Gornik eksploatacji otworowej_811[01].Z3.01

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

SPIS TREŚCI

1. Wprowadzenie

2. Wymagania wstępne

3. Cele kształcenia

4. Materiał nauczania

4.1. Zanieczyszczenia występujące w gazie ziemnym

4.1.1. Materiał nauczania

4.1.2. Pytania sprawdzające

4.1.3. Ćwiczenia

4.1.4. Sprawdzian postępów

4.2. Odsiarczanie gazu ziemnego

4.2.1. Materiał nauczania

4.2.2. Pytania sprawdzające

4.2.3. Ćwiczenia

4.2.4. Sprawdzian postępów

4.3. Osuszanie gazu ziemnego

4.3.1. Materiał nauczania

4.3.2. Pytania sprawdzające

4.3.3. Ćwiczenia

4.3.4. Sprawdzian postępów

4.4. Oddzielanie węglowodorów ciężkich

4.4.1. Materiał nauczania

4.4.2. Pytania sprawdzające

4.4.3. Ćwiczenia

4.4.4. Sprawdzian postępów

4.5. Odazotowanie gazu ziemnego

4.5.1. Materiał nauczania

4.5.2. Pytania sprawdzające

4.5.3. Ćwiczenia

4.5.4. Sprawdzian postępów

4.6. Usuwanie zanieczyszczeń mechanicznych

4.6.1. Materiał nauczania

4.6.2. Pytania sprawdzające

4.6.3. Ćwiczenia

4.6.4. Sprawdzian postępów

4.7. Usuwanie par rtęci

4.7.1. Materiał nauczania

4.7.2. Pytania sprawdzające

4.7.3. Ćwiczenia

4.7.4. Sprawdzian postępów

4.8. Ideowy schemat procesów oczyszczania gazu na przykładzie

Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dębno

4.8.1. Materiał nauczania

4.8.2. Pytania sprawdzające

4.8.3. Ćwiczenia

4.8.4. Sprawdzian postępów

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

1. WPROWADZENIE

Poradnik będzie Ci pomocny w przyswajaniu wiedzy o oczyszczaniu gazu ziemnego.
W poradniku znajdziesz:

–

wymagania wstępne – wykaz umiejętności, jakie powinieneś mieć już ukształtowane, abyś
bez problemów mógł korzystać z poradnika,

–

cele kształcenia – wykaz umiejętności, jakie ukształtujesz podczas pracy z poradnikiem,

–

materiał nauczania – wiadomości teoretyczne niezbędne do opanowania treści jednostki
modułowej,

–

zestaw pytań, abyś mógł sprawdzić, czy już opanowałeś określone treści,

–

ćwiczenia, które pomogą Ci zweryfikować wiadomości teoretyczne oraz ukształtować
umiejętności praktyczne,

–

sprawdzian postępów,

–

sprawdzian osiągnięć, przykładowy zestaw zadań. Zaliczenie testu potwierdzi opanowanie
materiału całej jednostki modułowej,

–

literaturę uzupełniającą.

Schemat układu jednostek modułowych

811[01].Z3

Zagospodarowanie kopalin

811[01].Z3.01

Oczyszczanie gazu ziemnego

811[01].Z3.02

Magazynowanie ropy naftowej i gazu ziemnego

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

2. WYMAGANIA WSTĘPNE

Przystępując do realizacji programu jednostki modułowej powinieneś umieć:

−

korzystać z różnych źródeł informacji,

−

analizować ze zrozumieniem schematy procesów technologicznych,

−

korzystać z komputera w zakresie obsługi Internetu.

−

posługiwać się podstawowymi pojęciami z zakresu górnictwa naftowego,

−

czytać tekst podręcznika ze zrozumieniem,

−

przeliczać jednostki w układzie SI,

−

współpracować w grupie,

−

oceniać własne możliwości w działaniach indywidualnych i zbiorowych.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

3. CELE KSZTAŁCENIA

W wyniku realizacji programu jednostki modułowej powinieneś umieć:

−

określić rodzaje i zawartość zanieczyszczeń w gazie ziemnym,

−

określić pojęcie sorpcji,

−

scharakteryzować rodzaje sorbentów oraz warunki ich stosowania,

−

wyjaśnić cele oczyszczania gazu ziemnego,

−

sklasyfikować metody oczyszczania gazu ziemnego,

−

scharakteryzować metody osuszania gazu ziemnego,

−

scharakteryzować proces odgazolinowania gazu ziemnego,

−

scharakteryzować metody odsiarczania gazu ziemnego,

−

wyjaśnić metodę usuwania azotu z gazu,

−

określić pojęcie i wyjaśnić zastosowanie gazu płynnego,

−

zastosować przepisy bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej oraz
ochrony środowiska w czasie prowadzenia oczyszczania gazu ziemnego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4. MATERIAŁ NAUCZANIA

4.1. Zanieczyszczenia występujące w gazie ziemnym

4.1.1. Materiał nauczania

Zanieczyszczenia gazu ziemnego mogą występować w jednej z trzech faz:

−

w fazie stałej (okruchy skalne, rdza),

−

ciekłej (woda, ropa,

−

w fazie gazowej (pary).

Istnieją warunki, w których to, co zostało zakwalifikowane jako zanieczyszczenia a więc

składnik,  który  trzeba  usunąć  z  gazu  ziemnego  przed  jego  transportowaniem
i magazynowaniem,  może  mieć  znaczną  wartość  użytkową.  Jako przykład  można  podać tutaj
siarkowodór.  Małe  koncentracje  siarkowodoru,  nieopłacalne  w  przeróbce  mającej  na  celu
uzyskanie  czystej  siarki,  stanowią  dość  kłopotliwe  zanieczyszczenie  gazu  ziemnego,
zmuszające  jego  eksploatatorów  do  podjęcia  wszelkich  środków  technologicznych
prowadzących do usunięcia go z gazu ziemnego ze względu na przyczynianie się tego związku
do  powstawania  korozji  (zwłaszcza  przy  współdziałaniu  wody).  W  ilościach  natomiast
większych  stanowi  on  wielkie  bogactwo,  ze  względu  na  dochodowość  uzyskiwanej  w  ten
sposób  siarki.  Często  wydobywa  się  wraz  z  gazem  ziemnym  kondensaty,  tj.  cięższe
węglowodory w postaci ciekłej, które są cennym surowcem, w tym przypadku nie zaliczanym
do zanieczyszczeń. Zanieczyszczenia stałe i wodę w fazie ciekłej usuwa się z gazu przy samym
odwiercie w separatorach [6].

Jakość gazu dostarczanego odbiorcom z sieci rozdzielczej regulowana jest polską normą

PN – C – 04753 z grudnia 2002 roku. W poniższej tabeli podano dopuszczalne granice
zawartości głównych zanieczyszczeń w gazie ziemnym.

Tabela 1. Dopuszczalne granice zawartości głównych zanieczyszczeń w gazie ziemnym [6, s. 9]

Zawartość siarkowodoru
nie większa niż

mg/m

7,0

Zawartość siarki merkaptanowej
nie większa niż

mg/m

16,0

Zawartość siarki całkowitej
nie większa niż

mg/m

40,0

Zawartość par rtęci nie większa niż

µg/m

30,0

Zawartość tlenu nie większa niż

% (mol/mol)

0,2

Zawartość pyłu o średnicy cząstek
większej niż 5 μm nie większa niż

mg/m

1,0

Warunki odniesienia: T = 273,15 K (0 °C); p = 101,325 kPa.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Wśród najważniejszych procesów mających na celu oczyszczenie gazu ziemnego należy
wymienić:

−

osuszanie,

−

odsiarczanie,

−

odazotowanie,

−

oczyszczanie z dwutlenku węgla,

−

odrtęcianie,

−

odgazolinowanie.

4.1.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.  Jak można podzielić zanieczyszczenia gazu ziemnego?
2.  Które z zanieczyszczeń stanowi największe zagrożenie w czasie eksploatacji?
3.  Czy toksyczny siarkowodór zawarty w gazie może mieć wartość użytkową?
4.  Jakie są dopuszczalne granice zawartości głównych zanieczyszczeń gazu ziemnego?
5.  Jakie mamy procesy oczyszczania gazu ziemnego?

4.1.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Znając wyniki analizy kilku próbek gazu ziemnego określ, które zanieczyszczenia zawarte

w próbkach

mieszczą się w dopuszczalnej granicy zanieczyszczeń, a które tę granicę

przekraczają.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1)  przeanalizować treść ćwiczenia,
2)  wykonać wstępną interpretację analizy chemicznej próbek gazu ziemnego,
3)  odszukać odpowiednie wartości w Normie,
4)  porównać poszczególne wartości ze sobą,
5)  zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

–

tabela dopuszczalnych stężeń głównych zanieczyszczeń występujących w gazie ziemnym
(Norma PN – C – 04753 z grudnia 2002 r.),

–

przybory do pisania,

–

zeszyt.

4.1.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wymienić zanieczyszczenia występujące w gazie ziemnym ?



2) podać przykłady zagrożeń związanych z obecnością tych zanieczyszczeń

w gazie ziemnym?



3) wymienić zastosowanie użytkowe oddzielonych od gazu zanieczyszczeń?



4) podać górne granice dopuszczanych stężeń zanieczyszczeń?



5) wymienić, procesy technologiczne, w których oczyszcza się gaz?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.2. Odsiarczanie gazu ziemnego

4.2.1. Materiał nauczania

Własności fizyczne i chemiczne siarkowodoru

Siarkowodór w normalnych warunkach ciśnienia i temperatury jest bezbarwnym gazem

o charakterystycznym zapachu zgniłych jaj. Jego gęstość wynosi ρ = 1,593 kg/m

Dlatego też

gromadzi się zawsze w najniższych punktach wszelkich pomieszczeń, a na otwartej przestrzeni
tuż przy ziemi. Charakteryzuje się bardzo dobrą rozpuszczalnością w wodzie, lecz właściwość
ta zmniejsza się wraz ze wzrostem temperatury.

Siarkowodór jest gazem palnym o temperaturze zapłonu 220–290

C. W stanie gazowym

i w roztworach wodnych siarkowodór jest dość silnym reduktorem.

Na powietrzu pali się niebieskim płomieniem tworząc w zależności od temperatury

dwutlenek siarki lub siarkę:
2H

S + 3O

→ 2SO

+ 2H

S + O

→ 2S +2 H

Z powietrzem tworzy mieszaniny wybuchowe przy zawartości 4,3–45,5% obj. i jest jednym
z nielicznych gazów, który charakteryzuje się tak szerokim przedziałem granic wybuchowości.

Siarkowodór intensyfikuje powstanie hydratów w gazie. Posiada on najwyższą temperaturę

krytyczną powstawania hydratów (29,5

C) tworząc centra krystalizacji, co przyspiesza

wytrącanie się hydratów węglowodorowych składników gazu. Oddziałuje destrukcyjnie na
stopowe materiały stalowe, natomiast dla organizmu ludzkiego jest bardziej niebezpieczny, niż
CO, a prawie tak samo toksyczny jak cyjanowodór (HCN).

Ze względu na liczne, niekorzystne własności istnieje ogromna potrzeba usuwania

siarkowodoru z gazu ziemnego. Proces taki nosi nazwę odsiarczania gazu ziemnego.

Aminowa instalacja uzdatniania gazu

Uzdatnianiem gazu określa się proces, w którym surowy gaz jest oczyszczany

rozpuszczalnikiem lub przy użyciu odpowiedniej substancji chemicznej. Proces uzdatniania
polega na usunięciu niepożądanych, kwaśnych gazów, które zwykle występują w gazie
ziemnym, aż do poziomu spełniającego specyfikację gazu handlowego (16 ppm, czyli 0,0016%
H

S). Składnikami, które muszą być usunięte z gazu ziemnego są siarkowodór H

i dwutlenek węgla CO

. Są one uważane za gazy kwaśne.

Metody ich usuwania z gazów ziemnych i przemysłowych można podzielić na:

−

absorpcyjne (mokre),

−

adsorpcyjne (suche).

Metody absorpcyjne polegają na pochłanianiu H

S i/lub CO

w ciekłych absorbentach

(specyficzny rodzaj pochłaniacza), które po zużyciu regenerowane w specjalnym aparacie.
Stosowane są też procesy absorpcyjne przebiegające z jednoczesnym utlenieniem
siarkowodoru do siarki.

Wybór spośród wielu stosowanych technologii tej właściwej zależy od:

−

składu gazu,

−

odpowiedniego stopnia jego oczyszczenia,

−

od objętościowego natężenia przepływu oczyszczanego gazu.

Adsorpcyjne metody oczyszczania z siarkowodoru stosuje się w przypadku, gdy jego

stężenie w gazie nie jest duże – zwykle do 7,5 g/m

, a maksymalnie do 12 g/m

. Metody

absorpcyjne stosuje się wówczas, gdy stężenie to jest większe (w granicach 20–40 g/m

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

W pewnych przypadkach stosuje się oczyszczanie dwustopniowe: najpierw metodą mokrą,

a następnie suchą. Kombinacja taka jest uzasadniona wówczas, gdy jest konieczne szczególnie
dokładne usunięcie siarkowodoru (do zawartości poniżej 1 mg/m

Absorpcja gazu może przebiegać na zasadzie jego rozpuszczania w określonym

rozpuszczalniku  (absorpcja  fizyczna),  mogą  też  jej  towarzyszyć  reakcje  chemiczne  w  fazie
gazowej  lub  ciekłej.  W  tym  drugim  przypadku    składnik  absorbowany  gazowy  reaguje
z ciekłym  absorbentem lub z określonym jego składnikiem, tworząc z nim związki chemiczne.
Związki te powinny łatwo się rozkładać na absorbent (regeneracja) i zaabsorbowany uprzednio
składnik gazowy.

W praktyce przemysłu światowego stosuje się kilkadziesiąt różnych procesów

oczyszczania gazów ziemnych i przemysłowych ze składników kwaśnych. Nie ma oczywiście
procesu uniwersalnego czy uniwersalnej sekwencji procesów. Wyborów dokonuje
się stosownie do konkretnych zadań technologicznych.

