Руководящий документ РД 51-130-87 Расчет загрязнений промышленных сточных вод газодобывающих предприятий.

             

РД 51-130-87

 

Группа Т58

 

      

     

РУКОВОДЯЩИЙ НОРМАТИВНЫЙ ДОКУМЕНТ

 

 

 МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

 

 РАСЧЕТ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ПРОМЫШЛЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

     

     

ОКСТУ

Дата введения 1988-01-01

 

      

     

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

1. УТВЕРЖДЕН Министерством газовой промышленности

 

2. ИСПОЛНИТЕЛИ И.Д.Рыбакова, (руководитель темы), Л.И.Волкова (ответственный исполнитель), С.М.Друзь

 

3. ЗАРЕГИСТРИРОВАН ВНИИЭгазпром за N 51-130-87 от 24 декабря 1987 г.

 

4. ВВЕДЁН ВПЕРВЫЕ

 

5. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

 

 

 

 

Обозначение НТД, на который дана ссылка

Номер пункта, подпункта, перечисления, приложения

СНиП II-93-74*

п.4.6

СН 496-77

п.3.1

СНиП II-106-79**

пп.9.22; 9.29

ВНТП 01-81

пп.9.29-9.31

СНиП 2.04.02-84

п.11.9

 

 

 

Настоящие методические указания устанавливают методы расчета загрязнений промышленных сточных вод газодобывающих предприятий.

 

Методические указания обязательны для проектных институтов отрасли, проектирующих газодобывающие предприятия.

 

 

 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Методические указания предназначены для определения уровня загрязненности постоянных и периодически образующихся потоков сточных вод от основных технологических установок и производственно-вспомогательных сооружений газодобывающих предприятий. Указания дают возможность определить содержание в сточных водах основных загрязняющих компонентов, присущих газодобывающим предприятиям: газового конденсата нефтепродуктов, гликолей, метанола, ингибитора коррозии, солей, механических примесей, сероводорода.

 

 

 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЙ СТОЧНЫХ ВОД ОТ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ

 

      

2.1. Установка первичной сепарации газа

В первичных газосепараторах капельная жидкость отделяется от газа и разделяется на углеводородный и водный слои. Основные загрязняющие компоненты водного слоя следующие: соли, механические примеси, газовый конденсат, метанол, а на сероводородных месторождениях - дополнительно еще сероводород и ингибиторы коррозии.

 

2.1.1. Содержание солей в воде из первичных сепараторов (
) в миллиграммах на литр для каждого месторождения зависит от солесодержания пластовой воды, соотношения пластовой и конденсационной воды и рассчитывается по формуле
 
,                                                                          (1)
 
где
- коэффициент, характеризующий долю пластовой воды в общем количестве воды, выделившейся в сепараторах. Приблизительные значения коэффициентов могут быть определены на основании фактических данных по ряду месторождений СССР в соответствии с прил.1;
 
- солесодержание пластовой воды, мг/л.
 

2.1.2. Механические примеси в первичных сепараторах представлены частичками породы пласта, выносимой с газом и продуктов коррозии. Содержание механических примесей расчету не поддается и по имеющимся фактическим данным принимается равным 100-300 мг/л.

 

2.1.3. Содержание газового конденсата в сточной воде из разделительных емкостей сепараторов зависит от эффективности разделения и для современного типового оборудования принимается в пределах, не превышающих 2400 мг/л.

 

2.1.4. Содержание метанола в воде из первичных сепараторов зависит от влагосодержания газа, пластового давления, температуры и других технологических параметров и определяется основными технологическими расчетами.

 

2.1.5. Содержание сероводорода в воде первичных сепараторов (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                        (2)
 

     

где
- весовая доля сероводорода в газе;
 

           

- плотность минерализованной воды, г/мл;
 

          

34 - молекулярный вес сероводорода;

           

1000 - перевод из граммов в миллиграммы;

          

       
- константа равновесия сероводорода, входящего в состав природного газа. Зависит от давления и температуры и определяется в соответствии с табл.1;
 

          

       
- минерализация воды, мг-экв/л;
 

          

       
- коэффициент Сеченова для сероводорода, принимается равным 0,08-0,10 во всем диапазоне температуры от 0 до 260
°
С;
 

           

0,804
·10
- коэффициент пересчета мольных долей сероводорода в воде;
 

          

1000 - перевод из миллилитров в литры;

          

22400 - постоянная величина, указывающая на объем, занимаемый сероводородом, мл.

 

Таблица 1

     

Константы равновесия сероводорода, входящего в состав природного газа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Давление, МПа

Температура, °С

 

10

20

40

60

80

100

120

140

2,00

 

21,0

37,0

53,0

68,0

78,0

83,0

89,0

5,00

5,9

7,9

14,0

22,0

27,0

31,0

34,0

36,0

7,50

3,8

5,2

9,6

16,0

19,0

22,0

22,0

22,0

10,00

3,1

4,1

7,1

11,0

15,0

18,0

18,0

18,0

15,00

2,2

3,0

5,1

7,5

10,0

12,0

12,0

12,0

20,00

1,9

2,5

4,2

6,3

7,9

9,2

8,9

8,3

25,00

1,6

2,1

3,5

5,1

6,8

7,8

7,2

6,9

30,00

1,4

1,9

3,1

4,6

6,0

6,9

6,5

5,8

35,00

1,3

1,7

2,8

4,0

5,3

6,2

5,6

5,0

40,00

1,2

1,5

2,5

3,5

4,6

5,4

4,9

4,3

45,00

1,1

1,4

2,3

3,2

4,3

4,9

4,4

3,8

50,00

1,0

1,3

2,1

3,0

3,8

4,5

4,0

3,4

 

В упрощенном виде формулу расчета содержания сероводорода можно представить в следующем виде

 

.                                                              (3)
 
2.1.6. Содержание углеводородорастворимых ингибиторов коррозии в воде, сбрасываемой с первичных сепараторов (
), в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 

,                                                             (4)
 
где
- расход ингибитора коррозии на 1 млн. м
газа, кг;
 

          

       
- концентрация конденсата в воде из первичных, сепараторов, мг/л;
 

          

       
- средняя концентрация ингибитора коррозии в конденсате, подаваемом в скважину, кг/кг;
 

           

- газоконденсатность на 1 млн. м
газа, кг.
 
