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 |
п.4.6 | |
п.3.1 | |
пп.9.22; 9.29 | |
ВНТП 01-81 | пп.9.29-9.31 |
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.
2.1.2. 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.
34 - молекулярный вес сероводорода;
1000 - перевод из граммов в миллиграммы;
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
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.
Примечание. Для северных месторождений коэффициент принимается равным 0,9-1,0. Для сеноманских залежей - 1,0, для валанжинских - 0,9;
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 |
1000 - перевод из граммов в миллиграммы;
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.
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 |
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,
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,
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.
3.5.1.1. Коэффициент упаривания определяется по формуле
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 |
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 /ч |
|
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
3.7.1. Количество воды, сбрасываемой за одну регенерацию фильтра, подсчитывается при выполнении расчета водоподготовительной установки.
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 | - |
1000 - перевод из граммов в миллиграммы;
0,1 - механический износ катионита от общей загрузки в долях в год;
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.
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 /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 |
4.2. 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.
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.
4.4. 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.
4.5. Резервуары и емкости
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 /ч | 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.
4.5.2. 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.
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
Пример 2.
Расчёт содержания газового конденсата в воде после промывки сепараторов.
Исходные данные:
средняя весовая доля газового конденсата в сепараторе по фактическим данным для Шуртанского ГДП составляет 0,1 в.ч.
Расчет