Spośród ponad 30 opracowanych dotychczas w świecie procesów odsiarczania gazu

ziemnego, w praktyce znalazły zastosowanie przede wszystkim trzy grupy metod, które
sklasyfikować można jako [3]:

−

absorpcyjno-desorpcyjne w wodnych roztworach amin, gdzie gazy kwaśne uwalniające się
podczas desorpcji utylizowane są różnymi sposobami,

−

redukcyjno-utleniające H

S do siarki elementarnej, takie jak np. Stretford, IGNiG Chelate,

−

adsorpcyjne, z wykorzystaniem sit molekularnych, węgla aktywnego lub zmodyfikowanej
rudy darniowej, sorbenty jednorazowego użytku.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Tabela 2. Metody odsiarczania gazu ziemnego wdrożone w Polsce [5, s. 14 ]

Jakość gazu eksploatowanego z odwiertów dyktuje, jaki typ przeróbki gazu należy
zastosować, by osiągnąć specyfikację gazu handlowego. Jeśli gaz z odwiertów jest wolny od:

−

wody,

−

piasku,

−

cząstek stałych,

−

chemicznych zanieczyszczeń,

−

zanieczyszczeń mogących doprowadzić do skażenia środowiska,

−

niepożądanych związków siarki,

−

ciężkich węglowodorów.

inaczej mówiąc gaz jest suchy, składa się głównie z:
–

metanu,

–

etanu poniżej 5%,

–

niewielkich ilości propanu i cięższych węglowodorów - to gaz jest już w specyfikacji gazu
handlowego i wymaga minimalnej obróbki. Z drugiej strony, bardzo rzadko zdarza się, by
gaz na odwiertach spełniał tą specyfikację. Gaz towarzyszący wydobywaniu surowej ropy
naftowej oraz gaz wydobywany ze złóż gazowych jako kopalina główna, wymaga obróbki
i uzdatniania w specjalnie zaprojektowanych zakładach uzdatniania gazu.
Uzdatnianie gazu obejmuje usuwanie ciężkich węglowodorów w celu uzyskania produktu

rynkowego  LPG  (propan-butan),  gazoliny  i  cięższych  węglowodorów,  które  mogą  być
traktowane jako ropa surowa. Obróbka gazu to także usuwanie kwaśnych gazów oraz wilgoci
dla  kontroli  punktu  rosy.  Odzyskany  kwaśny  gaz  jest  zatłaczany  powrotnie  do  złoża  lub
podawany  na  instalację  siarkową  w  celu  odzyskania  siarki  elementarnej  jako  produktu
rynkowego.

Metoda

odsiarczania

Złoże

Zawartość

S [%

]

Zawartość

]

Sorbent

Strumień

S [kg/d]

Sposób

utylizacji

Absorpcyjno-

desorpcyjna

Lubaczów

0,06

0,3

MEA

300

zrzut SO

Absorpcyjno-

desorpcyjna

Tarnów

0,07

5,6

MEA

350

zrzut SO

Absorpcyjno-

desorpcyjna .

Kamień Pm.

MEA

600

zrzut SO

powr. zatł.

Absorpcyjno-

desorpcyjna .

Borzęcin

0,07

0,03

MEA

200

zrzut SO

powr. zatł.

Absorpcyjno-

desorpcyjna

Zielin

MDEA

5000

Claus-

siarka

Absorpcyjno-

desorpcyjna

BMB

0,6

MDEA

100000

Claus-

siarka

redukcyjno-

utleniająca

Tarnów

0,07

5,6

chelaty

350

siarka

redukcyjno-

utleniająca

Buk

0,5

chelaty

1250

siarka

redukcyjno-

utleniająca

Cieszyn

0,15

0,3

chelaty

siarka

Adsorpcyjna

Smęgorzów

0,006

0,2

węgiel

aktywny

1,5

sorbent par

rtęci

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

W praktyce istnieje wiele metod uzdatniania gazu, każda ze swoimi zaletami i zdolnościami

uzdatniającymi dla danego rodzaju gazu. Uzdatnianie aminowe jest procesem, który obniża
poziom niepożądanych składników, jak siarkowodór, merkaptany (siarkowe odpowiedniki
alkoholi) oraz dwutlenek węgla, do poziomu spełniającego specyfikację gazu handlowego.

Rys. 1. Schemat instalacji absorpcyjnego odsiarczania gazów monoetanoloaminą (MEA) [6, s. 12]

Uzdatnianie aminowe jest głównie procesem egzotermicznym (wydziela się w nim ciepło).

Reakcja wychwytywania składników gazu kwaśnego odbywa się w niskiej temperaturze i przy
wysokim  ciśnieniu.  Reakcja  ta  jest  odwracalna  w  wysokiej  temperaturze  i przy  niskim
ciśnieniu. Ta właściwość pozwala na regenerację roztworu aminy i powtórne jej użycie. Proces
wysokociśnieniowy  odbywa  się  w  absorberze,  który  może  być  zarówno  kolumną  z
wypełnieniem,  jak  i  kolumną  półkową.  Kolumna  absorpcyjna  jest  potocznie  nazywana
kontaktorem.  Proces  niskociśnieniowy  odbywa  się  w  kolumnie  odpędowej,  także
z wypełnieniem  lub  z  półkami,  którą  nazywa  się  regeneratorem.  Kontaktor  i  regenerator  są
połączone  rurami  transferowymi  wraz  z  towarzyszącymi  pompami,  wymiennikami  oraz
zbiornikami.  Roztwór  wprowadzany  na  szczyt  kontaktora  nazywa  się  aminą  ubogą. Roztwór
wchodzący  na  szczyt  regeneratora  nazywa  się  aminą  bogatą.  Kontaktor,  regenerator,
cyrkulująca  uboga/bogata  amina  wraz  z  towarzyszącymi  urządzeniami  nazywa  się  jednostką
aminową lub zakładem aminowym.

4.2.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.   W jakim celu stosuje się odsiarczanie gazu ziemnego?
2.   Jakie właściwości aminy wykorzystuje się w procesie odsiarczania gazu?
3.   Jaki proces odbywa się w kolumnie regeneracyjnej?
4.   Jakie metody odsiarczania gazu są najczęściej stosowane w praktyce przemysłowej?
5.   Jakie należy zachować środki bezpieczeństwa w trakcie odsiarczania gazu ziemnego?
6.   Jak przebiega proces wydzielenia siarkowodoru ze strumienia gazu w wysokociśnieniowej

kolumnie aminowej?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.2.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Na podstawie schematu zamieszczonego w poradniku dla ucznia, wymień urządzenia

instalacji aminowej i scharakteryzuj proces jaki się odbywa w każdym z tych urządzeń.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) na podstawie schematu z poradnika zidentyfikować elementy aminowej instalacji

uzdatniania gazu,

2) wymienić procesy jakie w tych urządzeniach zachodzą,
3) wyjaśnić cel prowadzonych procesów.

Wyposażenie stanowiska pracy:

–

schemat aminowej instalacji uzdatniania gazu,

–

przybory do pisania,

–

zeszyt.

4.2.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wyjaśnić cel procesu odsiarczania gazu ziemnego?



2) podać

właściwości

substancji

używanych

wydzielenia

siarkowodoru z gazu?



3) określić, od czego zależy wybór stosowanej metody odsiarczania gazu

ziemnego?



4) wymienić, cel chłodzenia aminy przed procesem odsiarczania

i podgrzewania siarczku aminy przed regeneracją ?



5) omówić procesy zachodzące w wysokociśnieniowej kolumnie

aminowej, oraz w niskociśnieniowej kolumnie regeneracyjnej?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.3. Osuszanie gazu ziemnego

4.3.1. Materiał nauczania

Woda znajdująca się w gazie ziemnym w specyficznych warunkach tworzy wraz

z węglowodorami  tzw.  hydraty,  które  wytrącają  się  na  ściankach  gazociągów,  powodując
zmniejszanie  ich  przekroju.  Warunki  wytrącania  się  to  wysokie  ciśnienie  oraz niska
temperaturze  gazu.  Z  chwilą  zmniejszenia  ciśnienia  i  podwyższenia  temperatury  hydraty
rozpadają  się  na  wodę  i parowe  lub  ciekłe  węglowodory.  Warunki  powstawania  hydratów
określa w przybliżeniu krzywa Hammerschmidta pokazana na rys. 2.

Rys. 2. Krzywa Hammerschmidta [9, s. 10]

Hydraty przy wyższym ciśnieniu mogą tworzyć się w temperaturze +35

C. W celu

uniknięcia takich sytuacji należy utrzymywać temperaturę gazu powyżej temperatury
powstawania hydratów lub obniżyć cząstkowe ciśnienie pary wodnej w gazie poniżej ciśnienia
powstawania hydratów w danej temperaturze. Ten drugi warunek może być spełniony poprzez
odwadnianie (osuszanie) gazu.

Obliczono, że, przy ciśnieniu rzędu 100 barów i zawartości pary wodnej w gazie zaledwie

0,3 g/m

, hydraty powstają w temperaturze powyżej 0

C aż do około 20

C, jak to ilustruje

rys. 3.

Rys. 3. Zawartość pary wodnej w gazie ziemnym, w stanie nasycenia w g/m

w zakresie 1÷100 barów [9]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

W odniesieniu do krajowych dostaw gazu ziemnego przyjmowany jest punkt rosy –
5

C (268 K) jako wystarczający w polskich warunkach klimatycznych.

Głównymi celami osuszania jest:

–

uzyskanie odpowiednich parametrów gazu,

–

zapobieganie tworzeniu się hydratów i wykraplaniu się pary wodnej w rurociągach
przesyłowych i urządzeniach niskotemperaturowych,

–

zmniejszenie korozji i zapobieganie tworzeniu się pęcherzy w rurociągach przesyłowych
zasiarczonego gazu ziemnego i urządzeniach procesowych,

–

osuszanie w miejscach wydobycia gazu prowadzi się do zawartości pary wodnej
w osuszonym gazie równej 0,031–0,111g/m

–

osuszanie gazu, który ma być skroplony w procesie niskotemperaturowym musi być
głębsze, zazwyczaj do zawartości 1 ppm (0,0001 %) pary wodnej.

Rodzaje i kryteria wyboru procesów osuszania

W wyniku długotrwałego kontaktu gazu ziemnego z wodą złożową następuje jego

nasycenie (w warunkach złoża) parą wodną. Zawartość pary w gazie zależy od:

−

składu gazu,

−

zawartości soli w wodzie złożowej,

−

od temperatury i ciśnienia (jest ona tym większa, im większe jest ciśnienie i niższa

temperatura).

Na skutek zmiany temperatury i ciśnienia z gazu wydzielają się skropliny wodne lub gaz

staje się nienasycony względem pary wodnej. Bardzo powszechny jest w gazociągach pierwszy
przypadek, gdyż ciśnienie w wyniku oporów przepływu stopniowo się zmniejsza. Powstawanie
skroplin  wodnych  jest  bardzo  niepożądane.  Woda  (ciecz)  przyspiesza,  bowiem  korozję,
powoduje  utrudnienia  pomiarów  natężenia  przepływu  gazu,  a  także  komplikuje  pracę  stacji
redukcyjnych.  W  warunkach  dużych  spadków  ciśnienia  i  temperatury  wykraplanie  się  wody
stwarza poważną groźbę wytworzenia się w gazociągu stałych hydratów węglowodorów.

Jedną z radykalniejszych metod zapobiegania tworzeniu się hydratów jest osuszenie gazu

ziemnego  do  odpowiednio  niskiej  temperatury  punktu  rosy.  W  uzasadnionych  przypadkach
dopuszczalne  jest  również  stosowanie  innych  metod  (np.  podgrzewania  gazu,  obniżania
ciśnienia  lub  wtryskiwania  inhibitorów,  czyli  środków  chemicznych  obniżających  temperaturę
tworzenia się hydratów metanolu, glikoli, roztworów CaCl

). Ze względu na ich dużo mniejszą

skuteczność są zazwyczaj wykorzystuje jedynie doraźnie.

Osuszony gaz powinien mieć temperaturę punktu rosy przynajmniej o 5°C niższą od

najniższej  spodziewanej  temperatury  w  gazociągu  lub  w  instalacji  odgazolinowania,  (jeśli
następuje  ono  po  osuszeniu).  Zapewnienie  takich  warunków  stanowi  dobre  zabezpieczenie
przed  wykropleniem  się  wody  oraz  przed  powstaniem  stałych  hydratów.  Jeśli  nawet  hydraty
nie  wytworzą  się,  to  i  tak  samo  wykroplenie  się  wody  jest  bardzo  niepożądane.  Woda
gromadząca  się  w  gazociągu  utrudnia  przepływ  gazu  poprzez  zmniejszenie  przepustowości.
Ponadto  rozpuszcza  się  w  niej  dwutlenek  węgla  i  siarkowodór,  których  małe  ilości  często
znajdują  się  w  przesyłanym  gazie.  Wytworzone  w  ten  sposób  słabe  kwasy  powodują
intensywną korozję rurociągu i armatury. Osuszenie gazu zapobiega, więc:
–

tworzeniu się hydratów,

–

zmniejszaniu przepustowości gazociągu,

–

korozji wewnętrznej powierzchni gazociągu.

Do osuszania gazu stosuje się metody adsorpcyjne i absorpcyjne.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Procesy te maja za zadanie osuszyć gaz tak, aby temperatura punktu rosy wynosiła:
–

dla 3,9 [MPa] latem +5

C, zimą - 10

–

dla 6,4 [MPa] latem - 5

C, zimą - 20

Metoda adsorpcyjna – głębokie osuszanie gazu przy pomocy sit molekularnych, żelu

krzemionkowego, woda adsorbowana jest tutaj na cząstkach stałych. Przy pomocy tej metody
uzyskujemy głębokie osuszanie do temperatury punktu rosy:
sita molekularne - 90

[C] mała zawartość pary w gazie i wtedy duża skuteczność

żel krzemionkowy - 60

Metody absorpcyjne stosujemy z zastosowaniem glikoli (DEG, TEG)

Osuszanie do temperatury punktu rosy DEG lub TEG stosowane są w zależności od
prowadzonego sposobu regeneracji od - 20 do - 40

Metody na drodze ochładzania gazu - polegające na rozprężaniu gazu i wykraplaniu

wody do punktu rosy - 20

Osuszanie gazu w instalacjach kolumnowych

Osuszanie gazu ziemnego przy pomocy kolumn półkowych jest najbardziej

rozpowszechnionym

sposobem

osuszania,

stosowanym

przemyśle

rafineryjno-

petrochemicznym.

Schemat uproszczonej instalacji kolumnowej przedstawia poniższy rysunek.

Rys. 4. Uproszczony schemat kolumnowej instalacji: 1 – absorber, 2 – oddzielacz, 3 – wymiennik ciepła glikol

– glikol, 4 –separator (odgazowywacz), 5 – desorber,6 – chłodnica wodna, 7 – zbiornik
zregenerowanego roztworu glikolu, 8 – pompy, 9 – chłodnica – skraplacz, 10 – zbiornik skroplin , 11 –
pompa próżniowa [6, s. 182]

Gaz przeznaczony do osuszania wprowadza się do dolnej części absorbera 1, w której

oddzielają się niesione przez strumień gazu krople wody i ewentualnie krople cięższych
węglowodorów. Przepływa on następnie do górnej części absorbera, w której w temperaturze
ok. 30

C kontaktuje się przeciwprądowo ze spływającym po pólkach wodnym roztworem

DEC  lub  TEG.  Osuszony  gaz  kieruje  się  ze  szczytu  absorbera  do  aparatu  2,  w  którym
oddzielają  się  krople  absorbentu.  Roztwór  glikolu  rozcieńczony  zaabsorbowaną  wodą,
nagrzewa  się  w  wymienniku  3  do  temperatury  ok.  90°C  i  przepływa  do  separatora
4 pracującego  pod  ciśnieniem  ok.  0,2  MPa.  Rozmiary  aparatury  są tak dobrane, aby roztwór
glikolu  przebywał  w  nim  ok.  30  minut.  Zapewnia  to  usunięcie  lekkich  węglowodorów
gazowych- gazu resztkowego wykorzystywanego jako gaz opałowy.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Regeneracja roztworu glikolu następuje w desorberze 5 (roztwór dopływa do desorbera

przez wymiennik 3, w którym nagrzewa się prawie do wrzenia). Zregenerowany roztwór
zawiera do 97% mas. TEG lub DEG. Obecność siarkowodoru w gazie odlotowym desorbera
5

komplikuje technologię. Właściwie należałoby ten strumień gazowy odsiarczyć. Często

jednak kieruje się go od razu do spalenia w pochodni, co z punktu widzenia ekologii nie jest
prawidłowe, gdyż powoduje wypuszczanie do atmosfery gazów zawierających dwutlenek
siarki.

