үшін жану. Сондай-ақ, СО мониторингі туралы мәселе қаралуы мүмкін. Қазандықта жоғары қысымды сақтау. Қазандықтарға құйылатын отынды жылыту. Қазандықтың қоректік суын бумен жылыту. Беттердегі пайдаланылған газдардың конденсациясын болдырмау. Жоғары тиімді сорғылар, желдеткіштер және басқа жабдықтар арқылы өз қажеттіліктеріңізді азайту. Жану жағдайларын оңтайландыру. СО шығарындыларын бақылау әдістері, мысалы: жақсы жұмыс және бақылау сұйық отынды қайталама жылытуға тұрақты беру пайдаланылған газдарды жақсы араластыру каталитикалық күйдіру. Қыздырғыштың ыстық түтігін қақтан үнемі тазалау және ыстық конвекциялық тазалау (құрғақ өңдеу). Сұйық отын немесе аралас жану үшін жылыту бетін үнемі тазарту (күйе үрлеу). Технологиялық құбырларды тотығудан қорғауға және масштабтың алдын алуға арналған керамикалық жабындар. Жылу беруді жақсарту үшін жоғары эмиссиялық отқа төзімді заттар, мысалы, керамикалық жабындарды қолдану арқылы.	Ол негізінен технологиялық қондырғылардың жаңа пештері мен қазандықтарында немесе қондырғыларды жаңарту процесінде қолданылады
	Шығарындыларды азайту әдістерін қолдану	6.26-бөлімді қараңыз.	Жалпы қолданылады
	Бөлінетін газдардың температурасын төмендету	a. сенімділіктің есептік қорын ескере отырып, талап етілетін ең жоғары қуатқа сүйене отырып, жабдықтың оңтайлы өлшемдері мен басқа да сипаттамаларын іріктеу; b. жылудың үлестік ағынын ұлғайту (атап айтқанда, жұмыс денесі ағындарының турбуленттілігін ұлғайтатын айналмалы турбулизаторлардың көмегімен), жылу алмасу алаңын ұлғайту немесе үстіңгі беттерін жетілдіру арқылы технологиялық процеске жылу беруді қарқындату; • ауаны немесе суды жылытқышты орнату немесе шығатын газдардың жылуы есебінен отынды алдын ала жылытуды ұйымдастыру. Егер технологиялық процесс жалынның жоғары температурасын талап етсе, ауаны жылыту қажет болатынын атап өткен жөн. Жылытылған су қазандықты қоректендіру үшін немесе ыстық сумен жабдықтау жүйелерінде (оның ішінде орталықтандырылған жылыту) пайдаланылуы мүмкін;	Жалпы қолданылады
	Жану ауасының артығын төмендету есебінен шығатын газдардың массалық шығынын қысқарту	Жану ауасының артық болуы отын шығынына сәйкес ауа шығынын реттеу көмегімен барынша азайтылуы мүмкін.	Жалпы қолданылады

ЕҚТ-ны қолданумен еүтілетін Co, SO2, NOx шығарындылары 6.1-кестеде келтірілген.

Р/с №	Параметрі	Шарттар	ЕҚТ қолдануға байланысты шығарындылар деңгейі (тәулігіне орташа), мг/Нм3
Р/с №	Параметрі	Шарттар	жаңа қондырғылар үшін	қолданыстағы қондырғылар үшін
1	2	3	4	5
1	Көміртегі тотығы CO деп көрсетілген	-	100-ден аз	100-ден аз
2	Азот оксиді NOx деп көрсетілген	Газ отынымен жұмыс істейтін технологиялық пештер	30-100	30-150*
3	Азот оксиді NOx деп көрсетілген	Отынның бірнеше түрін қолданатын технологиялық пештер (сұйық және / немесе газ тәрізді отын)	30-300**
4	SO2	Газ отынымен пеш ***	5-35
5	SO2	Газ отынымен пеш және / немесе отынның бірнеше түрін пайдалану ****	35-600

* алдын ала қыздырылған немесе құрамында 0.5%-дан астам отын құрамындағы N2 бар қондырғылар үшін технологиялық көрсеткіштің жоғарғы шегі 200 мг/нм3 деңгейінде белгіленеді;

** сұйық отын > 50% жағылатын немесе массасы 0,5%-дан асатын N2 бар немесе ауаны алдын ала қыздыру пайдаланылатын қолданыстағы қондырғыларда технологиялық көрсеткіштің жоғарғы шегі 450 мг/Нм3 деңгейінде белгіленеді;

*** ілеспе газда күкіртсутегі 10%-дан аз мұнай, газ және газ конденсаты кен орындарының шикізатынан өз өндірісінің отын газын қолданған кезде;

**** ілеспе газда күкіртсутегі 10%-дан асатын мұнай, газ және газ конденсаты кен орындарының шикізатынан өз өндірісінің отын газын қолданған кезде.

ЕҚТ 22. Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату процесінде атмосфераға шығарындылардың алдын алу немесе азайту үшін ЕҚТ ыстық газ ағындарын немесе шикізат ағындарын қайта бөлуден тұрады.

ЕҚТ 23. Технологиялық процестің энергия шығынын қысқарту және газды және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау қондырғыларынан атмосфералық ауаға шығарындылар деңгейін тиісінше төмендету мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын пайдалана отырып, жылу энергиясын ұтымды және барынша пайдалануды қамтамасыз етуге тиіс.

Р/с №	Техника	Сипаттама	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Шикі мұнайды айдау қондырғыларын-дағы жылу интеграциясы (рекуперация)	Атмосфералық айдау бағанынан жылуды қалпына келтіруді оңтайландыру үшін екі немесе үш флегма ағыны айналмалы суарудың жоғарғы және орта деңгейлерінде бірнеше нүктелерде үздіксіз айналады. Қазіргі заманғы конструкцияларда жоғары вакуумды қондырғымен, кейде термиялық крекинг қондырғысымен интеграцияға қол жеткізіледі.	Ол негізінен жаңа қондырғыларда немесе қондырғыларды жаңарту процесінде және қолжетімді кеңістік болған кезде қолданылады
2	Вакуумдық сорғылар мен беттік конденсаторларды пайдалану	Техника бу эжекторларының орнына вакуумды сұйық сақиналы компрессорларды қолданудан тұрады. Бу эжекторларын вакуумдық сорғылармен ауыстыру қышқыл су шығынын 10 м3/сағ-тан 2 м3/сағ-қа дейін азайтуға мүмкіндік береді. Вакуумды вакуумдық сорғылар мен эжекторлардың тіркесімі арқылы жасауға болады	Ол негізінен жаңа қондырғыларда немесе қондырғыларды жаңарту процесінде қолданылады. Жаңа қондырғылар жоғары вакуумға (10 мм сын.бағ.) жету үшін бу эжекторларымен біріктірілген немесе онсыз вакуумдық сорғыларды қажет етеді.) және резервтік жабдықты қамтамасыз ету

Экологиялық тиімділігі: Энергетикалық ресурстарды тұтынуды азайту, шығарындылар деңгейін төмендету арқылы мұнай өңдеу процестерінің экологиялық компонентіне оң әсер етеді.

ЕҚТ 24. Конденсацияланбайтын өнімдердің, сондай-ақ сепараторлардың конденсаттарының алдын алу және азайту үшін қажет болған жағдайда қосалқы отынды немесе өнеркәсіптік жылытқыштарды пайдалана отырып, арнайы қалдықтарды жағу пештерінде жағуға болады.

Сипаттама: жағылатын өндіріс қалдықтарын залалсыздандыру кезінде жұмыс режимі кемінде 1000 - 1200 ℃ болатын пештер (инсинераторлар) пайдаланылған газдарды жағу камераларымен қолданылады.

ЕҚТ қолдануға байланысты шығарындылар деңгейі 6.13-бөлімде берілген.

Қолданылуы: мұнай-газ өндірудің өндірістік нысандарында кеңінен қолданылады.

6.10. Суды дайындауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 25. Су ресурстарын (тұщы суды қоса алғанда) ұтымсыз пайдаланудың алдын алу және азайту үшін кейіннен айналымдағы су жүйесінде пайдалана отырып, қабат суларын тазартудың қажетті деңгейін қамтамасыз етеді.

Кейбір кен орындарының қабат сулары табиғи түрде минералданудың жоғарылауына ие және қайта пайдалану үшін тазарту әдістерін қолдану алынған тұздарды жою проблемасына әкелуі мүмкін.

Техникалар мынадай:

Сарқынды суларды тұзсыздандыру қондырғыларынан тұндыру ыдысына беру, онда мұнай мен суды одан әрі бөлуге қол жеткізуге болады. Судан мұнайды тікелей мұнаймен ластанған сарқынды суларды өңдеу жүйесінен алуға болады.

Оңтайлы фазааралық деңгей реттегіштерін таңдау. Өңделетін шикізаттың меншікті салмағы мен диапазонына байланыстыесыстырғыштар, сыйымдылық зондтары немесе радиотолқын детекторлары арасындағы ең дәл деңгей датчиктерін қарастыру қажет. Фазааралық деңгейді реттеудің дәлдігі тұзсыздандырғыштың дұрыс жұмыс істеуі үшін маңызды.

3.Мұнай мен суды бөлудің оңтайлы жақсаруына мұнайдың суға айтарлықтай тасымалдануына жауап беретін тоқтатылған ластағыш заттарды жоюға бағытталған "ылғалдандыратын" агенттердің қоспалары арқылы қол жеткізуге болады.

Су тамшыларының бірігу процесін жақсартатын улы емес, биологиялық ыдырайтын, жанбайтын арнайы деэмульгациялайтын химиялық заттарды қолдану.

Суды тазарту операцияларының және технологиялық суды біріктіру нұсқаларын, сондай-ақ суды азайту және қайта пайдалану мүмкіндіктерін анықтау үшін суды үнемдеу бойынша жүргізілген талдаулар/зерттеулер нәтижелері бойынша. Мұнай-газ өндіретін зауыттардың көпшілігінде кейбір ішкі су ағындары әдетте тұщыландыру үшін шаю суы ретінде пайдаланылады, мысалы, конденсатты су және будан тазартылған қышқыл су.

Қол жеткізілген экологиялық пайдалар

Су ағындарының интеграциясы негізінен тұщы суды тұтынуды азайтуға бағытталған. Тұтынылатын судың азаюын (және өнімнің жоғалуын) сандық бағалау 50% - ға дейін өзгереді.

ЕҚТ 26. Сарқынды суларды қайта пайдалануды арттыру үшін ЕҚТ бу колонналарында қышқыл суды шайғыш сумен булауды қолданудан тұрады.

Әр түрлі қондырғылардағы қышқыл су көбінесе қышқыл судың бу колоннасында буға айналады. Ол әдетте тұзсыздандыру қондырғысында жуу суымен бірге қайта пайдаланылады.

Бір сатылы булау

Екі сатылы булау

Экологиялық тиімділігі:

Бір сатылы булау

Қышқыл ағын суларды булау қондырғысын орнату туралы мәліметтер

Р/с №		Дереккөз:	Ағын	Құрамы мин./макс.	Пікірлер орны
1	2	3	4	5	6
1	Сарқынды сулар: Тазартылған қышқыл ағын сулар	Колоннадан бөлінетін газ күкірт алу қондырғысына жіберіледі.	Нысан ішінде әрекет етуші	Негізінен күкіртті сутегі H2S және аммиак ең үздік қолжетімді техникалар. Құрамы шикі мұнайдың сапасына және ЕҚТ конфигурациясына байланысты	Екі сатылы булау ағындағы қышқыл газды бөлуге мүмкіндік береді: күкіртсутекке бай H2S және аммоний нитраты NH3. Нәтижесінде оларды тазарту тиімдірек.
2	Сарқынды сулар: тазартылған қышқыл ағындар	Бу колоннасының сарқынды сулары тұзсыздандыру қондырғысында шаю сұйықтығы ретінде пайдаланылады немесе тазарту құрылыстарына жіберіледі.	Қуаты 5 Мт/г МӨЗ-де 20-50 м3/сағ.	ОХТ: 500 мг/л сутегі H2S: 10 мг/ Фенол: 30-100 мг / л аммоний нитраты NH3: 75-150 мг / л	Технологиялық қондырғыларда аз бу берілсе, тазартылған қышқыл ағындардың көлемі азаяды және қайта қазандықтың жұмыс уақытын көбейтіңіз.

Тазартылған қышқыл су сарқынды суларды тазалау станциясына немесе оны салқындатқаннан кейін (егер бұл қажет болса) қайта пайдалану үшін технологиялық қондырғыларға жіберіледі. Бұдан басқа, тазартылған қышқыл ағындарды тұщыландырғыш жуу сұйықтығы ретінде оның ластану деңгейі нормадан аспауы шартымен пайдаланады (NH3 аммиактың құрамы 150 ppm-ден кем және H2S күкіртті сутегінің құрамы 20 бөлшек/млн-нан кем). Мұндай шектеулер төменде орналасқан қондырғыларда коррозияны болдырмау үшін талап етіледі (мысалы, жоғары деңгейдегі МДАҚ жүйесінде).

Екі сатылы булау

Холборн қаласындағы МӨЗ мысалында қышқыл ағын суларды буландырудың екі сатылы қондырғысының өнімділігі

Р/с №		Параметрлер	Ағынды суды беру колоннасы 1 (мг / л)		2 (мг/л) ағындардың шығатын колоннасы		Тазартылған ағындар (мг / л)
1	2			3		4		5
1	ОХТ			14 400		599		37
2	Көмірсутектер			98		4		1,1
3	Бейорганикалық азот .			1 373		6		7
4	NH4-N			1 372		5		5
5	Фенолдар			182		141		0,1
6	Сульфидтер			1 323		5		0,5

Қышқыл сарқынды суларды буландырудың екі сатылы процесінде күкіртті сутегі H2S және аммиак NH3 сәйкесінше 98% және 95% жоюға қол жеткізіледі. Буланған сулардағы қалдық концентрациясы сәйкесінше 0,1-1,0 мг/л және 1-10 мг/л аралығында болады. Демек, алынатын сульфид пен аммоний мөлшері айтарлықтай төмен. Бұл қосымша тазарту қадамын қолданбауға мүмкіндік береді (мысалы, нитрификация /денитрификация).

Қышқыл ағындардың құрамын декантациялау және орташалау

Жеткілікті сыйымдылығы бар қышқыл ағынды резервуарды қосымша орнату аралас сарқынды сулардағы қоспалар мен химиялық заттардың құрамын теңестіреді.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Р/с №	Электр энергиясын тұтыну (кВт•сағ / т)	Бу шығыны (кг / т)	Қышқыл мен каустикалық сода шығыны
1	2	3	4
1	2-3	100-200	Деректер жоқ

Екінші буландыру колоннасын пайдалану үлкен энергия шығындарына және рН (қышқыл, күйдіргіш натр) реттейтін қосымша химиялық заттарды пайдалануға әкеледі.

Қолданылуы:

Екі сатылы буландыру: буландыру бағанасының текше қалдығы қайтадан пайдаланылмай, биотазартуға жіберілген жағдайда, онда бәрібір аммоний NH4 + азоты тым көп. Екі сатылы қондырғының пайдасына жаңғыртылған жағдайда, бар секциялар қондырғының мөлшерін азайту үшін концентраторға айналдырылады. Екінші буландыру бағанасының жоғарғы бөлігіндегі аммиактың неғұрлым аз таза ағыны NOX азот оксидінің құрамын төмендету үшін пештің ыстық түтін газына немесе улы газды жағу қазанына жіберіледі.

Органикалық және минералдық заттардың көп жинағы мен жоғары концентрациясы бар сұйық және газ тәріздес өнеркәсіптік қалдықтардың едәуір тобын залалсыздандыру үшін термиялық әдістер қолданылады.

Сарқынды суларды залалсыздандырудың бұл әдісі термиялық әдістердің неғұрлым тиімді және әмбебап әдісі болып табылады. Оның мәні 900-1000 ° С дейін қыздырылған ағынды суларды тікелей оттық газдарға шашыратудан тұрады. Бұл ретте су толығымен буланады, ал органикалық қоспалар жанады.

Бұл әдістің кемшілігі энергия ресурстарының жоғары шығындары, газды тазарту жүйелерінің күрделілігі болып табылады.

От әдісімен залалсыздандыру үшін технологиялық қондырғылардың жүйелері бар: жылуды рекуперациялаусыз және газдарды тазалаусыз; газдарды тазарту арқылы жылуды рекуперациялаусыз; газдарды тазартпай жылуды рекуперациялаумен; жылуды рекуперациялаумен және газдарды тазартумен.

ЕҚТ-ны қолдануда күтілетін Co, SO2, NOx шығарындылары 6.2-кестеде келтірілген.

Р/с №	Параметрі	Шарттар	ЕҚТ қолдануға байланысты шығарындылар деңгейі (тәулігіне орташа), мг/Нм3
Р/с №	Параметрі	Шарттар	жаңа қондырғылар үшін	для существующих установок
1	2	3	4	5
1	Көміртегі тотығы CO деп көрсетілген	газ отынындағы инсинераторлар (жылу тотықтырғыштар)	100-ден аз	150-ден аз
2	Азот оксиді NOx деп көрсетілген		30-150	50-350
3	SO2		50-400

технологиялық көрсеткіштер қатты қалдықтарды жағуды жүзеге асыратын қондырғыларға қолданылмайды.

ЕҚТ 27. Сарқынды сулардың ластануын азайту және оларды сапалы тазартуды жақсарту үшін ЕҚТ салқындатқыш және технологиялық суларды бөлуден тұрады.

Сипаттау: технологиялық сулар, әдетте, салқындататын суларға қарағанда өте лас болғандықтан, оларды бөлуді қолдау маңызды. Салқындатқыш суды өңдеуді қажет ететін жағдайларда ғана (рециркуляция жүйесі), оларды тек қажетті жерде (технологиялық суларды бастапқы өңдеуден кейін) араластыру керек.

Экологиялық тиімділігі: Сегрегация басқа сулардан келіп түсетін салқындатқыш судың мұнаймен ластануын азайтады. Бұл сарқынды суларды тазарту қондырғысымен мұнай алуды ұлғайтады.

6.11. Газды дайындау және қайта өңдеуге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 28. Экологиялық және энергетикалық тиімділікті арттыру мақсатында ЕҚТ 6.26.6-бөлімде көрсетілген техниканы қолдануды көздейді.

ЕҚТ 29. Табиғи газ терминалдарын және басқа процестерді пайдалану кезінде ҰОҚ шығарындыларының алдын алу үшін мұнай өңдеу зауыттары, ЕҚТ процестерінде табиғи газ бен өндірілген газ тәрізді технологиялық отын шығарындыларының алдын алу қажет, бірақ олармен шектелмей, төменде келтірілген әдістердің бірін немесе комбинациясын пайдалануы керек.

тығыздағыштармен жоғары жылдамдықта жұмыс істей отырып, қырғышты іске қосу / қабылдау камерасының элементтерін пайдалану жиілігін азайту, яғни эмульсия режимінің шарттарын қолдану;

тиісті қондырғыны таңдау және жобалау арқылы технологиялық қондырғының кездейсоқ тоқтауы мен желдетуін (қажет болған жағдайда, мысалы, техникалық қызмет көрсету, ақаулық және қайта реттеу мақсатында) азайтыңыз;

экологиялық проблеманы тудыратын газдың шық нүктесін бақылау үшін салқындатқыштарды пайдаланудан аулақ болыңыз;

жоғарғы өнімдерді және гликоль мен метанолды қалпына келтіру қоймалары мен қондырғыларынан бөлінетін кез келген газды конденсациялау және жағу;

ағып кетуді анықтау және жою бағдарламасын (LDAR) қолдану.

ЕҚТ 30. ЕҚТ табиғи газдан аминмен күкіртті сутекті кетіруден тұрады ("тәттілендіру" процесі)

Сипаттауа: көптеген реакциялар процесс барысында жүруі мүмкін H2S негізінен протондарды тасымалдау арқылы сулы аралас амин ерітіндісімен жұтылады.

Экологиялық тиімділігі: Табиғи газдағы H2S концентрациясының төмендеуі.

Қолданылуы: толығымен қолданылады.