2.1.7. Содержание водорастворимых ингибиторов коррозии в воде из первичных сепараторов (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                                     (5)
 
где
- средняя концентрация ингибитора коррозии в воде, подаваемой в скважину, кг/л;
 

           

10
- перевод из килограммов в миллиграммы;
 

          

       
- количество воды, выделяемой в первичных сепаратоpax на 1 млн. м
газа, кг.
 

 2.2. Установка регенерации метанола

Постоянным сбросом с установки регенерации метанола является кубовая жидкость, состоящая из воды, метанола, солей и тяжелых фракций конденсата газа.

 

2.2.1. Содержание метанола в кубовой жидкости закладывается при расчете основных технологических процессов ректификационной колонны. В соответствии с современными требованиями к разработке типового оборудования содержание метанола в кубовой жидкости принимается в пределах 200-500 мг/л.

 

2.2.2. Концентрация солей в кубовой жидкости (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                                     (6)
 

     

где
- концентрация солей в насыщенном метаноле, мг/л;
 
- объем насыщенного метанола, поступающего на регенерацию, л;
 
- объем регенерированного метанола, л.
 
2.2.3. Концентрация газового конденсата (сумма растворенного, эмульгированного и плавающего) в кубовой жидкости (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                               (7)
 
где
- концентрация газового конденсата в воде, поступающей на установку регенерации метанола. Принимается равной не более 2400 мг/л в соответствии с п.2.1.3;
 

                

- количество насыщенного метанола, подаваемого на установку регенерации, л/ч;
 

                

- весовая доля тяжёлых фракций газового конденсата с температурой кипения выше температуры кипения метанола. Зависит от состава газового конденсата, принимается по фактическим данным.
 

Примечание. Для северных месторождений коэффициент принимается равным 0,9-1,0. Для сеноманских залежей - 1,0, для валанжинских - 0,9;

 

- количество кубового остатка, образующегося при регенерации метанола, л/ч.
 

Содержание растворенного газового конденсата в кубовой жидкости определяется растворимостью наиболее растворимого из входящих в его состав компонентов, имеющих температуру кипения выше температуры куба колонны регенерации метанола; принимается для месторождений с преимущественным содержанием в газовом конденсате ароматических углеводородов - 500 мг/л (по толуолу) и для месторождений с преобладанием в газовом конденсате парафиновых и нафтеновых углеводородов - 52 мг/л (по гептану).

 

Данные по растворимости некоторых углеводородов, входящих в состав газового конденсата, принимаются в соответствии с прил.2.

 

 

 2.3. Установка регенерации диэтиленгликоля

На установках регенераций диэтиленгликоля (ДЭГа) производится отпарка воды из обводненного (насыщенного) ДЭГа. Постоянным сбросом с установки регенерации ДЭГа является рефлюксная вода, загрязненная ДЭГом и газовым конденсатом.

 

2.3.1. Количество ДЭГа в рефлюксной воде зависит от технологической схемы подготовки газа и условий регенерации диэтиленгликоля. Расчет концентрации ДЭГа производится исходя из потерь его в десорбере с дистиллатом, определенных экспериментальным путём. Величины потерь определяются в соответствии с табл.2.

 

Таблица 2

     

Потери диэтиленгликоля

 

 

 

 

Схема подготовки газа

Схема регенерации ДЭГа

Потери ДЭГа в десорбере с дистиллатом,
, г/1000 м
 

Гликолевая осушка

Атмосферная или вакуумная с отделением конденсата

1,6

 

Атмосферная или вакуумная без отделения конденсата

3,3

Низкотемпературная сепарация (НТС)

Атмосферная

1,6

 

Концентрация диэтиленгликоля в рефлюксной воде (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                               (8)
 

     

где
- потери ДЭГа с дистиллатом в десорбере, г/1000 м
газа;
 

          

1000 - перевод из граммов в миллиграммы;

           

- расход циркулирующего ДЭГа, л/1000 м
газа;
 

          

       
- удельный вес ДЭГа, кг/л;
 

           

- концентрация регенерированного ДЭГа, %;
 

           

- концентрация насыщенного ДЭГа, %.
 

2.3.2. Содержание растворённого газового конденсата в рефлюксной воде определяется растворимостью наиболее растворимого из входящих в его состав компонентов. Оно принимается для месторождений с преимущественным содержанием в газовом конденсате ароматических углеводородов не более 820 мг/л (по бензолу), для месторождений с преобладанием в газовом конденсате парафиновых углеводородов - не более 52 мг/л (по гептану), а для месторождений с превалирующим содержанием нафтеновых углеводородов - 10-12 мг/л.

 

Общее содержание газового конденсата в рефлюксной воде (растворенного, эмульгированного и плавающего) определяется эффективностью разделителей последних конструкций и составляет не более 3000 мг/л.

 

 

 2.4. Установка очистки газа от сероводорода

На газодобывающих предприятиях при использовании для очистки газа от сероводорода методов абсорбции этаноламинами и адсорбции цеолитами сброса сточных вод нет.

 

 2.5. Технологическая насосная

Для перекачки жидкостей, применяемых при подготовке газа и газового конденсата на газодобывающих предприятиях, используются три типа насосов: поршневые, центробежные и шестеренчатые.

