содержание
Введение
1. Общие сведения о предприятии
1.1 Природно-климатическаяхарактеристика района расположения предприятия
1.2 ХарактеристикаКарачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения
1.3 Характеристика предприятия,как источника загрязнения окружающей природной среды
1.3.1 Вредные вещества внефтяной и газовой промышленности и их опасность для человека
1.3.2 Влияние КНГКМ наокружающую природную среду (по результатам анализов)
1.3.3 Характеристика вредныхгазообразных выбросов в атмосферу
2. Очистка природного газа отсоединений серы
2.1 Классификация способов очисткигаза
2.2 Схема очистки газа от Н2S, предлагаемая фирмой Юнион КарбайдКемикалз
2.2.1 Производство и хранениесеры
2.3 Разработка технологии очисткиприродного газа КНГКМ. Предпосылки, необходимость
2.3.1 Выбор метода очистки
2.3.2 Предлагаемая схема очисткиприродных газов КНГКМ от кислых газов
2.3.3 Аппаратурно-технологическаясхема очистки природного газа КНГКМ
2.4 Контроль за загрязнением атмосферноговоздуха на территории КНГКМ
3. Расчет двухступенчатойабсорбционной колонны
3.1 Исходныеданные к расчету параметров абсорбционной колонны
3.2 Устройствоабсорбционного насадочного аппарата
3.3 Расчетпервой и второй ступени абсорбционной колонны
3.3.1 Массапоглощаемого вещества и расход поглотителя
3.3.2 Движущая силамассопередачи
3.3.3 Коэффициентмассопередачи
3.3.4 Скорость газа идиаметр абсорбера
3.3.5 Плотностьорошения и активная поверхность насадки
3.3.6 Расчеткоэффициентов массоотдачи
3.3.7 Поверхностьмассопередачи и высота первой и второй ступени абсорбера
3.3.8 Гидравлическоесопротивление первой ступени абсорбера
3.4 Конструкцииколонных аппаратов
3.4.1 Техническаяхарактеристика
3.4.2 Техническиетребования
4. Производство серы из кислыхгазов
4.1 Сера. Область применения
4.2 Механизм превращениясероводорода в элементарную серу.
4.3 Технологическаясхема переработки концентрированных кислых газов
4.4 Получениесеры из сероводорода кислых газов прямым Клаус-процессов
4.5 Реактор доочисткиотходящих газов
4.6 Дегазацияжидкой серы
4.7 Основныетребования к трубопроводам и арматуре жидкой серы установок получения серы из Н2S
5. Расчет объемов выбросоввредных веществ в атмосферу
5.1 Расчет выбросов вредныхгазообразных примесей в атмосферу
5.1.1 Расчет выбросов диоксидасеры
5.1.2 Расчет выбросов диоксидауглерода
5.1.3 Расчет выбросов диоксидаазота
5.1.4 Расчет выбросов сажи
5.2 Расчет ущерба от загрязненияатмосферы
Введение
Сформировавшемуся в последнее время нефтегазовомукомплексу Республики Казахстан отводится ведущая роль в топливно-энергетическомбалансе и экономике страны. При нынешних темпах развития производительных сил иосвоения углеводородных ресурсов вопросы охраны окружающей природной средыприобретают особую остроту и социальную значимость. Это обусловлено тем, чтопроизводственная деятельность предприятий нефтяной и газовой промышленностинеизбежно связана с техногенным воздействием нефтегазодобычи на объектыприродной среды. Как показывает практика, геохимический техногенез свойствененвсем этапам освоения месторождений от бурения до введения в эксплуатацию, атакже на протяжении всего периода эксплуатации.
Увеличение темпов добычи,объемов разведывательного и эксплуатационного бурения, и соответственно,транспорта, особенно в шельфе Каспийского моря, сырой нефти, газа и конденсатаставит вопрос необходимости создания собственных новых и реконструкции ужесуществующих мощностей переработки углеводородного сырья. В силу спецификисостава углеводородов (повышенное содержание соединений серы) переработка сырьяуменьшила бы экологический риск в процессе транспортировки продукции, а такжеувеличила бы количество экспортируемой продукции нефтегазовой отрасли.