ЕҚТ 31. ҰОҚ шығарындыларының алдын алу және азайту үшін ЕҚТ тығыздығы жоғары жабдықты пайдаланудан тұрады (6.26.6-бөлімді қараңыз)

ЕҚТ 32. Көмірсутек компоненттерінің жоғалуын азайту және оларды газдардан максималды алу үшін ЕҚТ тығыздығы төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын қолдану болып табылады.

Р/с №	Техника	Сипаттама	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Төмен температуралы сепарациямен газдарды бензинмен тазарту техникасы (газдардан мақсатты көмірсутек компоненттерін алу техникасы)	ЕҚТ тығыздығы -10-дан -25°C-қа дейінгі температурада С3+ төмен температуралық сепарация (ТТС) көмірсутектерін алу және пайда болған тепе-теңдік газ және сұйық фазаларды бөлу техникасы. Сұйық фаза негізінен С3 + көмірсутектерінен, ал газ фазасы метан мен этаннан тұрады. ЕҚТ тығыздығы қондырғыларының тиімділігі бастапқы газдың құрамына, төмен температуралы сепаратордағы температура мен қысымға байланысты. Процестің температурасы неғұрлым төмен болса және бастапқы газдағы ауыр көмірсутектердің мөлшері неғұрлым көп болса, соңғысын алу дәрежесі соғұрлым жоғары болады. Өнім табиғи жанғыш газ, сұйытылған көмірсутекті газдар (пропан, бутан), тұрақтандыру газы болып табылады.	Мұнай-газ өндіру процестері үшін Жалпы қолданылады
2	Төмен температуралы конденсация немесе төмен температуралы конденсация және ректификация әдісімен көмірсутектерді алу техникасы	Ең үздік қолжетімді техникалар-120°С дейінгі температурада (турбодетандерден шығатын температура) көмірсутек шикізатының (шикізаттық табиғи газдың) төмен температуралы конденсациясы (Ең үздік қолжетімді техникалар) және түзілген газ бен сұйық фазалардың тепе-теңдік фазаларын бөлу арқылы С3+ көмірсутектерін алу техникасы. Өнімдер: табиғи жанғыш газ, сұйытылған көмірсутекті газдар(пропан, бутан). Сыртқы тоңазытқыш циклдарын пайдалану этанның 87% - ға дейін, пропанның 99% - ға дейін, Бутанның және 100% - ға дейін жоғары деңгейіне қол жеткізді.	Жалпы қолданылады
3	Газдарды сорбциялық бензинмен тазарту техникасы	Ең үздік қолжетімді техникалар: ауыр көмірсутек компоненттерін төмен температурада сіңіру қондырғыларын; этанизация қондырғыларын; құрғақ бензин газын терең өңдеудің криогендік қондырғысын Қолданылуы бар газдарды сорбциялық бензинмен қаптау технологиялары болып табылады.	Жалпы қолданылады
4	Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы н күкірт қосылыстарынан тазарту әдісі	ЕҚТ Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы н өңдеу технологиясы (Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы) және Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы күкірт қосылыстарынан тазарту болып табылады .	Жалпы қолданылады
5	Сұйытылған көмірсутек газдарын (СКГ)алу техникасы	Ең үздік қолжетімді технологиялар Қолданылуы бар СКГ алу техникасы болып табылады: төмен температуралы газды бөлу қондырғылары, пропан мен пропан-бутан өндіретін қондырғылар.	Жалпы қолданылады
6	Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы ректификациялық бөлу техникасы (газ фракциялайтын қондырғылар)	Ең үздік қолжетімді технологиялар толық қайта өңдеу схемасы бойынша (өнім ретінде жеке компоненттерді - пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, С6+ немесе олардың қоспаларын алу) немесе қысқартылған қайта өңдеу схемасы бойынша (өнім ретінде алу - пропан, бутан фракциясы) жылыту агенті ретінде буды пайдалана отырып, Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын ГФҚ-ға ректификациялау әдісімен бөлу техникасы болып табылады, пентан фракциясы немесе C5 + фракциясы).	Жалпы қолданылады

6.12. Реагенттік шаруашылыққа арналған ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша қорытынды

ЕҚТ 33. Ақша қаражатын үнемдеу, сондай-ақ мұнай мен газды өндіру және қайта өңдеу процестерінде ресурс үнемдеу мақсатында ЕҚТ химиялық реагенттерді регенерациялауды көздейді.

Газ және газ конденсатын дайындау қондырғыларында реагенттерді: метанолды, гликольдарды, аминдерді регенерациялау жүргізіледі. Қондырғылардың сипаттамасы 3.5-бөлімде берілген.

ЕҚТ 34. Атмосфераға шығарындыларды болдырмау немесе азайту мақсатында ЕҚТ 6.26-бөлімде көрсетілген, бірақ төмендегі техникамен шектелмейтін техникалар арқылы пайдаланылған регенерациялық газдарды тазартуды көздейді.

Регенерациялық өңделген газда HCl, Cl2, CO, SO2, көмірсутектер, диоксиндер мен фурандар іздері болуы мүмкін. Регенерация кезінде пайдаланылатын органикалық хлоридтерді сақтау және олармен жұмыс істеу атмосфераға шығарындыларға әкелуі мүмкін. Қондырғылардың кейбір конструкцияларында регенерациялық желдету газы адсорбциялық қабат арқылы, скруббер арқылы немесе бөлінетін газдарды сумен шаюдың негізгі жүйесімен бірге жіберілуі мүмкін.

Күйдіргіш натрийдің су ерітіндісімен суланатын адсорбциялық қабаттар, су скрубберлері немесе скрубберлер және суды жууның негізгі жүйелері регенерациялық желдету газындағы микрокомпоненттердің шығарындыларын азайтуға және атмосфераға шығарындылардан көптеген диоксиндер мен фурандарды жоюға әкеледі.

6.13. Газды техникалық күкірт өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 35. Атмосфераға шығарындыларды болғызбау немесе азайту мақсатында ЕҚТ қышқыл газдарды тазарту қондырғыларын, күкірт алу қондырғыларын және бөлінетін газдарды тазартудың барлық басқа жүйелерін қол жетімділік деңгейі жоғары және ең жақсы өнімділікпен пайдалануды көздейді.

Сипаттау: Ерекше рәсімдер пайдаланудың нақты жағдайлары үшін айқындалуы мүмкін, атап айтқанда:

1) іске қосу немесе тоқтату операциялары;

2) жүйенің тиісінше жұмыс істеуіне әсер етуі мүмкін басқа да ерекше операциялар (мысалы, пешке және/немесе бөлінетін газдарды тазарту жүйесіне техникалық қызмет көрсету және тазалау жөніндегі тұрақты және төтенше жұмыстар немесе өндірістегі елеулі іркілістер);

3) жүйені толық қуатта пайдалануға кедергі келтіретін бөлінетін газдардың жеткіліксіз шығыны немесе температурасы.

Экологиялық тиімділігі: Қондырғының экологиялық көрсеткіштерін үнемі жақсарту.

Қолданылуы: ЕҚТ барлық қондырғыларға қолданылуы мүмкін.

ЕҚТ 36. ЕҚТ ретінде күкіртті сутекті қайта өңдеуге қатысты ЕҚТ 6.26.3-те көрсетілген "гидротазалау", "құрамында күкірті бар газдарды жою, мысалы, аминмен тазалау жолымен", "күкірт алу қондырғылары" техникалары қолданылуы тиіс.

ЕҚТ 37. Күкіртті алу/техникалық күкіртті өндіру процестерінде ЕҚТ атмосфераға шығарындыларды азайту мақсатында қалдық газдарды жағу жүйесіне жіберу жолымен процестің бөлінетін газдарын тиісінше жоюды білдіреді.

Атмосфераға шығарындыларды азайту жөніндегі техникалардың сипаттамасы 6.23 және 6.25-бөлімдерде берілген.

Шығарындылар деңгейі, ЕҚТ қолданумен байланысты бір немесе бірнеше техниканы қолдана отырып, 6.3–6.4 кестелерде келтірілген.

Р/с №	Параметр	ЕҚТ-ны қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі (тәулігіне орташа) мг/нм3
1	2	3
1	Көміртегі тотығы CO деп көрсетілген	109 – 440, *

* көміртегі тотықтары Клаус процесінің әртүрлі сатыларында пайда болады және 0,3% дейін едәуір мөлшерде жануға кететін қалдық газда болады. Қалдық газы бар жағу пешіне кіретін СО мөлшері сақталатыны іс жүзінде расталады. Осыған байланысты, Объектінің операторлары Клаус процестерін оңтайландыру жөніндегі жұмыстарды жүргізуі қажет;

су буы және сутегінің басқа қосылыстары ЖО тұтануы үшін ғана емес, жану процесін одан әрі дамыту үшін де қажетті заттар болып табылады. Зерттеулер ЖО-ны конвертер атмосферасында О2 ағыстарымен тиімді жағу мүмкіндігі туралы куәландырады, бұл газдарды үрлеу аймағынан шығатын сутегі қосылыстарының бар екенін растайды. СО + О2 қоспаларында су буының (Н2О) болуы белсенді бөлшектердің, яғни сутегінің жануы кезінде табылған Н, О және ОН атомдары мен радикалдарының пайда болуына әкеледі;

** көміртек тотығы (CO) бойынша атмосфераға эмиссиялардың технологиялық көрсеткіші күкірт қышқылды қондырғы болған кезде қолданылмайды.

Р/с №	Шарт*	ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі (орта есеппен тәулігіне), мг/нм3
1	2	3
1	Ілеспе газда 10% -дан астам күкіртті сутегі бар мұнай, газ және газ конденсаты кен орындарының газынан күкірт алу қондырғыларына қатысты	2000-6500**
2	Ілеспе газда 10% -дан астам күкіртті сутегі бар мұнай, газ және газ конденсаты кен орындарының газынан күкірт алу қондырғыларына қатысты (күкірт қышқылды қондырғыларды қолдану арқылы күкіртті алу процесінің реакциясын жалғастыру)	Кем 1250
3	Ілеспе газда құрамында 10% -дан кем күкіртті сутегі бар мұнай, газ және газ конденсаты кен орындарының газынан күкірт алу қондырғыларына қатысты	≤ 800

* күйдіру пешінің негізгі міндеті H2S, күкірт булары және басқа да құрамында күкірт бар қосылыстарды SO2 дейін тотықтандыру болып табылады, бұл көрсетілген қосылыстарды газбен бірге жағу арқылы қол жеткізіледі. Бұл ретте пештің жұмысы бір жағынан газдың жану тиімділігін барынша қамтамасыз ететіндей және сол арқылы оның шығынын төмендететіндей, ал екінші жағынан күкірт қосылыстарын толық тотықтандыру үшін оттегінің жеткілікті мөлшері мен температурасының болатындай етіп оңтайландырылады. Жағу пешінің температурасы 600... 700 ° С және оттегінің артық болуы 2... 4% оңтайлы шарттарға сәйкес келеді.

** белгіленген технологиялық көрсеткішке қол жеткізу үшін күкіртті алудың тиімділігін 99,5-99,95% деңгейінде қамтамасыз ету қажет.

ЕҚТ 38. Техникалық күкірт өндіру процестерінде атмосфераға шығарындыларды азайту мақсатында ЕҚТ күкірт қышқылы қондырғысына жіберу жолымен процестің бөлінетін газдарын тиісінше жою болып табылады.

Атмосфераға шығарындыларды азайту жөніндегі техникалардың сипаттамасы 6.2-бөлімде берілген.

ЕҚТ қолданумен байланысты бір немесе бірнеше техниканы қолданумен шығарындылардың деңгейі 6.3-кестеде берілген.

6.14. Төмен температурада конденсациялауға және газды фракциялауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 39. Салқындату және атмосфераға шығарындыларды азайту процестеріндегі көмірсутектердің ысырабын болдырмау үшін ЕҚТ салқындату ортасына көмірсутек шикізатының жылыстауын анықтау жүйесімен байланысты үздіксіз мониторинг арқылы жылыстауын болдырмауды білдіреді

(LDAR бағдарламасы 6.26.6-бөлімді қараңыз).

6.15. Мұнайды, газды және суды есепке алу мен өлшеуге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 40. Мұнайды, газды және суды сапалы есепке алу және өлшеу үшін ЕҚТ әрекет ету қағидаты шикізаттың тарылту құрылғысы арқылы өтуі кезінде туындайтын қысымның ауытқуын өлшеуге негізделген аспаптарды пайдалануды ескереді:

шығын өлшегіштер (дағдарысқа дейінгі ағымды өлшегіштер);

ҚАДӨ (қауіпті ағымның диафрагмалық өлшеуіштері). Өлшеу құрылғысының түрі зерттелетін ұңғыманың нақты жағдайларына: ұңғыма дебитіне, ең жоғары жұмыс қысымына, терінің болуына байланысты таңдалады. қоспалар, ылғал, температура, тығыздық және т.б.

Сондай-ақ Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес осы есептеу аспаптарын тиісті кезеңділікпен тексеруді жүргізу керек.

Қолданылуы

Технология толық қолданылады.

Экономика

Әрбір нақты жағдайда техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу қажет

ЕҚТ 41. Мұнайды, газды және суды сапалы есепке алу және өлшеу үшін ЕҚТ қысымның төмендетілген шығынымен ағынды қамтамасыз етуі тиіс (шикізаттың ламинарлық ағынын қамтамасыз ете отырып) құбыр арқылы мұнай беру жүйесінің тұрақты жұмысын сақтау үшін пайдаланылады.

Ендіру әсері

Шикізатты құбыр арқылы тұрақты беру

6.16. Қабаттық қысымды ұстап тұруға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 42. Қабаттық қысымды ұстап тұру мақсатында ұстап тұру мақсатында ЕҚТ дайындалған қабат сулары мен ілеспе мұнай газының артығын қабатқа айдаудан тұрады, бұл қабат қысымының деңгейін және тиісінше кен орнында мұнай өндіру деңгейін тиімді ұстап тұруға мүмкіндік береді.

Сипаттау

Су мен ілеспе мұнай газын қабатқа айдауды орнату қабат қысымының деңгейін және тиісінше кен орнында мұнай өндіру деңгейін тиімді ұстап тұруға мүмкіндік береді. Қабатқа су айдау үшін қабаттық қысымды ұстап тұру (ҚҚҰ) жүйесінің сорғы агрегаттары қолданылады. Олар неғұрлым энергия шығынды жабдық болып табылады. ҚҚҰ жүйесiне жұмсалатын энергетикалық шығындар өндiруге, кәсiпшiлiк көлiкке және мұнайды дайындауға жұмсалатын энергетикалық шығындардың 10%-ынан 40%-ына дейiн құрайды (ЕҚТ бойынша анықтамалықтың 5.9-бөлiмiн қараңыз).

Ендіру әсері

Кәсіпорынның энергия тиімділігін арттыру

Зауыт (тар) мысалы

Ресей Федерациясы мен Қазақстан Республикасының мұнай-газ өндіру бойынша бірқатар кәсіпорындары

6.17. Резервуарлық паркке арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 43. Шикі мұнайды сақтау және тасымалдау процестерінде атмосфераға шығарындыларды болғызбау және азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың бірін пайдалана отырып, сақтау жағдайында жасалады.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Тиісті температура және азот жастығымен оқшаулау жағдайында сақтауға арналған тиісті резервуарларда сақтау	Резервуарды жүктеу және түсіру әдетте мынадай түрде жүргізіледі: егер резервуар толтырылса, онда азот резервуарға түспейді және қысым газдың бір бөлігінің булануына мүмкіндік бере отырып төмендейді; егер резервуар төмен жылдамдықпен түсірілсе, онда азоттың аздаған мөлшері резервуарға түседі; егер түсіру жылдамдығы жоғары болса, онда азоттың көп мөлшерін пайдалану қажет.	Мұнайды дайындау, сақтау процестері үшін жалпы қолданылады
2	Резервуарды тазалау жүйесімен жабдықтау	5.10.1.11-бөлімді қараңыз	Битум материалдарын сақтау процестері үшін жалпы қолданылады
3	Желдету жүйесімен жабдықтау	шикі мұнайды сақтау кезінде иісі бар газдарды желдету және резервуарларды араластыру/толтыру операцияларын желдету; резервуарларды жоғары жүктеу кезінде пайда болатын аэрозольдің сұйық элементін табысты жоюға қабілетті ықшам ылғалды электр сүзгілерін пайдалану; белсендірілген көмірдегі адсорбция.	Шикі мұнайды дайындау, сақтау процестері үшін жалпы қолданылатын

ЕҚТ 44. ЕҚТ-ның ұшпа көмірсутекті қосылыстарын сақтау кезінде ауаға ҰОҚ шығарындыларын төмендету үшін қалқымалы шатыры бар резервуарларды, жоғары тиімді тығыздағыштармен жабдықталған понтоны бар резервуарларды және/немесе буларды рекуперациялау жүйесіне қосылған стационарлық шатыры бар резервуарды пайдалану болып табылады.

Қолданылуы:

Тиімділігі жоғары тығыздаулардың қолданылуы қолданыстағы резервуарлардағы үшінші тығыздауларды жаңғырту үшін шектелуі мүмкін. Стационарлық шатыры бар тік резервуарларға ғана арналған.