Zregenerowany roztwór glikolu odbierany z dołu desorbera 5 jest tłoczony w obieg –

do absorbera 1. Objętościowe natężenie cyrkulacji roztworu glikolu najczęściej wynosi
12 dm

/1dm

usuniętej wody, ale bywa, że ma wartość nawet 60 dm

/1dm

Schemat przedstawiony na rysunku 4 jest najbardziej typowy i w przypadku użycia bardzo

stężonego roztworu TEG (99–99,5% mas.), zapewnia obniżenie temperatury punktu rosy
osuszonego gazu do – 25

C. Natomiast w przypadkach konieczności jeszcze głębszego

osuszenia można wybrać jeden z wariantów [15]:
1. Proces z dwustopniową regeneracją roztworu glikolu przeprowadzany przedmuchem

suchego gazu ziemnego.

2. Proces z zastosowaniem azeotropowej regeneracji roztworu glikolu (dodawanie toluenu

do wstępnie zregenerowanego roztworu i następnie oddestylowanie azeotropu woda-
toluen).

3. Proces z zastosowaniem dwustopniowej absorpcji (osuszania), w którym w jednym

absorberze prowadzi się w dolnej jego części osuszanie za pomocą 99 – proc. roztworu
glikolu, a w górnej części absorpcję reszty wody za pomocą roztworu bardziej stężonego
(99,9% mas. TEG).

Osuszanie gazu w instalacjach kolumnowych z wypełnieniem

Absorbery z wypełnieniem są jednymi z najczęściej stosowanych aparatów w procesach

mokrego oczyszczania gazów. Jako kolumny z wypełnieniem nieruchomym używa się do
usuwania zanieczyszczeń gazowych z gazów w dużym stopniu pozbawionych cząstek
aerozolowych. W procesach oczyszczania są stosowane wszystkie możliwe kierunki przepływu
gazu i cieczy:
–

przeciwprąd,

–

współprąd skierowany do dołu lub góry,

–

przepływ krzyżowy.
W klasycznej konstrukcji absorbera z wypełnieniem nieruchomym przepływem

przeciwprądowym  (rys.5.)  strumień  oczyszczanych gazów w wpływa od dołu aparatu poniżej
półki  oporowo-rozdzielczej;  rozdzielony  równomiernie  na  przekroju  aparatu  przepływa  przez
warstwę  wypełnienia, zraszaną również na przekroju cieczą absorbującą.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 5. Kolumna z wypełnieniem: 1 – oddzielacz kropel, 2 – rozdzielacz cieczy, 3 – ruszt podtrzymujący

wypełnienie, 4 – ruszt nośny, 5 – półka zbierająca ciecz, 6 – pierścień, który zbiera ciecz z zewnętrznej
ścianki i kieruje ją do środka kolumny, 7 – doprowadzenie cieczy, 8 – doprowadzenie gazu,
9 – odprowadzenie gazu, 11 – odbiór fazy bocznej [4, s. 68]

Efektywny kontakt płynącego do góry strumienia gazu i ściekającej w dół cieczy

zapewniony  jest  przez  zastosowanie  wypełnienia.  Znane  są  różne  typy  wypełnień,  począwszy
od  rozdrobnionych  kawałków  kamienia  lub  koksu,  a  skończywszy  na  skomplikowanych
wzorach  i  kształtach  przestrzennych  wypełnień  ceramicznych  metalowych  i  z  tworzyw
sztucznych.  Naturalne  wypełnienia  stałe  są  najprostsze,  lecz  wadą  ich  jest  ograniczona
przepustowość  dla  przepływu  gazu,  dlatego  wypełnia  się  nimi  kolumny  o  dużym  przekroju
poprzecznym.

Wśród licznych rodzajów wypełnień (rys.6.) najbardziej rozpowszechnione są pierścienie

Raschiga, charakteryzuje je to, że ich wysokość równa jest średnicy zewnętrznej. Ponadto ich
zakres  pracy  jest  bardzo  korzystny,  zapewniając  duże  wartości  współczynników  wnikania
masy  przy  stosunkowo  dużej  porowatości  warstwy  pełnienia,  co  daje  umiarkowane  spadki
ciśnień  gazu  przy  dużej  objętości  strumieni  gazu  i  cieczy.  Również  jego  koszt  na  jednostkę
objętości jest konkurencyjny w porównaniu do innych wypełnień.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 6. Rodzaje wypełnień w aparatach kolumnowych;

pierścienie: a) Raschiga, b) Lessinga, c) Palla, d) Berla, e) Intolox, f) wypełnienie typu Tellerette [13, s. 313]

Pierścienie (wypełnienia) w kolumnie są umieszczone w sposób przypadkowy, gdy

rozmiary ich są większe od 50 mm. W kolumnach o dużej średnicy, gdy rozmiary elementów
są większe od 50 mm, układa się je sposób uporządkowany [13].

Wypełnienia ułożone w kolumnie w sposób przypadkowy zapewniają większe

współczynniki  przenikania  masy,  lecz  przy  większym  spadku  ciśnienia  gazu,  co  oczyszczanie
gazów zapylonych w tym układzie. Dobór rodzaju wypełnienia odbywa się na podstawie:
1)  kosztu jednostki – pierścienie z tworzyw sztucznych są tańsze niż metalowe;
2)  spadku ciśnienia gazu odniesionego do jednostki wysokości warstwy w funkcji przepływu

cieczy – spadek ciśnienia wzrasta ze zwiększeniem strumienia cieczy;

3) odporności korozyjnej – w środowisku korozyjnym stosowane są zwykle wypełnienia

ceramiczne i z tworzyw sztucznych;

4) powierzchni właściwej, tj. powierzchni geometrycznej wypełnienia w jednostce jego

objętości – duża powierzchnia zapewnia większą powierzchnię kontaktu gaz-ciecz.

Przy doborze wypełnienia brany jest również pod uwagę stosunek średnicy kolumny do

elementu  wypełnienia.  Duże  elementy  wypełnień  nie  są  odpowiednie  dla  kolumn  o  małej
średnicy.  Zmniejszają  one  efektywność  procesu  wskutek  złej  dystrybucji  gazu  i  cieczy
w warstwie  oraz  zmniejszają  powierzchnię  kontaktu  gaz-ciecz.  Dla  zapewnienia  korzystnych
warunków  kontaktu gazu i cieczy w warstwie wypełnienia niezbędny jest minimalny przepływ
cieczy zraszającej.

Osuszanie gazu w instalacjach wtryskowych
W  przypadkach  niedużych  natężeń  przepływu  gazu,  tj.  600–800  m

/min stosuje się instalacje

wtryskowe. Praca takich instalacji polega na wtryskiwaniu pod ciśnieniem roztworu glikolu lub
metanolu do strumienia przepływającego gazu ziemnego. Schemat takiej instalacji osuszania w
poziomym absorberze wtryskowym przedstawia rys. 7.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 7. Schemat instalacji osuszania gazu za pomocą roztworu glikolu w poziomej kolumnie wtryskowej:

a) instalacja,  1  –  separacyjna  część  absorbera,  2  –  strefa  wtryskiwania  zregenerowanego  roztworu
glikolu,  3a-zbiornik  kondensatu  węglowodorowego,  3b-zbiornik  zanieczyszczonego  roztworu  glikolu,
4 –  kolumna  regeneracyjna,  5  –  warnik  (odparowani),  6  –  wymiennik  ciepła  7  –  specjalna  pompa,
8 – filtr. b) wymiennik ciepła [6, s. 42]

W absorberze wtryskowym następuje przechwycenie kondensatu, następnie odprowadzany

jest  on  przez  zbiornik  3a.  Zregenerowany  roztwór  DEG  wtryskuje  się  do  absorbera  przez
dysze wtryskowe. Gaz niesie ze sobą drobne krople glikolu, które są zatrzymywane przez tzw.
odmgławiacze.  Są  one  umiejscowione  za  każdym  rzędem  dysz.  Przepracowany  (obciążony)
glikol  opada  na  dno  absorbera,  a  następnie  do  oddzielacza  3b,  po  czym  do  regeneratora  4,
współpracującej  z  warnikiem  5  i  wymiennikiem  ciepła  6,  gdzie  dostarczane  jest  ciepło  do
regeneracji roztworu glikolu. Pompa 7 służy do tłoczenia glikolu do wtryskiwaczy.

Tego typu instalacja osuszania jest przydatna najczęściej wówczas, gdy gaz z odwiertów

ma skład umożliwiający skierowanie go do gazociągów magistralnych bez rozbudowanej
technologii jego przeróbki przyzłożowej.

Koszt budowy instalacji wtryskowej jest niższy niż kolumnowej, ale jest ona mniej sprawna

i następują większe straty glikolu unoszonego z gazem.

4.3.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.  Gdzie i w jakich warunkach powstają hydraty?
2.  Dlaczego obecność pary wodnej w gazie jest bardzo niebezpieczna?
3.  W jakim celu osusza się gaz ziemny?
4.  Jakie skutki mogą spowodować w gazociągu, tworzące się tam hydraty?
5.  Jakie procesy odbywają się w kolumnach: niskotemperaturowej i wysokotemperaturowej,

jeżeli glikol jest absorbentem pary wodnej zawartej w gazie?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

6.  Jakie substancje są stosowane do adsorpcyjnego osuszania gazu ziemnego?
7.  Na czym polegają metody absorpcyjne osuszania gazu ziemnego?
8.  Czy gwałtowne chłodzenie gazu może prowadzić do jego osuszenia?
9.  Jakie istnieją rodzaje wypełnień?
10.  Od jakich parametrów technologicznych, zależy dobór wypełnienia kolumny absorpcyjnej?
11.  Jak przebiega proces osuszania gazu w instalacjach wtryskowych?

4.3.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Znając schemat kolumnowej instalacji absorpcyjnego osuszania gazu podpisz główne jego

elementy.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) zapoznać się ze schematem,
2) wymienić urządzenia instalacji absorpcyjnego osuszania gazu, oraz zaznaczyć je na

schemacie,

3) zaprezentować wykonane ćwiczenie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

–

schemat kolumnowej instalacji absorpcyjnego osuszania gazu z usuniętymi podpisami
poszczególnych części,

–

przybory do pisania.

Ćwiczenie 2

Wykorzystując schemat z poprzedniego ćwiczenia, uzupełnij opis instalacji informacjami

o czynnikach, które płyną w przewodach między poszczególnymi urządzeniami.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1)  zapoznać się wcześniej ze schematem,
2)  zidentyfikować wszystkie przewody łączące urządzenia instalacji glikolowej,
3)  wyjaśnić jakie w nich płyną czynniki, ( zaznaczyć strzałkami kierunek przepływu),
4)  określić parametry przepływu czynników (ciśnienie, temperatura),
5)  zaprezentować wykonane ćwiczenie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

schemat kolumnowej instalacji absorpcyjnego osuszania gazu,

−

Poradnik dla ucznia,

−

przybory do pisania.

Ćwiczenie 3

Znając schemat osuszania gazu za pomocą roztworu glikolu w poziomej kolumnie

wtryskowej podpisz główne jego elementy.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) zapoznać się z opisanym schematem,
2) omówić zasadę działania metody osuszania gazu za pomocą roztworu glikolu w poziomej

kolumnie wtryskowej,

3) zaprezentować wykonane ćwiczenie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

schemat osuszania gazu za pomocą roztworu glikolu w poziomej kolumnie wtryskowej
z usuniętymi podpisami poszczególnych części,

−

przybory do pisania.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.3.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz?

Tak

Nie

1) określić miejsce i warunki powstawiania hydratów?



2) wymienić właściwości substancji stosowanych od osuszania gazu?



3) wyjaśnić cel procesu osuszania gazu?



4) scharakteryzować proces osuszania w kolumnie wtryskowej?



5) wyjaśnić proces regeneracji glikolu?



6) określić, właściwości absorbentów i adsorbentów stosowanych

w procesach osuszania gazu?



7) wyjaśnić rolę wypełnienia kolumny absorpcyjnej?



8) zdefiniować proces niskotemperaturowej separacji, jako metody

osuszania gazu?



9) opisać budowę kolumny wtryskowej?



10) scharakteryzować

osuszanie

gazu

instalacji

kolumnowej

z wypełnieniem?



11) wymienić rodzaje stosowanych wypełnień?



12) wyjaśnić w jakich warunkach mogą być prowadzone równocześnie

procesy osuszania i odsiarczania gazu?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.4. Oddzielanie węglowodorów ciężkich

4.4.1. Materiał nauczania

Rozdzielanie gazów ziemnych

Gdy gaz ziemny zostanie już odsiarczony i osuszony, kolejnym etapem jego przeróbki jest

proces  rozdzielania.  Polega  on  na  wyróżnieniu  z  gazów  ziemnych  składników
węglowodorowych  oraz  wydzielaniu  azotu  i helu. Rozdzielanie  na składniki  węglowodorowe
obejmuje  przede  wszystkim  procesy  odgazolinowania,  stabilizacji  gazoliny,  rozdzielania  gazu
płynnego  na  propan  i  butany  oraz  deetanizację.  Wykorzystuje  się  tutaj  absorpcję,  skraplanie,
rektyfikację,  a  więc  procesy  przebiegające  zazwyczaj  w  niskiej  temperaturze.  Wzrost
zapotrzebowania  na  gaz  płynny  zarówno  przez  odbiorców  wymusił  na  pracownikach
przemysłu konieczność wydzielania propanu C3+ z gazu ziemnego. Proces ten odbywa się na
skutek  absorpcji  (pochłaniania  na  powierzchni)  niskotemperaturowej  prowadzonej
w temperaturze  do  -45°C,  pod  ciśnieniem  do  7,5  MPa  z  zastosowaniem  węglowodorów
o masie cząsteczkowej od 100÷140 jako absorbentów (pochłaniaczy).

Konieczność deetanizacji gazów ziemnych o dużej zawartości etanu wymusiła na

zakładach przeróbki gazu wprowadzenie obok procesu NTA również procesów
niskotemperaturowej kondensacji NTK. Trzecim natomiast procesem stosowanym
w technologii rozdzielanie gazu ziemnego jest proces niskotemperaturowej rektyfikacji NTR.

Proces NTK prowadzi się pod ciśnieniem 1,5÷4 MPa w temperaturach od –15 do -40°C.

Dobór konkretnych parametrów zależy od składu rozdzielanego gazu oraz założonego stopnia
efektywności  rozdzielania.  Schemat  instalacji  składa  się  z  dwóch  części:  węzła  wstępnego
odgazolinowania,  który  jest  instalacją  NTK  bez  kolumny  np.  deetanizacji  i  węzła  właściwej
absorpcji  niskotemperaturowej.  W  instalacjach  tych  konieczne  jest  znaczne  ochłodzenie
strumieni gazu. Temperatura gazu determinuje wybór odpowiedniej technologii chłodzenia, co
ma duży wpływ na rodzaj instalacji rozdzielania. Zazwyczaj w przemyśle stosuje się chłodzenie
jedną z trzech metod, a mianowicie:
1)  zewnętrzny  cykl  chłodniczy  (propanowy)  lub  dwustopniowy  z  kolejnymi  cyklami

chłodzenia propanowym i etanowym,

2) wewnętrzny cykl chłodniczy, który polega na rozprężaniu kondensatów z poszczególnych

stopni kondensacji, orosienia demetanizatora i deetanizatora lub na pracy turbodetandera.

