Источники воздействия на окружающую среду объектов нефтегазодобывающего и перерабатывающего комплексов. Учебное пособие

Окончание табл. 14

Залповые выбросы продувочных газов (углеводородов)

выбросу на единицу продукции, замеру основных параметров газового потока измерительными устройствами и т. п.

Валовый выброс углеводородов в атмосферу от источников выделения газовых выбросов с учетом концентрации и объемного расхода газа вычисляют по формуле:

G = Σ(Q · C · τ · b · n · 0,0036, т/год,

где Q – объемный расход выбрасываемого газа, м3/с; С – концентрация углеводородов в выбрасываемом газе, г/м3; τ – время работы в течение года однотипных источников выбросов, ч/год; b – количество однотипных источников; n – количество технологических операций; 0,0036 – коэффициент пересчета.

Объемный расход выбрасываемого газа составит:

Q = V/τ, м3/с,

где V – объем выброса газа, м3.

Максимальный разовый выброс (мощность выброса) углеводородов в атмосферу от каждого отдельного источника вычисляют по формуле:

M = Q·· C, г/с.

Валовый выброс углеводородов в атмосферу от источников их выделения по годовому объему выброшенного газа вычисляют по формуле:

G' = V'·· ρ', т/год,

где V' – объем выброшенного газа в атмосферу в течение года, тыс. м3/год; ρ – плотность выброшенного газа, кг/м3.

31

Выбросы газа в атмосферу при продувке скважин

При удалении с забоя скважины механических примесей (например, песка) величину необходимого дебита газа определяют по фактическим данным или устанавливают исходя из увеличенной в три раза величины базового дебита, а время продувки скважины увеличивают в два раза.

Объем газа, расходуемого на продувку скважины,

Vп.с. = 326 · (dс)2 · P · τ · n/(ρо.в. · Т)1/2, м3,

где 326 – эмпирический коэффициент; dс – диаметр «свечи» (головки

τ – продолжительность продувки, сут; n – количество продувок в год; ρо.в. – относительная плотность газа по воздуху; T – температура газа, К.

При удалении из скважины жидкости, исходя из условий фактического среднего давления по стволу скважины, площади проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, и величины базового дебита, продолжительность продувки скважины вычисляют по формуле:

τ = Н · F · Pс/(Qб.д. · P0), сут,

где Н – глубина скважины, м; F – площадь проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, м2; Рс – среднее давление по стволу скважины, МПа; Qб.д. – базовый дебит газа, м3/сут; Р0 – абсолютное атмосферное давление, МПа.

Среднее по стволу скважины давление вычисляют по формуле

Рс = (Р3 + Ру)/2, МПа,

где P3 – забойное давление, МПа; Ру – устьевое давление, МПа.

Выбросы газа при опорожнении, продувке участка трубопровода

Объем газа, выделившегося в атмосферу при опорожнении, продувке участка трубопровода, шлейфа, с учетом газа, подаваемого от устья скважины, вычисляют по формуле:

Vпр = 0,995 · Vг [(P1/Z1) – (P2/Z2)] + (Q · τпр), м3,

где 0,995 – эмпирический коэффициент; Vг – геометрический объем продуваемого участка трубопровода, м3; Р1, Р2 – давление газа в начале

сжимаемости газа в начале и конце продуваемого участка (перед началом работы и после опорожнения участка); Q – производительность трубопровода, дебит скважины при продувке, τпр – продолжительность продувки, мин.

Объем газа, расходуемого на одну продувку технологического оборудования инертным газом, а также стравливаемого из участка газопровода при ликвидации гидратных пробок с использованием технологии снижения давления и учетом температуры газа на участке газопровода составит:

Vг.п. = 283,6 · Vг {[P1/(Т1 · Z1)] – [P2/(Т2 · Z2)]}, м3,

где Т1, Т2 – температура газа на участке газопровода до и после стравливания (или с учетом средней температуры продувки), К соответственно.

Коэффициент сжимаемости газа:

Z = 1 – 0,0907 Рс (Тс/200)-3,668,

где Pс, Tс – средние давление и температура газа, соответственно:

Рс = (Р1 + Р2)/2, МПа;

Тс = (Т1 + Т2)/2, К.

Объем газа, расходуемого на продувку трубопровода для удаления оставшейся жидкости,

Vпр.ж. = Vд.и. + Vк.и., м3,

где Vд.и. – объем газа, расходуемого при режиме докритического истечения, м3; Vк.и. – объем газа, расходуемого при режиме критического истечения, м3.

Объем газа, расходуемого при продувке в режиме докритического и критического истечения (когда скорость потока газа в сечении диафрагмы равна скорости звука в данной среде):

V = k · F · P · τд.и., м3,

где k – эмпирический коэффициент, при докритическом истечении k = 110, а при критическом истечении – k = 296; F – площадь сечения трубы, через которую производится продувка, м2; P – давление газа перед сечением трубы, через которую производится продувка, кг/см2; τд.и. – продолжительность продувки при докритическом истечении газа, с.