ЕҚТ 45. Ұшпа сұйық көмірсутекті қосылыстарды сақтау кезінде ауаға ҰОҚ шығарындыларын төмендету үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын қолдануды көздейді.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Шикі мұнайға арналған резервуарды тазалау	Резервуарды қолмен тазартуды тұнбаны қолмен жоятын жұмысшылар жүзеге асырады	Жалпы қолданылады
2	Шикі мұнайға арналған резервуарды тазалау	Резервуарларды тазартудың толық автоматтандырылған әдістері. Қазіргі уақытта мұндай қондырғылар шикі мұнай және мұнай өнімдерін сақтау резервуарларын тазарту мақсатында жобалануда. Жабық контурлы жүйелерде жұмыс істейтін резервуарларды тазартудың автоматтандырылған әдістері қоршаған ауаға ҰОҚ шығарындыларын азайтады.	Қолданылуы осындай әдісті шектелген типімен және мөлшерімен, резервуарларды, түріне және өңдеу қалдықтары.
3	Сақтауды ұйымдастыру жүйесі (Өндірістік процесті басқару және бақылау)	Iшкi қарауға қатысты резервуарлар мезгiл-мезгiл босатылып, тазаланып, газдардан тазартылып тұруы тиiс. Бұл тазалау резервуардың түбіндегі тұнбаны ерітуді қамтиды. Өндірістік циклдің соңында шығарындыларға қарсы күрестің ұтқыр техникаларымен біріктірілуі мүмкін тұйық контурлы жүйелер ҰОҚ шығарындыларының алдын алады немесе азайтады.	Қолданылуы, мысалы, қалдықтардың типімен, резервуардың шатырының конструкциясымен немесе резервуардың материалдарымен шектелуі мүмкін
4	Сақтауды ұйымдастыру жүйесі (Өндірістік процесті басқару және бақылау)	Сақтауға арналған резервуарлар ҰОҚ шығарындыларының ірі көздерінің бірі болып табылатындықтан, пайдаланылатын резервуарлар санының азаюы ҰОҚ шығарындыларын азайтуға ықпал етеді. Осының салдарынан резервуардың түбіне шөгіп қалған өлшенген бөлшектердің саны және тауарлық сарқынды сулардың көлемі қысқарады.	Техника негізінен жаңа қондырғыларда қолданылады
5	Резервуарларды жылу шағылыстырғыш әсері бар ашық түске бояу	Құрамында ұшпа материалдар бар резервуарларды артық булануды болдырмау және сақталатын сұйықтықтың булану жиілігінің ұлғаюын болдырмау үшін себептер бойынша ашық түске бояған жөн	Жалпы қолданылады
6	Мұнай өнімдерін төменгі құю	Құю-ағызудың ернемекті құбыры резервуардың ең төменгі нүктесінде орналасқан шүмекпен жалғанған. Резервуардағы желдету құбыры газ қысымын тұрақтандыру құбырына, газды ұстау қондырғысына немесе желдету саңылауына қосылады. Соңғы жағдайда ҰОҚ атмосфераға шығарылады. Құю құбырындағы ернемекті қосылыстың құбырларды ең аз ағып кетулермен/шығарындылармен ажыратуға мүмкіндік беретін арнайы конструкциясы ("бұғаттау қосылысы") болады.	Техника негізінен жаңа қондырғыларда немесе резервуарлық парктерді жаңғырту кезінде қолданылады
7	Шатырдың екінші және үшінші тығыздағыш қақпақтарын орнату	Қалқымалы шатырдың қақпағындағы тығыздаудың екі немесе үш қабаты мұнай өнімдерін сақтау резервуарларынан ҰОҚ шығарудан бірнеше рет қорғауды қамтамасыз етеді.	Бірнеше тығыздағыш қақпақтар жаңа қондырғыларда оңай орнатылады

ЕҚТ 46. Сұйық көмірсутекті қосылыстарды (шикі мұнай, су-мұнай эмульсиясы және басқалары) сақтау кезінде топырақ пен жерасты суларының ластануын болдырмау үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалану болып табылады.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Коррозияның мониторингін, алдын алуды және бақылауды қамтитын техникалық қызмет көрсету бағдарламасы	Ағып кетуді анықтауды және толып кетуді болдырмау үшін пайдалану бақылауын, қорларды бақылауды және резервуарлардың тұтастығын растау үшін белгілі бір уақыт аралығында резервуарларды тәуекелге негізделген рәсімдерді қарауды, сондай-ақ резервуарлардың герметикалығын жақсарту үшін техникалық қызмет көрсетуді, резервуарлардың электр химиялық қорғанысын орнатуды қамтитын басқару жүйесі. Ол сондай-ақ төгілулер жер асты суларына жеткенге дейін әрекет ету үшін төгілу салдарына жүйелі ден қоюды қамтиды. Техникалық қызмет көрсету кезеңінде әсіресе күшейтілуі тиіс	Жалпы қолданылады
2	Түбі қалың резервуарлар	Бірінші материалдан шығарындылардан қорғау шарасын қамтамасыз ететін екінші түбі су өткізбейді	Әдетте жаңа резервуарлар үшін және қолданыстағы резервуарларды күрделі жөндеуден кейін қолданылады*
3	Өткізбейтін геомембраналар	Резервуардың барлық түбінің бетіндегі ағудың үздіксіз кедергісі	Жаңа резервуарлар үшін және қолданыстағы резервуарларды күрделі жөндеуден кейін толығымен қолданылады*
4	Біліктеу кеңістігінің жеткілікті көлемі. Резервуарлық паркті қоршау	Резервуарлық парктің біліктеу кеңістігі қабықтың жарылуынан немесе толып кетуінен (экологиялық тұрғыдан да, қауіпсіздік тұрғысынан да) туындаған ірі төгілулерді тежеуге арналған. Мөлшерi және онымен байланысты құрылыс ережелерi, әдетте, жергiлiктi нормативтiк актiлермен айқындалады.	Жалпы қолданылады
5	Ақауларды анықтау жүйесі	Мұндай әдіс қарау люгінің, бақылау ұңғымаларының және өндірістік ресурстарды басқару жүйесінің болуын көздейді. Неғұрлым озық жүйелерде электронды датчиктердің зондтары немесе датчикке импульстерді жүргізу кәбілдері болады	Жалпы қолданылады
6	Объектідегі герметикалық төсем	Мұнай өнімдері өңделетін учаскені төсеу және жиектеп жабу материалдың ықтимал төгілуін жою үшін қажет.	Жалпыға ортақ МӨЗ-дің жаңа және қолданыстағы объектілері үшін толығымен қолданылады

* резервуарлар сұйықтықтарды өңдеу үшін қыздыруды талап ететін өнімдерге арналған жағдайларда техникалар тұтастай қолданылмауы мүмкін.

ЕҚТ 47. Ұшпа сұйық көмірсутекті қосылыстарды тиеу және түсіру операциялары нәтижесінде ауаға ЖҚЖ шығарындыларын болдырмау немесе қысқарту үшін ЕҚТ буларды алу коэффициентінің кемінде 95%-ына қол жеткізу үшін төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды білдіреді.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы*
1	2	3	4
1	Буды рекуперациялау: а) Конденсация b) Сіңіру с) Адсорбция d) Мембраналық бөлу e) Гибридтік жүйелер	6.30.6-бөлімді қараңыз	Әдетте тиеу-түсіру операцияларына қолданылады
2	Тактілік құюдың автоматтандырылған қондырғысы (ТҚАҚ)	ТҚАҚ құйылатын телескопиялық құбырлар арқылы цистерналарға әр түрлі мұнай өнімдерін тікелей өлшеуге және құюға, сондай-ақ тиеу аймағынан буларды алып тастауға және рекуперациялауға арналған. Қондырғы толық герметикалық құюды қамтамасыз етеді және көмірсутек буын ұстап, оларды жүйеге қайтаратын заманауи сүзгі жүйесімен жабдықталған.	Жалпы қолданылады, Әдетте тиеу-түсіру операцияларына қолданылады Жалпы қолданылатын Қызмет көрсетуші персоналға шамалы қажеттілік; авариялық жағдайларды немесе персоналдың қате іс-қимылдарын болдырмайтын бұғаттаудың болуы; перспективалы үлгілерді қоса алғанда, темір жолдар бойынша жүретін отандық цистерналардың барлық типтері мен үлгілерін қабылдау қабілеті.
3	Шикі мұнайды құю процесінде бу қысымын тұрақтандыру	Теңестіргіш құбырларды пайдалану. Ығыстырылған қоспа содан кейін шығыс резервуарына қайтарылады және осылайша сұйықтықтың сорылған көлемін ауыстырады. Құю операциялары кезінде буланатын бу тиеу резервуарына қайтарылады. Егер стационарлық шатыры бар резервуар болса, онда олар буларды ұстағанға немесе кәдеге жаратқанға дейін сақталады.	Әдетте тиеу-түсіру операцияларына қолданылады.

* буларды жою қондырғысы (мысалы, жағу жолымен), егер будың рекуперациясы қауіпсіз болмаса немесе қайтарылатын будың көлеміне байланысты техникалық мүмкін болмаса, будың рекуперациясы қондырғысымен ауыстырылуы мүмкін.

ЕҚТ 48. Түбіндегі қалдықтардың санын қысқарту үшін ЕҚТ мұнай мен суды бөлу техникасын қолдануды білдіреді

Сипаттау: Резервуардағы түбіндегі қалдықтардың саны резервуардың түбінде қалған мұнай мен суды мұқият бөлу жолымен қысқартылады. Сүзгілер мен центрифугалар мұнайды алу және қайта өңдеуге жіберу үшін де пайдаланылады. Басқа қолданылатын әдістер - бұл бүйірлік тармақталған құбырлардың резервуарларына ағынды араластырғыштарды орнату немесе химиялық заттарды пайдалану.

ЕҚТ 49. Төгілулерді, ағуларды және басқа да ысыраптарды қысқарту және/немесе болдырмау үшін ЕҚТ материалдарды сақтаудың қосымша техникаларын қолдануды білдіреді

Сипаттау: Материалдардың тиісінше айналымы мен сақталуы қалдықтардың пайда болуына, атмосфераға және су кеңістігіне шығарындыларға әкелетін төгілу, ағу және басқа да ысыраптар мүмкіндігін барынша азайтады.

1. Ыдыстарды жер бетінде сақтау бетонның төгілуі немесе "терлеуі" нәтижесінде тоттанудың пайда болуын болдырмайды.

2. Контейнерді босату жағдайларын қоспағанда, контейнерлерді жабық сақтау.

3. Тұрақты тексеру.

4. Резервуарларды қалқымалы шатырмен жабдықтау.

5. Күкіртті сақтау резервуарларынан қышқыл газы бар құрылғыларға немесе басқа да газ ұстау қондырғыларына желдету саңылауларын жүргізу.

6. Резервуарлық парктерден шығарындылармен күресудің орталық жүйелеріне сору желдеткіші.

7. Шланганы қосу немесе мұнай өнімдерін құбыржол арқылы ағызу үшін өздігінен тығыздалатын жалғастырғыш муфталарды орнату.

8. Оқшаулағыш материалдарды төсеу және/немесе блоктау құрылғыларын орнату.

9. Қапшықты контейнердің үстінде толық орналасқанға дейін іске қосылмайтын жағдайларды қамтамасыз ету.

10. Резервуарлардың толып кетуін болдырмайтын құрылғыларды немесе рәсімдерді қолдану.

11. Авариялық деңгейдегі сигнализация резервуарлық қорларды есепке алудың үлгілік жүйесінен дербес жұмыс істейді.

6.18. Кәріз және тазарту құрылысжайларына (сарқынды суларды тазартуға) арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

(Сипаттамасы: 5.11.1-бөлімін қараңыз).

ЕҚТ 50. Сусыздандыру және тұзсыздандыру процесінде су объектілеріне (буландырғыш тоғандарға) су тұтынуды және ластағыш заттардың төгінділерін қысқарту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Суды рециркуляциялау және тұзсыздандыру процесін оңтайландыру	Тұзсыздандырғыштың тиімділігін арттыруға және жуу суын тұтынуды қысқартуға бағытталған, мысалы, төмен жылжитын, су қысымы төмен араластырғыш құрылғыларды пайдалана отырып, тұзсыздандырудың тексерілген технологиялар кешені. Бұл техника жуу (мысалы, біртекті араластыру) және бөлу (мысалы, рН, тығыздығы, тұтқырлығы, коалицияға арналған электр өрісінің әлеуеті) кезеңдері үшін негізгі параметрлерді басқаруды қамтиды.)	Жалпы қолданылады
2	Көп сатылы тұщытқыш және ауырсынуды басатын заттар	Көп сатылы тұщыландырғыштар су қосумен және сусыздандырумен жұмыс iстейдi, бөлудiң жақсы тиiмдiлiгiне қол жеткiзу үшiн екi немесе одан да көп сатыдан кейiн қайталанады, демек, одан арғы процестерде коррозияны азайтады.	Негізінен жаңа қондырғыларда немесе қондырғыларды жаңғырту процесінде қолданылады
3	Қосымша бөліну кезеңі	Мұнайды судан және қатты заттардан судан қосымша жетілдірілген бөлу тазарту құрылыстарына жіберілетін сарқынды сулардағы мұнайдың құрамын қысқартуға және оларды технологиялық процеске қайта айналдыруға арналған. Бұл бөлімге мыналар кіруі мүмкін: тұндыру барабаны; фазааралық деңгейдегі оңтайлы реттеуіштерді пайдалану; судың неғұрлым төмен қысымын пайдалану есебінен ауырсынуды басатын ыдыстардағы турбуленттілікті болдырмау; мақсаты өлшенген ластағыш заттарды жою болып табылатын "суландырғыш" агенттердің көмегімен мұнай мен суды бөлуді оңтайлы жақсарту. су тамшыларының қосылу процесіне жәрдемдесу үшін уытты емес, биологиялық ыдырайтын, жанбайтын арнайы деэмульгирлейтін химиялық заттарды пайдалану.	Жалпы қолданылады

ЕҚТ 51. Сарқынды суларды биологиялық тазарту жүйелерінің бұзылуын болдырмау мақсатында ЕҚТ түпкілікті тазартылғанға дейін сарқынды сулардың ағынында ерітілген уытты компоненттердің (мысалы, метанол, құмырсқа қышқылы, эфирлер) болуын бақылау үшін өндірістік процесті басқару жоспарына сәйкес сақтау үшін резервуарды пайдалануды көздейді.

ЕҚТ 52. Сарқынды суларды биологиялық тазарту жүйелерінің бұзылуын болдырмау мақсатында ЕҚТ биологиялық процесті мониторингтеудің әдеттегі әдістерімен (мысалы, оттегіні сіңіру жылдамдығы, аралас ерітіндідегі өлшенген қатты бөлшектер, турбидиметрия, pH, ерітілген оттегі) үйлесімде теріс биологиялық әсер ететін белгілі қосылыстарға суды биологиялық тазартудың технологиялық процесіне мониторинг жүргізуді көздейді.

ЕҚТ 53. Сусыздандыру және тұзсыздандыру процестерінде төгінділердегі өлшенген заттардың су мен мұнайдан бөлінуін жақсарту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді:

Тұзсыздандырғыш пен шикі мұнайдың жуу суын араластыру үшін төмен жылжитын араластыру құрылғыларын пайдалану.

Турбуленттілікті болдырмау үшін тұзсыздандырғыштағы судың төмен қысымын пайдалану.

Су ағысын ауыстыру. Ол шөгіп қалған өлшенген заттарды кетіру кезінде турбуленттілікті төмендетеді.

Су фазасы (суспензия) қысымдағы пластиналық сепараторда бөлінуі мүмкін. Балама ретінде гидроциклондық тұзсыздандырғыш пен гидроциклондық мұнай бөлгіштің комбинациясын пайдалануға болады.

Қалыптасқан тұнбаны жуу жүйесінің тиімділігін бағалау. Тұнбаны жуу - ыдыстың түбінде жиналған өлшенген заттарды тоқтату және жою үшін тұзсыздандырғышта су фазасын араластыруға арналған кезеңдік процесс. Бұл тазалау процесі қалыпты жұмыс кезінде, әсіресе ұзақ циклдерде тұзсыздандырғыштардың тиімділігін арттырады.

6.19 Алау жүйелерінің ЕҚТ бойынша қорытындысы

ЕҚТ 54. Ілеспе мұнай газдарын өндіру, дайындау және қайта өңдеу процестерінде атмосфераға шығарындылардың алдын алу және азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың бірін пайдалану болып табылады.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Флюидтердің пайдаланылған ағындарының жануын қамтамасыз ететін түтінсіз жанудың тиімділігі жоғары жанарғы	Ұңғымалық флюидтерді кәдеге жаратуға дайындауға, атап айтқанда оларды кәдеге жарату мақсатында ұңғымалық флюидтерді жағу үшін газ турбиналық қозғалтқышпен ауаны айдай отырып, экологиялық таза жану құрылғысы мен тәсіліне қатысты	Жалпы қолданылады, алау қондырғыларын ауыстыру кезінде
2	Алау басының жақсартылған конструктивтік технологиясы	Алаудың жұмысына және қызмет көрсетуіне әсер ететін түтінсіз жағуды, бу тұтынуды қысқартуды және жағу кезінде өзге де әсерлерді қамтамасыз ететін, жану тиімділігі жоғары және жағылатын қоспалардың деструкциясы бар алау ұштықтарының конструкциялары (ауамен, отынмен немесе бумен)	Алау қондырғыларының жаңа конструкцияларын жаңғырту және орнату кезінде жалпыға бірдей қолданылады
3	Алау басының жақсартылған конструктивтік технологиясы	Дыбыс алауы түтінді жою, жалынның сәулеленуін төмендету және жалынның ұзындығын қысқарту үшін алау газының қысымын пайдаланады	(Жоғары қысымды алау үшін), алау қондырғыларын ауыстыру кезінде жалпы қолданылады
4	Шығарылатын шикі газды өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету және белгіленген технологиялық нормативтерге қол жеткізу шартымен жанбайтын газ қоспаларымен немесе ауамен араластыру	Техника алау қондырғысында тасталатын шикі газды жанбайтын газдар немесе ауа қоспаларымен араластыруды білдіреді	Алау қондырғыларының жаңа конструкцияларын жаңғырту және орнату кезінде жалпы қолданылады.

Алау жүйесі ЕҚ 54 және ЕҚТ 55-те санамаланған ЕҚТ-ның бір немесе бірнеше техникасын енгізу мүмкін болмаған кезде жанғыш газдар мен буларды тастауға және кейіннен жағуға арналған:

1) авариялық лақтыру құрылғыларының, сақтандырғыш клапандардың, гидрожапқыштардың, қолмен улаудың іске қосылуы, авариялық жағдайларда технологиялық блоктарды газдар мен булардан автоматты түрде немесе қашықтықтан басқарылатын тиек арматурасын қолдана отырып босату және басқалары;

2) технологиялық регламентте көзделген;

3) технологиялық объектілерді іске қосу, баптау және тоқтату кезінде газдар мен булардың мерзімді төгінділері.

Алау мониторингі мұнай-газ өндіру кешенінің мониторинг жүйесі шеңберінде әрбір оқиғаның есебін жүргізу үшін қажет.

Алау жүйелерін автоматтандырылған мониторинг жүргізу жөніндегі қолданыстағы заңнаманың талаптарына сәйкес жұмыс істеу және шығарындыларды бағалау үшін қажетті тиісті автоматтандырылған мониторинг және бақылау жүйелерімен жабдықтау қажет.

Алау қондырғыларының ашық типтері үшін ластағыш заттар эмиссияларының технологиялық нормативтері эмиссия нормативінің жобасына сәйкес белгіленеді.

ЕҚТ 55. Ілеспе мұнай газдарын өндіру, дайындау және қайта өңдеу процестерінде атмосфераға шығарындыларды болғызбау және азайту үшін ЕҚТ одан әрі қайта өңдеу және/немесе өткізу үшін газдарды тазарту жабдығынан (сепарация, аминмен тазарту, абсорбция және басқалар) алау жүйелеріне шығарылатын газдарды жинау жүйесін ұйымдастырудан тұрады.

6.20. Энергетикалық жүйеге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

Осы бөлімде энергетикалық жүйеге арналған техникалардың тізбесі толық ұсынылмаған. Энергия тиімділігін арттыру, жылу интеграциясын және рекуперациясын жақсарту жөніндегі техникалардың егжей-тегжейлі тізбесі ЕҚТ бойынша "Шаруашылық және/немесе өзге де қызметті жүзеге асыру кезіндегі энергетикалық тиімділік" анықтамалығында қарастырылады.

ЕҚТ 56. Бу тұтынуды төмендету және оны технологиялық процестерде тиімді басқару үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануы тиіс

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	N2 сияқты инертті газға ауыстыру	N2 сияқты инертті газ, әсіресе жеңіл өнімдер үшін тазарту операциялары үшін жұптың баламасы болуы мүмкін.	Жалпы қолданылады
2	Пайдаланылған жылуды рекуперациялау	Ыстық түтін газдарынан (мысалы, түтін құбырларынан) және ыстық өнімдер ағынынан пайдаланылған жылуды кәдеге жаратушы қазандықтарда рекуперациялау. Жобалау сатыларында технологиялық жүйелердің жылу интеграциясын есептеу.	Негізінен жаңа қондырғыларда немесе қондырғыларды жаңғырту процесінде қолданылады

Сонымен қатар, ЕҚТ 21-де ұсынылатын техникалар

ЕҚТ 57. Азот тотығының (NOx) және ЖО-ның ауаға шығарылуын болғызбау немесе азайту, сондай-ақ дизельдік қозғалтқыштардан (дизельдік электр станциялары, қондырғылардың дизельдік жетектері) шығарындыларды азайту мақсатында ЕҚТ 6.26.2-бөлімінде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын қолдануды білдіреді.

Газ және дизель қозғалтқыштарынан азот тотығы (NOx) шығарындыларының технологиялық нормативтері 6.5-кестеде келтірілген.

Р/с №	Параметрлері	Шарттары		Технологиялық көрсеткіштері эмиссиялардың, мг/Нм3 *** % О2
Р/с №	Параметрлері	Шарттары		NOx	СО
1	2	3		4	5
1	қуаттылығы аз (15 МВт)	Дизель-газ турбиналы қондырғы, қондырғылардың дизельдік жетектері	Жаңа қондырғы	<100	<80
2	қуаттылығы аз (15 МВт)		Қолданыстағы қондырғы	<100 1) 80-4502)	<100
3	Қуаттылығы орташа (15,01-50 МВт)		Жаңа қондырғы	<100	<80
4	Қуаттылығы орташа (15,01-50 МВт)		Қолданыстағы қонлырғы	<100* 80-550**	<100

* түтін газдары SNOX қондырғысында өңделеді;

** түтін газдары бөлінетін газдарды сүзудің өзге де түрлерін пайдалана отырып өңделеді;

*** атмосфераға эмиссиялардың технологиялық көрсеткіштері < 1500 сағ/жыл жұмыс істейтін авариялық және резервтік қондырғыларға қолданылмайды.