Gaz ziemny oczyszczany jest z węglowodorów o masie cząsteczkowej większej niż etan

przez  tzw.  odgazolinowanie.  W  wyniku  takiego  procesu  otrzymuje  się  gaz  płynny  i  lekką
benzynę  (zwana  gazoliną).  Stanowią  one  bardzo  są  cenne  paliwo  oraz  surowce  do  syntez
chemicznych.  Dlatego  tak  ważne  jest  ich  wyselekcjonowanie  z  kondensatowego  gazu
ziemnego.  Wydzielanie  to  można  też  traktować  jako  konieczne  oczyszczenie  gazu  suchego
(metanu,  etanu)  przed  jego gazociągowym transportem. W praktyce przemysłowej stosuje się
do  tego  celu  adsorpcyjne  i  absorpcyjne  procesy  odgazolinowania  oraz  technologie
odgazolinowania  metodą  ekspansyjną  i  niskotemperaturowej  separacji  (NTS).  Metoda
ekspansyjna  znalazła  zastosowanie  głównie  w  przypadku  odbioru  gazu  z  odwiertów  pod
stosunkowo  wysokim  ciśnieniem, a szczególnie, gdy jest to gaz bogaty w węglowodory C5+.
Atrakcyjność  metod  absorpcyjnego  odgazolinowania  wzrasta  jednak  w  przypadku  złóż
eksploatowanych z dużym objętościowym natężeniem odbioru gazu z odwiertów [6].

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Istota procesu NTS

Niskotemperaturowa separacja (NTS) jest omawiana odrębnie jako proces wstępnego

osuszania i odgazolinowania gazu ziemnego. Proces ten bywa poprzedzany, np. absorpcyjnym
osuszaniem lub/i odsiarczaniem gazu i funkcjonuje w przeróbce kondensatowych gazów
ziemnych przede wszystkim jako proces ich zasadniczego odgazolinowania [6].

Schematy technologiczne instalacji NTS [6]

Poniższy schemat przedstawia w uproszczony sposób instalację niskotemperaturowej

separacji gazoliny surowej i wody. Gaz kondensatowy z odwiertów przepływa przez separator
la (gdzie następuje wstępne wydzielenie unoszonych kropli), a następnie przez wymiennik
ciepła 2, do którego pompa wtryskuje zregenerowany roztwór DEG. Tam następuje wstępne
ochłodzenie gazu częścią zimnego strumienia rozprężonego gazu, który jest odbierany z górnej
części niskotemperaturowego separatora Ib.

Rys. 8. Zasada pracy niskotemperaturowej separacji pracującej

na zasadzie ekspansyjnego ochładzania gazu w zwężkach dławiących [6, s. 168]

Zmieszany gaz surowy wraz z mgłą roztworu glikolu kierowany jest poprzez zwężkę

dławiącą 3 (tzw. zawór ekspansyjny). W wyniku, czego następuje silne ochłodzenie strumienia
i wykroplenie znacznej części wody i węglowodorów C3+. Wykroploną ciecz oddziela się w
separatorze Ib i odgazowuje w kolumnie 4. W oddzielaczu 6 oddziela się rozcieńczony
roztwór DEG od gazoliny. Roztwór DEG poddaje się regeneracji i zawraca do obiegu.

Poniższy schemat przedstawia instalację NTS, w której zastosowano zarówno ekspansję,

jak i przeponowe chłodzenie czynnikiem chłodniczym (wymiennik 2b). Rozprężanie gazu
w zwężce 3 następuje tuż po jego ochłodzeniu w wymiennikach 2a i 2b. Jest to poprzedzone
wtryskiem roztworu DEG uniemożliwiającym utworzenie się stałych hydratów.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 9. Uproszczony schemat instalacji niskotemperaturowej separacji pracującej na zasadzie ekspansyjnego

ochładzania i z dodatkowym zastosowaniem przeponowego chłodzenia odparowującym czynnikiem
chłodniczym [6, s. 169]

W separatorach la i 1b następuje wydzielanie ciężkiego kondensatu ze strumienia gazu

napływającego  z  odwiertów.  Natomiast  w  niskotemperaturowym  separatorze  trójfazowym
Ic odbywa  się  rozdzielenie  strumienia  opuszczającego  zwężkę  3  na  fazę  gazowa  i  dwie  fazy
ciekłe  (lekki  kondensat  węglowodorowy  i  roztwór  DEG  rozcieńczony  usuniętą  wodą).
Kondensat  jako  orosienie  jest  kierowany  na  górną  półkę  kolumny  4  (do  jej  środkowej  części
kieruje się kondensat z separatora lh) [6].

4.4.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.  Dlaczego gazolinę wydziela się ze strumienia gazu po jego odsiarczeniu i osuszeniu?
2.  Na czym polega proces separacji mieszaniny gazowej?
3.  Jakie procesy wykorzystuje się w trakcie rozdzielania węglowodorów z mieszaniny gazu?
4.  Czy gazolinę można z gazu wydzielić w czasie chłodzenia mieszaniny gazowej?
5.  Na czym polega i jak się odbywa niskotemperaturowa kondensacja (NTK)?
6.  Czy chłodzenie gazu w chłodnicach jest ekonomicznie uzasadnione?
7.  Kiedy stosuje się odgazolinowanie gazu ziemnego i na czym ono polega?
8.  W jakim celu prowadzi się proces niskotemperaturowej separacji (NTS)?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.4.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Znając schemat procesu niskotemperaturowej separacji gazu ziemnego, wymień główne

urządzenia instalacji, wyjaśnij cel zastosowania w procesie zaworów rozprężających
i separatorów.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1)  zapoznać się z przedstawionym schematem,
2)  wypisać, nazwać i zaznaczyć na schemacie identyfikowane urządzenia,
3)  wyjaśnić cel stosowania urządzeń redukujących ciśnienie i urządzeń do rozdziału frakcji,
4)  zaprezentować wykonane ćwiczenie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

dwa schematu procesu niskotemperaturowej separacji gazu ziemnego z usuniętymi
podpisami poszczególnych części,

−

Poradnik dla ucznia,

−

przybory do pisania.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.4.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wymienić powody dla których prowadzi się proces wydzielenia z gazu

węglowodorów gazolinowych?



2) wyjaśnić przebieg procesu separacji węglowodorów?



3) wymienić metody wydzielania gazoliny z gazu?



4) wymienić parametry (temperatura i ciśnienie) procesu wydzielania

propanu z gazu ziemnego?



5) omówić proces niskotemperaturowej kondensacji?



6) wymienić metody chłodzenia gazu?



7) wyjaśnić jakie parametry gazu decydują o prowadzeniu procesów

odgazolinowania, oraz na czym te procesy polegają?



8) omówić istotę procesu niskotemperaturowej separacji?



9) wymienić i opisać urządzenia w jakich odbywa się proces NTS?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.5. Odazotowanie gazu ziemnego

4.5.1. Materiał nauczania

Gazy ziemne zawierające duże ilości azotu (tzw. gazy zaazotowane) posiadają znacznie

gorszą wartość opałową aniżeli gazy zawierające śladowe ilości tego składnika.

Konieczność odazotowania określonego gazu wynika bardzo często z potrzeby mieszania

gazów z różnych złóż, mająca na celu nadanie im podobnych właściwości umożliwiających
spalanie w tych samych palnikach [6].

Rys. 9. Schemat instalacji do odazotowania gazu ziemnego: 1 – kolumny, 2 – wielostrumieniowe spiralne

wymienniki ciepła, J – separator, Z – zawory rozprężające [6, s. 275]

Koncentrację azotu w gazie ziemnym można zmniejszyć na drodze jego:

−

w procesie niskotemperaturowego frakcjonowania uprzednio skroplonej mieszaniny,

−

wychwytywania przy użyciu membran (już wkrótce będzie stosowane na KGZ Borzęcin).

Najważniejszym powodem prowadzenia procesu odazotowania, nie jest jednak

zmniejszenie  zawartości  azotu  w  gazie  ziemnym,  ale  możliwości  wydzielenia  ze  strumienia
zaazotowanego  gazu  cząstek  argonu  i  helu.  Wydzielenie  szlachetnych  gazów  ze  strumienia
zaazotowanego  gazu  jest  możliwe,  ze  względu  na  ich  obecność  właśnie  w  zaazotowanym
gazie ziemnym.

Dużą trudność w wydzieleniu Ar i He z gazu ziemnego stanowią właściwości tych gazów.

Oba są gazami szlachetnymi i ze względu na swoją bardzo małą aktywność chemiczną nie
pozwalają na zastosowanie w procesie rozdziału żadnej metody absorpcyjnej, ani adsorpcyjnej.

Jedyną możliwością rozdziału mieszaniny gazowej jest proces skraplania składników gazu

w bardzo niskich temperaturach i separacja składników kolejno wykraplanych.

W praktyce przemysłowej stosuje się metodę niskotemperaturowego frakcjonowania

uprzednio skroplonej mieszaniny, z uwagi na znaczną różnicę temperatury wrzenia azotu,
metanu i gazów szlachetnych – głównych składników tej mieszaniny. Jest to proces
kriogenicznej rektyfikacji gazu.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Dużym plusem jest wysokie ciśnienie mieszaniny gazów w złożu wpływające korzystnie na
efektywność procesu technologicznego.

W procesach tego typu wyróżnia się cztery fazy produkcyjne:

1) sprężania mieszaniny do odpowiedniego ciśnienia,
2) usunięcie tych składników mieszaniny, których obecność powoduje zakłócenia w procesie

niskotemperaturowym,

3) oziębienie mieszaniny i jej skroplenie,
4) rozdział skroplonej mieszaniny na czyste składniki na drodze rektyfikacji.

Należy również wspomnieć, że w trakcie procesu odazotowania następuje również

oddzielanie helu z gazu ziemnego. I to właśnie na potrzeby tego procesu stosuje się skraplanie
i frakcjonowanie zaazotowanego gazu.

Na początku eksploatacji złóż, gdy panujące ciśnienie jest rzędu 13 - 15 MPa sprężanie

gazu jest zbędne. W miarę wyczerpywania się złoża i spadku ciśnienia zachodzi konieczność
stosowania sprężarek podnoszących ciśnienie gazu do wartości zapewniającej właściwą pracę
instalacji.[3]

Istnieje wiele metod wydzielania azotu i helu z gazu ziemnego. Między innymi są to

metody  niskotemperaturowe  –  kriogeniczne.  Zalicza  się  do  nich:  metodę  ekspansyjną  –
polegającą  na  wykorzystaniu  zjawiska  Joule’a  –  Thomasa,  metodę  z  zastosowaniem  cyklu
kaskadowego,  w  której  do  skroplenia  gazu  ziemnego  używa  się  trzy  niezależne  cykle
chłodzenia: propanowy, etanowy, metanowy.

W trakcie niskotemperaturowego rozdziału mieszanin gazowych wykorzystuje się różnicę

temperatur wrzenia poszczególnych składników. Konieczne jest osiągnięcie temperatury 70 K.

Klasyczny proces kaskadowy

Skraplanie gazu polega tutaj na kilkakrotnym jego schładzaniu. Instalacje posiadają trzy

zamknięte  obiegi  schładzania  gazu,  a  czynnikami  chłodzącymi  są  –  propan,  etan  i  metan.
W trakcie pracy urządzenia kaskadowego czynniki chłodzące oddają swoje ciepło parowania w
obiegu  chłodniczym  schładzanemu  gazowi. Obieg  propanowy    osiąga   temperaturę   233  K  (-
40°C),  obiegu  etanowym  około  168  K  (-105°C),  natomiast  w  obiegu  metanowym  111,8  K
(-161°C).

Poniższy schemat przedstawia instalację do skraplania zaazotowanego gazu ziemnego

metodą kaskadową w obiegu otwartym. Gaz, zanim zostanie skierowany na stopnie chłodzenia
łączy się z mieszaniną środków chłodzących. Należy zwrócić uwagę na częściową kondensację
gazów wchodzących w skład strumienia chłodzącego na każdym ze stopni chłodzenia.

Po wstępnym oczyszczeniu zaazotowany gaz ziemny zostaje zmieszany z gazem

pochodzącym z obiegu skroplenia, a następnie poddawany jest sprężaniu. W chłodnicach
pośrednich panuje temperatura umożliwiająca wykroplenie węglowodorów zawartych w gazie.
Medium chłodnicze zazwyczaj rozdzielane jest na dwie frakcje o różnych zakresach
temperatur: od 213 K (-60°C) – frakcja ciężka do 112 K (-161°C) – frakcja lżejsza.

Zaletą tej metody jest zastosowanie w całej instalacji tylko jednej sprężarki niezależnie od

ciśnienia gazu wlotowego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 10. Otwarty obieg kaskadowy:

1 – sprężarka, 2 – wodny wymiennik ciepła,

3 – separatory, 4 – wymiennik ciepła, 5 – zbiornik ciekłego gazu [9]

4.5.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Dlaczego wydzielenie azotu i helu z mieszaniny węglowodorów, może się odbywać tylko

przez proces rozdziału kolejno wykraplanych frakcji?

2. Jakie urządzenia pracują przy chłodzeniu strumienia gazu w instalacji kriogenicznej?
3. Jakie czynniki są wykorzystywane w czasie chłodzenia, a następnie frakcjonowania

kolejno skraplanych składników mieszaniny gazowej?

4. Jakie procesy odbywają się w separatorach instalacji kaskadowej?

4.5.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Na podstawie schematu instalacji wyjaśnij zadania wymienników ciepła i kolumn

separacyjnych. Wskaż czynnik, którego wydzielenie z gazu jest w tej instalacji najważniejsze.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeczytać w poradniku informacje o procesie przedstawionym na schemacie,
2) wskazać wymienniki ciepła i wyjaśnić zadania strumieni czynników przepływających przez

nie,

3) prześledzić kierunek przepływu każdego strumienia i rozpoznać jakie strumienie

rozdzielają się w separatorach,

4) odnaleźć na schemacie strumień czynnika, który wydzielono z mieszaniny gazu,
5) zaprezentować wykonane ćwiczenie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

schemat instalacji odazotowania gazu ziemnego z usuniętymi podpisami poszczególnych
urządzeń instalacji,

−

przybory do pisania.

Ćwiczenie 2

Znając schemat otwartego obiegu kaskadowego gazu podpisz główne jego elementy, oraz

wyjaśnij zadania urządzeń „4”.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1)  zapoznać się ze schematem,
2)  wyjaśnić zasadę działania urządzeń otwartego obiegu kaskadowego,
3)  wyjaśnić  rolę  urządzeń  „4”(wymienniki  ciepła),  w  szczególności  zadania  strumieni

czynników przepływających przez te wymienniki,

4) zaprezentować wykonane ćwiczenie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

schemat otwartego obiegu kaskadowego z usuniętymi podpisami poszczególnych części,

−

przybory do pisania.

