Pytania pomocnicze - GIW.01

To temperatura, przy której para wodna zawarta w gazie zaczyna się skraplać przy określonym ciśnieniu. Poniżej tej temperatury w gazociągu może pojawić się woda ciekła.

Woda może powodować powstawanie hydratów, korozję wewnętrzną oraz zakłócenia przepływu gazu. Szczególnie groźna jest w warunkach wysokiego ciśnienia i niskiej temperatury.

Hydraty gazowe to krystaliczne struktury lodopodobne, powstające z wody i cząsteczek gazu, np. metanu. Mogą tworzyć korki blokujące przepływ w rurociągu.

Najważniejsze warunki to obecność wolnej wody, niska temperatura i podwyższone ciśnienie. Dlatego ryzyko rośnie po ochłodzeniu gazu poniżej punktu rosy.

Stosuje się osuszanie gazu, utrzymywanie odpowiedniej temperatury oraz dozowanie inhibitorów hydratów, np. metanolu lub glikoli.

Spadek temperatury poniżej punktu rosy powoduje przede wszystkim wykroplenie wody, a następnie możliwość tworzenia hydratów. Sam spadek ciśnienia nie jest bezpośrednim skutkiem zawartości pary wodnej.

Skraplanie oznacza przejście pary wodnej w ciecz po przekroczeniu punktu rosy. Hydraty powstają później, gdy woda i gaz tworzą stałe, lodopodobne struktury w odpowiednich warunkach ciśnienia i temperatury.

Emulsja ropna to mieszanina ropy naftowej i wody, w której jedna ciecz jest rozproszona w drugiej w postaci drobnych kropelek. Najczęściej występuje jako układ ropa–woda złożowa.

Powstają wskutek intensywnego mieszania ropy z wodą złożową podczas przepływu przez odwiert, armaturę, zwężki, pompy i rurociągi. Im większe turbulencje, tym łatwiej tworzy się trwała emulsja.

Wirówki wykorzystują siłę odśrodkową, która przyspiesza rozdział składników o różnej gęstości. Dzięki temu ropa i woda mogą zostać skuteczniej oddzielone.

Polega na fizycznym wspomaganiu rozdziału faz, np. przez wirowanie, sedymentację lub separację odśrodkową. Nie wymaga ona zasadniczo zmiany składu chemicznego emulsji.

Ochładzanie zwykle zwiększa lepkość ropy, co utrudnia opadanie kropelek wody i rozdział emulsji. W metodach termicznych częściej stosuje się podgrzewanie, a nie chłodzenie.

Emulgator ułatwia tworzenie i stabilizowanie emulsji. Demulgator działa odwrotnie – destabilizuje emulsję i pomaga oddzielić ropę od wody.

Im większa różnica gęstości między fazami, tym łatwiej je rozdzielić w wirówce. Woda jako cięższa faza przemieszcza się inaczej niż lżejsza ropa.

Woda w gazie może powodować korozję instalacji, tworzenie hydratów oraz problemy eksploatacyjne w rurociągach i urządzeniach technologicznych.

Gaz kontaktuje się w absorberze z trójetylenoglikolem, który pochłania parę wodną. Osuszony gaz opuszcza kolumnę, a uwodniony TEG jest kierowany do regeneracji.

Stosuje się wodny roztwór TEG o stężeniu powyżej 95%. Tak wysokie stężenie zapewnia dużą zdolność pochłaniania wody.

Oznacza to, że TEG ma zdolność pochłaniania wody, w tym pary wodnej zawartej w gazie ziemnym.

Rozcieńczony TEG zawiera już dużo wody, więc ma mniejszą zdolność odbierania wilgoci z gazu. Powoduje to gorsze obniżenie punktu rosy.

Uwodniony TEG trafia do układu regeneracji, gdzie przez podgrzanie usuwa się z niego wodę. Następnie stężony glikol wraca do obiegu.

Osuszanie zmniejsza zawartość pary wodnej w gazie, co obniża jego punkt rosy. Dzięki temu woda nie wykrapla się w instalacji przy normalnych warunkach pracy.