 

2.5.1. Конструкция насосов предусматривает, в зависимости от типа насоса, различные уплотнения вала - торцевое (одинарное или двойное) или сальниковое, предназначенные для предотвращения утечек перекачиваемой жидкости. С этой же целью в некоторых типах насосов с двойным торцевым и сальниковым уплотнением полагается (на проток или в тупик) затворная жидкость с давлением на 0,05-0,10 МПа, превышающем рабочее давление в насосе. Для охлаждения трущихся частей ряд насосов снабжен теплообменными устройствами с водяным охлаждением. Вода в зависимости от принятой схемы циркулирует в открытой оборотной системе или сбрасывается в канализацию.

 

Если в насосе водяное охлаждение не предусмотрено, охлаждающей жидкостью может служить затворная жидкость, обычно циркулирующая в замкнутой системе. В некоторых случаях в качестве затворной жидкости используется вода (гидрозатвор в поршневых насосах), которая по мере загрязнения сбрасывается в канализацию.

 

2.5.1.1. Расчёт содержания загрязнения в отводимой от насосов охлаждающей воде (
) в миллиграммах на литр для любого типа насоса производится по формуле
 
,                                                                  (9)
 
где
- утечка перекачиваемой жидкости через уплотнение насоса по паспорту насоса, м
/ч. Значение
для наиболее употребительных в газовой промышленности типов насосов принимается в соответствии с табл.3;
 

               

       
- концентрация перекачиваемого продукта, г/л;
 

          

       
- расход воды на охлаждение трущихся частей насоса по паспорту насоса, м
/ч;
 

           

1000 - перевод из граммов в миллиграммы.

 

Таблица 3

     

Утечки перекачиваемой жидкости для разных типов насосов

 

 

 

Тип насоса

Уплотнение вала

Утечка через уплотнение перекачиваемой жидкости, л/ч

Центробежные горизонтальные и вертикальные химические насосы типа Х, ХО, АХ, ТХ

Торцевое 3А, 2Д, 2В, Т-113

0,02-0,03

 

Двойное торцевое 2Г, Т, 133/133

нет

 

Мягкий одинарный сальник (
)
 

3,00-7,00

 

Мягкий сальник двойной (
)
 

3,00-7,00

Поршневые одноплунжерные дозировочные насосы типа НД

Сальник

0,90

Центробежные нефтяные консольные насосы НК

Торцевое О1, ОК, ОП

не более 0,03

 

Двойное торцевое ДК, ДГ

нет

 

Сальник охл. СО

не более 0,03

 

Сальник гор. СГ

не более 0,15

Поршневые трехплунжерные кривошипные насосы типа ПТ, ПТР

Сальник

для производительности до 10 м
/ч - не более 1 л/ч, свыше 10 м
/ч - не более 0,01% от производительности
 

 

Если утечка рабочей жидкости приведена в паспорте в процентах от производительности насоса (
%), то концентрация загрязнения в отводимой от насосов охлаждающей воде (
) в миллиграммах на литр производится по формуле
 
,                                                       (10)
 

     

где
- производительность насоса или номинальная подача, м
/ч;
 

          

       
- утечка рабочей жидкости через уплотнение насоса;
 

           

- концентрация перекачиваемого продукта, г/л;
 

          

       
- расход воды на охлаждение трущихся частей насоса (по паспорту насоса), м
/ч;
 

           

1000 - перевод из граммов в миллиграммы.

 

 

 2.6. Резервуарные парки нефтепродуктов и реагентов

В резервуарных парках образуются два вида сточных вод: подтоварные воды с емкостей и ливневые из обвалований резервуаров.

 

2.6.1. Сброс подтоварных вод с емкостей, содержащих продукты, не смешивающиеся с водой, - нефтепродукты (газовый конденсат, бензин, керосин, масло) производится по трубопроводам со сборно-разборными соединениями в шламонакопители. После отстаивания в шламонакопителях подтоварная вода отводится сетью производственной или производственно-дождевой канализации на очистные сооружения. Основными загрязняющими компонентами являются нефтепродукты, взвешенные вещества, метанол и соли.

 

2.6.1.1. Содержание нефтепродуктов и взвешенных веществ в подтоварных водах из резервуаров для нефтепродуктов составляет:

 

нефтепродукты 8000 мг/л,

 

взвешенные вещества 20 мг/л,

 

БПК полн. 80 мг/л.

 

2.6.1.2. Содержание метанола и солей в подтоварных водах определяется по п.2.1.1 и п.2.1.4.

 

2.6.2. Сбор сточных вод с обвалований резервуарного парка не является регулярным. Содержание загрязнений в дождевых водах и водах от таяния снега с обвалований площадок резервуарного парка составляет:

 

взвешенные вещества 300 мг/л,

 

нефтепродукты 20 мг/л,

 

БПК полн. 8 мг/л.

 

 

 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЙ СТОЧНЫХ ВОД ОТ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СООРУЖЕНИЙ ПРОМЫСЛА

 

      

 

 3.1. Сточные воды от смыва полов площадок сливно-наливных эстакад и полов в зданиях технологических насосных станций

Газовый конденсат из резервуарных парков подается на эстакаду по самостоятельным трубопроводам, а налив ведется через стояки и специальные отводы. При наливе цистерн всегда имеются утечки продукта, который попадает на бетонированную площадку эстакады. Сточные воды от мытья площадок для сливно-наливных устройств и другого технологического оборудования и дождевые воды с этих площадок, производственные сточные воды от мытья полов в зданиях технологических насосных станций содержат следующие загрязнения:

 

взвешенные вещества 600 мг/л,

 

нефтепродукты 1000 мг/л,

 

БПК полн. 200 мг О
/л.
 

 3.2. Ливневые сточные воды с промплощадок ГДП

Состав ливневых сточных вод с промплощадок ГДП принимается по аналогии с составом поверхностного стока с территорий промышленных предприятий и сооружений с повышенным загрязнением. Количество загрязнений в них следующее:

 

 

 

 

 

Для талых вод: взвешенные, вещества - 4500 мг/л,

 

нефтепродукты - 28 мг/л.

Для дождевых вод: взвешенные вещества - 2000 мг/л,

 

нефтепродукты - 100 мг/л.