4.5.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wyjaśnić, cel prowadzenia procesu odazotowania gazu ziemnego?



2) omówić sposoby chłodzenia gazu ziemnego podczas procesu?



3) wymienić urządzenia instalacji do odazotowania i uzasadnić

konieczność zastosowania tak dużej ilości wymienników ciepła?



4) opisać przebieg procesu wydzielania helu z gazu?



5) omówić klasyczny proces kaskadowy jako przykład instalacji do

chłodzenia i skraplania gazu ziemnego?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.6. Usuwanie zanieczyszczeń mechanicznych

4.6.1. Materiał nauczania

Ze względu na konieczność bardzo dokładnego oczyszczania gazu z zanieczyszczeń, coraz

ważniejsze  okazują  się  takie  techniki  jak:  destylacja,  separacja  na  sitach  molekularnych
i membranach,  czy  separacja  mechaniczna.  W  praktyce  gazy,  oprócz  zanieczyszczeń  stałych,
mogą  zawierać  również  zanieczyszczenia  w  formie  aerozoli  (takie  ciecze  jak:  woda,
węglowodory,  olej  sprężarkowy,  amina,  glikol,  inhibitory  korozji).  Ponieważ  ciecze  te różnią
się  między  sobą  zarówno  pod  względem  własności  fizykochemicznych  (gęstość,  lepkość,
napięcie  powierzchniowe,  prężność  pary),  jak  i  stopnia  dyspersji  (wielkości  kropel  aerozolu)
koniecznością jest stosowanie wysokosprawnych bardziej zaawansowanych metod [1].

W praktyce przemysłowej najczęściej stosuje się mechaniczne oddzielanie ciekłych

składników z gazu za pomocą różnego typu urządzeń. Najczęściej stosowane są do tych celów
separatory grawitacyjne, odśrodkowe czy demistacyjne.

Gwarancją bardzo dokładnego oczyszczania okazuje się zastosowanie wysokosprawnych

separatorów  wykorzystujących  mechanizm  koalescencji  (łączenia  kropel),  co  umożliwia
separację  ze  strumieni  gazów  fazy  ciekłej  o  niemal  dowolnych  rozmiarach  kropel  i  różnych
właściwościach fizykochemicznych [1].

Zasada działania elementów koalescencyjnych

Element koalescencyjny ma postać świecy, do wnętrza, której wpływa gaz niosący ciekły

aerozol.  W  trakcie  przepływu  gazu  przez  odpowiednio  uformowaną  porowatą  strukturę
elementu następuje łączenie się drobnych cząstek aerozolu w większe krople, które wypływają
na  zewnętrzną  powierzchnię  elementu  i  spływają  w  dół  pod  działaniem  sił  grawitacji,  zaś
oczyszczony  gaz  płynie  do  góry.  Schematyczną  ilustrację  takiego  procesu  pokazano  na
Rys.12.[1]

Rys. 11. Zasada działania elementu koalescencyjnego [1, s. 5]

Mechanizm procesu koalescencji
W  przypadku  założenia  włóknistości  postaci  materiału  tworzącego  świecę  koalescera
mechanizm koalescencji możemy podzielić na następujące etapy:
1.  adsorpcja (pochłanianie na powierzchni) kropli do włókna,
2.  przesuwanie kropel wzdłuż włókna pod działaniem siły unoszenia gazu do punktu łączenia

z drugim włóknem,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

3. łączenie się dwóch kropel w jedną większą w punkcie łączenia włókien,
4. powtarzające się łączenie małych kropel z powstałą już większą kroplą w punkcie łączenia

włókien,

5. uwolnienie „dużej” kropli z punktu przecięcia włókien na skutek wzrastającego oporu

zaadsorbowanej kropli w stosunku do siły unoszenia gazu,

6. powtórzenie etapów 1–5 z kroplami o coraz większych rozmiarach i coraz większymi

odległościami między włóknami.

Powyższy schemat zwraca szczególną uwagę na czynniki wpływające na efektywność

procesu  koalescencji.  Własności  powierzchni  włókien  koalescera  decydują  o  adsorpcji  kropel
jak  i  ich  uwolnieniu  po  połączeniu.  Niezbędna  jest,  więc  odpowiednia  równowaga  pomiędzy
siłami  przyciągania  lub  adsorpcji  i  mechanizmem  umożliwiającym  ich  uwalnianie.  Dostępna
powierzchnia  dla  adsorpcji  jest  wyznaczana  poprzez  średnicę  włókien  i  zakres  ich  różnych
porowatości.

Uwzględniając zastosowania praktyczne należy również zwrócić uwagę na:

−

spadek ciśnienia,

−

chemiczną wytrzymałość,

−

odporność na działanie substancji powierzchniowo czynnych.

Poniższy rysunek przedstawia schemat koalescera typu ciecz-gaz (L/G) firmy Pall.

Rys. 12. Schemat działania koalescerów typu ciecz-gaz (L/G) firmy Pall [7, s. 1]

Zanieczyszczony gaz wpływa poprzez króciec wlotowy pod dolną płytę sitową, na której

osadzone są elementy koalescencyjne. W wyniku znacznego obniżenia prędkości przepływu,
większe cząstki stałe oraz ciekłe opadają na dno koalescera i odprowadzane są poprzez dolny
króciec drenażowy.
W dolnym „kubie” koalescera następuje także oddzielenie cieczy, występującej w postaci
większych ilości fazy ciągłej (tzw. rzuty cieczy), pojawiającej się w postaci dużych kropel lub

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

większych  porcji  w  oczyszczanym  gazie  [7].  Przepływ  aerozolu  przez  porowatą  strukturę
medium koalescencyjnego powoduje łączenie się ze sobą drobnych cząstek aerozolu w większe
krople,  które  wypływają  na  zewnętrzną  powierzchnię  medium  oraz  spływają  grawitacyjnie  w
kierunku  płyty  sitowej.  Gromadząca  się  na  płycie  sitowej  ciecz  odprowadzana  jest  okresowo
na zewnątrz, poprzez górny króciec drenażowy.

W celu zapewnienia bezawaryjnej i efektywnej pracy koalescera zaleca się stosowanie

aparatury kontrolno-pomiarowej, umożliwiającej [7]:

−

obserwację przebiegu pracy koalescera przez monitorowanie zmian spadku ciśnienia na
elementach koalescencyjnych,

−

zabezpieczenie elementów koalescencyjnych przed zalaniem oraz przed porywaniem oleju
do strumienia gazu oczyszczonego, przez automatycznie sterowanie cyklem drenażu
koalescera.

Usuwanie oddzielonej fazy ciekłej z dolnego oraz górnego zbiornika jest prowadzone

niezależnie.  Ponieważ  szybkość  gromadzenia  się  cieczy  jest  z  reguły  większa  w  przypadku
zbiornika górnego, stosuje się automatyczny drenaż tej części koalescera przy pomocy zaworu
pneumatycznego  sterowanego  sygnałem  z  zainstalowanego  w  zbiorniku  górnym  czujnika
poziomu  L/H.  Ciecz  ze  zbiornika  dolnego  jest  zazwyczaj  usuwana  przy  pomocy  ręcznego
zaworu ciśnieniowego wyposażonego w kapilarę dławiąc cyklicznie.

Filtry gazu – przeznaczenie i zasada działania

Rys. 13. Schemat filtra gazu [14, s. 12]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 14. Schemat filtra gazu [14, s. 12]

Tabela 3. Charakterystyka techniczna [14, s. 13]

Filtr gazu służy do dokładnego oczyszczenia gazu z wody i cząstek mechanicznych.

Zanieczyszczony gaz wtłaczany do filtra przechodzi przez świece filtracyjne, na których
następuje kondensacja cząstek wody. Osuszony gaz przesyłany jest do dalszej obróbki, a woda
do odgazowacza i dalej do zbiornika wody złożowej.
Filtr posiada wygodny, poziomy właz manewrowy służący do bieżącej obsługi świec
filtracyjnych.

Filtr pracuje w pozycji poziomej.

4.6.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.  Co rozumiemy przez pojęcie „zanieczyszczenia mechaniczne”?
2.  Jakie skutki w gazociągach może spowodować obecność zanieczyszczeń mechanicznych?
3.  Jakie elementy filtra są odpowiedzialne za usunięcie zanieczyszczeń mechanicznych?
4.  Jakie  urządzenia  mogą  okazać  się  przydatne  do  mechanicznego  oddzielania  ciekłych

składników z gazu?

5. Jaki mechanizm wykorzystują wysokosprawne separatory i na czym ten mechanizm

najogólniej polega?

6. Na jakiej zasadzie działają elementy koalescencyjne?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

7. Jak wygląda mechanizm kolejnych etapów koalescencji i przy jakim założeniu

funkcjonuje?

8. Jak można przedstawić zasadę działania koalescera typu ciecz-gaz?
9. Co umożliwia aparatura kontrolno-pomiarowa przeznaczona dla nadzorowania pracy

koalescera?

4.6.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Znając schemat koalescera typu gaz-ciecz (L/G) firmy Pall podpisz główne jego elementy.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie powinieneś:

1)  zapoznać się wcześniej z opisanym schematem,
2)  zapoznać się z zasadą działania koalescera,
3)  zaprezentować wykonane ćwiczenie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

schemat koalescera typu ciecz-gaz z usuniętymi podpisami poszczególnych części,

−

przybory do pisania.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.6.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wyjaśnić pojęcie „zanieczyszczenia mechaniczne”?



2) wymienić

urządzenia,

które

służą

oczyszczania

gazu

z mechanicznych zanieczyszczeń?



3) scharakteryzować przepływ strumienia gazu w koalescerze ?



4) podać, jakie urządzenia służą do mechanicznego oddzielania ciekłych

zanieczyszczeń z gazu?



5) opisać budowę filtra, oraz mechanizm działania wkładów filtracyjnych?



6) opisać zasadę działania elementów koalescencyjnych?



7) narysować schemat działania elementu koalescencyjnego?



8) wymienić zagrożenia wynikające z obecności mechanicznych

zanieczyszczeń w gazie?



9) opisać zasadę działania koalescera typu ciecz – gaz?



10) wyjaśnić pochodzenie zanieczyszczeń mechanicznych, czy można ich

uniknąć?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Niektóre gazy ziemne zawierają pewne ilości rtęci. Jej pozbycie się w celu uzyskania

minimalnej zawartości jest konieczne zarówno ze względu na toksyczne oddziaływanie na
użytkowników gazu, jak i z powodu rtęciowej korozji aparatury w instalacjach przeróbki gazu [3].

Przyjmuje się, że zawartość rtęci w gazach nie może przekraczać 0,001 mg/m

, a gaz

wysokotemperaturowy kierowany do odbiorców komunalnych nie powinien zawierać więcej
niż 0,04 mg Hg/m

Rys. 16. Schemat absorbera rtęci [16, s. 15]

Tabela 4. Charakterystyka techniczna [16, s. 15]

Rtęć zawarta w gazach ziemnych występuje zarówno w postaci ciekłej (mikrokrople

unoszone przez gaz), jak i par. Utrudnia to zastosowanie skutecznej technologii usuwania
rtęci. W Instytucie Górnictwa Naftowego i Gazownictwa opracowano i wdrożono do praktyki
skuteczną technologię dwustopniową obejmującą:

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

−

wydzielanie z gazu mikrokropel rtęci na filtrze wykonanym z hydrofobowych włókien
szklanych (budujące je cząsteczki chemiczne „odpychają” cząsteczki wody);

−

sorpcję(pochłanianie) z par rtęci na odpadowym sorbencie (pochłaniaczu) węglowym
obciążonym siarką.

4.7.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.  Co to jest sorpcja?
2.  Co to jest absorpcja?
3.  Co to jest adsorpcja?
4.  Dlaczego stosuje się odrtęcianie gazu ziemnego?
5.  Jaka zawartość par rtęci jest dopuszczalna w gazie ziemnym?
6.  Jakie są stopnie usuwania par rtęci z gazu ziemnego?

4.7.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Zidentyfikuj elementy instalacji usuwania par rtęci z gazu ziemnego na wybranej kopalni.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) na podstawie schematu zidentyfikować elementy instalacji usuwania par rtęci z gazu

ziemnego w zwiedzanej kopalni,

2) napisać sprawozdanie z wycieczki odbytej do kopalni.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

schematy aminowej instalacji usuwania par rtęci z gazu ziemnego,

−

przybory do pisania,

−

zeszyt.

4.7.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wyjaśnić jakie zadanie spełnia w kolumnie węgiel aktywny?



2) wyjaśnić pojęcie „sorpcja”?



3) jakie skutki może powodować obecność rtęci w gazie?



4) wyjaśnić cel stosowania adsorberów rtęciowych?



5) podać dopuszczalną zawartość par rtęci w gazie ziemnym?



6) wyjaśnić proces sorpcji rtęci na powierzchni węgla aktywnego?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.8. Ideowy schemat procesów oczyszczania gazu na przykładzie

Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dębno

4.8.1. Materiał nauczania

Na poniższym schemacie przedstawiono ideowy schemat blokowy instalacji znajdującej się

na KRNiGZ Dębno oraz zaznaczono miejsca zachodzących procesów technologicznych.

Rys. 17. Schemat blokowy KRNiGZ Dębno [10, s. 16]

Kopalnia Dębno znajduje się na Niżu Polskim, w okolicach Gorzowa Wielkopolskiego.

W jej udziale jest eksploatacja ropy naftowej oraz gazu ziemnego wraz z kondensatem z trzech
pobliskich złóż, czyli: Barnówka, Mostna i Buszewa (nazwa skrótowa tego obszaru
eksploatacji – BMB). Dodatkowo na kopalni jest jeszcze poddawany obróbce technologicznej
gaz z kondensatem pochodzący ze złóż Różańsko oraz Cychry.

Wstępna separacja

Płyn złożowy, (wydobywana z odwiertów ropa, gaz ziemny z zanieczyszczeniami i woda

złożowa)  płynie  na  kopalnię  (nazywaną  w  praktyce  przemysłowej  Ośrodkiem  Centralnym
Barnówko) bezpośrednio z poszczególnych odwiertów rurociągami indywidualnymi (odwierty
Barnówko,  Mostno)  lub  kolektorami  (rurociągami  zbierającymi  z  grupy  odwiertów)
z Ośrodków Grupowych Sulisław (odwierty Różańsko) i Buszewo (odwierty Buszewo).
W praktyce  przemysłowej fizyczna separacja faz, (czyli rozdział na poszczególne ich rodzaje)
jest pierwszym etapem obróbki, jakiej gaz jest poddawany. Urządzenia służącego do tego celu,
zwane seperatorami rozdzielają płyn złożowy na trzy fazy:

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

−

gaz, który jest kierowany do głównego separatora wlotowego,

−

ciekłe węglowodory (ropa), które przez wymiennik ciepła, zbiornik zasilania stabilizacji
oraz zbiornik uzdatniania ropy / demulgator /są kierowane do kolumny stabilizacyjnej,

−

woda złożowa, która jest kierowana do odgazowywacza wody złożowej.