ЕҚТ 58. Атмосфераға NOX шығарындыларын болдырмау немесе азайту, сондай-ақ газ қозғалтқыштарының шығарындыларын азайту мақсатында (Газ турбиналық қондырғы, газ турбинасының жетегі бар газ компрессорлық қондырғы, Газ турбиналық қозғалтқышы бар газ айдау агрегаты), ЕҚТ құрамында NOX төмен құрғақ жану камераларын қолданудан тұрады.

Газ турбиналарында сутегісі жоғары ілеспе мұнай газын пайдалану кезінде сұйылтқышты айдау сияқты қосымша әдістер талап етілуі мүмкін.

ЕҚТ 59. Атмосфераға NOX шығарындыларын болғызбау немесе азайту, сондай-ақ газ қозғалтқыштарынан шығарындыларды азайту мақсатында (Газ турбиналық қондырғы, Газ поршеньді электр станциялары, Газ қозғалтқышының жетегі ретіндегі газ қозғалтқышы, Газ турбиналық қозғалтқышы бар газ айдау агрегаты), ЕҚТ инертті сұйылтқыштарды қолданудан тұрады.

Өртеуге арналған жабдыққа қосылатын түтін газдары, бу, су және азот сияқты инертті сұйылтқыштар жалын температурасын және, демек, түтін газдарындағы NOX шоғырлануын төмендетеді.

Атмосфераға ЖО шығарындыларын болдырмау немесе азайту, сондай-ақ газ және дизель қозғалтқыштарынан шығарындыларды азайту мақсатында ЕҚТ 6.26.5-бөлімде көрсетілген, бірақ шектелмейтін техникаларды қолдануды білдіреді.

Газ қозғалтқыштарынан атмосфералық ауаға NOx және СО шығарындыларының технологиялық көрсеткіштері (Газтурбиналық қондырғы, Газпоршеньді электр станциялары, Қондырғылардың жетегі ретіндегі газ қозғалтқышы, Газтурбиналық қозғалтқышы бар газ айдау агрегаты) Газ және дизель қозғалтқыштарынан көміртегі тотығы (СО) 6.6-кестеде берілген.

Р/с №	Параметрлері	Шарттары		Технологиялық көрсеткіштері эмиссиялардың*, мг/Нм3 жағдайда 15 % - Ға,2
Р/с №	Параметрлері	Шарттары		NOx	СО
1	2	3		4	5
1	қуаттылығы аз (15 МВт)	Газ қозғалтқыштары (Газ турбиналық қондырғы, Газ поршеньді электр станциялары, Қондырғылардың жетегі ретіндегі газ қозғалтқышы, Газ турбиналық қозғалтқышы бар газ айдау агрегаты)	Жаңа қондырғы	20-50	5-100
2	қуаттылығы аз (15 МВт)		Қолданыстағы қондырғы	20-90**	Кемінде 150
3	қуаттылығы орта (15,01-50 МВт)		Жаңа қондырғыу	20-50	5-100
4	қуаттылығы орта (15,01-50 МВт)		Қолданыстағы қондырғы	40-120	Кем 171

* төменгі диапазон табиғи газды жағуға жатады;

** төмен шығарындысы бар құрғақ жанарғылардың төменгі диапазоны.

ЕҚТ 60. Электр және механикалық энергия шығындарын болдырмау немесе қысқарту мақсатында ЕҚТ төменде көрсетілген техникалармен энергетикалық жүйелерді оңтайландыру жөніндегі техникаларды қолдануды білдіреді.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Электрмен жабдықтау жүйелерін оңтайландыру	Электр энергиясын ұтымсыз тұтынуды қысқарту	Жалпы қолданылады
2	Трансформаторларды энергия тиімді пайдалану	Трансформаторлардың кең таралуы, атап айтқанда, электр энергиясының жабдықты қоректендіру үшін қажетті деңгейге қарағанда кернеудің неғұрлым жоғары деңгейі кезінде берілуіне және бөлінуіне байланысты, бұл беру кезіндегі шығынды төмендетуге мүмкіндік береді.
3	Энергиялық тұрғыдан тиімді қозғалтқыштар	Энергиялық тұрғыдан тиімді қозғалтқыштар мен тиімділігі жоғары қозғалтқыштар жоғары энергия тиімділігімен ерекшеленеді. Мұндай қозғалтқышты сатып алуға арналған бастапқы шығындар қозғалтқыштың қуаты 20 кВт-тан жоғары болған кезде дәстүрлі жабдықпен салыстырғанда 20-30% -ға және қуаты 15 кВт-тан кем болған кезде 50-100% -ға жоғары болуы мүмкін. Құнның нақты шамасы энергия тиімділігі сыныбына (анағұрлым жоғары сыныпты қозғалтқышта болат пен мыс көп), сондай-ақ басқа да факторларға байланысты. Алайда қозғалтқыштың 1-15 кВт қуаты кезінде жалпы энергия тұтынудың 2-8% мөлшерінде энергия үнемдеуге қол жеткізілуі мүмкін.	Жалпы қолданылады
4	Қозғалтқыштың оңтайлы номиналды қуатын таңдау	электр қозғалтқышының номиналды қуаты жүктеме тұрғысынан артық болып табылады - қозғалтқыштар толық жүктеме кезінде сирек пайдаланылады. ЕО елдерінің кәсіпорындарында жүргізілген зерттеулердің деректері бойынша қозғалтқыштар орташа алғанда 60% номиналды жүктеме кезінде пайдаланылады. Электр қозғалтқыштары 60-тан 100% -ға дейінгі номиналды жүктеме кезінде ең жоғары ПӘК-ке жетеді. Индукциялық қозғалтқыштар 75% номиналды жүктеме кезінде ең жоғары ПӘК-ке жетеді және ПӘК шамасы номиналды жүктеме 50% -ға дейін төмендегенде іс жүзінде өзгеріссіз қалады. Номиналдыдан 40% төмен жүктеме кезінде қозғалтқыштың жұмыс жағдайлары оңтайлылардан айтарлықтай ерекшеленеді және ПӘК өте тез төмендейді.	Жалпы қолданылады
5	Айнымалы жылдамдықты жетектер	Айнымалы жылдамдықты жетектер (жиілікті түрлендіргіштер) қозғалтқышқа технологиялық процестің сипаттамаларын неғұрлым тиімді басқарумен байланысты өзгермелі жүктеме мен елеулі энергия үнемдеу кезінде тиімділігі ең жақсы нүктеге жақын жұмыс істеуге мүмкіндік береді.	Жалпы қолданылады
6	Механикалық энергияны беру кезіндегі шығындар (беру тетіктері)	Механикалық энергияны қозғалтқыштан атқару құрылғысына беру кезінде нақты жағдайларға байланысты 0-ден 45% -ға дейін кең диапазонда өзгеруі мүмкін энергия ысырабы орын алады. Мүмкіндігінше ілеспе белдік берілістерді сыналық берілістердің орнына пайдалану керек. Тісті клиновидті берілістер дәстүрлі клиновидті берілістерге қарағанда тиімдірек болып табылады. Цилиндрлік тісті (геликоидты) беріліс құрттарға қарағанда анағұрлым тиімді болып табылады. Қатты қосылыс оны техникалық шарттармен қолдануға болатын оңтайлы нұсқа болып табылады, ал сыналы белбеу берілістерін қолданудан аулақ болу керек.	Жалпы қолданылады

6.21. Мұнай мен газды теңізде өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

ЕҚТ 61. ЕҚТ ілеспе мұнай газдарын өндіру, дайындау және қайта өңдеу процестерінде атмосфераға шығарындыларды болғызбау және азайту үшін ЕҚТ 20-24, ЕҚТ 29, ЕҚТ 54-терде ұсынылған техникалардың бірін және экологиялық қауіпсіздікті қамтамасыз ететін өзге де техникаларды пайдалануды білдіреді.

ЕҚТ 62. ЕҚТ су ресурстарын (тұщы суды қоса алғанда) ұтымсыз пайдалануды болдырмау және қысқарту үшін ЕҚТ 25-27-де ұсынылған техникалардың бірін, сондай-ақ ЕҚТ бойынша "Мұнай мен газ өндіру" анықтамалық жобасының 5.14.1-тармағында сипатталған гидросфераны ластағыш заттардан және сарқылудан қорғау шараларын пайдалануды білдіреді.

ЕҚТ 63. ЕҚТ энергетикалық ысыраптарды қысқарту және энергетикалық ресурстарға (жылу, электр энергиясы) тұрақты және ұтымды қажеттілікті қамтамасыз ету үшін ЕҚТ бойынша "Мұнай мен газ өндіру" бойынша анықтамалық жобасының 5.14.2-тармағында сипатталған өндірісті дербес энергиямен қамтамасыз етуден тұрады.

ЕҚТ 64. Энергетикалық шығындарды қысқарту және Каспий теңізінің гидросферасына әсерді барынша азайту үшін ЕҚТ кейіннен құрлықта терең қайта өңдей отырып, көмірсутек шикізатын жасанды аралдарда алдын ала дайындауды ұйымдастыруды білдіреді.

6.22. Қалдықтарды басқару әдістері

ЕҚТ 65. Мұнай-газ өндірудің технологиялық процестерінен қалдықтарды жалпы қысқартуға қол жеткізу үшін ЕҚТ төменде келтірілген технологиялардың біреуін немесе комбинациясын пайдалана отырып, шламды өңдеуді және онымен жұмыс істеуді ұйымдастыруға тиіс.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Шламды алдын ала тазалау және тазалау	Кейіннен қайта өңдеуге немесе кәдеге жаратуға арналған шығындарды үнемдеу мақсатында көмірсутектердің көлемі мен қалдық құрамын азайту мақсатында мынадай әдістер қолданылады: - декантерлердің көмегімен шламды механикалық құрғату; - кептіру және/немесе жағу Термиялық қайта өңдеу булану процестерін білдіреді. Булану жанама қыздыру және/немесе органикалық компоненттердің термиялық тотығу (өртеу) жолымен бұзылуы нәтижесінде болады	Жалпы қолданылады
2	Қалдықтардың биологиялық ыдырауы	Биологиялық ыдырау әдісі қалдықтарда бар микроорганизмдерді пайдаланады немесе оларды қосу керек (егер ыдырау олардың болуын болжаса). Көмірсутекті тотықтырғыш микроорганизмдерді пайдаланады, олар арнайы іріктеледі және препараттар түрінде дайындалады.	Жалпы қолданылады
3	Қалдықтарды кәдеге жарату жөніндегі мамандандырылған ұйымға кәдеге жаратуға беру		Жалпы қолданылады

6.23. Шығарындыларды кешенді басқару әдістері

ЕҚТ 66. CO, шығарындыларын азайту әдістерін қолдану ЕҚТ-да CO қазандықтарын және CO (және NOX) қалпына келтіру катализаторларын ендіруден тұрады. CO шығарындыларын төмендету жөніндегі бастапқы шаралар:

тиісті жедел бақылау;

екінші жылытқышқа сұйық отынды тұрақты беру;

пайдаланылған газдарды тиісінше араластыру;

каталитикалық жағу;

тотықтырғыш катализаторлар.

Экологиялық тиімділігі: CO шығарындыларын азайту. Пештен/қазаннан шығатын шығарындылар CO: < 100 мг/Нм3. Әдеттегі жағу жағдайында СО шоғырлануы 50 мг/Нм3 төмен 800 ° C жоғары температурада жеткілікті ауа берілгенде және жеткілікті уақыт ұстағанда қол жеткізіледі.

ЕҚТ 67. Мұнай-газ өндіру процестерінің технологиялық қондырғыларынан NOx, SO2, СО, өлшенген бөлшектер және басқа да ластағыш заттардың шығарындыларын төмендету үшін 6.26-бөлімде көрсетілген, бірақ шектелмей бір немесе бірнеше техниканы пайдалану керек.

ЕҚТ 68. Жағу қондырғыларынан және пайдаланылған газдардан күкірт алу қондырғыларынан ауаға SO2 шығарындыларын жалпы азайтуға қол жеткізу үшін ЕҚТ 6.26.3-те көрсетілген шығарындыларды басқарудың кешенді техникаларын пайдалануы тиіс.

Сипаттау:

Осы техника әртүрлі тиісті қондырғыларда ЕҚТ неғұрлым қолайлы комбинациясын енгізу және пайдалану және олардың тиімділігін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылардың деңгейлеріне қол жеткізуді қамтамасыз ететіндей мониторингілеу жолымен МӨЗ-де бірнеше немесе барлық жағу қондырғыларынан және күкірт алу қондырғыларынан SO2 шығарындыларын кешенді басқарудан тұрады (6.26.3-бөлімді қараңыз) ).

Толық жағу қондырғыларынан және пайдаланылған газдардан күкірт алу қондырғыларынан ауаға СО2 шығарындыларының технологиялық көрсеткіштері 6.4-кестеде берілген.

Осы ЕҚТ-мен байланысты мониторинг:

6.4-бөлімде белгіленген SO2 шығарындыларының мониторингі үшін ЕҚТТ мыналармен толықтырылады:

1) бақыланатын процестердің сипаттамасын, әрбір процесс үшін бақыланатын шығарындылар көздері мен көздер ағындарының (өнімдер, пайдаланылған газдар) тізбесін, сондай-ақ пайдаланылатын техниканың (есептеулер, өлшеулер) сипаттамасын, сондай-ақ қолда бар жорамалдарды және олармен байланысты анықтық деңгейін қамтитын мониторинг жоспары;

2) тікелей өлшеу жолымен тиісті қондырғылардың бөлінетін газдардың шығынын үздіксіз бақылау;

3) шығарындыларды кешенді басқару мониторингімен қамтылатын көздерден шығарындыларды анықтау үшін қажетті мониторингтің барлық деректерін жинау, өңдеу және ұсыну үшін деректерді басқару жүйесі.

6.24. Бөлінетін газдарды барынша азайту және оларды өңдеу.

ЕҚТ 69. Бөлінетін газдарды барынша азайту және оларды өңдеу мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануы тиіс.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Күкіртті қалпына келтіру және SO шығарындыларын азайту	КҚҚ-да қарапайым күкіртті алудың алдында отын газдарын (бірінші кезекте метан мен этан) күкіртті сутектен бөлу қажет. Әдетте бұған күкіртті сутекті химиялық еріткіште еріту арқылы қол жеткізіледі (абсорбция). Көбінесе аминдер пайдаланылады. Сондай-ақ құрғақ адсорбенттерді, мысалы молекулалық елеуіштерді, активтендірілген көмірді, темір кеуекті және мырыш оксидін пайдалануға болады. Аминді өңдеу қондырғысы келесі қондырғыларда одан әрі пайдалану/өңдеу үшін екі ағын шығарады: құрамында H2S қалдығы бар тазартылған газ ағыны. және күкіртті алу үшін КӨҚ-ға жіберілетін концентрацияланған H2S/қышқыл газ ағыны.	Кокстеуге арналған қондырғыдан, каталитикалық крекинг қондырғыларынан, гидротазалау қондырғыларынан және гидротазалау қондырғыларынан технологиялық бөлінетін газдар ағыны мұнай өңдеу зауыттарының жеңіл отын газдарымен араласқан күкіртсутегінің жоғары концентрациясын қамтуы мүмкін. COS конвертері сияқты қосымша өңдеу кокстеу қондырғыларынан бөлінетін газдан күкіртті тиісінше жоюды қамтамасыз ету үшін қажет. Сондай-ақ H2S авариялық скрубберлер маңызды.
2	Күкірт өндіру қондырғылары (КӨҚ). Клаус процесінің тиімділігін арттыру	Клаус процесі күкіртсутегіне бай газ ағынын ішінара жағудан (ауаның стехиометриялық мөлшерінің үштен бірімен), содан кейін қарапайым күкірт алу арқылы алюминий оксидінің активтендірілген катализаторының қатысуымен пайда болатын күкірт диоксиді мен жанбаған күкірт сутегінің реакциясынан тұрады. Төменде келтірілген әдістерді Клаус процесінің тиімділігін арттыру үшін КӨҚ қолданыстағы блоктары үшін пайдалануға және түрлендіруге болады.	Жалпы қолданылады қондырғыларында күкіртті регенерациялау (орнату Клаустың)
3	Бөлінетін газдарды тазалау қондырғылары (БГТҚ). SO2-ге дейін тотығу және SO2-ден күкіртті алу	WELLMAN-LORD процесі, онда натрий сульфиті натрий бисульфитін түзу арқылы түтін газдарында SO2-мен әрекет етеді. Концентрацияланған ерітіндіні жинайды және регенерациялау үшін булайды. Будың пайдаланылуымен регенерация сатысында натрий бисульфиті түтін газдарына қайтарылатын натрий сульфитін босату үшін бөлінеді. CLINTOX процесі, онда күкірт бөлшектері SO2-ге айналу үшін өртеледі, содан кейін физикалық еріткішпен сіңіріледі, еріткіштен бөлінеді және ауадағы оттегіні ауыстыру және күкірт сыйымдылығын ұлғайту үшін Клаус қондырғысына қайтарылады. Клаус пешінің агрегаты. Натрий бисульфиті түрінде SO2 ұстау үшін құрамында ащы натр мен фосфор қышқылы бар сіңіргіш ерітіндіні пайдалануды қоса алғанда, абсорбция/регенерация цикліне негізделген LABSORB процесі. Қалдық газдарды тазалау қондырғылары H2S жалпы шығарылуын ұлғайтады және күкірт шығарындыларын азайтады.	БГТҚ қолданылады ретінде жаңа және қолданыстағы зауыттарға.
4	Бөлінетін газдарды күкіртсіздендіру	(6.26.3-бөлімді қараңыз)	Барлық жаңа қондырғыларға қолданылады
5	Буларды ұстау блоктарын қолдану (VRU)	Бу аулау блоктарын (VRU) осы булардың атмосфераға ағып кетуін болдырмау үшін қолдану қайта пайдалану үшін көмірсутектерін жинауға бағытталған. Кейбiр жағдайларда қалпына келтiру үнемсiз және буды жою қондырғыларына (VRU) басымдық берiледi. Буларды ұстау жүйелері екі процесті қамтиды: көмірсутектерді ауадан айыру; бөлінген көмірсутек буларын сұйылту (6.26.6-бөлімді қараңыз)	әлеуетті диффузиялық шығарындылары бар барлық жаңа қондырғыларға қолданылады. Қолданыстағы бірліктер үшін қолданылу әртүрлі шектеулермен шектелуі мүмкін және тұрақты жақсарту процесі шеңберінде уақыт өткен сайын осы әдістерді қосу үшін күш-жігер жұмсаған жөн.

6.25. Сарқынды суларды тазарту

ЕҚТ 70. Сарқынды суларды қабылдағықа ағызған кезде ластағыш заттарды азайту үшін ЕҚТтөменде келтірілген барлық техникаларды пайдалана отырып, ерімейтін және еритін ластағыш заттарды жою болып табылады.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	мұнайды алу жолымен ерімейтін заттарды жою	6.27.2-бөлімді қараңыз	Жалпы қолданылады
2	қалқымалы заттар мен еріген мұнайды алу жолымен ерімейтін заттарды жою	6.27.2-бөлімді қараңыз	Жалпы қолданылады
3	суды биологиялық тазарту мен жарықтандыруды қоса алғанда, еритін заттарды жою	6.27.2-бөлімді қараңыз	Жалпы қолданылады
4	Метанолды су ерітіндісінен жою	ЕҚТ 51-ді қараңыз 3.5.1-бөлімді қараңыз	Белгілі бір жағдайларда қолданылады

ЕҚТ-ны қолдануға байланысты төгінділер деңгейі: 6.5-бөлімді қараңыз.

4 тармақ үшін ЕҚТ қолданумен байланысты төгінділердің деңгейлері төмендегі кестеде берілген:

№ р/р	Ластағыш заттың атауы	Өлшем бірлігі	ЕҚТ-ны қолданумен байланысты төгінділер деңгейі	Мониторинг жиілігі
1	2	3	4	5
1	Метанол	мг/дм3	3	Күн сайын

1) суды шаруашылық-ауыз суға пайдалану мақсатында пайдалану кезінде;

2) І санаттағы объектіден су объектісіне немесе жергілікті жердің бедеріне жіберілетін сарқынды суларды жіберу (буландырғыштар мен жинақтағыштардың тоғандарын қоспағанда) автоматтандырылған мониторинг жүйесімен мынадай параметрлермен жарақтандыруға жатады:

температура (С0);

шығын өлшегіш (м3/сағ);

сутегі көрсеткіші (рН);

электр өткізгіштігі (мкС -микросименс);

лайлылық (формазин бойынша литрге лайлылықтың ЕМФ-бірліктері).