 

 

      

     

 

 3.3. Сточные воды от механических и трубо- и турборемонтных мастерских

Сточные воды механических, трубо- и турборемонтных мастерских, обслуживающих газовые промыслы, образуются при охлаждения металлорежущего инструмента и промывке ремонтного оборудования. Основными загрязнениями сточных вод являются взвешенные вещества и нефтепродукты. Содержание их в сточных водах следующее:

 

взвешенные вещества - 100-500 мг/л,

 

нефтепродукты и масла - 1000-5000 мг/л,

 

БПК
- 50-100 мг О
/л.
 

 3.4. Сточные воды от мойки автомашин

Сточные воды от мойки автомашин на газовых промыслах по составу загрязнений аналогичны сточным водам автотранспортных предприятий. Концентрация загрязнений их составляет:

 

взвешенные вещества 700 мг/л,

 

нефтепродукты 75 мг/л,

 

БПК полн. 80 мг/л.

 

 3.5. Оборотная система водоснабжения (открытая)

При эксплуатации оборотной системы водоснабжения газодобывающих предприятий концентрация солей в циркулирующей воде повышается за счет естественного испарения в охладителях (градирнях, брызгальных бассейнах и т.д.). В связи с этим для нормальной работы системы необходима ее продувка, т.е. сброс части воды в канализацию и подпитка свежей умягченной водой.

 

3.5.1. Общее солесодержание продувочной воды (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                            (11)
 

     

где
- солесодержание подпиточной воды, мг/л;
 

           

- коэффициент упаривания.
 

3.5.1.1. Коэффициент упаривания определяется по формуле

 

,                                                                     (12)
 

     

где
,
,
- потери воды за счет испарения, уноса ветром и продувки, м
/ч.
 
3.5.1.2. Потери воды на испарение (
) в кубических метрах в час определяются по формуле
 
,                                                                (13)
 
где
- коэффициент испарения, определяется в соответствии с табл.4;
 

          

       
- перепад температур, определяемый как разность температур воды, поступающей на охладитель (
), и охлажденной воды (
),
°
С;
 

          

       
- расход оборотной воды, м/ч.
 

Таблица 4

Зависимость значения коэффициента испарения от температуры воздуха

 

 

 

 

 

Температура воздуха, °С

 

Коэффициент испарения

 

градирни и брызгальные бассейны

пруды-охладители

0

0,001

0,0007

10

0,0012

0,0009

20

0,0014

0,0011

30

0,0015

0,0013

40

0,0016

0,0015

 

3.5.1.3. Потери воды на унос ветром (
) в кубических метрах в час определяются по формуле
 
,                                                                 (14)
 

     

где
- коэффициент уноса, определяется в соответствии с табл.5;
 

          

       
- расход оборотной воды.
 

Таблица 5

     

Значение коэффициентов уноса

 

 

 

Вид охладителя

Коэффициент уноса

Вентиляторные градирни с водоуловительными устройствами:

 

при отсутствии в оборотной воде токсичных веществ

0,0010-0,0020

при наличии токсичных веществ

0,0005

Башенные градирни без водоуловительных устройств и оросительные теплообменные аппараты

0,0050-0,0100

Башенные градирни с водоуловительными устройствами

0,0001-0,0005

Открытые и брызгальные градирни

0,0100

Брызгальные бассейны производительностью, м
 

 

до 500

0,0200-0,0300

от 500 до 5000

0,0150-0,0200

свыше 5000

0,0075-0,0100

 

 

      

     

 

 3.6. Котельные

Для поддержания постоянного солесодержания и жесткости котловой воды производится периодическая и постоянная продувка котлов. При эксплуатации паровых котлов качество продувочной (котловой) воды нормируют по общему солесодержанию, зависящему от конструкции сепарационных устройств, которыми оборудован котел. Оно устанавливается заводом-изготовителем. Солесодержание продувочной воды для паровых котлов различных типов принимается в соответствии с табл.6.

 

Таблица 6

     

Солесодержание продувочной воды для паровых котлов разных типов

 

 

 

 

 

 

Тип котла

Паропроизводи-

тельность, т/ч

Рабочее давление, МПа

Солесодержание, мг/л

 

 

 

питательной воды

котловой (продувочной) воды

ДКВр без пароперегревателя

6,5

1,3

-

3000

ДF и КF

4,0-25,0

1,4

-

3000

БКЗ-75-39

75,0

4,0

250

7000

ГМ-50-1

50,0

4,0

250

5000

БГМ-35М-440

45,0

4,0

250

5000

ГM-50-14-250

50,0

1,4

360

7350

 

 

      

     

 

 3.7. Ионообменные установки

Для подготовки подпиточной воды открытого цикла и котлов низкого и среднего давления на газодобывающих предприятиях устанавливаются ионообменные водоумягчительные установки. При работе установок образуются сточные воды от операций взрыхления, регенерации и отмывки ионообменных смол. В процессе регенерации ионообменных фильтров, кроме солей, содержащихся в исходной воде, в сточные воды сбрасываются: избыток регенерирующего вещества (NaCl), продукты регенерации катионита CaCl
, MgCl
, а также механические примеси, образующиеся за счет измельчения смолы при ее эксплуатации. Количество и концентрация сбрасываемых веществ подсчитываются в целом за одну регенерацию фильтра, т.к. практически невозможно установить количество того или иного вещества, удаляемого при взрыхлении, регенерации или отмывке катионита от продуктов регенерации.
 

3.7.1. Количество воды, сбрасываемой за одну регенерацию фильтра, подсчитывается при выполнении расчета водоподготовительной установки.