Poszczególne grupy odwiertów (Na Barnówku, Mostnie i Buszewie) posiadają własne

separatory,  tzw.  testowe.  Odwierty  Buszewa  mają  swój  oddzielny  separator,  ponieważ
zasadniczo są to odwierty ropne (odwiercone w ropnej części złoża BMB) i zawartość frakcji
ciekłych  (ropa)  w  płynie  złożowym  produkowanym  przez  te  odwierty  jest  dużo  większa  niż
w przypadku  innych  odwiertów.  Daje  to  podstawy  do  zastosowania  oddzielnego  separatora
dla  odwiertów  Buszewo  w  celu  polepszenia  oddzielania  faz.  Połączona  produkcja  odwiertów
Różańsko kierowana  jest  do  miejsca będącego „punktem zbiorczym”, nazywanym Ośrodkiem
Grupowym Sulisław, a następnie na OC Barnówko, (czyli na kopalnię) kolektorem grupowym.
Nie  ma  rurociągu  testowego  z  OG  Sulisław,  ponieważ  separator  do  testowania  odwiertów
Różańsko  znajduje  się  na  OG  Sulisław  i  tam  odbywa  się  ich  testowanie,  a rozdzielone  i
zmierzone fazy kierowane są do kolektora głównego i przesyłane na OC Barnówko.

Separacja wlotowa jest kluczowym procesem obsługiwanym w zakładzie uzdatniania

OCB. Oddzielone ciekłe węglowodory kierowane są do jednostki stabilizacji, a woda złożowa
do  odgazowywacza,  w  celu  uwolnienia  rozpuszczonego  w  niej  gazu.  Gaz  opuszczający
separator  kierowany  jest  do  filtroseparatora  wlotowego  i  oczyszczany  w  nim  z  porwanych
ciężkich  węglowodorów,  związków  chemicznych  wtryśniętych  (np.  w  celu  zwalczania
hydratów)  na  strefach  przyodwiertowych,  (czyli  na  instalacjach  znajdujących  się  na
powierzchni każdego z odwiertów), oraz z cząstek stałych.

Ciekłe węglowodory zebrane przez filtroseparator kierowane są do zbiornika zasilającego

stabilizator. Woda złożowa jest oddzielana i gromadzona w części separatora wlotowego
zwanej butem, a następnie kierowana jest do odgazowywacza wody złożowej.

Gaz opuszczający separator wlotowy stanowi główny strumień gazowy zakładu

uzdatniania OC Barnówko, który następnie poprzez filtroseparator wlotowy oraz instalację
przemywania wodą kierowany jest do instalacji aminowej celem odsiarczenia (usunięcia
siarkowodoru) [8].

Stabilizacja ropy naftowej

Surowa ropa naftowa z separatora wejściowego oraz z filtroseparatora wlotowego, wraz

z ropą z separatorów testowych, przepuszczana jest przez wymiennik ciepła stabilizacji w celu
podgrzania  strumienia  ropy  odgazowywanego  następnie  w  zbiorniku  zasilającym  stabilizację.
Zbiornik  zasilający  stabilizację  zbiera  także  strumienie  gęstej  cieczy  węglowodorowej  z  dna
kolumny przemywania wodą.  Pracuje on przy znacznie mniejszym ciśnieniu i znacznie wyższej
temperaturze  niż  separator  wejściowy,  co  pozwala  na  odgazowanie  znacznych  ilości  lekkich
węglowodorów,  które  są  wciąż  rozpuszczone  w  ropie  naftowej.  Ciecz  węglowodorowa  jest
przesyłana  do  zbiornika  uzdatniania  ropy.  Natomiast  woda  wysyłana  jest  do  zbiornika
odgazowania  wody  złożowej.  Częściowo  stabilizowana  ropa  opuszcza  zbiornik  uzdatniania
ropy  i jest  przesyłana  do  kolumny  stabilizacyjnej, gdzie następuje dalsze odgazowanie lekkich
węglowodorów i nie skraplających się gazów z ropy naftowej.
Ropa  stabilizowana  gromadzi  się  na  dnie  kolumny,  skąd  kierowana  jest  do  zbiorników
magazynowych, po wymianie ciepła z ropą zasilającą w wymienniku i po dalszym schłodzeniu
w chłodnicy produktu wyjściowego.
Gaz  zebrany  w  zbiorniku  zasilającym,  zbiorniku  uzdatniania  ropy  i  kolumnie  stabilizacyjnej
zaraz po połączeniu w jeden strumień jest sprężany i powraca do separatora wlotowego [8].

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Sprężanie gazu o niskim ciśnieniu

Zadaniem kompresora niskiego ciśnienia jest zebranie całości gazu o niskim ciśnieniu

i podwyższenie jego ciśnienia do wartości pozwalającej na powrót do obiegu przez powtórne
podanie go do separatorów głównych dla dalszej obróbki procesowej.

Gaz odbierany jest z następujących jednostek:

−

gaz z jednostki odzysku oparów,

−

gaz z uzdatniacza gazu płynnego propan-butan (LPG),

−

gaz odgazowany z aminy,

−

gaz odgazowany z wody przemywającej,

−

opary ze zbiornika zasilającego stabilizację,

−

opary ze zbiornika uzdatniania ropy,

−

opary z kolumny stabilizacyjnej.

Zebrany gaz jest wtórnie sprężany w trzech stopniach:

−

pierwszy stopień kompresora spręża gaz do pośredniego ciśnienia (ok. 950 kPa). Gaz po
pierwszym stopniu sprężania jest chłodzony do temp. 49°C w chłodnicy powietrznej
pierwszego stopnia,

−

drugi stopień spręża gaz do ciśnienia 2500 kPa, który później jest chłodzony do temp.
43°C w chłodnicy powietrznej,

−

trzeci stopień kompresora zwiększa ciśnienie gazu do 7200 kPa i po ochłodzeniu do temp.
60°C podawany jest wtórnie do separatora wlotowego.

Ponieważ gaz wtórny jest mieszaniną ciężkich i lekkich składników, ponowne podanie go

na  wlot  separatora  pomoże  w  lepszym  frakcjonowaniu  i  rafinacji,  w  doskonalszej  separacji
oraz w poprawie sprawności odzysku składników.
Ciecze  oddzielone  na  ssaniu  pierwszego  stopnia  występują  w  śladowych  ilościach  i  są
odpuszczane  do  spustu  węglowodorowego.  Ciecze  oddzielone  w  zbiornikach  na  ssaniu
drugiego i trzeciego stopnia są podawane na stabilizację, do zbiornika zasilającego [8].

Przemywanie wodą gazu wejściowego

Gaz opuszczający filtroseparator wlotowy jest gazem surowym i zawiera kwaśne składniki

S i CO

). Surowy gaz jest poddawany kontaktowi z podgrzewaną wodą w kolumnie

przemywania wodą dla wypłukania z gazu zawiesin, które spływają w dół razem z wodą
przemywającą. Woda będzie pochłaniać małe ilości gazu kwaśnego. Także cięższe
węglowodory będą mieć tendencję do odkładania się w wodzie.

Gaz surowy jest w kontakcie z podgrzaną wodą na półkach kolumny przemywania wodą.

Gdy  woda  opuszcza  już  spód  kolumny,  kierowana  jest  do  zbiornika  odgazowania  wody.
Ciecze  oddzielone  od  wody  są  zbierane  i  odpuszczane  do  spustu  węglowodorowego.  Woda
jest  podawana  wtórnie  do  obiegu  po  zwiększeniu  ciśnienia  przez  pompy,  po  przepuszczeniu
przez filtr i podgrzaniu w grzejniku.

Zebrany strumień wody przemywającej w ilości 20 l/min jest kierowany do zbiornika

odgazowania wody złożowej. Woda zasilająca instalację przemywania jest dostarczana ze
zbiornika refluksu aminy w ilości 20 l/min.

Odsiarczanie gazu ziemnego

Gaz ziemny opuszczający kolumnę przemywania wodą wchodzi od spodu do kontaktora.

Surowy gaz zasilający kontaktor zawiera:

−

4,5 – 6,2% H

−

0,7% CO

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Gaz płynąc w górę kolumny napotyka czynnik uzdatniający (amina). Kontakt między

gazem  i  aminą  na  każdej  półce  odbywa  się  przy  wysokim  ciśnieniu  i  niskiej  temperaturze dla
dalszego  zapewnienia  absorpcji,  (czyli  najogólniej  mówiąc  pochłaniania,  co  będzie
zdefiniowane  w  dalszej  części  podręcznika)  składników  gazu  kwaśnego  przez  czynnik
uzdatniający.

Gaz opuszczający kontaktor jest określany jako słodki lub odsiarczony, a koncentracja

kwaśnych  składników  została  obniżona  do  poziomu  spełniającego  specyfikację  gazu
handlowego.  Gaz  słodki  opuszczając  kontaktor  jest  najpierw  kierowany  do  skrubera
(specyficzny  rodzaj  pochłaniacza)  dla  usunięcia  porywanych  cząsteczek  aminy.  Ciecz
oddzielona w skruberze gazu słodkiego jest posyłana do zbiornika odgazowania aminy.

Roztwór aminy opuszczający spód kontaktora jest teraz aminą bogatą w gaz kwaśny

i musi być zregenerowana dla powtórnego użycia. Regeneracja aminy bogatej odbywa się przy
znacznie mniejszym ciśnieniu i w znacznie wyższej temperaturze dla zapewnienia uwalniania
zaabsorbowanego gazu kwaśnego.

Bogata amina podawana jest na filtr dla usunięcia cząsteczek stałych (zawieszonych

w aminie), a następnie do wymiennika amina uboga/amina bogata dla wymiany ciepła z aminą
ubogą opuszczającą spód regeneratora.

Uwolniony gaz, opuszczający szczyt regeneratora, przechodzi przez powietrzny skraplacz

regeneratora i kierowany jest do zbiornika refluksu aminy.

Gaz kwaśny następnie kierowany jest do jednostki siarkowej [8].

Niskotemperaturowe osuszanie gazu

Oczyszczony gaz opuszczający kontaktor aminowy jest kierowany do schładzacza. Gaz

procesowy opuszczający kontaktor aminowy jest w punkcie rosy, co powoduje, że jakikolwiek
spadek jego temperatury będzie przyczyną wytrącania cieczy. Im niższa temperatura w
schładzaczu tym głębsze będzie odseparowanie cieczy.

Oczyszczony gaz opuszczający kontaktor aminowy w temperaturze 49°C jest podzielony

między dwa strumienie:

−

Jeden strumień przepływa do wymiennika gaz/gaz dla wcześniejszego schłodzenia,
a następnie do wymiennika ciepła gaz/gaz w celu schłodzenia do -15°C .

−

Drugi strumień przepływa do wymiennika ciepła gaz/ciecz w celu wymiany ciepła z cieczą
wykroploną w separatorze niskotemperaturowym.
Dwa strumienie gazu, teraz schłodzone do -15°C wchodzą do schładzacza gazu w celu

wymiany ciepła. Medium chłodniczym jest strumień propanu. W ten sposób generujemy
strumień cieczy, który może być przesłany do frakcjonowania.

Gaz opuszczający schładzacz przepływa do separatora niskotemperaturowego, gdzie

następuje rozdzielenie faz gazowej i ciekłej. Strumień gazu opuszczający separator
niskotemperaturowy wymienia ciepło w wymienniku ciepła gaz/gaz, a następnie w celu
podniesienia temperatury przepływa do jednostki pomiarowej jako gaz handlowy.

Gaz procesowy na tym etapie obróbki jest oczyszczony i gotowy do sprzedaży. Ciśnienie

gazu handlowego w gazociągu przesyłowym jest ustabilizowane na poziomie 5600 kPa. Ciecz
o temperaturze -34°C z separatora niskotemperaturowego poddawana jest deetanizacji
(usuwanie etanu) w wymienniku ciepła gaz/ciecz.

Górna frakcja deetanizera składa się głównie z metanu i etanu. Frakcja ta opuszczając

wieżę w temperaturze 16°C jest podgrzewana w wymienniku ciepła do 27°C i przesyłana do
skrubera trzeciego stopnia kompresora gazu niskiego ciśnienia. Produkt deetanizera przesyłany
jest do kolumny debutanizacyjnej.

Debutanizer produkuje nie oczyszczony LPG. Strumień produktu górnego jest

kondensowany (skraplany) w skraplaczu refluksu. Zbiornik refluksu odbiera skroplony

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

strumień, skąd refluks jest podawany do wieży pompami. Dolny produkt kolumny
debutanizacyjnej to kondensat C5+. Jest on chłodzony jest do temperatury 43°C w chłodnicy
kondensatu węglowodorowego i przesyłany jest do zbiornika magazynowego.

Strumień surowego gazu płynnego (LPG) przepuszczany jest przez sita molekularne [8].

Utylizacja gazów kwaśnych [8]

Jednostka odzysku siarki przyjmuje strumień gazu kwaśnego produkowanego w instalacji

aminowej, gdzie usuwa się siarkowodór z gazu ziemnego.

Kwaśny gaz jest najpierw kierowany do oddzielacza – gaz kwaśny/refluks aminy do

oddzielania wody, która jest pompowana z powrotem do zbiornika refluksu aminy. Przepływa
on z oddzielacza do podgrzewacza gazu kwaśnego, gdzie jego temperatura jest podniesiona od
46

C do 100

C. Podgrzany strumień gazu kwaśnego przepływa do reaktora termicznego, gdzie

wraz z gazem opałowym oraz powietrzem o temp. 100

C dostarczone są do palnika reaktora

termicznego. Przebiega tam tzw. termiczny etap procesu, w którym około jedna trzecia część
zawartego H

S w gazie kwaśnym dopływającym do instalacji Clausa spala się z wytworzeniem

. Reakcje są egzotermiczne, temperatura w komorze spalania reaktora wynosi 1195

C, a

ciśnienie 149 kPa.

Produkty reakcji (siarka elementarna, nie przetworzony H

S, i inne związki siarki)

przepływają z drugiej jednostki odzysku do skraplacza. W piecu reakcyjnym, 55 % H

S jest

przetwarzany do siarki elementarnej, która spływa w postaci ciekłej do zbiornika
magazynowego.

Nieprzetworzony H

S przereagowuje w reaktorze chemicznym wypełnionym stałym

katalizatorem.

Ostatnim etapem instalacji odzysku siarki jest reaktor Superclausa. Spełnia on rolę

czynnika ograniczającego zanieczyszczenia środowiska naturalnego. Przetwarza on H

S po

etapie termicznym i katalitycznym, pozostawiając tylko śladowe ilości H

S w gazie

resztkowym, który jest na końcu spalany, a produkty spalania odpuszczane do atmosfery.
Nieprzetworzony H

S wypływa ze skraplacza razem z innymi produktami reakcji w ilości

około 0,5 %.

Oddzielona siarka elementarna jest wysłana do zbiornika magazynowego, a gaz resztkowy

zawierający nie reagujące składniki, skierowany jest do separatora gazów poreakcyjnych/siarki
do oddzielania siarki płynnej unoszonej przez strumień. Gaz resztkowy jest skierowany do
dopalacza instalacji Clausa do całkowitego spalania i odpuszczania do atmosfery [8].