Очистка и переработкаприродного газа Карачаганакского месторождения позволит решить вопрос снабжениядешевым природным газом потребителей данного региона и топливным газомсобственных установок по подготовке газа к транспортированию. Созданиеустановки очистки и переработки природного газа природного газа приведет к созданиюсобственной инфраструктуры переработки газа и конденсата, а это в свою очередь,увеличит количество рабочих мест в этом районе.
В перспективе приувеличении объемов добычи газа и конденсата в последние годы создание очистныхи перерабатывающих мощностей снимет угрозу экологических катастроф притранспортировании углеводородов, так как природный газ и конденсатКарачаганакского месторождения содержат повышенное количество токсичныхкомпонентов, в частности, сероводород. Извлечение сероводорода и другихсоединений серы в виде элементной серы позволит снизить выбросы в атмосферуоксидов серы и увеличит ассортимент получаемой продукции.
Наиболее актуальнойинженерно-экологической проблемой для нефтегазовых производств являетсяоптимизация и комплексная автоматизация всех технологических процессов иопераций по экологическим факторам.
В данной работе сделанапопытка освещения и разработки предложений по очистке природного газа ипереработки кислых газов с получением товарной продукции (серы) на Карачаганакскомместорождении.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОПРЕДПРИЯТИИ
1.1Природно-климатическая характеристика района расположения предприятия
Западно-Казахстанскаяобласть расположена на северо-западе Казахстана, на рубеже двух частей света:Европы и Азии. Географические координаты ее 51о35' и 48 с.ш. и 45о30'в.д. Максимальная протяженность области с севера на юг составляет 350 км, сзапада на восток – 555 км. Общая площадь ее превышает 15 млн. га. На севере онаграничит с Оренбургской, на северо-западе – с Саратовской, на западе – сВолгоградской и Астраханской областями Российской Федерации, на юге – сАтырауской и востоке – с Актюбинской областями Республики Казахстан.
Большая часть территорииобласти занята северной частью Прикаспийской низменности, представляющей собойоднообразную равнину. В пределах области она подразделяется на две части:северную и южную. Северная часть отличается плоской поверхностью, лишь кое-гденарушается лиманами и впадинами. Среди равнины встречаются одиночные невысокиевозвышенности. На севере Прикаспийская низменность переходит в южные отрогиОбщего Сырта. На востоке – в западную окраину Подуральского плато.
Подуральское плато – этоувалисто-волнистая равнина с абсолютными высотами 110-260 м, расчлененнаясистемой довольно широких речных долин. В своем основании Подуральское платосложено породами мелового возраста, которые сверху обычно покрыты четвертичнымижелтовато-бурыми суглинками, супесями и песками. Изредка встречаются небольшиесланцы, сложенные меловыми породами. В долине р.Утвы и некоторых участкахУтва-Илекского водораздела отложения мела нередко выходят на поверхность.
По гидрографическимусловиями территорию области можно разделить на три района:
- рекиПодуральского плато, впадающие в р.Урал, ниже Уральска;
- низовья р.Урал иее древние потоки;
- бессточные рекивосточной части Прикаспийской низменности.
Самой крупной рекойобласти является р.Урал, которая протекает через всю область с севера на юг.
Реки Илек и Утва впадаютв р.Урал, пересекая территорию района с юго-востока на северо-запад и имеютдолины шириной более 25 км. Долины протоков р.Илек-Березовка, Шиели, Сук-Булаксложены двумя пойменными и четырьмя надпойменными террасами.
Распределение озер вобласти неравномерно. В южной части и юго-восточной их мало. Значительно большебезводных замкнутых впадин с горько-соленой грязью. Характерной особенностьюпочти всех озер является их бессточность, а также сильное сокращение воднойповерхности или пересыхание в конце лета.
Почвенный покров областипредставлен южными черноземами, темно-каштановыми, средне-каштановыми,светло-каштановыми и бурыми почвами.
В пойме р.Урал развитыпойменные почвы. Они образуются вследствие затопления поймы паводковыми водамии отложениями взмученного материала на поверхности почвы.
По растительному покровув области выделается степная, пустынно-степная и пустынная зоны.
Климат региона отличаетсявысокой континентальностью, которая возрастает с северо-запада на юго-восток.Континентальность проявляется в резких температурных контрастах дня и ночи,зимы и лета, в быстром переходе от зимы к лету. Для всей области характерныдефицит атмосферных осадков, малоснежье, сильное сдувание снега с полей, сухостьвоздуха. Зима холодная, но не продолжительная, а лето жаркое и длительное.