ЕҚТ 71. Егер органикалық заттарды немесе азотты одан әрі жою қажет болса, ЕҚТ 6.26.2-бөлімде сипатталған тазартудың қосымша кезеңдерін пайдалануды білдіреді.

ЕҚТ 72. Сарқынды суларды қосымша тазарту, ЕҚТ сарқынды сулардағы тұздардың құрамын төмендету мыналарды қамтиды: иондық алмасу, мембраналық процестер немесе осмос. Металдар тұндыру, флотациялау, алу, иондық алмасу немесе вакуумдық дистилляция әдістерімен бөлінеді.

ЕҚТ 73. Сарқынды суларды тазартуды жетілдіру үшін ЕҚТ кешенді құрылыс салынған сулы-батпақты алқаптарды ұйымдастырудан тұрады

Су өсімдіктері түрлерінің кең алуан түрлілігімен отырғызылған өзара байланысты бассейндер сарқынды суларды кейіннен тазартуды жүргізуге мүмкіндік береді (ЕҚТ бойынша анықтамалықтың 5.11.9-бөлімін қараңыз).

Экологиялық тиімділігі: азот және фосфор шығарындыларының деңгейі төмендейді, БПК, ХПК, ӨЖЖ, органикалық көміртегінің жалпы құрамы.

Энергия әдеттегі өңдеумен салыстырғанда үнемделеді. Парниктік газдар шығарындылары азаюда. Ешқандай химиялық заттар пайдаланылмайды. Тұнбаны жою талап етілмейді.

Қолданылуы: "Кешендi салынған сулы-батпақты алқаптар" әдiсi жағдайлардың кең ауқымында, мысалы, ластағыш заттардың жоғары немесе төмен шоғырлануы және уақыт өткен сайын өзгеруi мүмкiн гидравликалық жүктеме жылдамдықтары кезiнде қолданылуы мүмкiн. "Кешенді салынған сулы-батпақты алқаптар" мүлде жаңа объект ретінде салынуы мүмкін немесе қолданыстағы сулы-батпақты алқаптың, су ландшафты объектісінің бөлігі немесе сарқынды суларды тазарту қондырғысы болуы мүмкін. "Кешенді құрылыс салынған сулы-батпақты алқаптарға" байланысты жерге қойылатын талаптар олардың қолданылуын шектеуі мүмкін, мысалы жерге қойылатын талаптар өндірілетін сарқынды сулардың көлеміне және олардың ластану сипаттамаларына байланысты 10 м2-ден көптеген гектарға дейін өзгеруі мүмкін.

6.26. Атмосфераға шығарындыларды болғызбау және бақылау техникаларының сипаттамасы

Осы бөлімде ЕҚТ бойынша анықтамалықта ұсынылған техникалардың қысқаша сипаттамасы берілген.

6.26.1. Қатты қалқымалы заттар

Р/с №	Техника	Сипаттамасы
1	2	3
1	Электростатикалық сүзгі (ЭСС)	Электростатикалық сүзгілер бөлшектер электр өрісінің әсерінен зарядталатындай және бөлінетіндей жұмыс істейді. Электростатикалық сүзгілер жағдайлардың кең ауқымында жұмыс істеуге қабілетті. Шығарындылармен күресудің тиімділігі өрістердің санына, болу уақытына (мөлшеріне), катализатордың қасиеттеріне және бағананың жоғарғы жағындағы бөлшектерді жоюға арналған құрылғыларға байланысты болуы мүмкін. ЭСС бөлшектерді жинауды жақсарту үшін құрғақ режимде немесе аммиак бүрку арқылы пайдаланылады.
2	Көп сатылы циклондық сепараторлар	Циклондық тазалаудың екі сатысынан кейін орнатылатын циклондық құрылғы немесе жүйе. "Үшінші сатыдағы сепаратор" термині пайдаланылады, жалпы конфигурациясы көптеген кәдімгі циклондардан немесе құйынды құбырлардың жетілдірілген технологиясынан тұратын бір ыдыстан тұрады.
3	Орталықтан тепкіш скруббер	Орталықтан тепкіш скруббер циклон қағидатын және сумен қарқынды байланысын біріктіреді, мысалы, Вентури скруббері
4	Үш сатылы кері сүзгі	Керамикалық немесе металлокерамикалық кері үрлеу сүзгілері, онда беткі қабатта кек ретінде ұсталғаннан кейін қатты заттар кері ағынменесыстырылады. Содан кейін вытыстырылған қатты заттар сүзгі жүйесінен шығарылады.

6.26.2. Азот оксидтері (NOx)

Р/с №

Техника

Сипаттамасы

1	2	3
1	Өртеуге арналған түрлендірулер
2	Сатылы жағу	Сатылы ауа беру - бірінші кезеңде субстехиометриялық күйдіруді, содан кейін толық жану үшін пешке қалған ауаны немесе оттегін қосуды қамтиды. Жанармайдың сатылы жануы - оттықтың басында төмен импульсті бастапқы жалын жанады; екінші жалын бастапқы жалынның көзін қоршап, ортасындағы температураны төмендетеді
3	Бөлінетін газдардың рециркуляциясы	Оттегі құрамын және жалын температурасын төмендету үшін пайдаланылған газды пештен жалынға қайта бүрку. Жалын көзін салқындату және жалынның ең ыстық бөлігінде оттегінің құрамын азайту үшін бөлінетін газдардың ішкі рециркуляциясын пайдаланатын арнайы бүріккіштер
4	Төмен NOX оттықтарын (LNB) пайдалану	Технология (оның ішінде өте төмен NOX оттықтары) ең жоғары жалын температурасын төмендету, жануды кешіктіру, бірақ аяқтау және жылу беруді арттыру (жалынның сәуле шығару қабілетін арттыру) принциптеріне негізделген. Бұл пештің жану камерасының модификацияланған дизайнына байланысты болуы мүмкін. Өте төмен NOX қыздырғыштары (ULNB) жану сатысы (ауа/отын) және түтін газының рециркуляциясы арқылы жасалған. Төмен NOX құрғақ қыздырғыштар (DLNB) газ турбиналары үшін қолданылады,
5	Жану процесін оңтайландыру	Жағудың тиісті параметрлерін тұрақты бақылау негізінде (мысалы, O2, CO құрамы, отынның ауаға (немесе оттегіге) арақатынасы, жанбаған компоненттер) жағудың ең жақсы жағдайларына қол жеткізу үшін басқару техникасы пайдаланылады
6	Сұйылту	Жану жабдығына қосылатын инертті еріткіштер, мысалы, түтін газдары, бу, су, азот жалын температурасын, демек, түтін газдарындағы NOX концентрациясын төмендетеді.
7	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)	Техника NOX шамамен 300-450 °C оңтайлы жұмыс температурасында аммиакпен (жалпы су ерітіндісінде) реакция арқылы каталитикалық қабатта азотқа дейін қалпына келтіруге негізделген. Катализатордың бір немесе екі қабатын жағуға болады. NOX-тің неғұрлым жоғары төмендеуіне катализатордың көп мөлшерін (екі қабат) пайдалану кезінде қол жеткізіледі
8	Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)	Технология жоғары температурада аммиакпен немесе мочевинамен реакция арқылы NOx-ты азотқа дейін төмендетуге негізделген. Оңтайлы реакция үшін жұмыс температурасының аралығын 900 °C пен 1 050 °C аралығында ұстау керек.
9	Төмен температурада тотығу NOX	Төмен температуралы тотығу процесі ерімейтін NO және NO2 жоғары еритін n2o5 дейін тотығу үшін 150°C-тан төмен оңтайлы температурада бөлінетін газдар ағынына озон енгізіледі. N2o5 өндірістік процестерде қолдануға немесе бейтараптандыруға болатын сұйылтылған азот қышқылының сарқынды суларын қалыптастыру арқылы дымқыл скрубберде жойылады.

6.26.3. Күкірт оксиді (SOX)

Р/с №	Техника	Сипаттамасы
1	2	3
1	Гидротазарту арқылы технологиялық отынды күкіртсіздендіру	Күкірті аз шикі мұнайды таңдаудан басқа, отынның күкіртсізденуіне күкірттің азаюына әкелетін гидрлеу реакциялары жүретін гидротазалау процесі (төменде қараңыз) арқылы қол жеткізіледі
2	Сұйық технологиялық отынды ауыстыру үшін газ тәрізді технологиялық отынды пайдалану	Сұйық отынды (қыздырғыш мазут, дизель отыны) пайдалануды азайту, оны объектідегі сұйытылған мұнай газымен (СМГ) немесе ТТ (ГС) немесе күкірт пен басқа да қажетсіз заттар аз сырттан жеткізілетін газ тәрізді отынмен алмастыру. Технологиялық қондырғыда жеке жағу кезінде, көп отынды қыздырғышты қолдану кезінде жалынның тұрақтылығын қамтамасыз ету үшін қажетті сұйық технологиялық отынды барынша аз пайдалану.
3	SOX қалпына келтіретін катализаторларға қоспаларды қолдану	Кокс қосылған күкіртті регенератордан реакторға қайта тасымалдайтын заттарды (мысалы, металл оксидінің катализаторы) пайдалану. Бұл әдіс толық жану режимінде тиімді жұмыс істейді. Ескерту: SOX-ты төмендететін катализатор қоспалары тозаң шығарындыларына зиянды әсер етуі мүмкін, бұл катализатордың тозу шығындарын арттырады және NOx шығарындыларына SO2-ден SO3-ке дейін тотығумен бірге CO белсендіруіне қатысады.
4	Гидротазарту	Гидрлеу реакцияларына сүйене отырып, гидротазарту құрамында күкірті аз отын алуға бағытталған (мысалы, бензин мен дизель отыны 10 бөліктен тұрады.көлемі бойынша миллион) және процестің конфигурациясын оңтайландыру (ауыр қалдықтарды конверсиялау және орташа дистиллят өндірісі). Бұл шикізаттағы күкірт, азот және металдардың мөлшерін азайтады. Бұл процесс сутегі өндірісі үшін жеткілікті өндірістік қуаттарды қажет етеді. Күкіртті шикізаттан күкіртсутекке (H2S) газ процестерінде тасымалдау технологиясы тиісті өндірістік тазарту қондырғыларын қажет етеді (мысалы, Аминді тазарту және Клаус қондырғылары) бұл да үлкен проблема болуы мүмкін
5	Құрамында күкірт бар газдарды жою, мысалы, аминмен тазарту жолымен	Құрамында күкірт бар газды (негізінен күкіртті сутекті) газ тәрізді технологиялық отыннан бөлу оны химиялық еріткіште еріту жолымен (абсорбция процестері) жүзеге асырылады. Негізінен, пайдаланылатын еріткіштер аминдер болып табылады. Бұл үдеріс құрамында күкірті бар газдарды тазарту үшін қарапайым күкірт күкіртті алу қондырғысына жіберілмес бұрын қажет.
6	Күкіртті алу қондырғылары (КАҚ)	Күкірт сутегімен (H2S) байытылған газ ағындарынан, аминдік тазарту қондырғыларынан және құрамында күкірті бар суды тазартқыштардан күкіртті жоюға арналған Клаус процесін қамтитын арнайы қондырғы. Технологиялық тізбек бойынша КАҚ-дан кейін қалған H2S жою үшін бөлінетін газдарды тазарту қондырғысы (БГТҚ) болады.
7	Бөлінетін газдарды тазалау қондырғысы (БГТҚ)	Күкірт қосылыстарын неғұрлым тиімді жою үшін ҚАЖ-ға қосымша технологиялар тобы. Оларды қолданылатын қағидаттарға сәйкес төрт санатқа бөлуге болады: а) күкіртке дейін тікелей тотығу; b) Клаус реакциясының жалғасы (шық нүктесінен төмен шарттар) с) SO2-ге дейін тотығу және SO2-ден күкіртті алу d) H2S-ге дейін қалпына келтіру және H2S-ден күкіртті алу (мысалы, амин процесі)
8	Газдарды скрубберлермен ылғалды тазалау	Ылғалды тазарту процесінде газ тәрізді қосылыстар қолайлы сұйықтықта (суда немесе сілтілі ерітіндіде) ерітіледі. Бір мезгілде қатты және газ тәрізді қосылыстарды жоюға қол жеткізіледі. Дымқыл скрубберден кейін түтін газдары сумен қанықтырылады және бөлінетін газдарды шығару алдында тамшыларды бөлу талап етіледі. Алынған сұйықтық сарқынды суларды тазарту процесінде өңделуі тиіс, ал ерімейтін заттар тұндыру немесе сүзу жолымен жиналады. Тазартқыш ерітіндінің түріне байланысты: а) регенеративтiк емес технология (мысалы, натрий немесе магний негiзiнде) b) регенеративтiк технология (мысалы, аминнiң немесе соданың ерiтiндiсi) Байланыс әдісіне сәйкес әртүрлі техника, мысалы: кіріс газының энергиясын сұйықтықпен бүрку жолымен пайдаланатын Вентури түтігін; мұнара үлгісіндегі қондырмалы скруббер, тәрелке тәріздес бағана, бүріккіш камералар. Скрубберлер негізінен SOX-ті жоюға арналған жерлерде тозаңды тиімді жою үшін қолайлы конструкция қажет. SOX әдеттегі индикативті жою тиімділігі 85-98% диапазонында
9	Регенеративті емес тазалау	Натрий немесе магний негізіндегі ерітінді әдетте сульфаттар түрінде SOX сіңіру үшін сілтілі реагент ретінде пайдаланылады. Технологиялар, мысалы, мыналарға негізделген: мәжбүрлі тотығу (ЖЭС бөлінетін газдарды күкіртсіздендіру жүйесінде); аммиактың сулы ерітіндісі; теңіз суы (төменде қараңыз)
10	Газдарды теңіз суымен тазарту	Еріткіш ретінде теңіз суының сілтілігін пайдаланып тазартудың ерекше регенеративті емес түрі. Колоннаның жоғарғы жағында тозаңды азайту қажет.
11	Газды тазартудың регенеративті жүйесі	SОx сіңіретін арнайы реагентті қолдану (мысалы, сіңіргіш ерітінді), ол әдетте реагент қайта пайдаланылған кезде регенерация циклі кезінде күкіртті жанама өнім ретінде алуға мүмкіндік береді.
12	Бөлінетін газдарды күкіртсіздендіру	Бөлінетін газдарды күкіртсіздендіру процестерінде сілтілі сорбент жиі қолданылады, ол SO2-ді ұстап, оны қатты өнімге айналдырады. SO2 шығарудың әртүрлі тиімділігі бар Бөлінетін газдарды күкіртсіздендірудің әртүрлі әдістері бар. Соңғы жылдар еріткіштің / катализатордың регенерация процестерінің дамуын көрсетті, онда сіңіру / концентрациялау ортасы қалпына келтіріліп, қайта пайдаланылады. Регенеративті немесе регенеративті емес жүйелер тек SOX-ты жою үшін, сонымен қатар тозаң мен NOX-ты бір уақытта жою үшін бар. Олар SO2 (мысалы, дымқыл скрубберлер) және NOx (мысалы, SLE) жою үшін бөлек блоктардан тұратын жүйелермен бәсекелеседі.

6.26.4. Біріктірілген техникалар (SOХ, NOX және тозаң)

Р/с №	Техника	Сипаттамасы
1	2	3
1	Газдарды скрубберлермен ылғалды тазалау	5.20.3-бөлімді қараңыз.
2	SNOX біріктірілген технологиялар	SOX, NOX және тозаңды жою бойынша біріктірілген технологиялар, онда тозаңды жоюдың бірінші сатысы (ЭШФ) болады, одан кейін кейбір ерекше каталитикалық процестер болады. Күкірт қосылыстары коммерциялық концентрацияланған күкірт қышқылы түрінде алынады, ал NOX N2 –ге дейін қалпына келтіріледі. SOX жалпы жою диапазоны: 94 - 96,6% NOX жалпы жою диапазоны: 87 - 90%

6.26.5. Көміртек тотығы (CO)

Р/с №

Техника

Сипаттамасы

1	2	3
1	Жану процесін басқару	NOX шығарындыларын азайту үшін жану процестерінің модификациясы (бастапқы технологиялар) салдарынан CO шығарындыларының ұлғаюы пайдалану параметрлерін мұқият бақылаумен шектелуі мүмкін
2	Көміртегі оксидінің тотығу активаторлары бар катализаторлар	CO2-де CO-ның тотығуына іріктеп ықпал ететін затты пайдалану (өртеу)
3	Көміртегі монооксиді бар қазандық (CO)	Энергияны рекуперациялауға арналған катализатор регенераторынан кейін бөлінетін газдарда болатын СО жағуға арналған арнайы құрылғы.

6.26.6. Ұшпалы органикалық қосылыстар (ҰОҚ)