4.8.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.  Jaki rodzaj płynów złożowych jest oczyszczany w instalacji uzdatniającej „Dębno”?
2.  Jakie zanieczyszczenia płynów złożowych są w instalacji usuwane?
3.  Jakie zanieczyszczenia usuwa się w procesie aminowo-glikolowym ?

4. W jaki sposób w instalacji jest neutralizowany siarkowodór?

5. Jakie procesy technologiczne i w jakiej kolejności odbywają się na KRNiGZ Dębno?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.8.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Zidentyfikuj na schemacie blokowym Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dębno

poszczególne procesy technologiczne.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) na podstawie schematu zidentyfikować poszczególne procesy technologiczne

Kopalni

Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego

Dębno,

2) napisać sprawozdanie z wycieczki odbytej do kopalni.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

schematy aminowej instalacji usuwania par rtęci z gazu ziemnego,

−

przybory do pisania,

−

zeszyt.

Ćwiczenie 2

Odbyć w ramach zorganizowanej wycieczki zwiedzanie KRNiGZ Dębno, gdzie kierownik

kopalni lub kierownik zmiany oprowadzi uczniów po poszczególnych elementach instalacji i na
tej podstawie zidentyfikować na schemacie blokowym KRNiGZ Dębno poszczególne procesy
technologiczne.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) dysponując schematem blokowym poznawanej instalacji zapoznać się uprzednio od strony

teoretycznej, z jakimi procesami technologicznymi spotkają się uczniowie na zwiedzanej
kopalni,

2) w trakcie oprowadzania identyfikować rzeczywiste elementy instalacji ze znajdującymi się

na schemacie blokowym.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

schematy aminowej instalacji usuwania par rtęci z gazu ziemnego,

−

przybory do pisania,

−

zeszyt.

4.8.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wymienić urządzenia do wstępnego oczyszczania ropy?



2) wymienić procesy oczyszczania gazu, które są prowadzone

w instalacji „Dębno”?



3) wymienić płyny złożowe, które są eksploatowane na KRNiGZ Dębno?



4) wymienić zanieczyszczenia gazu na KRNiGZ Dębno?



5) wymienić procesy technologiczne i ich kolejność, jakie występują na

KRNiGZ Dębno?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.9. Przepisy

bezpieczeństwa

higieny

pracy,

ochrony

przeciwpożarowej oraz ochrony środowiska

4.9.1. Materiał nauczania

Spośród wielu rodzajów gazów występujących w skorupie ziemskiej największe znaczenie

mają palne gazy węglowodorowe. Obok węglowodorów gazowych (metanu, etanu, propanu i
butanu) gazy ziemne zawierają również węglowodory ciekłe oraz azot, dwutlenek węgla,
wodór, a także domieszki innych gazów.

zależności

złoża

gazy

ziemne

zawierają

pewną

ilość

składników

niewęglowodorowych takich jak: para wodna, siarkowodór, dwutlenek węgla i rtęć. Zarówno
węglowodory  ciężkie  jak  i  składniki  niewęglowodorowe  powinny  być  usunięte  z  gazu
ziemnego  do  zawartości  określonej  normą.  Osuszanie,  oczyszczanie  z  siarkowodoru,
dwutlenku  węgla,  rtęci  oraz  odgazolinowanie  są  podstawowymi  procesami  technologicznymi
nieodzownymi dla właściwego oczyszczenia gazu.

Zagrożenia pożarowe (wybuchowe) występujące w trakcie procesów oczyszczania gazu

Oczyszczanie gazu ziemnego odbywa się w systemie zamkniętym i w normalnych

warunkach pracy nie występuje zagrożenie pożarowe (wybuchowe).
Zagrożenie  pożarowe  /wybuchowe/  może  wystąpić  w  przypadku  awarii  instalacji
technologicznej,  pomiaru  parametrów  złożowych,  wykonywania  odwiertów,  pracy  zaworów
bezpieczeństwa,  odpuszczania  wody  złożowej,  opróżniania  instalacji  technologicznej  w  celu
wykonania  napraw  lub  remontów,  prowadzenia  prac  gazoniebezpiecznych,  załadunku  lub
rozładunku  cystern  z  materiałami  niebezpiecznymi  pożarowo  (metanol,  kondensat),
nieostrożności pracowników [12].

Charakterystyka czynników, które stwarzają zagrożenie pożarowe
–

Gaz ziemny /metan/: skrajnie łatwo palny gaz. Pali się bezbarwnym płomieniem. Tworzy
mieszaniny wybuchowe z powietrzem. Jest lżejszy od powietrza i gromadzi się w górnych
częściach pomieszczeń.

–

Kondensat: łatwopalna ciecz, jej pary tworzą z powietrzem mieszaninę wybuchową.

–

Metanol: wysoce łatwopalna, toksyczna ciecz, jej pary tworzą z powietrzem mieszaninę
wybuchową. Gęstość par metanolu zbliżona jest do gęstości powietrza, co ułatwia
tworzenie palnych i trujących mieszanin w pomieszczeniach.

–

Glikol: ciecz palna, pary jej tworzą z powietrzem mieszaniny wybuchowe.

–

Siarkowodór /H

S/: Skrajnie łatwo palny, bardzo toksyczny gaz. Jest nieznacznie cięższy

od powietrza, tworzy z powietrzem mieszaniny wybuchowe [12].

Zasady postępowania w celu zapewnienia bezpieczeństwa pożarowego na kopalni gazu
ziemnego

W celu prawidłowego zabezpieczenia przeciwpożarowego przygotowania gazu ziemnego

w trakcie jego oczyszczania należy:

−

instalacje technologiczne wykonać całkowicie hermetycznie,

−

wszystkie urządzenia, aparaturę i rurociągi pracujące w podwyższonych temperaturach
winny być wyposażone w izolację ochronną,

−

urządzenia mechaniczne winny być zaopatrzone w osłony dla wszystkich ruchomych
elementów,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

−

uziemić wszystkie napędy elektryczne, urządzenia, aparaty i rurociągi całej instalacji
technologicznej,

−

wyposażyć instalacje technologiczne w układy sygnalizujące stany awaryjne,

−

wyznaczyć strefy zagrożenia wybuchem wokół urządzeń technologicznych, zbiorników
magazynowych itp. oraz stosować się do zaleceń przeciwpożarowych dotyczących pracy
w tych strefach,

−

wyposażyć kopalnię w odpowiedni sprzęt przeciwpożarowy,

−

zapewnić dostęp do urządzeń regulacji przypływów i miejsc odczytów parametrów
procesów technologicznych,

−

prawidłowo składować i magazynować materiały niebezpieczne pożarowo,

−

dbać o stan dróg pożarowych i dojazdowych oraz dojść i wyjść ewakuacyjnych,

−

przeszkolić załogę obsługującą instalacje technologiczne ze szczególnym podkreśleniem
stanów zagrożenia pożarowego i właściwego zachowania się w przypadku wystąpienia
pożaru [12].

Zasady i sposoby usuwania zagrożeń pożarem (wybuchem)
Gaz ziemny
Postępowanie w przypadku pożaru – zalecenia ogólne:
–

zawiadomić otoczenie o awarii,

–

usunąć z obszaru zagrożenia wszystkie osoby niebiorące udziału w likwidowaniu awarii; w
razie potrzeby zarządzić ewakuację,

–

wezwać Państwową Straż Pożarną i Policję Państwową.

Pożar
Środki gaśnicze: dwutlenek węgla, piany średnie, woda – prądy rozproszone.
Mały  pożar:  na  terenie  otwartym  pozwolić  się  wypalić, kontrolując  z  bezpiecznej  odległości
i chłodząc  zbiorniki  wodą;  w  pomieszczeniu  zamkniętym  gasić  gaśnicą  proszkową  lub
śniegową (dwutlenek węgla), lub wprowadzać gazowy dwutlenek węgla.
Duży pożar:
Gasić rozproszonymi prądami wody po odcięciu dopływu gazu.
Zbiorniki  narażone  na  działanie  ognia  lub  wysokiej  temperatury  chłodzić  wodą  z  bezpiecznej
odległości (groźba wybuchu); jeśli to możliwe, usunąć je z obszaru zagrożenia.
Specjalne wyposażenie ochronne.
Nałożyć odzież ochronną gazoszczelną z aparatem izolującym drogi oddechowe.
Postępowanie w przypadku niezamierzonego uwolnienia do środowiska.
Wyciek
Uwaga: obszar zagrożony wybuchem.
Usunąć  źródła  zapłonu  (ugasić  otwarty  ogień,  ogłosić  zakaz  palenia  i  używania  narzędzi
iskrzących);  unikać  bezpośredniego  kontaktu  z  uwalniającym  się  gazem;  uwalniający  się  gaz
rozcieńczać  rozproszonymi  prądami  wody;  jeśli  to  możliwe,  zlikwidować  wyciek  (zamknąć
dopływ gazu, uszczelnić, uszkodzony pojemnik umieścić w hermetycznej komorze awaryjnej) [12]

Kondensat
Wyciek
Usunąć  źródła  zapłonu  (ugasić  otwarty  ogień,  ogłosić  zakaz  palenia  i  używania  narzędzi
iskrzących),  pary  kondensatu  rozcieńczać  prądami  wodnymi  rozproszonymi,  zabezpieczyć
studzienki  ściekowe,  unikać  bezpośredniego  kontaktu  z  uwalniającą  się  substancją,  o  ile  to
możliwe zlikwidować wyciek. Kondensat należy neutralizować przez spalenie.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Siarkowodór
Postępowanie w przypadku pożaru – zalecenia ogólne:
Zawiadomić otoczenie o awarii.
Usunąć  z  obszaru  zagrożenia  wszystkie  osoby  niebiorące  udziału  w  likwidowaniu  awarii;
w razie potrzeby zarządzić ewakuację.
Wezwać Państwową Straż Pożarną i Policję Państwową.
Pożar
Środki gaśnicze: proszki gaśnicze, dwutlenek węgla, woda – prądy rozproszone.
Mały  pożar:  na  terenie  otwartym  pozwolić,  aby  gaz  się  wypalił,  kontrolując  z  bezpiecznej
odległości  i  chłodząc  zbiorniki  wodą;  w  pomieszczeniu  zamkniętym  gasić gaśnicą  proszkową
lub śniegową, lub wprowadzać gazowy dwutlenek węgla.
Duży  pożar:  gasić  po  odcięciu  dopływu  gazu  proszkami  gaśniczymi  lub  prądami  wodnymi
rozproszonymi. Zbiorniki narażone na działanie ognia lub wysokiej temperatury chłodzić wodą
z  bezpiecznej  odległości  (groźba  wybuchu)  do  czasu  ugaszenia  pożaru;  jeśli  to  możliwe,
usunąć je z obszaru zagrożenia.
Uwaga: woda nie może dostać się do wnętrza chłodzonych zbiorników.
Nie dopuścić do przedostania się ścieków po gaszeniu pożaru do kanalizacji i wód.
Specjalne wyposażenie ochronne
Nałożyć odzież ochronną gazoszczelną z aparatem izolującym drogi oddechowe.
Postępowanie w przypadku niezamierzonego uwolnienia do środowiska:
Wyciek
Uwaga: obszar jest zagrożony wybuchem.
Usunąć  źródła  zapłonu  (ugasić  otwarty  ogień,  ogłosić  zakaz  palenia  i  używania  narzędzi
iskrzących);  uwalniający  się  gaz  rozcieńczyć  prądami  wodnymi  rozproszonymi.  Nie  dopuścić
do  przedostania  się  ścieków  do  kanalizacji  i  wód;  zabezpieczyć  kratki  i studzienki  ściekowe.
Jeśli  to  możliwe,  zlikwidować  wyciek  (zamknąć  dopływ  gazu,  uszczelnić,  uszkodzony
pojemnik umieścić w hermetycznej komorze awaryjnej).
Uwaga: nie kierować wody bezpośrednio na miejsce wycieku.
Uwaga: silnie trujący, łatwo palny gaz.

Metanol
Postępowanie w przypadku pożaru – zalecenia ogólne:
Zawiadomić otoczenie o awarii.
Usunąć  z  obszaru  zagrożenia  wszystkie  osoby  niebiorące  udziału  w  likwidowaniu  awarii;
w razie potrzeby zarządzić ewakuację.
Wezwać Państwową Straż Pożarną i Policję.
Pożar
Środki gaśnicze: proszki gaśnicze, dwutlenek węgla, piana odporna na alkohol, woda – prądy
rozproszone. Nie stosować zwartych strumieni wody na powierzchnię palącej się cieczy.
Mały pożar: gasić gaśnicą proszkową lub śniegową (dwutlenek węgla).
Duży  pożar:  palące  się  zbiorniki  lub  rozlewiska  gasić  pianą  lub  prądami  wodnymi
rozproszonymi. Zbiorniki narażone na działanie ognia lub wysokiej temperatury chłodzić wodą
z bezpiecznej odległości; jeśli to możliwe, usunąć je z obszaru zagrożenia (groźba wybuchu).
Nie dopuścić do przedostania się ścieków po gaszeniu pożaru do kanalizacji i wód.
Specjalne wyposażenie ochronne.
Nałożyć odzież ochronną gazoszczelną z aparatem izolującym drogi oddechowe.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Postępowanie w przypadku niezamierzonego uwolnienia do środowiska:
Wyciek
Uwaga: obszar zagrożony wybuchem.
Usunąć  źródła  zapłonu  (ugasić  otwarty  ogień,  ogłosić  zakaz  palenia  i  używania  narzędzi
iskrzących); pary rozcieńczać prądami wodnymi rozproszonymi.
Nie dopuścić do przedostania się produktu do ścieków i wód; zabezpieczyć kratki i studzienki
ściekowe;  unikać  bezpośredniego  kontaktu  z  uwalniającą  się  substancją;  jeśli  to  możliwe,
zlikwidować wyciek (zamknąć dopływ cieczy, uszczelnić, uszkodzone opakowanie umieścić w
szczelnym  opakowaniu  ochronnym);  w  razie dużego wycieku  miejsce  gromadzenia  się  cieczy
obwałować,  zebraną  ciecz  odpompować;  małe  ilości  rozlanej  cieczy  przysypać  niepalnym
materiałem  chłonnym,  zebrać  do  zamykanego  pojemnika,  zanieczyszczoną  powierzchnię
spłukać wodą.

Glikol
Postępowanie w przypadku pożaru - zalecenia ogólne:

−

zawiadomić otoczenie o awarii,

−

usunąć z obszaru zagrożenia wszystkie osoby niebiorące udziału w likwidowaniu awarii,

−

wezwać Państwową Straż Pożarną i Policję.