 

3.7.1.1. Расчёт концентрации регенерирующего вещества, например NaCl, (
) в миллиграммах на литр производится по формуле
 

,                                               (15)
 
где
- удельный расход регенерирующего вещества на одну регенерацию, г/г-экв, принимается в соответствии с табл.7;
 

               

       
- теоретически необходимый эквивалент регенерирующего вещества, расходуемый на регенерацию 1 г-экв солей жесткости, г/г-экв;
 

               

       
- объем катионита, загруженного в фильтр, принимается по расчету водоподготовки, м
;
 

                

- рабочая обменная способность ионообменной смолы, принимается из расчета водоподготовительной установки, г-экв/м
;
 

                

- объем воды на регенерацию, л;
 

                

1000 - перевод из граммов в миллиграммы.

 

Таблица 7

     

Удельный расход регенерирующего вещества

 

 

 

 

Жесткость обрабатываемой воды, мг-экв/л

Удельный расход регенерирующего вещества, г/г-экв

 

фильтр первой ступени

фильтр второй ступени

до 5

100-120

300-400

до 10

120-200

-

до 15

170-250

-

до 20

200-300

-

 

3.7.1.2. Содержание солей жесткости (кальция и магния) в сточных водах при регенерации фильтров (
) в миллиграмм-эквивалентах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                       (16)
 
где
- объем катионита, загруженного в фильтр, принимается по расчету водоподготовки, м
;
 

           

- рабочая обменная способность ионообменной смолы, принимается из расчета водоподготовительной установки, г-экв/м
;
 

           

1000 - перевод из граммов в миллиграммы;

           

- объем воды на регенерацию, л.
 
3.7.1.3. Содержание механических примесей (измельченного катионита (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                   (17)
 
где
- средний насыпной вес смолы, принимаемый для сульфоугля равным 0,7 г/л;
 

          

0,1 - механический износ катионита от общей загрузки в долях в год;

           

- объем катионита, м
, принимается по расчету водоподготовки;
 

          

       
- количество установленных фильтров;
 

           

- объем воды для взрыхления катионитных фильтров, л.
 

 4. ПРОМЫВКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

На газодобывающих предприятиях используются аппараты следующих типов:

 

1) массообменные аппараты (тарельчатые и насадочные) - абсорберы, десорберы, ректификационные колонны;

 

2) теплообменные аппараты - теплообменники, кипятильники, испарители, холодильники;

 

3) сепарационное оборудование - сепараторы, водоотделители, отстойники;

 

4) трубчатые печи и огневые подогреватели;

 

5) емкостное оборудование (резервуары, емкости, газгольдеры);

 

6) насосное оборудование.

 

Техническое обслуживание оборудования предусматривает его периодическую остановку и ремонт (текущий, средний и капитальный) в соответствии с графиком проведения ППР. При подготовке оборудования к ремонту производится его полное освобождение от продукта, пропарка, промывка и продувка.

 

 4.1. Массообменные аппараты

Абсорберы, десорберы и ректификационные колонны при подготовке к ремонту освобождаются от технологических продуктов путём выдавливания инертным газом или метаном, пропариваются и промываются водой. Остатки технологического продукта - мертвый остаток, остающийся на дне колонны и на тарелках (в тарельчатых колоннах), а также на стенках колонны и на насадке (в насадочных колоннах) при пропарке и промывке колонны сбрасывается со сточными водами.

 

4.1.1. Среднее содержание загрязнений в сточных водах насадочных аппаратов (
) в миллиграммах в литре рассчитывается по формуле
 
,                                            (18)
 
где
- внутренняя поверхность колонны, равная
(
- радиус колонны,
- высота), м
;
 

           

- объем насадки в колонне, равный
(
- радиус колонны,
- высота насадки), м
;
 

           

- поверхность колец Рашига, м
, определяемая в соответствии с табл.8;
 

          

       
- толщина пленки продукта, м, определяемая в соответствии с табл.9;
 
- объем мертвого остатка на дне колонны, м
;
 
- плотность продукта, т/м
(г/см
);
 
- средняя весовая доля загрязняющего вещества в продукте;
 
- объем сточных вод, образующихся при подготовке аппарата к ремонту и складывающихся из объема конденсата пара после пропарки и объема промывных вод, м
;
 
10
- перевод из килограммов в миллиграммы.
 

Таблица 8

Основные данные по кислотоупорным и керамическим кольцам Рашига

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Диаметр кольца, мм

Вес 1 м
колец, кг
 
Количество колец в м
правильной укладки
 
Поверхность (по расчету), м
 

наружный

внутренний

укладкой

навалом

 

укладкой

навалом

25

17

704

528

64000

221,0

165,0

50

40

656

510

8000

113,0

87,7

80

64

652

500

2072

74,7

57,5

100

80

638

502

1000

56,5

44,4

120

96

624

501

538

36,3

29,2

150

120

623

470

281

23,8

18,0

 

Таблица 9

     

Результаты экспериментального определения толщины пленки, образованной различными технологическими продуктами на образце из стали СТ-3

 

 

 

 

 

Наименование технологического продукта 

Концентрация, вес. %

Плотность, т/м
(г/см
)
 

Толщина пленки, м

Диэтиленгликоль

100

1,1177

0,000058

 

60

1,0954

0,000044

 

2

1,0000

0,000036

Метанол

100

0,7961

0,000007

 

60

0,8946

0,000010

Моноэтаноламин

100

1,0200

0,000077

 

15

1,0000

0,000046

Диэтаноламин

100

1,0250

0,000150

 

25

1,0300

0,000020

Конденсат газовый

100

0,8000

0,000022

Бензин А-67

100

0,7450

0,000007

Бензин этилированный-72

100

0,7400

0,000010

Керосин

100

0,8260

0,000034

Топливо дизельное неочищенное

100

0,8440

0,000039

Топливо дизельное очищенное

100

0,8370

0,000040

Мазут

100

-

0,000660

Масло

100

0,8820

0,000117

Ингибитор коррозии И-1-А

100

1,0500

0,000227

Ингибитор коррозии И-1-А в конденсате

10

0,8250

0,000033

Ингибитор коррозии М-25Д

100

0,9250

0,000055

 

4.1.2. Среднее содержание загрязнений в сточных водах тарельчатых аппаратов (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                (19)
 

     

где
- внутренняя поверхность колонны, м
;
 
- площадь тарелка, м
;
 
- количество тарелок;
 
- толщина пленки продукта, определяемая в соответствии с табл.9, м;
 
- объем мертвого остатка на дне колонны, м
;
 
- объем мертвого остатка на тарелках, м
;
 
- плотность продукта, т/м
(г/см
);
 
- средняя весовая доля загрязняющего вещества в продукте;
 
10
- перевод из килограммов в миллиграммы;
 
- объем сточных вод, образующихся при подготовке аппарата к ремонту, м
.
 