Среднегодовая температура+ 4,2оС.
Самым холодным месяцемявляется январь, средняя температура которого равна –16,4оС.Абсолютный минимум достигает –43оС.
Повсеместно средняятемпература самого теплого месяца – июля – составляет 26,4оС.Абсолютная максимальная температура равна 43-44оС.
Для района характернычастые и сильные ветры восточного, юго-восточного направлений. В зимнее времяпреимущественно южного и юго-восточного направления со скоростью до 6,2 м/с, ав летнее время – северного, северо-западного и восточного направления сосредней скоростью до 4,3 м/с.
Среднегодовое количествоосадков колеблется от 239 до 300 мм и распределяется по сезонам годаравномерно: до 40% всех осадков приходится на зимне-весенний период, а 60% — налетне-осенний.
Средняя высота покроваколеблется в пределах 24-27 см.
Глубина промерзания почвыколеблется от 1,0 до 1,64 м.
Гидрографическая сетьпредставлена рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек.
В междуречье р.Илек ир.Утва находится Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение в соответствиис рис. 1.
1.2 ХарактеристикаКарачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения
Месторождение Карачаганак– это крупное нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1979 г. Онозанимает площадь примерно 30000 гектаров и содержит более 1200 млн. тонн нефтии конденсата и более 1350 млрд. куб. м газа.
Месторождение расположено взоне природных степей Приуралья на территории Западно-Казахстанской области иадминистративно входит в Бурлинский район, центром которого является г.Аксай.Население г.Аксая составляет около 25000 человек.
/>
Рисунок 1. Ситуационная карта-схема Карашыганакскогонефтегазоконденсатного месторождения
Географическиместорождение находится к северо-востоку от 51-й параллели с.ш. и 50-гомеридиана восточной долготы, в 16 км от г.Аксай, в 150 км на восток отг.Уральска, на высоте 80-130 м под уровнем моря.
Ближайшими населеннымипунктами являются: Тунгуш (вплотную прилегает к контуру месторождения),Березовка (3 км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км), Жанаталап (4 км),Карашыганак (6 км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км). В 15 кмюжнее месторождения проходит железнодорожная линия Уральск-Илек. Площадьместорождения пересекает автодорога с твердым покрытием Уральск-Оренбург. В 35км к северо-востоку от месторождения проходит газопровод«Оренбург-Западная граница», а в 160 км к западу – нефтепровод«Мангышлак-Куйбышев». От КНГКМ до Оренбургского газоперерабатывающегозавода (ОГПЗ), расположенного в 30 км северо-западнее г. Оренбург (ст. Каргала)проложены газо- и конденсатопроводы протяженностью 120 км. Расстояние отКарачаганакского до Оренбургского месторождения – 80 км. По западной частиместорождения в северо-восточном направлении проложена линия электропередачЛЭП-35, а через месторождение проходит ЛЭП-110.
Рельеф месторожденияхарактеризуется слабо-волнистой равниной с уклоном к реке Березовка, абсолютныевысоты района заключены в пределах 80-200 м над уровнем моря. Площадь изрезанабалками с пологими склонами.
В сельскохозяйственномпроизводстве земли в районе месторождения используются под пашни и пастбища.Почвы, находящиеся в пашне, подвержены эрозии и требуют противоэрозионнойзащиты.
Гидрографическая сетьпредставлена рядом постоянных и временных водотоков рек Урала, Утвы, Илека изначительным количеством бессточных озер, имеющих хозяйственное значение(орошение, водопой скота).
Грунтовые воды залегаютна глубине от 2,5 м (в пойме р.Березовка) до 6 м и более (на основной площади)месторождения. Грунтовые воды на территории месторождения сильно минерализованы(4 мг/л и более).
КНГКМ расположено в зонебезлесных сухих степей. Растительный покров представлен в основномковыльно-кипчаковыми ассоциациями с участием ковыля и кипчака, полыни и незначительногоколичества разнотравья.
Животный мир представленмелкими хищниками (хорьки, лисицы и др.), грызунами (суслики, тушканчики). Изптиц характерны дневные хищники. Из пресмыкающихся встречаются змеи, ящерицы. Вводоемах водятся рыбы.