Pożar
Produkty spalania: dwutlenek węgla, woda.
Środki gaśnicze: dwutlenek węgla, proszki gaśnicze, piany odporne na alkohol, woda – prądy
rozproszone.
Mały pożar: gasić gaśnicą proszkową lub śniegową (dwutlenek węgla).
Duży pożar: palące się zbiorniki lub rozlewiska gasić pianą lub rozproszonymi prądami wody;
nie stosować zwartych strumieni wody na powierzchnię cieczy.
Zbiorniki  narażone  na  działanie  ognia  lub  wysokiej  temperatury  chłodzić  wodą;  jeśli  to
możliwe, usunąć je z obszaru zagrożenia.
Nie dopuścić do przedostania się ścieków po gaszeniu pożaru do kanalizacji i wód.
Specjalne wyposażenie ochronne
Nałożyć odzież ochronną i aparat izolujący drogi oddechowe.
Postępowanie w przypadku niezamierzonego uwolnienia do środowiska:
Wyciek
Nie dopuścić do przedostania się produktu do ścieków i wód; zabezpieczyć kratki i studzienki
ściekowe;  unikać  bezpośredniego  kontaktu  z  uwalniającą  się  substancją;  pary  rozcieńczać
rozproszonymi  prądami  wody;  usunąć  źródła  zapłonu  (ugasić  otwarty  ogień,  ogłosić  zakaz
palenia  i  używania  narzędzi  iskrzących);  jeśli  to  możliwe,  zlikwidować  wyciek  (zamknąć
dopływ  cieczy,  uszczelnić,  uszkodzone  opakowanie  umieścić  w  szczelnym  opakowaniu
ochronnym);  w  razie  dużego  wycieku  miejsce  gromadzenia  się  cieczy  obwałować,  zebraną
ciecz  odpompować;  małe  ilości  rozlanej  cieczy  przysypać  niepalnym  materiałem  chłonnym,
zebrać do zamykanego pojemnika, a zanieczyszczoną powierzchnię spłukać wodą.

Zasady postępowania na wypadek pożaru, wybuchu lub awarii
A. Alarmowanie.
1.  Każdy, kto zauważy pożar obowiązany jest natychmiast zaalarmować:

–

Straż Pożarną,

–

Osoby znajdujące się w najbliższym sąsiedztwie,

–

Kierownictwo kopalni.

2. Podczas powiadomienia Straży Pożarnej należy wyraźnie podać:

a) gdzie się pali – dokładny adres, nazwę obiektu, pomieszczenia,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

b) co się pali (np. pali się dach budynku, zbiornik paliwowy, magazyn farb i lakierów

itp.),

c)  czy jest zagrożone życie ludzkie,
d)  drogi dojazdowe,
e)  nazwisko i imię zgłaszającego, nr telefonu.

Uwaga: odłożyć słuchawkę dopiero po otrzymaniu odpowiedzi, że Straż Pożarna przyjęła
zgłoszenie. Odczekać chwilę przy telefonie na ewentualne sprawdzenie naszego zgłoszenia.

Uwaga: Natychmiast należy również powiadomić:

–  Dyżurnego z Dyspozycji,
–  Kierownika Ośrodka Kopalń, któremu podlega kopalnia gdzie miał miejsce pożar,
–  inne  osoby,  specjalistyczne  jednostki  i  służby  wymienione  w  obowiązującym  „Planie

Ratownictwa Górniczego”.

B. Akcja ratowniczo-gaśnicza.
1. Równocześnie z alarmowaniem Straży Pożarnej należy przystąpić do akcji ratowniczo -

gaśniczej, przy pomocy podręcznego sprzętu gaśniczego.

2. Akcję ratowniczą prowadzi kierownik ruchu zakładu górniczego, a do czasu jego

przybycia – najwyższa funkcyjnie osoba kierownictwa albo dozoru ruchu obecna
w zakładzie górniczym.

3. Każda osoba przystępująca do akcji ratowniczo-gaśniczej powinna pamiętać, że:

a)  w pierwszej kolejności należy ratować życie ludzi,
b)  wyłączyć dopływ prądu elektrycznego do palących się obiektów,
c)  usunąć  z  zasięgu  ognia  wszystkie  materiały  palne,  w  szczególności  butle  z  gazami

sprężonymi, naczynia z materiałami łatwopalnymi, cenne maszyny i urządzenia, ważne
dokumenty itd.,

d) szybkie i prawidłowe uruchomienie środków gaśniczych umożliwi ugaszenie pożaru

w zarodku.

C. Zabezpieczenie pogorzeliska.
Kierownik jednostki organizacyjnej lub kierujący akcją ratowniczo-gaśniczą odpowiedzialny
jest za:

a) zabezpieczenie miejsca pożaru, wystawienie posterunku pogorzelniczego celem

uniknięcia wtórnego pożaru lub niebezpiecznego wypadku,

b) przystąpienia do usunięcia skutków pożaru po zakończonej działalności komisji

powołanej do stwierdzenia przyczyn pożaru [12].

4.9.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Jakie zagrożenia pożarowe (wybuchowe) mogą wystąpić w trakcie procesów

oczyszczania gazu ziemnego?

2. Jakie czynniki stwarzają zagrożenia pożarowe?
3. Jakie są zasady postępowania w celu zapewnienia bezpieczeństwa pożarowego na kopalni

gazu ziemnego?

4.  Jakie są zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem (wybuchem) dla gazu ziemnego?
5.  Jakie są zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem (wybuchem) dla kondensatu?
6.  Jakie są zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem/wybuchem/ dla siarkowodoru?
7.  Jakie są zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem (wybuchem) dla metanolu?
8.  Jakie są zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem (wybuchem) dla glikolu?
9.  Jakie są zasady postępowania na wypadek pożaru, wybuchu lub awarii?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.9.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

W pomieszczeniu technicznym o wymiarach 7x10x3,5 m, wystąpiła nieszczelność

rurociągu gazowego. W wyniku awarii stwierdzono ubytek metanu w ilości 1100 dm

. Oblicz

znając granice wybuchowości metanu, czy w danym pomieszczeniu istnieje zagrożenie
wybuchowe.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie powinieneś:

1)  przeanalizować treść zadania,
2)  ujednolicić jednostki,
3)  obliczyć procentową zawartość metanu w pomieszczeniu,
4)  porównać otrzymany wynik z przedziałem wybuchowości metanu,
5)  zaprezentować wyniki swojej pracy,
6)  uzasadnić przyjęte rozwiązanie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory do pisania,

−

Poradnik dla ucznia,

−

kalkulator,

−

zeszyt.

4.9.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) określić zagrożenia pożarowe (wybuchowe), jakie mogą wystąpić

w trakcie procesów oczyszczania gazu ziemnego?



2) scharakteryzować czynniki, jakie stwarzają zagrożenia pożarowe?



3) scharakteryzować zasady postępowania w celu zapewnienia

bezpieczeństwa pożarowego na kopalni gazu ziemnego?



4) scharakteryzować zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem

(wybuchem) dla gazu ziemnego?



5) scharakteryzować zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem

(wybuchem) dla kondensatu?



6) scharakteryzować zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem

(wybuchem) dla siarkowodoru



7) scharakteryzować zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem

(wybuchem) dla metanolu?



8) scharakteryzować zasady i sposób usuwania zagrożenia pożarem

(wybuchem) dla glikolu?



9) wymienić zasady postępowania na wypadek pożaru, wybuchu

lub awarii.



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

SPRAWDZIAN OSIĄGNIĘĆ

INSTRUKCJA DLA UCZNIA

1.  Przeczytaj uważnie instrukcję.
2.  Podpisz imieniem i nazwiskiem kartę odpowiedzi.
3.  Zapoznaj się z zestawem zadań testowych.
4.  Test  zawiera  20  zadań.  Do  każdego  zadania  dołączone są 4  możliwe  odpowiedzi.  Tylko

jedna jest prawidłowa

5. Udzielaj odpowiedzi na załączonej karcie odpowiedzi, stawiając w odpowiedniej rubryce

znak X. W przypadku pomyłki należy błędną odpowiedź zaznaczyć kółkiem, a następnie
ponownie zakreślić odpowiedź prawidłową.

6. Niektóre zadania wymagają prostych obliczeń, które powinieneś wykonać przed

wskazaniem poprawnego wyniku. Samo wskazanie odpowiedzi, nawet poprawnej, bez
uzasadnienia, nie będzie uznawane.

7. Pracuj samodzielnie, bo wtedy będziesz miał satysfakcję z wykonanego zadania.
8. Jeśli udzielenie odpowiedzi będzie Ci sprawiało trudność, wtedy odłóż jego rozwiązanie

na później i wróć do niego, gdy zostanie Ci wolny czas.

9. Na rozwiązanie masz 60 minut.

Powodzenia!

ZESTAW ZADAŃ TESTOWYCH

1. Dopuszczalna zawartość siarkowodoru w gazie ziemnym wynosi

a) 7,0 mg/m

b) 5,5 mg/m

c) 1,0 mg/m

d) 7,0 g/m

2. Warunki odniesienia (normalne), dla których podaje się parametry gazu ziemnego to

a)  T=273K, p=100,325 MPa.
b)  T=15K,   p=101,325 kPa.
c)  T=273K, p=101,325 kPa.
d)  T=0K,   p=1 MPa.

3. Amina

a)  łączy się z wodą.
b)  łączy się z siarkowodorem tworząc siarczek.
c)  pochłania gazolinę.
d)  neutralizuje siarkowodór.

4. Absorpcja fizyczna to

a)  wnikanie cząstek do wnętrza innej substancji tworzącej dowolną fazę ciągłą.
b)  wiązanie cząsteczek na powierzchni substancji.
c)  rozbicia większych cząsteczek na atomy we wnętrzu substancji tworzącej fazę ciągłą.
d)  wiązania atomów w cząsteczki we wnętrzu substancji tworzącej fazę ciągłą.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

5. Celem osuszania gazu ziemnego nie jest

a)  uzyskiwanie odpowiednich parametrów gazu.
b)  zapobieganie tworzeniu się hydratów.
c)  zapobieganie korozji.
d)  uzyskanie czystej wody potrzebnej do dalszych procesów technologicznych.

6. Wśród rodzajów wypełnień w aparatach kolumnowych nie stosuje się pierścieni

a)  Raschiga.
b)  Pallada.
c)  Lessinga.
d)  Intolox.

7. Siarkowodór powinien być usuwany z gazu ziemnego, ponieważ

a)  jest toksyczny.
b)  jest toksyczny, chociaż niepalny.
c)  jest toksyczny, palny i wywołuje korozję.
d)  skrapla się w gazociągu.

8. Właściwość charakterystyczna dla siarkowodoru to

a)  toksyczność, wybuchowość i palność.
b)  dobra palność i nietoksyczność.
c)  rozpuszczalność w wodzie i brak zapachu.
d)  duża wybuchowość i niepalność.

9. Amina (MEA i DEA ) jest substancją, która służy do

a)  osuszania gazu.
b)  wydzielania z gazu zanieczyszczeń mechanicznych.
c)  usuwania z gazu związków siarki.
d)  usuwania rtęci i jej par.

10. Obecność azotu w gazie ziemnym powoduje

a)  gorszą wartość opałową.
b)  lepszą wartość opałową.
c)  większą ściśliwość mieszaniny gazowej.
d)  mniejszą ściśliwość mieszaniny gazowej.

11. Klasyczny proces kaskadowy jest

a)  sprężaniem tylko w jednej sprężarce i chłodzeniem gazu.
b)  dwustopniowym sprężaniem i chłodzeniem gazu.
c)  rozprężaniem i chłodzeniem gazu.
d)  rozprężaniem i podgrzewaniem gazu.

12. Proces usuwania rtęci z gazu ziemnego to

a)  adsorpcyjne pochłanianie rtęci na sitach molekularnych.
b)  adsorpcyjne pochłanianie na węglu aktywnym.
c)  absorpcja przy pomocy aminy.
d)  absorpcja przy pomocy glikoli.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

13. Gaz kierowany do odbiorców komunalnych nie powinien zawierać

a)  jakichkolwiek zanieczyszczeń.
b)  siarkowodoru.
c)  rtęci i pary wodnej.

d) zanieczyszczeń mechanicznych.

14. Glikol stosowany do osuszania gazu jako substancja higroskopijna jest

a)  łatwopalny.
b)  wybuchowy.
c)  absorbentem wody.
d)  adsorberem.

15. Gaz ziemny jest paliwem

a)  naturalnym.
b)  toksycznym.
c)  o małej kaloryczności.
d)  cięższym od powietrza.

16. Zanieczyszczenia ciekłe surowego gazu ziemnego to

benzyny.

gaz płynny.

aminy.

wody złożowe.

17. W przypadku pożaru metanolu nie gasi się go

a)  proszkami gaśniczymi.
b)  zwartymi strumieniami wody na powierzchni palącej się cieczy.
c)  dwutlenkiem węgla.
d)  pianą odporną na alkohol.

18. Osuszanie gazu za pomocą glikolu to proces

a)  absorpcji pary wodnej z gazu.
b)  wytrącania z gazu wody.
c)  pochłaniania zanieczyszczeń stałych.
d)  powstawania hydratów.

19. W przypadku pożaru należy dokonać zgłoszenia w kolejności do

a)  Straży Pożarnej.
b)  osoby znajdującej się w najbliższym sąsiedztwie.
c)  Policji.
d)  współpracowników.

20. Kierujący akcją ratowniczo-gaśniczą odpowiedzialny jest za

a) zabezpieczenie miejsca pożaru i usunięcia jego skutków po zakończonej akcji.

b)  mienie (majątek).
c)  maszyny i urządzania.
d)  sprzęt gaśniczy.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

KARTA ODPOWIEDZI

Imię i nazwisko.........................................................................................................................

Oczyszczanie gazu ziemnego

Zakreśl poprawną odpowiedź

zadania

Odpowiedź

Punkty

Razem:

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

6. LITERATURA

1. Chyliński K., Kalinowski T.: Koalescencji: wysokosprawna technika separacji fazy ciekłej

ze strumieni gazu – materiały firmy PALL

2. Gniewek-Grzybczyk B., Łaciak M., Grela J.: Energetyka gazowa - Kraków 2003
3. Ficek S., Kudela S., Piela T., Zambrano O.: Podręcznik dla operatora – tłumaczenie Gas

Liquids Engineering Ltd. Październik 1998

4. Koch R., Kozioł A.: Dyfuzyjno-cieplny rozkład substancji. WNT, Warszawa 1994
5. Lubaś J., Krępulec P., Orłowski J.: Problemy doboru technologii odsiarczania gazu

ziemnego dla zróżnicowanych parametrów złóż występujących w Polsce – Nafta – Gaz,
nr. 9 (2000).

6.  Molenda J.: Gaz ziemny. Wydawnictwo Naukowo – Techniczne. Warszawa 1993
7.  Pall – opis urządzenia – Zasada działania koalescerów typu ciecz-gaz (L/G) firmy Pall
8.  Plan Ruchu dla KRNiGZ Dębno – część szczegółowa
9.  Praca zbiorowa: Europex Energetyka gazowa. Europex 2003
10.  Praca  zbiorowa:  Technik  Naftowy,  Tom  1  –  Kopalnictwo  naftowe.  Wydawnictwo

Górniczo – Hutnicze, Stalingród 1955

11. Szejk – miesięcznik wydawany dla pracowników PGNiG, czerwiec 2003
12. Ustalenie nr 6/2005 Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego PGNiG S.A. w Warszawie

Oddział w Zielonej Górze z dnia 14 czerwca 2005 r., TEK-0222-12/2/05

13. Warych J.: Oczyszczanie gazów, procesy i aparatura. Wydawnictwa Naukowo-

Techniczne, 1998

14.  Wilk Z.: Gaz ziemny. Wydawnictwo „Śląsk”, Katowice 1964
15.  Zakład Urządzeń Naftowych – Prospekt reklamowy: wyposażenie kopalń ropy i gazu
16.  www.wikipedia.pl