 

 4.2. Теплообменные аппараты

Возможные загрязнения при промывке теплообменных аппаратов составляют технологические продукты, заполняющие эти аппараты. При подготовке к ремонту производится полное освобождение аппаратов от технологических продуктов, продувка паром в течение 2-3 часов и промывка водой.

 

4.2.1. Содержание загрязняющего вещества в сточных водах, образующихся при подготовке теплообменных аппаратов к ремонту (пропарочных и промывочных (
), в миллиграммах на литр рассчитывается по общей формуле
 
,                                               (20)
 
где
- общая поверхность трубок теплообменных аппаратов, на которых остается пленка технологического продукта, м
. Для теплообменников типа "продукт-вода"
общая равна поверхности трубок, т.е.
.
 
Для теплообменников типа "вода-продукт"
равна сумме поверхности трубок и поверхности стенок аппарата (
), т.е.
. Для теплообменников типа "продукт-продукт"
;
 
- толщина пленки загрязняющего вещества, м, определяется в соответствии с табл.9;
 

           

- плотность загрязняющего вещества, т/м
(г/см
), определяется в соответствии с табл.9;
 

           

- средняя весовая доля загрязняющего вещества в продукте;
 

          

10
- перевод из килограммов в миллиграммы;
 

           

- объем сточных вод, равный сумме объемов конденсата пара, образующегося после пропарки (
) и промывных вод (
), м
.
 

Для кипятильников, т.е. теплообменных аппаратов, в которых по трубному пространству идет продукт, а по межтрубному пространству - пар, расчет производится так же, как для теплообменников типа "продукт-вода".

 

 4.3. Сепарационное оборудование

Возможными загрязнениями при промывке сепарационного оборудования являются газовый конденсат и компоненты, присутствующие в конденсационных и пластовых водах. Перед остановкой на ремонт сепараторы освобождаются от жидкости, пропариваются и промываются.

 

4.3.1. Средняя концентрация загрязняющего вещества в сточных водах от пропарки и промывки сепараторов (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                (21)
 
где
- общая внутренняя поверхность сепаратора, состоящая из внутренней поверхности корпуса сепараторе (
) и поверхности его внутренней начинки: перегородок, каплеотстойников, фильтров-сеток (
), которая по ориентировочным подсчетам составляет 20% от
;
 

           

- толщина пленки загрязняющего вещества, м, определяется в соответствии с табл.9;
 

          

       
- объем мертвого остатка, м
. Учитывается только для тех конструкций сепараторов, которые не обеспечивают полного освобождения их от технологического продукта;
 

          

       
- плотность загрязняющего вещества, т/м
(г/см
) определяется в соответствии с табл.9;
 

           

- средняя весовая доля загрязняющего вещества в продукте;
 

           

10
- перевод из килограммов в миллиграммы;
 

          

       
- объем сточных вод, равный сумме объемов конденсата пара, образующегося после пропарки и промывки вод, м
.
 

 4.4. Трубчатые печи и огневые подогреватели

Возможными загрязнениями при промывке трубчатых печей являются продукты, заполняющие змеевики (абсорбенты, жидкие теплоносители). Перед остановкой на ремонт змеевик печи освобождается от продукта продувкой инертным газом или водяным паром. Общая продолжительность пропарки змеевика печи 4 часа, подводящих и отводящих трубопроводов - 1 час. Затем змеевики и трубопроводы промываются водой.

 

4.4.1. Количество технологических продуктов, сбрасываемых в канализацию, зависит от технологии подготовки трубчатых печей к ремонту. Если освобождение змеевика происходит продувкой инертным газом, то все содержимое змеевика выдавливается в линию продукта, а в канализацию вместе с паровым конденсатом и промывочными водами попадают только продукты, оставшиеся на внутренней поверхности змеевика. Тогда содержание технологических продуктов (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                       (22)
 

     

где
- внутренняя поверхность змеевика, м
;
 
- толщина пленки технологического продукта, оставшегося на внутренней поверхности змеевика после продувки, м, определяется в соответствии с табл.9;
 
- плотность загрязняющего вещества, т/м
(г/см
), определяется в соответствии с табл.9;
 
- средняя весовая доля загрязняющего вещества в продукте;
 
10
- перевод из килограммов в миллиграммы;
 
       
- объем сточных вод, равный сумме объемов конденсата пара, образующегося после пропарки, и промывных вод, м
.
 
4.4.2. При освобождении змеевика продувкой водяным паром весь продукт, находящейся в змеевике вместе с паровым конденсатом, попадает в канализацию, и расчет концентрации загрязнений в сточных ведах (
) в миллиграммах на литр производится по формуле
 
,                                                          (23)
 
где
- объем жидкости в змеевике, равный
, м
;
 
- плотность загрязняющего вещества, т/м
(г/см
). Определяется в соответствии с табл.9;
 

- средняя весовая доля загрязняющего вещества в продукте;
 
10
- перевод из килограммов в миллиграммы;
 
- объем сточных вод, образующихся в результате пропарки и промывки аппарата.
 

 4.5. Резервуары и емкости

Промывка резервуаров и емкостей производится при подготовке их к ремонту после предварительного опорожнения от технологических продуктов. Конструкция резервуаров не позволяет полностью откачать продукт и в резервуарах остается "мертвый остаток", который в зависимости от конструкции и свойств продукта может быть поднят на водяной подушке и частично или полностью передан вместе с технологическим продуктом. Освобожденный от продукта резервуар пропаривают. Резервуары емкостью до 1000 м
пропариваются не менее 15 часов, емкостью от 2000 м
до 5000 м
- не менее 24 часов непрерывно.
 