Р/с №	Техника	Сипаттамасы
1	2	3
1	Буды ұстау	Көптеген ұшпа өнімдерді, әсіресе шикі мұнай мен жеңіл өнімдерді тиеу-түсіру жұмыстары кезінде ҰОҚ шығарындылары әртүрлі технологиялардың көмегімен азайтылуы мүмкін, мысалы: Абсорбция: бу молекулалары қолайлы абсорбциялық сұйықтықта ериді (мысалы, гликольдер немесе керосин немесе риформат сияқты минералды отын фракциялары). Тазартуға арналған тиелген ерітінді келесі кезеңде қайта қыздыру жолымен десорбцияланады. Десорбцияланған газдар не конденсациялануы, одан әрі өңделуі және жағылуы, не тиісті ағында қайта сіңірілуі тиіс (мысалы, алынатын өнім) Адсорбция: бу молекулалары адсорбенттің қатты материалдарының, мысалы, активтендірілген көмірдің немесе цеолиттің үстіңгі бетінде белсендіруші учаскелермен ұсталады. Адсорбент кезең-кезеңімен қалпына келтіріледі. Алынған десорбат содан кейін жуу бағанасының төменгі бөлігінен алынатын өнімнің айналмалы ағынында сіңіріледі. Жуу колоннасынан қалған газ одан әрі тазартуға жіберіледі. Газдардың мембраналық бөлінуі: бу молекулалары кейіннен конденсацияланатын немесе сіңірілетін көмірсутектермен байытылған фазаға (пермеат) және көмірсутектермен жұтылған фазаға (ретентат) бу мен ауа қоспасын бөлу үшін селективті мембраналар арқылы өңделеді. Екі сатылы салқындату/конденсация: бу-газ қоспасын салқындату кезінде бу молекулалары конденсацияланады және сұйықтық түрінде бөлінеді. Ылғалдылық жылу алмастырғыштың мұздануына әкелетіндіктен, баламалы жұмысты қамтамасыз ететін конденсацияның екі сатылы процесі талап етіледі. Гибридті жүйелер: қол жетімді технологиялардың комбинациялары Ескертпе: Абсорбция және адсорбция процестері метан шығарындыларын айтарлықтай төмендете алмайды.
2	Булардың бұзылуы	ҰОҚ-ның бұзылуына, мысалы, ұстап алу мүмкін болмаған кезде термиялық тотығу (жағу) немесе каталитикалық тотығу жолымен қол жеткізілуі мүмкін. Жарылыстың алдын алу үшін қауіпсіздік талаптарын сақтау қажет (мысалы, жалын сөндіргіштер). Термиялық тотығу, әдетте, газ жанарғысымен және түтін құбырымен жабдықталған отқа төзімді футеровкасы бар бір камералы тотықтырғыштарда болады. Егер осы мақсатта өртеуге арналған арнайы пеш болмаса, қажетті температура мен болу уақытын қамтамасыз ету үшін қолданыстағы пешті пайдалануға болады. Каталитикалық тотығу оттегінің адсорбциясы және оның бетіндегі ҰОҚ есебінен тотығу жылдамдығын жеделдету үшін катализаторды талап етеді. Катализатор тотығу реакциясы термикалық тотығу кезінде талап етілгеннен төмен температурада өтуге мүмкіндік береді: әдетте 320 °C-ден 540 °C-ге дейін. Алдын ала қыздырудың бірінші сатысы (электрлік немесе газдың көмегімен) ҰОҚ-ның каталитикалық тотығуын бастау үшін қажетті температураға жету үшін жүргізіледі. Тотығу сатысы ауа қатты катализаторлар қабатынан өткенде болады.
3	LDAR бағдарламасы (кемуді анықтау және жою))	LDAR бағдарламасы (ағып кетулерді анықтау және жою) ағып жатқан компоненттерді анықтау және кейіннен жою немесе ауыстыру жолымен ҰОҚ шығарындыларын азайтудың құрылымдалған тәсілін білдіреді. Қазіргі уақытта кемуді сәйкестендіру үшін иіс бойынша анықтау және газдарды оптикалық визуализациялау әдістері қолжетімді. Иісі бойынша анықтау әдісі: Бірінші қадам жабдықтың жанында шоғырлануды өлшейтін (мысалы, жалынды иондау немесе фотоиондау көмегімен) қолмен жасалған анализаторлардың көмегімен ҰОҚ-ны анықтау болып табылады. Екінші кезең сәулелену көзінде тікелей өлшеу жүргізу үшін компонентті пакетке буып-түюден тұрады. Бұл екінші қадам кейде алдыңғы өлшеулердің көп саны нәтижесінде алынған статистикалық нәтижелер негізінде алынған математикалық корреляциялық қисықтармен ауыстырылады, ұқсас компоненттерде орындалған. Газды визуализациялаудың оптикалық әдістері: Оптикалық визуализация газдың жылыстауын нақты уақыт режимінде визуализациялауға мүмкіндік беретін шағын жеңіл қол камераларын пайдаланады, сондықтан олар ҰОҚ-ның жылыстағанын оңай және тез байқау үшін бейне құрылғыда тиісті компоненттің қарапайым суретімен бірге "түтін" түрінде көрінеді. Белсенді жүйелер компонентте және оның қоршаған жабдығында көрсетілген инфрақызыл лазерлік жарықтың кері шашырауымен бейнені жасайды. Пассивті жүйелер жабдықтың табиғи инфрақызыл сәулеленуіне және оның қоршаған жабдығына негізделген.
4	ҰОҚ шығарындыларын тарату мониторингі	Объектідегі шығарындыларды толық зерттеу және сандық бағалау қосымша әдістердің тиісті комбинациясының көмегімен, мысалы, күн көлеңкесінің ағыны (SOF) немесе сараланған сіңіру лидары (DIAL) бойынша жүзеге асырылуы мүмкін. Бұл нәтижелер уақыттағы үрдістерді бағалау, айқаспалы тексеру және ағымдағы LDAR бағдарламасын жаңарту/валидациялау үшін пайдаланылуы мүмкін. Күн көлеңкесінің ағыны (SOF): Фурье кең жолақты инфрақызыл немесе ультракүлгін/күн сәулесінің көрінетін спектрін желдің бағытын кесіп өтетін және ЛОС шлейфін ұстайтын берілген географиялық бағыт бойынша тіркеуге және спектрометриялық талдауға негізделген технология. Дифференциалды абсорбциялық LIDAR (DIAL): DIAL - дыбыстық радиотолқындар негізінде RADAR-дың оптикалық аналогы болып табылатын дифференциалды адсорбциялық LIDAR (жарық пен қашықтықты табу) пайдаланатын лазерлік технология. Технология атмосфералық аэрозольдермен лазерлік сәуле импульстерін кері шашыратуға, сондай-ақ телескоптың көмегімен жиналған қайтарылған жарықтың спектралдық қасиеттерін талдауға негізделген.
5	Герметикалығы жоғары деңгейдегі жабдық	Герметикалығы жоғары деңгейдегі жабдық, мысалы мыналарды қамтиды: a. қос тығыздағыш манжеттері бар клапандар; b. магниттік жетекті сорғылар/компрессорлар/араластырғыш c. тығыздағыштардың орнына механикалық манжеттермен жабдықталған сорғылар/компрессорлар/араластырғыштар d. маңызды бөлшектерге арналған жоғары герметикалы төсемдер (мысалы, спиральды орамдар, сақиналы қосылыстар)
6	Бумен бұзылу (VD)	Тотығу: бу молекулалары CO2 және H2O-ға не жоғары температурада термиялық тотығу жолымен, не неғұрлым төмен температурада каталитикалық тотығу жолымен айналады. Термиялық қышқылдану, әдетте, газ жанарғысымен және стекпен жабдықталған бір камералы, футерленген қышқылдандырғыштарда болады. Егер бензин болса, жылу алмастырғыштың тиімділігі шектеледі, ал алдын ала қыздыру температурасы тұтану қаупін төмендету үшін 180 ° C төмен ұсталады. Жұмыс температурасының диапазоны 760 ° C-ден 870 ° C-ге дейін, ал болу уақыты әдетте бір секунд немесе одан аз. Каталитикалық тотығу үшін жер бетіндегі оттегі мен ҰОҚ адсорбциясы есебінен тотығуды жеделдету үшін катализатор талап етіледі. Катализатор тотығу реакциясы термикалық тотығу үшін талап етілгеннен төмен температурада жүруге мүмкіндік береді: әдетте 320 ° -ден 540 ° C-ге дейін.

6.26.7. Басқа да техникалар

Р/с №	Техника	Сипаттамасы
1	2	3
1	Алауларда жағудан болатын шығарындыларды болғызбауға немесе азайтуға арналған техникалар	Қондырғының дұрыс конструкциясы: алау газын рекуперациялау жүйесінің жеткілікті қуатын, жоғары герметикалығы бар сақтандырғыш клапандарды пайдалануды және алау жағуды режимдіктен ерекшеленетін басқа операцияларға арналған қауіпсіздік жүйесі ретінде ғана пайдалану жөніндегі басқа да шараларды (іске қосу, тоқтату, авариялық жағдай) қамтиды. Қондырғыны басқару: ТТ (БЖ) жүйесін теңгеру, технологиялық процесті кеңейтілген басқаруды пайдалану және т.б. жолымен алауларда жағу жағдайларын қысқарту жөніндегі ұйымдастыру және бақылау шараларын қамтиды. Алау конструкциясы: биіктікті, қысымды, бумен, ауамен немесе газбен қоректендіруді, алау ұштарының типін және т.б. қамтиды. Алау түтінсіз және сенімді жұмысты қамтамасыз етуге және стандартты емес, авариялық операциялар нәтижесінде алауларда жағу кезінде артық газдарды тиімді жағуды қамтамасыз етуге бағытталған. Мониторинг және есептілік: Алауларда жағуға бағытталған газдың және онымен байланысты жағу параметрлерінің үздіксіз мониторингі (газ шығынын өлшеу және басқа параметрлерді бағалау) (мысалы, газ қоспасының шығыны және жылу құрамы, қуаттың, жылдамдықтың, үрлеу газының шығынының арақатынасы, ластағыш заттардың шығарындылары). Алау оқиғалары туралы есептілік алауды жағу коэффициентін СЭМ-ге енгізілген талап ретінде пайдалануға және болашақ оқиғаларды болдырмауға мүмкіндік береді. Алаудың көзбен шолып қашықтан мониторингі оқиғалар кезінде түрлі-түсті телевизиялық мониторлардың көмегімен де жүзеге асырылуы мүмкін
2	Диоксиндердің пайда болуын болдырмау үшін катализатор активаторын таңдау	Катализаторды регенерациялау кезінде органикалық хлорид катализатордың тиімді жұмыс істеуі үшін қажет: (катализатордағы хлоридтің тиісті балансын қалпына келтіру және металдардың дұрыс дисперсиясын қамтамасыз ету үшін). Тиісті хлорланған қосылысты таңдау диоксиндер мен фурандардың шығарылу мүмкіндігіне әсер етеді
3	Көміртекті ұстау, пайдалану және сақтау техникалары (Carboncapture, utilisationandstorage, CCUS).	Көмірқышқыл газын кез келген өнеркәсіптік объектіде ұстауға болады - ол үшін жағдайға байланысты қолданылатын ондаған түрлі технологиялар бар. Ұсталған СО2 қысыммен сұйытылады және құбыр арқылы немесе цистерналарда пайдалану немесе көму орнына тасымалданады. Көмір қышқыл газын көму деп оны жер астына 800 м тереңдікке айдау түсініледі, Мұндай сақтаудың сенімділігі үшін жерасты резервуарларының геологиялық қасиеттері жауап береді. Неғұрлым лайықтылардың арасында - миллиондаған жылдар бойы өздерінде қазба отынын ұстап келген газдық немесе мұнай кен орындарының кеуекті жыныстары бар. Көмудің тағы бір нұсқасы - жұмыс істеп тұрған мұнай кен орындарына айдау. Мұндай тәсіл өндіруді арттыруға мүмкіндік береді, бұл ретте ұсталған көміртек диоксидін пайдалану мұнайды дәстүрлі сумен ығыстыруға қарағанда анағұрлым тиімді.

6.27. Сарқынды сулар төгінділерін болғызбайтын немесе бақылайтын техникалардың сипаттамасы

6.27.1. Сарқынды суларды алдын ала тазарту

Р/с №	Техника	Сипаттамасы
1	2	3
1	Қайта пайдалану немесе тазарту алдында құрамында күкірті бар су ағынын алдын ала тазалау	Құрамында күкірт бар суды (мысалы, айдау, крекинг, кокстау қондырғыларынан) тиісті алдын ала тазалауға (мысалы, булау колоннасына) жіберу керек.)
2	Басқа сарқынды су ағындарын негізгі тазартуға дейін алдын ала тазарту	Тазалау тиімділігін қолдау үшін тиісті алдын ала тазалау қажет болуы мүмкін

6.27.2. Сарқынды суларды тазарту

Бұл техника қабаттық қысымды ұстап тұру (ҚҚҰ) және жер қойнауына кәдеге жарату мақсатында сарқынды сулары бар "маркерлік заттар" ретінде жіктелген заттардың суға төгінділерін қысқарту стратегиясын білдіреді.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы
1	2	3
1	Ерімейтін заттарды мұнай алу жолымен жою	Бұл технологиялар әдетте мыналарды қамтиды: Мұнай-су сепараторлары (API) Пластиналық сепараторлар (CPI) Параллель пластиналы сепараторлар (PPI) Көлбеу пластиналы сепараторлар (TPI) Буферлік және/немесе аралық резервуарлар.
2	Өлшенген механикалық қоспаларды және мұнайды дисперсті күйде алу жолымен ерімейтін заттарды жою.	Бұл техника әдетте мыналарды қамтиды: Ерітілген газбен флотация (DGF) Газ барботажы бар флотация (IGF) Құмда сүзу
3	Биологиялық тазарту мен жарықтандыруды қоса алғанда, еритін заттарды жою	Биологиялық тазарту технологиясы: Қозғалмайтын қабаты бар газдандыру жүйесі Жалған сұйытылған қабаты бар тазалау жүйесі Неғұрлым жиі пайдаланылатын жүйелердің бірі белсенді тұнбаны пайдалану процесі болып табылады. Бекітілген қабаты бар жүйелер биофильтрді немесе құмды сүзгіні қамтуы мүмкін
4	Қосымша өңдеу	Тазартудың алдыңғы кезеңін толықтыруға, мысалы, азот немесе көміртегі қосылыстарының құрамын одан әрі төмендетуге арналған сарқынды суларды арнайы тазарту. Судың сапасын сақтауға қойылатын ерекше жергілікті талаптар бар жерлерде пайдаланылады.

6.28. Ремедиация бойынша талаптар

Мұнай мен газды өндіру кезінде атмосфералық ауаға әсер етудің негізгі факторы шығарындылардың ұйымдастырылған көздерін, оның ішінде газтурбиналық қондырғыларды, күкіртті алу/өндіру қондырғыларын (Клаус процесі және SCOT процесі), қазандықтарды және т.б. пайдалану нәтижесінде туындайтын ластағыш заттардың шығарындылары болып табылады.

Ұйымдастырылмаған шығарындылар мұнай мен газ өндірудің көптеген процестерінде, мысалы құбырлардан, клапандардан, тығыздаулардан, резервуарлардан және инфрақұрылымның басқа да тораптарынан туындайды.

Мұнай-газ өндіруші кәсіпорындардың аумағынан ағызылатын сарқынды сулар өздерінің қалыптасу шарттары бойынша үш түрге бөлінеді:

әртүрлі технологиялық процестерде суды пайдалану нәтижесінде пайда болатын өндірістік сарқынды сулар;

аумақта жиналатын қоспаларды жауын, еріген және суаратын сумен шайып алу нәтижесінде пайда болатын атмосфералық (нөсер) сарқынды сулар (кәсіпорын аумағынан жер бетіндегі ағын);

кәсіпорын аумағында санитариялық тораптарды, себезгі бөлмелерін, кір жуатын орындарды және асханаларды пайдалану кезінде пайда болатын шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар.

Әртүрлi кәсiпорындарда сарқынды суларды қалыптастыру шарттары мейлiнше әртүрлi болуы мүмкiн.

Мұнай-газ өндіру компанияларының қызметі қалдықтардың пайда болуымен тікелей байланысты. Компаниялар қызметінің нәтижесінде қалдықтардың мынадай топтары қалыптасады:

өндірістік (негізгі және қосалқы өндірістен);

коммуналдық.

Пайда болатын қалдықтардың барлық түрлері, бірінші кезекте, жүзеге асырылатын технологиялық процестерге және орындалатын өндірістік операцияларға байланысты болады.

Экологиялық кодекске сәйкес ремедиация экологиялық залал фактісі анықталған кезде жүргізіледі:

жануарлар мен өсімдіктер әлеміне;

жер асты және жер үсті сулары;

жер мен топыраққа.

Осылайша, мұнай мен газ өндiру жөнiндегi кәсiпорындар қызметiнiң нәтижесiнде атмосфералық ауаның ластануы және ластағыш заттардың табиғи ортаның бiр компонентiнен екiншiсiне одан әрi ауысуы нәтижесiнде мынадай келеңсiз салдар туындайды:

атмосфералық ауадан топырақтың бетіне ластағыш заттардың шөгуі нәтижесінде жер мен топырақтың ластануы және олардың жер үсті және жер асты суларына одан әрі сіңірілуі;

жануарлар мен өсімдіктер әлеміне әсері.

Антропогендік әсер ету нәтижесінде келтірілген өндірістік және (немесе) мемлекеттік экологиялық бақылау нәтижелері бойынша табиғи орта компоненттеріне экологиялық залал фактілері анықталған кезде және қызмет салдарын жабу және (немесе) жою кезінде базалық есепте немесе эталондық учаскеде белгіленген жай-күйге қатысты табиғи орта компоненттерінің жай-күйінің өзгеруіне бағалау жүргізу қажет.

Іс-әрекеті немесе қызметі экологиялық залал келтірген тұлға Экологиялық кодекстің (5-бөлімнің 131-141-баптары) нормаларына және Ремедиация бағдарламасын әзірлеу жөніндегі әдістемелік ұсынымдарға сәйкес учаскенің жай-күйін қалпына келтіру үшін осындай залалды жою үшін тиісті шаралар қабылдауы тиіс.

Бұдан басқа, іс-әрекеті немесе қызметі экологиялық залал келтірген тұлға, тиісті ластағыш заттардың эмиссияларын жою, тежеу немесе қысқарту үшін қажетті шаралар қолдануға тиіс, сондай-ақ мерзімінде және кезеңділікте бақылау мониторингі үшін, олардың ағымдағы немесе болашақтағы бекітілген мақсатын ескере отырып, учаске адам денсаулығына елеулі қауіп төндірмеді, және табиғи ортаның құрамдас бөліктерінің ластануынан қоршаған ортаға қатысты оның қызметінен зиян келтірмеді.

7. Перспективалы техникалар

Осы бөлімде ғылыми-зерттеу және тәжірибелік-конструкторлық жұмыстар жүргізілетін немесе оларды тәжірибелік-өнеркәсіптік енгізу жүзеге асырылатын жаңа техникалар туралы ақпарат қамтылады.

Осы анықтамалықтағы перспективалы техникалар деп мұнай-газ өндіру секторында әлі кеңінен қолданылмаған және/немесе тек конструкторлық әзірлемелері мен эксперименттері бар жаңа техникалар түсініледі.

Дәстүрлі кен орындарын игеру шамасына қарай болып жатқан көмірсутек қорлары құрылымының нашарлауы мұнай-газ өндіру өнеркәсібін мұнай мен газды іздеу, барлау және өндіру технологияларын ұдайы жетілдіруге мәжбүрлейді.

Инновациялық жобалар игерілетін дәстүрлі кен орындарының қалдық қорларын, өткізгіштігі төмен, карбонатты, қабаттары жарылған кен орындарын, тұтқырлығы жоғары мұнай кен орындарын, тақтатас көмірсутектерін, дәстүрлі емес газ қорларын және басқаларын қоса алғанда, көмірсутектердің дәстүрлі, алынуы қиын және дәстүрлі емес қорларын іздеу, барлау және игеру технологияларын қамтитын бағыттардың кең спектрі бойынша жүзеге асырылады.

Бизнестің болашақ мүмкіндіктерге, оның ішінде энергия ресурстарын қысқарту және табиғи ресурстарды ұтымды тұтыну бөлігіндегі инновацияларға инвестициялары әрбір компанияның өзінің дамуы мен нарықтағы бәсекеге қабілеттілігі үшін, бірақ елдің дамуы үшін де басымдығы болуы тиіс.

Көбінесе табысты дамуға мыналар ықпал етеді:

1) қызметті перспективалы жоспарлау;

2) инновациялық жобаларды іске асыру;

3) технологиялық жабдық өндірушілермен де ынтымақтастық, сондай-ақ тәжірибе алмасу мақсатында ұқсас компаниялармен де, инжинирингтік ғылыми-зерттеу компаниялармен де ынтымақтастық.

Технологиялық дамуда артта қалу пайдаланылатын қорларды игеру бойынша операциялық қызмет тиімділігінің төмендеуіне әкеп соқтырады, ал инновациялық қызметтен бас тарту немесе тиімсіз инновациялық қызмет бизнес үшін өте жағымсыз салдарға әкеледі.

Инновациялық жобаларды тиімді жүзеге асыру компанияны сала көшбасшыларының біріне айналдырады.

Технологиялық дамудың артта қалуы пайдаланылған қорларды игеру бойынша операциялық қызмет тиімділігінің төмендеуіне әкеп соқтырады, ал инновациядан бас тарту немесе тиімсіз инновациялық қызмет бизнес үшін өте теріс салдарға әкеледі.

Инновациялық жобаларды тиімді енгізу компанияны сала көшбасшыларының қатарына шығарады.

7.1. Төмен көміртекті энергетикалық технологиялар

Жану СО2-ді электр станциясының пайдаланылған газдарынан химиялық сіңіру арқылы бөлуге әкеледі. CO2 пайдаланылған газдардан бөлінгендіктен, бұл технологияны негізінен қолданыстағы электр станцияларында станцияның өзіне айтарлықтай өзгертулер енгізбестен пайдалануға болады. Күйдіру ең жетілген технология болып саналады, дегенмен оны пайдалану туралы әлі де белгісіздік бар және оны коммерциялық және кең ауқымда пайдалану үшін айтарлықтай технологиялық жетілдірулер қажет.

Алдын ала жағу технологиясының көмегімен CO2 жағу алдында ұсталады. Бұған табиғи газды сутегіге бай газ қоспасына айналдыру арқылы қол жеткізіледі. Бұл газ қоспасы CO2-ді ұстап қалатындай етіп өңделеді және осылайша жаңа отын "көміртексізденеді" (пайдаланылған газдарда CO2 өте аз). Жану алдында ұстау сутегіге бай газ ағындарын жағу үшін газ турбиналарын өзгертуді қажет етсе де, алдыңғы қадамдар бүкіл әлем бойынша аммиак зауыттары ретінде техникалық тексерілген.