Oznacza możliwość wystąpienia atmosfery wybuchowej, czyli mieszaniny gazu, par lub pyłów z powietrzem zdolnej do wybuchu po zapłonie.

Ponieważ pracuje z gazem ziemnym, który w razie nieszczelności może utworzyć z powietrzem mieszaninę wybuchową.

Gaz palny sam w sobie nie zawsze tworzy zagrożenie wybuchem. Atmosfera wybuchowa powstaje dopiero wtedy, gdy gaz zmiesza się z powietrzem w odpowiednim zakresie stężeń.

Nie wolno używać otwartego ognia, powodować iskrzenia, palić tytoniu ani stosować urządzeń elektrycznych niedopuszczonych do pracy w strefach zagrożenia wybuchem.

Należy stosować urządzenia w wykonaniu przeciwwybuchowym, odpowiednio dobrane do klasyfikacji strefy zagrożenia wybuchem.

Nie. Zagrożenie toksyczne oznacza się innymi znakami. Znak EX dotyczy przede wszystkim możliwości powstania atmosfery wybuchowej.

Kolumna desorpcyjna regeneruje roztwór aminy, usuwając z niego pochłonięte składniki kwaśne, głównie H₂S i CO₂. Dzięki temu amina może wrócić do absorbera.

W absorberze gaz ziemny jest oczyszczany przez kontakt z aminą. W kolumnie desorpcyjnej amina jest regenerowana przez oddzielenie od niej gazów kwaśnych.

Podgrzewanie ułatwia wydzielenie H₂S i CO₂ z roztworu aminy. Proces ten pozwala odzyskać zregenerowany absorbent.

Gaz kwaśny to mieszanina zawierająca składniki kwaśne, przede wszystkim siarkowodór H₂S i dwutlenek węgla CO₂. Wydziela się go m.in. podczas regeneracji aminy.

Amina po pochłonięciu H₂S i CO₂ jest regenerowana w kolumnie desorpcyjnej, a następnie zawracana do absorbera. Zmniejsza to zużycie absorbenta i umożliwia ciągłą pracę instalacji.

Desorber jest zwykle kolumną połączoną z podgrzewaczem oraz przewodem odprowadzającym gaz kwaśny z górnej części. Na analizowanym schemacie oznaczono go cyfrą 2.

Para wodna w gazie może powodować korozję instalacji, tworzenie hydratów oraz problemy eksploatacyjne. Osuszanie obniża zawartość wody i poprawia bezpieczeństwo pracy systemu.

Chlorek wapnia jest substancją higroskopijną, czyli silnie wiąże wodę. Dzięki temu może usuwać wilgoć z gazu ziemnego.

Adsorpcja polega na zatrzymywaniu cząsteczek na powierzchni adsorbentu. Absorpcja oznacza pochłanianie substancji w całej objętości absorbentu, najczęściej cieczy.

Węgiel aktywny jest adsorbentem, ale stosuje się go głównie do usuwania zanieczyszczeń organicznych, zapachów lub par węglowodorów. W pytaniu o osuszanie gazu poprawną odpowiedzią jest chlorek wapnia.

Punkt rosy to temperatura, przy której z gazu zaczyna wykraplać się para wodna. Im niższy punkt rosy po osuszeniu, tym mniej wilgoci zawiera gaz.

Woda może powodować korozję, zamarzanie instalacji oraz tworzenie hydratów gazowych. Może też utrudniać przepływ gazu i pracę armatury.

Siarkowodór jest toksyczny, korozyjny i nadaje gazowi niepożądane właściwości. Jego usunięcie poprawia bezpieczeństwo transportu i użytkowania gazu.

MEA działa jako sorbent, czyli substancja pochłaniająca kwaśne składniki gazu, głównie siarkowodór. Po regeneracji może być ponownie użyta.

Gaz kontaktuje się z roztworem aminy w absorberze, gdzie usuwany jest H₂S. Następnie roztwór aminy regeneruje się w kolumnie desorpcyjnej.

Odsiarczanie usuwa związki siarki, głównie H₂S. Osuszanie usuwa wodę lub parę wodną, często przy użyciu glikoli, np. TEG.