Данные по количеству пара, расходуемого на одну пропарку резервуаров емкостью от 400 до 5000 м
при использовании передвижной паропроизводящей установки, определяются в соответствии с табл.10.
 

Таблица 10

     

Расход пара для пропарки резервуаров

 

 

 

 

 

 

Объём резервуара, м
 

Номер типового проекта применяемого резервуара

Непрерывная пропарка

 

 

 

 

 

 

количество пара, кг

время, ч

скорость подачи пара, кг/ч

400

704-1-52

23500

15

1570

400

704-1-53

23500

15

1570

700

704-1-154с

41000

15

2740

1000

704-1-66

68600

15

4580

1000

704-1-155с

68600

15

4580

2000

704-1-55

18750

24

12500

2000

704-1-25

18750

24

12500

3000

704-1-56

281300

24

18800

3000

704-1-26

281300

24

18800

5000

704-1-67

468800

24

31300

5000

704-1-27

468800

24

31300

 

После пропарки, вентиляции и охлаждения внутренняя поверхность резервуара промывается водой.

 

Данные по количеству воды для промывки резервуаров с помощью гидромонитора определяются в соответствии с табл.11.

 

Таблица 11

     

Расход воды для промывки резервуаров

 

 

 

 

 

 

Емкость резервуара, м
 

Количество гидромониторов для промывки, шт.

Максимальная производительность гидромониторов, м
 

Время промывки резервуаров, ч

Расход воды на промывку резервуаров, м
 

400

1

140

1,0

140

700

1

140

1,5

210

1000

1

140

2,0

280

2000

1

140

2,5

350

3000

2

280

3,0

840

5000

2

280

3,5

980

10000

2

280

5,0

1400

 

При промывке резервуара без гидромонитора объём воды равен трехкратному объёму резервуара.

 

Примечание. Резервуары, используемые для хранения газового конденсата, содержащего сернистые соединения, пропаривают в течение 24 часов. В процессе пропарки через дозировочное устройство вводят небольшое количество воздуха для медленного окисления пирофорных отложений. При отсутствии дозировочных устройств резервуар после пропарки заполняют водой с последующим постепенным снижением уровня в пределах 0,5-1 м/ч, что способствует медленному окислению отложений по мере их высыхания.

 

Вода от пропарки и промывки резервуаров сбрасывается в канализацию.

 

4.5.1. Средняя концентрация загрязняющего вещества в сточных водах от пропарки и промывки резервуаров (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                           (24)
 

     

где
- общая внутренняя поверхность резервуара или емкости, м
;
 

               

       
- толщина пленки технологического продукта, м, определяется в соответствии с табл.9;
 

                

- объем мертвого остатка, м
(учитывается в тех случаях, когда мертвый остаток сбрасывается в канализации);
 

               

       
- плотность продукта, т/м
, (г/см
), определяется в соответствии с табл.9;
 

               

       
- средняя весовая доля загрязняющего вещества в продукте;
 

               

10
- перевод килограммов в миллиграммы;
 

                

- общий объем воды, сбрасываемой в канализацию при подготовке аппарата к ремонту, включающий расход воды на поднятие "мертвого остатка" (равный объему "мертвого остатка" -
), объем парового конденсата, образующегося при пропарке (
), и объем воды на промывку (
), т.е.
 
.
 

4.5.2. Если резервуар заполнен такими легколетучими и маловязкими продуктами, как метанол или конденсат газа, пленка вещества на поверхности аппаратов настолько мала, что ею можно пренебречь.

 

 

 4.6. Насосное оборудование

Промывка насосов производится при подготовке их к ремонту после опорожнения рабочей камеры насосов и примыкающих к ним трубопроводов от перекачиваемого продукта.

 

Опорожнение производится в специальные дренажные емкости с последующим возвратом в производство. Если насос используется для перекачки нефтепродуктов (в т.ч. газового конденсата, дизельного топлива и т.д.), то перед промывкой производится предварительная пропарка насоса в течение 2-3 часов.

 

Возможными загрязнениями при пропарке и промывке насосов являются перекачиваемые насосами продукты.

 

4.6.1. Содержание загрязняющего вещества в пропарочных и промывочных водах (
) в миллиграммах на литр рассчитывается по формуле
 
,                                                            (25)
 
где
- объем перекачиваемого продукта, поступающего в канализацию при подготовке насоса к ремонту, м
. При опорожнении насоса в канализацию
равно объему рабочей камеры насоса и прилегающих трубопроводов. Определяется по паспорту насоса. При опорожнении насоса в дренажные емкости
равно объему мертвого остатка в насосе, определяемого по чертежу насоса;
 

           

- плотность продукта, кг/м
(г/см
), определяется в соответствии с табл.9;
 

           

- весовая доля загрязняющего вещества в продукте;
 

          

10
- перевод из килограммов в миллиграммы;
 

          

       
- объем сточных вод, образующих в результате пропарки и промывки насосов.
 