С 1984 года ведетсяопытно-промышленная эксплуатация КНГКМ. Месторождение выделяется глубинойзалегания до 5300 м, большим этажем продуктивности (1600 м), небольшой площадьюгазоносности (200 км2), высоким содержанием конденсата (до 900 г/м3)и сероводорода (3,7% об.) и представляет собой широкую карбонатную платформу срифовыми пиками. Это огромное накопление углеводородов – мощныйгазоконденсатный коллектор толщиной 1400 м, под которым залегает нефтянаяоторочка толщиной 200 м. Группа разработки месторождения занимается подготовкойплана разработки месторождения не весь 40-летний период, основываясь на точныхгеологических моделях и моделях пласта. Моделирование пласта используется дляпрогнозирования добычи и уровней закачки. А также для оптимизации добычи иопределения места бурения новых скважин.
По возможности пластбудет разрабатываться через существующие скважины, а также за счет буренияновых добывающих и нагнетательных скважин, предусмотренных в ходе этапа II разработки. Осуществляется капитальныйремонт 84 и углубление 15 существующих скважин. Из общего числа имеющихсяскважин 86 будут использоваться для добычи и около 13 – для закачки.
Объекты промысловойпереработки в настоящее время включают УКПГ-3, которая принимает газ иконденсат со скважин, сепарирует и частично стабилизирует их до подачи наэкспорт в Оренбург. Ведется реконструкция этих сооружений.
Новые объекты промысловойподготовки добычи будут включать:
1) Установка 2 – этоустановка сепарации газа и конденсата, откуда необработанный конденсат будетнаправляться на новый Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК).
2) Карачаганакскийперерабатывающий комплекс (КПК). Конденсат будет стабилизироваться передподачей в трубопровод КТК, а газ перерабатываться перед обратной закачкой илиэкспортом.
3) Повторное закачиваниегаза. На установке 2 будут установлены три нагнетательных компрессорныхагрегата для доставки газа к 20-ти существующим скважинам, которые будутпреобразованы для их использования в качестве нагнетательных скважин.
4) Добыча со скважин будетподводиться к спутниковым сборным станциям для подачи на УКПГ-2, УКПГ-3 и КПК.
5) Внутрипромысловыетрубопроводы. Газовые и жидкостные трубопроводы для соединения между собойУстановки 3, установки 2 и КПК.
6) Экспортныйтрубопровод. Для транспортировки жидкостей с КПК в Атырау, где он будет врезанв трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), ведущего кНовороссийску, для экспорта.
7) К 2013 года на КНГКМбудет 240 добывающих и 60 нагнетательных скважин.
Схема сбора конденсата наместорождении принята лучевая: от скважин до УКПГ проложены индивидуальныегазопроводы-шлейфы. Шлейфы рассчитаны на статическое давление 35 МПа, котороеявляется наибольшим при остановке скважин. Фонтанная арматура скважиноборудована приводными отсечными задвижками, закрывающимися автоматически приаварийных ситуациях – разрывах шлейфов, превышения давления в шлейфах, припожаре на скважине.
Подготовка газа иконденсата проводится методом низкотемпературной сепарации в соответствии срисунком 2. Газ собирается на блоке входных монифольдов и оттуда поступает вподогреватель, а затем в сепаратор I-ой ступени, и после него в сепаратор капельной жидкости. Жидкость из обоихсепараторов поступает в подогреватель, а затем в трехфазный разделитель, вкотором оставшийся газ отделяется от жидкости и подается в сепаратор II-ой ступени, а жидкость разделяетсяна конденсат и метанольную воду. Конденсат подается в трубопровод, аметанольная вода в трубопровод пластовой воды.
Сепаратор II-ой ступени служит для тонкойгазоочистки. Жидкая фаза из сепаратора II-ой ступени подается в дегазатор конденсата. Газы дегазациивозвращаются в сепаратор II-ойступени. Конденсат после подогрева направляется на ГНС (при современном уровнедобычи газа и конденсата). При увеличении уровня добычи – 70% конденсата отправляетсяна ГНС и 30% в конденсатопровод. Осушенный газ поступает в теплообменник, азатем в замерный узел и магистральный газопровод.