Odgazolinowanie polega na odzysku lekkich węglowodorów ciekłych z gazu. MEA nie służy do tego procesu, lecz do usuwania kwaśnych składników.

Podstawowe urządzenia to absorber, w którym następuje pochłanianie H₂S, oraz kolumna desorpcyjna, w której regeneruje się roztwór aminy.

Dolna granica wybuchowości to najmniejsze stężenie gazu palnego w powietrzu, przy którym mieszanina może ulec zapłonowi lub wybuchowi. Poniżej tej wartości mieszanina jest zbyt uboga w gaz palny.

Procent DGW pokazuje, jak blisko atmosfera jest warunków wybuchowych. Ułatwia to ocenę ryzyka i podejmowanie decyzji o dopuszczeniu lub wstrzymaniu prac.

Takie prace mogą być wykonywane do wartości **20% dolnej granicy wybuchowości metanu**. Powyżej tej wartości prace należy wstrzymać.

Jeżeli DGW metanu przyjmie się jako około 5% objętości, to 20% DGW odpowiada około 1% objętości metanu w powietrzu.

Należy przerwać lub nie rozpoczynać pracy, usunąć źródła zapłonu, przewietrzyć miejsce pracy i ponownie sprawdzić atmosferę. Prace można wznowić dopiero po przywróceniu bezpiecznych warunków.

Metan jest gazem palnym i może tworzyć z powietrzem mieszaniny wybuchowe. Występuje przy eksploatacji gazu ziemnego, ropy naftowej oraz w instalacjach technologicznych.

Urządzenia w wykonaniu przeciwwybuchowym ograniczają ryzyko zapłonu mieszaniny gazowo-powietrznej. Są projektowane tak, aby nie stanowiły źródła iskry, łuku elektrycznego lub nadmiernego nagrzania.

Wlot jest zwykle przedstawiany jako króciec lub rurociąg doprowadzający medium do wnętrza zbiornika. Na rysunku może być połączony z pionową rurą nalewczą lub armaturą na górnej części zbiornika.

Króciec wlotowy umożliwia doprowadzenie ropy do zbiornika z instalacji technologicznej, np. z separatora, rurociągu przesyłowego lub stanowiska napełniania.

Takie rozwiązanie ogranicza rozpryskiwanie cieczy, pienienie się ropy i powstawanie ładunków elektrostatycznych. Ułatwia też spokojniejsze napełnianie zbiornika.

Typowe elementy to króćce wlotowe i wylotowe, zawory odcinające, właz rewizyjny, zawór oddechowy, króciec spustowy oraz urządzenia pomiarowe poziomu cieczy.

Wlot służy do napełniania zbiornika, a wylot do opróżniania lub przekazywania ropy dalej do instalacji. Wylot często znajduje się niżej, aby umożliwić skuteczne odprowadzenie cieczy.

Pozwala uniknąć błędów podczas napełniania, opróżniania, pobierania próbek i obsługi armatury. Ma to znaczenie dla bezpieczeństwa pracy i prawidłowego prowadzenia procesu.

Ma prostokątny obrys, pionowe ściany i kształt przypominający dużą skrzynię. Nie ma cylindrycznego płaszcza ani okrągłego przekroju.

Gaz ziemny magazynuje się zwykle w instalacjach przystosowanych do ciśnienia. Prostopadłościenne zbiorniki tego typu są charakterystyczne dla cieczy, np. ropy naftowej.

Zbiornik prostopadłościenny ma płaskie ściany i prostokątny kształt. Zbiornik walczakowy ma kształt cylindra, czyli walca.

Mogą to być pomosty, drabiny, króćce napełniania i opróżniania, włazy, urządzenia pomiarowe oraz zawory oddechowe.

Ropa naftowa i jej pary mogą tworzyć atmosfery palne lub wybuchowe. Dlatego stosuje się m.in. obwałowania, uziemienie, armaturę zabezpieczającą i procedury bezpiecznej obsługi.

Umożliwia bezpieczny dostęp do armatury, włazów, punktów pomiarowych i urządzeń kontrolnych zamontowanych na górze zbiornika.