Пайдалану кезінде отын мен оттегінің жану газ турбина таза оттегі ауаның орнына. Бұл пайдаланылған газдардың құрамында су буы мен СО2 бар екенін білдіреді, ал СО2 пайдаланылған газдарды салқындату арқылы бөлінуі мүмкін. Қазіргі заманғы газ турбиналары оттегін жағу кезінде өнімділіктің төмендігінен зардап шегеді және бүгінгі күнге дейін оттегін жағуға қолайлы турбиналардың жаңа түрлерін жасауға аз күш жұмсалды. Сонымен қатар, оттегі өндірісі энергияны қажет етеді және тиісті технология өте қымбат. Ұстау технологиясының үш санатының ішінде оттегі отыны ең аз жетілген болып табылады.

Электр станцияларында CO2 ұстауға байланысты шығындар бүкіл CO2 тізбегіндегі шығындардың шамамен үштен екісін құрайды, ал тасымалдау және сақтау шамамен үштен бірін құрайды.

7.2. Мұнай шламын қайта өңдеу бойынша мобильді кешенді қондырғылар

Сұйық тұтқыр мұнай шламдарын фазалық бөлудің үш негізгі әдісі бар-механикалық, химиялық және механикалық-химиялық өңдеу. Тұрақты су-май эмульсияларының механикалық түрде бұзылуы эмульсияның дисперсті фазасының концентрациясын жасанды түрде өзгертудің технологиялық әдістеріне негізделген, содан кейін осы фазаның ұсақ тамшыларының коалесценциясы. Сұйық тұтқыр мұнай шламдарын фазааралық бөлу операциясын жүзеге асыру үшін қазіргі уақытта көптеген технологиялық аппараттар, соның ішінде сепараторлар, центрифугалар, гидроциклондар, әртүрлі конструкциялардағы деканторлар әзірленді.

Химиялық флокуляция құралдары центрифугаланған шикізат құбырына сол араластырғыш құбыр арқылы да беріледі. Бұл шламды химиялық агенттермен жақсы араластыруға мүмкіндік береді.

Экономикалық тиімділік бұл қондырғыны жалға алу құқығымен басқа ұйымдарға беруге болатындығына байланысты.

Ластанған топырақты тазартуда экологиялық тиімділік бар.

7.3. Сарқынды суларды тазарту

Сарқынды суларды тазартудың жаңа әдістері қарастырылатындар: Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Common Waste Water and Waste Gas Treatment/Management Systems in the Chemical Sector

7.4. Пайдаланылған газдарды өңдеу

Кейбір әзірлемелерді атап өткен жөн:

керамикалық сүзгілерді (мысалы, NGK, Жапония) және қатты бөлшектердің айналмалы сепараторын (LebonandGimbrair, Нидерланды) қоса алғанда, жаңа әзірлемелердің көмегімен қатты бөлшектердің шығарындыларымен күресу әдістері;

CO2 шығарындыларын азайту әдістері.

7.5. Көміртекті ұстау, пайдалану және сақтау техникалары (Carboncapture, utilisationandstorage, CCUS).

Халықаралық энергетикалық агенттіктің (IEA) болжамы бойынша, сегіз жылдан кейін әлемде жылына 800 млн тонна CO2 ұсталады - бұл бүгінгіден 20 есе көп.

IEA болжамына сәйкес, таяу жылдары CO2-ді барлық жерде ұстай бастайды - бұл әлемге жаһандық жылынуды 2 °C шегінде ұстап тұру үшін барлық парниктік қалдықтардың кемінде 15% -ын қысқартуға мүмкіндік береді.

Көмірқышқыл газын кез келген өнеркәсіптік объектіде ұстауға болады - ол үшін жағдайға байланысты қолданылатын ондаған түрлі технологиялар бар. Ұсталған СО2 қысыммен сұйытылады және құбыр арқылы немесе цистерналарда пайдалану немесе көму орнына тасымалданады.

Көмір қышқыл газын көму деп оны жер астына 800 м тереңдікке айдау түсініледі. Мұндай сақтаудың сенімділігі үшін жерасты резервуарларының геологиялық қасиеттері жауап береді. Неғұрлым лайықтылардың арасында - миллиондаған жылдар бойы өздерінде қазба отынын ұстап келген газдық немесе мұнай кен орындарының кеуекті жыныстары бар.

Көмудің тағы бір нұсқасы - жұмыс істеп тұрған мұнай кен орындарына айдау. Мұндай тәсіл өндіруді арттыруға мүмкіндік береді, бұл ретте ұсталған көміртек диоксидін пайдалану мұнайды дәстүрлі сумен ығыстыруға қарағанда анағұрлым тиімді. CCUS-тың дамуы осыдан басталды - мұндай алғашқы жобалар 1970 жылдары Техастағы (АҚШ) мұнай кен орындарында пайда болды.

CO2 ұстау техникасы

Бұл әдістер әзірленудің бастапқы сатысында және пилоттық қондырғыларда сынақтан өтуде. Қолжетімді технологиялар өте қымбат және CO2 тізбегін пайдалану мен шығындарға байланысты көптеген белгісіздіктер бар. Оларды үш негізгі санатқа бөлуге болады:

күйдіру;

алдын ала жағу;

оттегі-отын.

Ұсталған көмірқышқыл газын өндірісте пайдалануға болады

Мұнай өндiруден басқа, ұсталған көмiртек диоксидiн көптеген технологиялық процестерде пайдалануға болады. Бүгінде әлемде жыл сайын 230 млн тонна СО2 тұтынылады. Көп бөлігі тыңайтқыштар (130 млн тонна) шығаруға және қабаттардың мұнай қайтарымын арттыруға (70-80 млн тонна) жұмсалады. Қалған бағыттардың ішінде - тамақ өнімдері мен сусындарды өндіру, суды тазарту, жылыжайларда қолдану, салқындату және мұздату үшін пайдалану.

Бүгінде әлемде көмірқышқыл газы ұсталатын, көмілетін және пайдаланылатын 10 елде тек 28 ірі өнеркәсіптік нысан бар. Олар жылына СО2 40 млн тоннасын жояды. Бұл көлемнің жартысынан көбі (жылына 28,5 млн тонна) табиғи газды өңдейтін кәсіпорындарға тиесілі. Қалғаны - сутегі, синтетикалық отын, электр энергиясы, тыңайтқыштар, биоотын, сондай-ақ темір мен болат өндіретін кәсіпорындарға.

Электр энергиясын өндіру және қазба энергиясын пайдаланудың басқа түрлері парниктік газдар шығарындыларының ең ірі көзі болып табылады. Көптеген жылдар бойы CO2 ұстау және сақтау технологияларын әзiрлеуге елеулi халықаралық қызығушылық байқалады.

CCS жүйесімен жабдықталған электр станциясы CCS-сіз баламалы қуаты бар электр станциясына қарағанда шамамен 10-40% көп энергияны қажет етеді, оның көп бөлігі ұстап алу мен қысуға арналған.

CO2 тасымалдау

CO2 көзден CO2 сақталатын геологиялық құрылымға тасымалдануы тиіс. Бұл тасымалдау құбыр арқылы немесе теңiз арқылы жүзеге асырылуы мүмкiн. Көлік - технология тұрғысынан да, нақты шығындарды бағалау мүмкіндігі тұрғысынан да CO2 шығарындылар тізбегіндегі ең аз күрделі элемент. Қалай болғанда да, CO2 тасымалдау энергия мен шығын тұрғысынан айтарлықтай ресурстарды талап етеді. CO2 әртүрлі қысымдар мен температураларда өзін әртүрлі ұстайтындықтан, тасымалдау қатты жай-күйді және құбырлардың немесе жабдықтардың одан әрі ластануын болдырмау үшін бақылаумен жүргізілуі тиіс. Көлік құралын таңдау шығарындылар көздерінің санын, әрбір көзден шығарындылар көлемін, көзден сақтау орнына дейінгі арақашықтықты және тасымалданатын СО2 көлемін қоса алғанда, нақты талаптарға байланысты болады. Қазiргi технология кезiнде құбыр көлiгi ең қарапайым және неғұрлым рентабельдi балама болып саналады.

CO2 сақтау

Бүкіл әлем бойынша геологиялық формацияларда CO2 сақтау үшін айтарлықтай техникалық әлеует бар. Мұндай сақтауға мұнай және газ өндiрушi кен орындары, қараусыз қалған мұнай және газ кен орындары және басқа да құралымдар кандидаттар болып табылады. Пайдаланылмайтын резервуарларда сақтау - геология тұрғысынан жақсы шешім; себебі бұл құрылымдар мұнай мен газды миллион жыл бойы ұстап тұрғаннан кейін су өткізбейтін болуы мүмкін. Басқа қабаттар да CO2 сақтаудың қауіпсіз баламалары болып саналады.

7.6. Пайдаланылған мұнай өнімдерін кәдеге жаратудың сорбциялық әдісі

Пайдаланылған мұнай өнімдерін кәдеге жаратудың, мұнайды құюдың сорбциялық әдісінің мәні белсенді сорбенттерді қолданудан тұрады.

Сорбент мұнай мен мұнай өнімдерін толық сіңіреді, соның ішінде көкшіл қабыршақты да, содан кейін сорбентті алып тастау және кәдеге жарату қажет.

7.7. Жабық алау техникалары

Алаулардың жабық түрлерінің газ тәрізді қалдықтарды түтінсіз жағуды және ауа мен бу берусіз көрінетін жалынның болмауын қамтамасыз ететін, бұл ретте шудың деңгейін қарапайым алаулармен салыстырғанда төмендететін жабық конструкциясы (қорабы) болады. Шығарындыларды реттеу жалын температурасын бақылаумен жүргізіледі.

Жердегі жабық алау және термиялық тотығу алауы тапсырыс берушінің ерекшеліктері бойынша жобаланады және жүйе жұмысының жалпы көрсеткіштерін арттырады.

Көптеген жабық алау жүйелерінде шығарындыларды азайтуға көмектесетін қырлы пластиналы шілтерлер пайдаланылады. Аэродинамикалық тордың көлбеу, пластиналы конструкциясы алау корпусының ұзындығы мен ені бойынша ауаның біркелкі таралуын қамтамасыз етеді. Нәтижесінде қырлы пластиналы жанарғылар шудың ең аз деңгейінде өртеудің жоғары тиімділігіне қол жеткізеді.

Алаулардың жабық түрлері сыртқа бөлінетін газдарды қосымша тазартатын сүзгіш элементтермен немесе энергия үнемдеуге бағытталған жүйелермен жабдықталуы мүмкін.

Алаудың осы түрі жабық құрылымға ие және түтінсіз жағуды қамтамасыз етеді және ауа мен бу берілмей көрінетін жалынның болмауымен бөлінеді. Шығарындыларды реттеу жалын температурасын бақылаумен жүргізіледі.

Жабық алау жүйелерін қолданудың артықшылықтары:

көзге көрінетін жанудың болмауы;

көп жағдайда бу да, ауа да қажет емес;

жылу сәулесінің болмауы;

төмен шу;

қарапайым қызмет көрсету;

өртеудің жоғары толымдылығы.

Жабық алаудың технологиялық схемасы 7.1-суретте берілген.

7.1-сурет. Жабық алаудың технологиялық схемасы

Жабық алау жүйесінде үстінен ашық, қабырғалары футерленген жағу камерасы болады. Олар жану аспаптарын желдің әсерінен қорғауды қамтамасыз етеді. "Жабдықты пайдалану" процесі процесс барысында жану камерасына түсетін ауа сапасы мен көлемінің мониторингін көздейді. Сондай-ақ камерадан бөлінетін газ ағыны бақыланады. Жану температурасы табиғи немесе мәжбүрлі түрдегі тартқыштың көмегімен берілетін артық ауаның арқасында төмендейді. Жабық қондырғыда мәжбүрлі тартымды жеңілдету үшін арнайы реттеулер көзделген. Олар діріл мен жалынның бұрмалану қаупін төмендете отырып, қалыпты жұмысқа жауап береді.

Ластағыш заттар шығарындыларын азайту. Алау қондырғылары жүйесін пайдалану қауіпсіздігін арттыру.

8. Қосымша түсініктемелер мен ұсынымдар

ЕҚТ бойынша анықтамалық Экология кодексінің 113-бабына сәйкес 044 "Технологиялар мен ең үздік практикаларды ілгерілету, бизнес пен инвестицияларды дамыту арқылы Қазақстанның жасыл экономикаға жылдам көшуіне жәрдемдесу" бюджеттік бағдарламасы бойынша мемлекеттік тапсырма шеңберінде дайындалған

ЕҚТ бойынша анықтамалықты әзірлеуді мұнай және газ өндіру жөніндегі технологтар, газды қайта өңдеу жөніндегі технологтар, экологтар, энергия тиімділігі жөніндегі мамандар және қаржылық модельдеу жөніндегі сарапшы ұсынған тәуелсіз сарапшылар тобы жұмыс нәтижелерін тікелей талдай отырып және ЕҚТ бойынша анықтамалықты әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобы мүшелерінің ұсынымдарымен жүргізді.

Техникалық жұмыс топтарының құрамына:

өнеркәсіп субъектілерінің;

ең үздік қолжетімді техникаларды қолданудың тиісті салаларындағы ғылыми ұйымдардың;

экологиялық қауымдастықтардың;

халықтың санитариялық-эпидемиологиялық саламаттылығы және өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы уәкілетті органдардың;

жұртшылық өкілдері, ең үздік қолжетімді техникаларды қолданудың тиісті салалары бойынша қажетті білімі мен тәжірибесі бар тәуелсіз отандық және шетелдік сарапшылар енді.

Мұнай-газ өндіру кәсіпорындарында жүргізілген кешенді технологиялық аудит сараптамалық бағалау бойынша мұнай-газ өндіру саласының ағымдағы жай-күйін, өндірісті басқарудың тиімділігін, қолданылатын автоматтандыру құралдарын, технологиялық мүмкіндіктерді талдауды және кәсіпорындардың қоршаған ортаға әсер ету дәрежесін анықтауға мүмкіндік берді.

Жалпы алғанда, мұнай өндіру саласы бойынша, қолданылатын технологиялар, жабдықтар, ластағыш заттардың төгінділері мен шығарындыларының деңгейі, өндіріс қалдықтарының түзілуі, әдеби деректерді пайдалана отырып, қоршаған ортаға әсер етудің басқада факторлары, энергия және ресурстарды тұтыну, нормативтік құжаттама мен экологиялық есептерді зерделеу туралы ақпаратты талдау және жүйелеу жүргізілді.

ЕҚТ өлшемшарттарына сәйкестікті бағалау Экология кодексінің 113-бабына, Еуропалық парламенттің және ЕО Кеңесінің "Өнеркәсіптік шығарындылар және /немесе төгінділер туралы (ластанудың кешенді алдын алу және бақылау туралы) 2010/75/ЕО директивасына, сондай-ақ осы анықтамалықтың 2-бөлімінде көрсетілген ЕҚТ-ға жатқызу әдіснамасына сәйкес белгіленді.

ТЖТ мүшелері мен КTA-дан өткен компаниялар арасындағы сауалнама-сұрақтар негізінде ақпараттық деректерді жаңарту, эмиссиялар деңгейін анықтау бойынша, ең үздік қолжетімді техникаларды таңдау кезінде техникаларды анықтау бойынша ұсынылатын әдістемелер бөлігінде мұнай-газ кәсіпорындарына сауалнама жүргізілді.

Талдаудың, сауалнама-сұрақтардың қорытындылары технологияларды қолданудың әртүрлі аспектілері, оның ішінде технологиялық көрсеткіштер бойынша ақпараттың анық жеткіліксіздігін айқындады, өйткені көптеген параметрлер әртүрлі уақыт аралықтарында бақыланады. Сонымен қатар, ҚМЖ бойынша нақты (өлшенген) көрсеткіштер берілмеді, ҰБО кәсіпорындары ШРШ, ШРТ есептерін ұсынуға көбірек бағдарланған, осыған байланысты нақты көрсеткіштерді растау үшін ЕҚТ бойынша анықтамалықты әзірлеушілер тобы ұсынылған деректердің дұрыстығын растау ретінде объект операторларының құжаттық және аспаптық дәлелдемелерді алу туралы сұрауларына сүйенді.

ЕҚТ бойынша анықтамалықты әзірлеу кезінде Қазақстан Республикасының климаттық, экономикалық, экологиялық жағдайларына, отын-шикізат базасына негізделген бейімделу қажеттілігін ескере отырып, қолдану саласындағы ең үздік қолжетімді техникалардың техникалық және экономикалық қолжетімділігін негіздейтін ең үздік әлемдік тәжірибе ескерілді.

Перспективалы техникаларға тек отандық әзірлемелер ғана емес, сонымен қатар шетелде практикада қолданылатын, бірақ осы уақытқа дейін Қазақстан Республикасында енгізілмеген озық технологиялар да жатады.

ЕҚТ бойынша анықтамалықты дайындау қорытындысы бойынша осы анықтамалықпен әрі қарай жұмыс істеуге және ЕҚТ-ны ендіруге қатысты мынадай ұсынымдар тұжырымдалды:

мұнай-газ өндіру кәсіпорындарына ластағыш заттар эмиссияларының деңгейлері туралы мәліметтерді жинауды, жүйелеуді және сақтауды жүзеге асыру, сондай-ақ эмиссиялар деңгейлерінің өзгеруінің "себеп-салдарлық байланысын" анықтауға талдау жүргізу ұсынылады;

шығарындылар деңгейін аспаптық өлшеуді жүргізу кезінде қондырғылардың жүктеме деңгейлерін, отынның физика-химиялық құрамын және басқаларын (мысалы: кіріс және шығыс шикізатының температурасын) ескеру қажет;

негізгі және табиғатты қорғау жабдықтарын жаңғыртуға бағытталған жөндеу жұмыстарын жүргізу кезінде ЕҚТ-ны ендірудің экономикалық аспектілерін де ескеру қажет;

өндірістік экологиялық бақылау жүргізу кезінде қоршаған ортаға эмиссиялар мониторингінің автоматтандырылған жүйесін енгізу қажет, ол бөлінетін газдағы оттегінің құрамына түзетуді ескере отырып, нақты өлшенген деректерді бағалауға мүмкіндік береді.

технологиялық және табиғатты қорғау жабдықтарын жаңғырту кезінде жаңа технологияларды, жабдықтарды, материалдарды таңдаудың басым өлшемшарттары ретінде энергия тиімділігін арттыруды, ресурс үнемдеуді, мұнай өңдеу объектілерінің қоршаған ортаға теріс әсерін азайтуды пайдалану керек;

мұнай-газ өндіру саласына және объектінің тікелей операторына қатысты ең үздік әлемдік тәжірибенің мониторингі мен талдауын ұйымдастыру;

деректерді талдау немесе салыстыру кезінде нақты деректерді пайдалану;

КТА шеңберінде өнеркәсіптік кәсіпорындардан жиналатын ақпараттық деректерге қатысты технологиялық жабдықтардың жұмысындағы маусымдық өзгерістерді, сондай-ақ қоршаған ортаға эмиссиялар деңгейлерін ескеру қажет.

Библиография

UNECE Energy Series, "Энергия тиімділігін арттыру саясаты: озық тәжірибе", екінші басылым, 2017.

Best Available Techniques (BAT) reference document for Waste Treatment, Industrial Emissions Directive 2010/75 / EU, JRC IPTS EIPPCB, 2018 (қалдықтарды өңдеудің ең жақсы қолжетімді технологиялары (ватт) бойынша анықтамалық құжат).

Мұнай өнімдеріне арналған CONCAWE Biodegradability Test қолданбасы, CONCAWE, 2000 (мұнай өнімдерін биологиялық ыдырауға сынау).

HMIP UK, Petroleum Processes: Oil Refining and Associated Processes/HMSO, 1995 (Мұнай процестері: мұнай өңдеу және онымен байланысты процестер).

API, petroleum refining crude processing units үшін Environmental design considerations, 1993 (Мұнай өңдеу қондырғыларын жобалау кезіндегі экологиялық ойлар).

Borremans M. Pumps and Compressors, 2019 (сорғылар мен компрессорлар).

Кроутер, төмен температуралы тотығу газдары NO ^ - ВОС, 2001 ж.