Расчет загрязнений рекомендуется выполнять в соответствии с прил.3.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Обязательное

 

      

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА, ХАРАКТЕРИЗУЮЩЕГО ДОЛЮ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ В ОБЩЕМ КОЛИЧЕСТВЕ ВОДЫ ПО РАЗЛИЧНЫМ МЕСТОРОЖДЕНИЯМ

 

 

 

 

 

 

 

Месторождение

Год эксплуа-

тации

Теоретически рассчитанное количество конденсационной воды,
, м
/млн. м
газа
 
Фактическое количество воды, выделившееся в первичных сепараторах,
, м
/млн. м
газа
 
 
 

Ачак

1970

1,73

4,55

2,60

0,61

Гугуртли

1978

1,20

2,20

2,26

0,56

Наип

1978

3,90

12,9

3,30

0,70

Ю.Мубарек

1967

1,40

2,20

2,76

0,64

Ю.Мубарек

1972

2,39

5,54

2,42

0,59

Ю.Мубарек

1974

3,40

5,95

2,00

0,50

Сев. Мубарек

1975

2,90

7,17

2,47

0,60

Сев. Мубарек

1977

3,95

15,85

3,30

0,70

Уртабулак

1977

2,16

9,88

2,76

0,64

Уртабулак

1978

2,37

8,40

3,55

0,72

Уртабулак

1979

2,23

6,33

2,86

0,65

Вуктыл

1973

0,85

3,70

2,58

0,61

Вуктыл

1976

1,05

2,06

2,27

0,56

Вуктыл

1977

1,43

4,73

3,48

0,71

Вуктыл

1978

0,79

2,50

3,16

0,68

Вуктыл

1979

6,90

11,80

2,10

0,52

Медвежье

1974

0,31

0,72

2,33

0,57

Джаркудук

1971

4,50

15,50

3,44

0,71

Советабад-45

1986

3,70

8,25

2,22

0,55

Советабад-45

1987

3,70

10,29

2,78

0,64

Советабад-45

1988

3,80

9,19

2,40

0,58

Советабад-45

1989

4,10

9,90

2,41

0,59

Советабад-45

1990

4,20

10,03

2,39

0,58

Шуртан

1 кв. 1986

2,40

6,40

2,67

0,63

Шуртан

 

2,80

6,40

2,28

0,64

Шуртан

 

2,50

6,40

2,56

0,60

Шуртан

 

2,80

6,40

1,94

0,49

Шуртан

II кв. 1986

2,00

6,40

3,20

0,69

Шуртан

 

2,20

6,40

3,90

0,65

Шуртан

 

3,40

6,40

1,88

0,47

Шуртан

 

3,30

6,40

3,55

0,72

 

     

     

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Справочное

 

      

ХАРАКТЕРИСТИКА УГЛЕВОДОРОДОВ, ВХОДЯЩИХ В СОСТАВ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

 

 

 

 

Название углеводородов

Растворимость в воде при 25 °С, мг/л

Температура кипения, °С

1. Парафиновые:

 

 

пентан

376

36,10

гексан

140

68,70

гептан

52

93,43

октан

14

125,60

 

не растворим

150,80

декан

не растворим

174,00

2-метилпентан

не растворим

60,27

3-метилпентан

не растворим

63,28

2-метилгексан

не растворим

90,05

3-метилгексан

не растворим

91,85

4-метилгексан

не растворим

-

2-метилгептан

не растворим

117,65

3-метилгептан

не растворим

118,92

4-метилгептан

не растворим

117,71

2,3-диметилпентан

не растворим

89,78

2,4-диметилпентан

не растворим

80,50

2,3-диметилгексан

не растворим

115,61

2,4-диметилгексан

не растворим

109,43

2,4-диметилгептан

не растворим

-

2,3-диметилгептан

не растворим

140,50

2. Нафтеновые:

 

 

циклогексан

12

81,40

метилциклопентан

не растворим

71,80

циклопентан

не растворим

49,26

этилциклопентан

не растворим

103,47

1,2-диметилциклопентан

не растворим

87,00

1,3-диметилциклогексан

не растворим

120,00

циклопентан

не растворим

118,00

циклооктан

не растворим

145,00

3. Ароматические:

 

-

бензол

820

80,00

толуол

492

110,60

м-ксилол

196

139,10

п-ксилол

198

138,35

этилбензол

140

136,19

изопропилбензол

не растворим

152,39

пропилбензол

60

159,22

 

     

     

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Рекомендуемое

 

      

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ЗАГРЯЗНЕНИЙ ПРОМЫШЛЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД

Пример 1. Расчет содержания сероводорода в воде из первичных сепараторов.

 

Исходные данные:

 

1) Содержание сероводорода в газе 0,415% или 0,00415 весовых долей.

 

2) Давление в первичном сепараторе 8,5 МПа.

 

3) Температура в первичном сепараторе 55-70 °С.

 

4) Минерализация воды 92-178 мг/л (вода хлоркальциевого типа).

 

5) Плотность воды - 1,1 г/мл.

 

Расчет

1. В соответствии с табл.1 определяем значение константы равновесия сероводорода (
), растворенного в неминерализованной воде при давлении 6,5 МПа и температуре 55-70
°
С.
 
14.
 
2. Определяем значение минерализации (
) в г-экв/л.
 
Среднее значение минерализации воды (
) равно 135 г/л.
 
Молекулярный вес
равен 111.
 
1 г-экв
 
.
 
3. В соответствии с формулой (3) определяем содержание сероводорода в воде из первичных сепараторов (
) в миллиграммах на литр.
 
.
 

Пример 2.

 

Расчёт содержания газового конденсата в воде после промывки сепараторов.

 

Исходные данные:

 

высота сепаратора (
) 3 м,
 
радиус сепаратора (
) 1 м,
 
высота мертвого остатка (
) 0,2 м,
 

средняя весовая доля газового конденсата в сепараторе по фактическим данным для Шуртанского ГДП составляет 0,1 в.ч.

 

Расчет

 

1. Определяем общий объем сточных вод (
), который состоит из объёма конденсата пара, образующегося после пропарки (
) и промывных вод (
) в м
.
 
 
 
.
 
2. Определяем общую внутреннюю поверхность сепаратора (
) состоящую из внутренней поверхности корпуса сепаратора (
) и поверхности его внутренней начинки (
) в м
:
 
 
 
.
 
3. Определяем объем мертвого остатка (
) в м
:
 
.
 
4. В соответствии с формулой (21) определяем содержание газового конденсата в сточных водах от пропарки и промывки сепаратора (
) в миллиграммах на литр
 
.
 

     

     

     

 

Чат GPT

Вверх