CONCAWE, Еуропадағы мұнай өңдеу зауыттарынан су төгінділеріне арналған BREF-ке қатысты мұнай өңдеу зауыттарының қоршаған орта параметрлері, 2010, б. 51.

UN / ECE, ҰОҚ task force on emission reduction for the oil and gas refining industry / DFIU-IFARE, 1998 (мұнай-газ өңдеу өнеркәсібі үшін шығарындыларды азайту жөніндегі ҰОҚ жұмыс тобы).

CONCAWE, Мұнай өңдеу зауыттарынан шығарындыларды азайтудың ең жақсы әдістері, 1999.

А.Г. Ананенков, Г.П. Ставкин, Э.Г. Талыбов. Қиыр солтүстіктегі газ конденсаты кен орнының балық аулауға арналған АСУ ТП."Недра-бизнес орталығы" ЖШС, 1999, 230 бет.

Н.А. Еремин, Мұнай-газ саласындағы ақпараттық технологиялар және автоматтандыру. Газовая промышленность № 5/674/2012, 2–4 бет.

Н.А. Еремин, В. Е. Столяров, Оптимизация процессов добычи газа при применении цифровых технологий. Ғылыми техникалық журнал "Геология. Геофизика және мұнай және газ кен орындарын игеру", 6/2018, мұнай және газ кен орындарын игеру 54-61 Б., ISSN 2413-5011, ВНИИОЭНГ, Мәскеу.

В. Е. Столяров, С. В. Ларцов, Сымсыз сенсорлық желілер негізінде таратылған объектілердің АБЖ ТП ұйымдастыру, экспозиция Мұнай Газ, № 3, 2013, 29-33 б.

В.З. Минликаев, Д. В., Дикамов, В. Е., "Қазіргі жағдайда автоматтандыру объектісі ретінде газ ұңғымасы", газ өнеркәсібі, №10 /713/2014, 2014, 52-57 бет.

Силаш А.П., Мұнай өндіру және тасымалдау.

American Petroleum Institute, API STD 676, positive displacement pumps – Rotary [Электрондық ресурс].

Горячев А. А., Липатов и. А., Туманов а. п., "Көп фазалы өлшеу құрылғылары мен көп фазалы сорғы станцияларын қолдана отырып, мұнай мен газды жинаудың қысым жүйесі", Мұнай шаруашылығы, № 7, 2006, 38-39 б.

Шенгур Н. В.,"УЭЦН-ге клапан Электр қозғалтқышын енгізудің мифтері мен шындықтары".

Шенгур Н.В., Иванов А. А., "Инженерлік практика", № 3, 2011.

Горелик Д. О., "атмосфераның ластануын бақылау және шығарындылар көздері", стандарттар басылымы, 1992.

Миляев В. Б., Ясенский а. Н.," Ресей Федерациясының (Ресей) қалалары мен аймақтарының атмосферасына ластағыш заттар шығарындыларының жылнамасы " 2005, б. 274.

Деккерс, TWG голландиялық мүшесінің бірінші жобаға түсініктемелері, 2000.

TWG, TWG -дің Refineries BREF құжатының екінші жобасына түсініктемелері, 200.

Мейерс, "Мұнай өңдеу процестерінің анықтамалығы", McGraw-Hill, АҚШ, 1997.

Хуссейн К. Абдель-Аал, Мұнай мен газды кәсіптік дайындау, 2016.

VROM, мұнай өңдеу зауыттарына арналған голландиялық ЕҰТ жазбалары / Тұрғын үй құрылысы, аумақтық жоспарлау және қоршаған орта министрлігі (VROM) - әуе және энергетика басқармасы-Raytheon инженерлері мен дизайнерлері, 1999.

HMIP UK, Табиғи газды қайта өңдеу/Ұлыбританияның қоршаған ортаны қорғау агенттігі.

Шумский, Н. М. "Газды кептірудің негізгі әдістері", 2019, № 24 (262), 158-159 б.

TWG IT, Италияның Gela SNOx орнату бойынша қайта қаралған үлесі, 2012.

Муродов, М. Н., Паноев, Э.Р. "Газ конденсаты кен орындарын игеру жүйелері", 2014.

СОМ, Ірі жану қондырғыларындағы (LCP BBEF) ең жақсы қолжетімді технологиялар (ЕҢ ҮЗДІК ҚОЛЖЕТІМДІ ТЕХНИКАЛАР) анықтамалық құжаты, Еуропалық комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2006.

ИНЕРИС, Каталиткалық қорғаныс, 2008.

Сема, Софрес, Мұнай өңдеу өнеркәсібінен атмосфераға ластағыш заттардың шығарындыларын азайту үшін қолжетімді ең жақсы технологиялар туралы техникалық жазба. 84/360 EEC директивасының 7 және 13-баптарын қолдану, 1991.

REF TWG 2010, TWG 2010 DRAFT 1 BREF шолуына түсініктемелер, 2010.

API, Мұнай өнімдеріне арналған анықтамалық нұсқаулық. 19-тарау: Булану шығындарын өлшеу, 1-бөлім: Бекітілген шатырлы резервуарлардан булану шығындары, 2002.

CONCAWE, Конкаваның бірінші жобаға түсініктемелері, 2000.

Мандуцио, TWG италиялық мүшесінің бірінші жобаға түсініктемелері, 2000.

API, Manual of petroleum measurement standards. Chapter 19: Evaporative loss measurement, Section 1: Evaporative loss from fixed-roof tanks, 2002 (Мұнайды өлшеу стандарттары бойынша нұсқаулық. 19-тарау: Булану шығындарын өлшеу, 1-бөлім: Бекітілген шатырлы резервуарлардан булану шығындары, 2002.

Теберт және басқалар, Германиядағы мұнай өңдеу зауыттарындағы ең жақсы қолжетімді технологиялар, ОКОПОЛ, 2009.

COM, best Available Techniques (BAT) reference document F emissions from Storage (EFS BREF), European Commission, JRC IPTS EIPPCB, 2006 (Сақтау кезінде шығарындылар туралы ең жақсы қолжетімді техникалар (НИМ) туралы анықтамалық құжат).

Sema, Sofres, Technical note on the best available technologies to reduce emissions of pollutants into the air from the refining industry. Application of articles 7 and 13 of the Directive 84/360 EEC/Report made for European Commission, 1991, стр. 135 (Мұнай өідеу өнеркәсібінен атмосфераға ластағыш заттардың шығарындыларын қысқарту үшін үздік қолжетімді технологиялар туралы техникалық жазба).

Станислаус және басқалар, " Ультра төмен күкіртті дизель отынын өндіру ғылымы мен технологиясындағы соңғы жетістіктер (ULSD)", 2010.

TWG CONCAWE, REF BREF-тегі VRU бөліміне түсініктемелер, 2012.

MWV, Comments from German refinery association to first draft, 2000 (Неміс мұнай өңдеу зауыттары қауымдастығының алғашқы қайта өңдеу жобасына түсініктемелері).

UBA, German Notes on BAT in the Refinery Industry. The German Refinery Industry, 2000 (Мұнай өңдеу өнеркәсібіндегі ЕҚТ туралы неміс жазбалары. Неміс мұнай өңдеу өнеркәсібі).

ORECO, CONTRIBUTION OF Oreco A / S to the Mineral Oil & Gas Refineries BREF, 2011 (Oreco A / S bref дамуына қосқан үлесі мұнай мен газды қайта өңдеу).

ЕО, СКВ ауаның ластануын бақылау туралы ақпараттық бюллетень, 2002.

СОМ, Энергия тиімділігі үшін ең жақсы қолжетімді технологиялар (ватт) туралы анықтамалық құжат (en BREF) Еуропалық КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2009.

Directive 94/63/EC, volatilegganic compound control on Directive (ҰОҚ) emissions resulting from the storage of petrol and its distribution from terminals to service stations, 2019 (Шығарындыларды бақылау директивасы (ҰОҚ) бензинді сақтау және оны терминалдардан техникалық қызмет көрсету станцияларына дейін тарату нәтижесінде).

HP, Refining Processe, 1998.

Янсон, Швед ЕҚТ мұнай өңдеу зауыттарына ескертулер / Швецияның қоршаған ортаны қорғау агенттігі, 1999.

VDI, мұнай өңдеу зауыттарының шығарындыларын бақылау / VDI / UBA, 2000.

Ирландияның қоршаған ортаны қорғау агенттігі, "BATNEEC басшылығы. 9.3 класс Мұнай немесе газды қайта өңдеу" 3 жобасы 1993.

UBA, Мұнай өңдеу өнеркәсібіндегі ЕҚТ туралы неміс түсіндірмелері.

CONCAWE, Гидротазарту және шикізаттағы S құрамы мен SO2шығарындылары арасындағы байланыс, 2012.

Блумколк және басқалар, "Өңдеу өнеркәсібінде салқындатқыш суды пайдаланудың балама конструкциялары: салқындату жүйелерінен қоршаған ортаға әсерді азайту / Journal for Cleaner Production", 1996.

Clear stone, Guidelines on Flare and Vent Measurement, GGFR & World Bank, 2008 (алау мен желдеткішті саңылауларды өлшеу бойынша нұсқаулық).

BMUJF, Emissionsbegrenzung und Anwendungsbereich von stat. Моторен, 1999.

Дживонс пен Фрэнсис, Қолданыстағы ірі нүктелік көздер үшін NOx және so ^ шығарындыларын бақылаудың ықтимал шаралары, 2008.

CONCAWE 4/09, "Пневматикалық шығарындылар", 2009.

G. Electric, "LHV жанармай диапазоны және жану камераларының түрлері", 2012.

Сименс, "Өнеркәсіптік газ турбиналары" - 5-тен 50 мегаваттқа дейінгі өнімдердің толық ассортименті, 2012.

fwe, Мұнай өңдеу секторына стратегиялық шолу / Foster Wheeler Energy LTD жұмысы Ұлыбританияның қоршаған ортаны қорғау агенттігі үшін, 1999.

МРТ, Шығарындылар факторлары, 1997.

TWG, REF BREF TWG - Жобаға жиналған пікірлер 1, 2010.

Диксон және басқалар, "Иісті бақылау / азайту үшін нитраттарды қолдану-мұнай өңдеу зауыттарының тақырыптық зерттеулері", Жеке байланыс, 2009.

Италия, Италияның Refinery BREF 4-тарауына қосқан үлесі, 2000 ж;

CIPEC," Energy Efficiency Planning and Management Guide", 2002 (энергия тиімділігін жоспарлау және басқару жөніндегі Нұсқаулық).

Berger, H., "Energieeffiziente Technologien und effizienzsteigernde Maßnahmen" (Энергиялық тиімді технологиялар және тиімділікті арттыру шаралары), 2005.

Maes, D., Vrancen, K., "Energy efficiency in steam systems", 2005 (бу жүйелеріндегі энергия тиімділігі).

Åsbland, A., "High temperature air combustion", 2005 (Ауаның жоғары температуралық жануы.

Blasiak W., Rafidi N., "Physical properties of a LPG flame with hightemperature air on a regenerative burner" Жану және жалын, 2004, 567-569 бет (Регенеративті жанарғыда жоғары температуралы ауасы бар сұйылтылған газдың жалынының физикалық қасиеттері).

Yang W., B. W. "Mathematical modelling of NO emissions from High Temperature Air Combustion with Nitrous Oxide Mechanism", Отынды қайта өңдеу технологиясы 2005, 943–957 бет (Азот тотығы механизмі бойынша жоғары температуралы ауаны жағу кезінде NO шығарындыларын математикалық үлгілеу).

Yang W., 2005, Yang W., B. W. "Flame Entrainments Induced by a Turbulent Reacting Jet Using High-Temperature and Oxygen Deficient Oxidizers", Энергия и топливо, 2005, 1473-1483 бет (Жоғары температуралы және ауа жетіспейтін тотықтырғыштарды пайдалану арқылы турбулентті реактивті ағынмен туындаған жалынды ұстау).

Rafidi N., B. W. "Thermal performance analysis on two composite material honeycomb heat regenerators used for HiTAC burners" Қолданбалы жылу техникасы, 2005, 2966-2982 бет (НіТАС жанарғылары үшін қолданылатын композитті материалардан екі ұяшықты жылу регенераторларының жылу Сипаттамаларын талдау).

Mörtberg M., B. W., Gupta A.K "Combustion of Low Calorific Fuels in High Temperature and Oxygen Deficient Environment" Ғылым және жағу технологиясы, 2005 (Жоғары температура мен оттегі жетіспеушілігі жағдайларында төмен калориялық отынды жағу).

Rafidi N., B. W., Jewartowski M., Szewczyk D. "Increase of the Effective Energy from the Radiant Tube Equipped with Regenerative System in Comparison with Conventional Recuperative System", Жағу журналы IFRF (Жалынды зерттеудің халықаралық қоры), 2005, (Қарапайым рекуперативті жүйемен салыстырғанда регенеративті жүйемен жабдықталған түтіктен шығатын тиімді энергияны арттыру).

CADDET "High-performance Industrial Furnace Based on High temperature Air Combustion Technology - Application to a Heat Treatment Furnace", 2003 (Ауаны жоғары температуралық жағу технологиясы негізіндегі жоғары өнімділіктегі өндірістік пеш - термиялық өңдеуге арналған пеште қолдану).

CEFIC "Guidelines for Energy Efficiency in Combustion installation", 2005 (Жағуға арналған қондырғылардағы энергия тиімділігі бойынша нұсқаулық).

EIPPCB "C&L BREF".

TWG "Energy Efficiency BREF екінші жобасына түсініктемелер".

Euroelectrics "гармоника", сұхбат.

Association, C. D. "Гармоники", 2007.

Di Franco, N. "Energy-efficient management of transformers", 2008.

ГОСТ IEC 60034-2-1-2017 халықаралық стандарты "Электрлік айналмалы машиналар".

EIPPCB "Energy Efficiency BREF", 2009.

Caddet Energy Efficiency, "Pressured air production and distribution. Caddet Energy Efficiency Newsletter №3", 1999 (Сығылған ауаны өндіру және тарату. Caddet №3 энергия тиімділігі туралы Ақпараттық бюллетень).

PNEUROP," Сығылған ауа бөліміне арналған жаңа мәтін (CAS)", 2007 ("Сығылған ауа бөліміне ұсынылған жаңа мәтін (CAS)").

EC, "European motor challenge programme-Pumping systems programme", 2003 (Еуропалық бағдарлама-motor challenge).

TWG "Annex 1622 front Ops сорғы жүйелері" (Қосымша 1622 алдыңғы сорғы жүйелері).

ADEME "Space heating"(Үй-жайларды жылыту).

TWG "Сomments on Draft 3: BAT Chapter, etc", 2008 (Жоба бойынша ескертулер 3: ЕҚТ тарауы және т. б.).

Hardy, M. A Practical Guide to Free Cooling, Alternative Cooling, Night Cooling and Low Energy Systems” (Еркін салқындату, балама салқындату, түнгі салқындату және аз қуатты жүйелер бойынша практикалық нұсқаулық);

Coolmation "Free Cooling "(Салқындату: "Еркін салқындату").

СОМ, Өнеркәсіптік салқындату жүйелеріне арналған ең жақсы қолжетімді әдістерге арналған анықтамалық құжат (ICS BREF) Еуропалық комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2001.

TWG, TWG мүшелерінің Refineries BREF 4-тарау мен 5.1-тараудың екінші жобасына түсініктемелері, 2000.

Жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде шикі газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесін бекіту туралы (Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 5 мамырдағы № 164 бұйрығы).

Александров М. А., Маркова Л. М., "Мұнай мен газды жинау және дайындау техникасы мен технологиялары", 2015.

Об утверждении справочника по наилучшим доступным техникам "Добыча нефти и газа"

Справочник по наилучшим доступным техникам"Добыча нефти и газа"

Оглавление

Список схем/рисунков

Список таблиц

Глоссарий

Термины и их определения

Аббревиатуры и их расшифровка

Предисловие

Область применения

Статус документа

1. Общая информация

2. Методология определения наилучших доступных техник

4. Общие наилучшие доступные техники для предотвращения и/или сокращения эмиссий и потребления ресурсов

5. Техники, которые расматриваются при выборе наилучших доступных техник

6. Заключение, содержащее выводы по наилучшим доступным техникам

7. Перспективные техники

8. Дополнительные комментарии и рекомендации

Библиография

Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығын бекіту туралы

Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өндіру" анықтамалығы

Мазмұны

Схемалар мен суреттердің тізімі

Кестелер тізімі

Глоссарий

Аббревиатуралар мен олардың толық жазылуы

Алғысөз

Қолданылу саласы

Қолданылу қағидаттары

1. Жалпы ақпарат

1.1. Мұнай-газ өндіру саласының құрылымы

1.1.1. Шикі мұнай өндіру

1.1.2. Газды (табиғи газды, ілеспе газды, газ конденсатын) өндіру

1.2. Өндірілетін шикізат түрлері бойынша саланың құрылымы

1.2.1. Шикі мұнай

1.2.2. Табиғи және ілеспе мұнай газы, газ конденсаты

1.3. Мұнай-газ өндіру саласындағы кәсіпорындардың өндірістік қуаттары

1.3.1. ҚР мұнайын қайта өңдеу қуаты

1.4. Сала шығаратын негізгі және жанама өнімдер

1.4.1. Қазақстан Республикасының мұнай нарығы

1.4.2. Қазақстан Республикасының газ нарығы

1.5. Техникалық-экономикалық сипаттамалары

1.6. Мұнай-газ өндіру саласының негізгі экологиялық проблемалары

1.6.1. Атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындылары

1.6.2. Ластағыш заттардың төгінділері

1.6.3. Қалдықтардың түзілуі және оларды басқару

1.6.4. Топырақ пен жерасты суларының ластануы

1.6.5. Шу және діріл

1.6.5.1. Шудан қорғау әдістері

1.6.5.2. Дірілден қорғау әдістері

2. Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау әдіснамасы

2.1. Детерминация, таңдау қағидаттары

2.2. Техникаларды ЕҚТ-ға жатқызу өлшемшарттары

3. Қолданылатын процестер: қазіргі уақытта пайдаланылатын технологиялық, техникалық шешімдер

3.1. Шикі мұнайды, мұнайды (ілеспе), табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

3.1.1. Шикі мұнай өндіру

3.1.1.1. Пайдаланудың бұрқақтық әдісімен шикі мұнай өндіру

3.1.1.2. Газлифтті пайдалану әдісімен шикі мұнай өндіру

3.1.1.3. Шикі мұнайды плунжерлік пайдалану әдісімен өндіру

3.1.1.4. Штангалық тереңдіктегі сорғылармен шикі мұнай өндіру

3.1.1.5. Шикі мұнайды батырмалы бұрандалы сорғылармен өндіру

3.1.1.6. Электр жетекті қалақты сорғылар қондырғыларымен шикі мұнай өндіру

3.1.1.7. Шикі мұнайды батырмалы диафрагмалы сорғылармен өндіру

3.1.1.8. Электрлі орталықтан тепкіш сорғылармен шикі мұнай өндіру

3.1.1.9. Үздіксіз дискретті газлифт (ҮДГ) әдісімен шикі мұнай өндіру

3.1.1.10. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

3.1.2. Газды (мұнай (ілеспе) газын, табиғи газды және сұйық көмірсутектерді (газ конденсатын) өндіру

3.1.2.1. Эмиссияның ағымдағы деңгейлері

3.1.3. Шикі мұнай мен газды ішкі кәсіпшілік құбыржол арқылы тасымалдау

3.1.3.1. Құбыржолдар бойынша тасымалдау

3.1.3.2. Құбыржолдарды жылыту

3.1.3.3. Мультифазалық сорғы станциялары (МФСС)

3.1.3.4. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

3.2. Газ және сұйық көмірсутектерді алдын ала дайындау

3.2.1. Сепарациялық қондырғылар

3.2.1.1. Ағымдағы эмиссия деңгейлері

3.2.2. Шикі мұнайды тұрақтандыру

3.2.2.1. Ағымдағы эмиссия және тұтыну деңгейлері

3.2.3. Шикі мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері

3.2.3.1. Сусыздандыру процестері

Справочник
по наилучшим доступным техникам
"Добыча нефти и газа"