Объем газа, затраченного на вытеснение инертного газа из продутого

33

технологического оборудования или стравливаемого из контура нагнетателя, при остановке ГПА, выдуваемого на факел или свечу,

Vпр.и. = Vг · Рр · Тс/(Рс · Тр · Zр), м3,

Vаж = 3,23 · F · Pср · τ1 + Vж · Г, м3,

где 3,23 – эмпирический коэффициент; F – площадь сечения трубки, по которой сливается жидкость, м2; Рср – среднее давление газа в аппарате, кг/см2; τ1 – продолжительность однократной продувки, с; Vж – объем жидкости, слитой из аппарата, м3; Г – газовый фактор жидких продуктов (количество газа, растворенного в жидкости, т. е. объем газообразных углеводородов, выделившихся из 1 м3 сливаемой жидкости):

Г = К (Рр/Z), м3/м3,

где К – коэффициент, равный 0,963·· 10–5 нм3/(м3··Па); Рр – рабочее

со сбросом газа в атмосферу при вводе в эксплуатацию (до полного вытеснения всего воздуха),

Vэ = 296 · Vвн · k · (Ра + Рг)/Тг, м3,

где 296 – эмпирический коэффициент; Vвн – внутренний объем продуваемых газопроводов и оборудования, м3; k – поправочный коэффициент (k = 1,25–1,30); Pа – атмосферное давление, МПа; Pг – избыточное давление газа в газопроводе при продувке, МПа (для газопроводов низкого давления принимают рабочее давление, для газопроводов среднего и высокого давления Pг – не более 0,1 МПа); Тг – температура газа, К.

При проведении ремонтных работ, связанных с разгерметизацией оборудования и участков газопровода, полный объем газа, расходуемого на эти работы, складывается из газа, удаляемого из газопроводов и оборудования, и газа на их последующие заполнение и продувку. При этом поправочный коэффициент k, учитывающий реальное увеличение расхода газа на продувку, равен 2,25–2,30.

34

Объем газа, расходуемого на регулировку и настройку оборудования

Vн = [9,24 · d2 · τн · (Рг/ρ) (Ра + Рг)]/(273 + tг), м3,

где 9,24 – эмпирический коэффициент; d – внутренний диаметр продувочной свечи, м; τн – продолжительность регулировки и настройки, ч; ρ – плотность газа, кг/м3; tг – температура газа, оС.

Контрольные вопросы и задания

1.Что такое выброс загрязняющего вещества?

2.Опишите структуру построения условного обозначения выбросов.

3.Перечислите характеристики выбросов загрязняющих веществ.

4.Что такое инвентаризация источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу?

35

2.ИСТОЧНИКИ СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

ВГИДРОСФЕРУ

Всистему транспортировки и хранения нефти входят

перекачивающие станции магистральных нефтепроводов, базы приема

иотгрузки нефти (нефтебазы), которые являются связывающим звеном между нефтедобывающей, нефтеперекачивающей и нефтехимической промышленностью.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) представляют собой комплексы сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу и подразделяются по назначению на головные нефтеперекачивающие станции и промежуточные.

Головные станции предназначены для приема нефти с промыслов

иперекачки ее из емкостей в магистральный нефтепровод. В состав технологических сооружений головной станции входят: резервуарный парк, насосный цех с насосно-силовыми агрегатами и системами смазки, охлаждения и подачи топлива; технологические трубопроводы; система водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, манифольдные камеры приема и пуска скребка;

Промежуточные станции предназначены для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе. В состав технологических сооружений входят те же сооружения, что и на головных НПС за исключением резервуарного парка. В случае необходимости на промежуточных НПС имеется резервуарный парк, но гораздо меньшей емкости, чем на головных НПС. Резервуарный парк представляет собой комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций по приему, хранению и откачки нефти при изменениях режима работы отдельных участков нефтепровода, промыслов и потребителей, а также для учета транспортируемой нефти при отсутствии замерного узла и технологических операций по смешиванию и подогреву нефти.

Нефтебазы – это самостоятельные предприятия с комплексом

с одного вида транспорта на другой; они обычно располагаются при железных дорогах или водных путях. Нефтебазы оборудуются насосными станциями, резервуарным парком, наливными эстакадами, причалами, пирсами и другими сооружениями, характерными для головных нефтеперекачивающих станций.

В процессе эксплуатации НПС, нефтебаз, линейных производственно-диспетчерских служб и других структурных подразделений образуются следующие виды сточных вод:

подтоварные воды – стоки, образующиеся за счет обводненности

36

ипромывке резервуаров, промывке и пропарке железнодорожных цистерн

ит. п.,

производственные сточные воды – сточные воды, поступающие от производственных зданий (насосных станций, лабораторий, котельных, гаражей, мехмастерских, манифольдных, камер пуска и приема скребка), технологических площадок, смыва разлитой нефти из технологического оборудования,

балластные и промывочные воды – сточные воды, образующиеся за счет балластных вод и промывки танков наливных барж и танкеров,

атмосферные воды – дождевые и талые воды, образующиеся в период выпадения осадков (дождей), таяния снега на обвалованных территориях, в резервуарных парках, на сливно-наливных эстакадах, стоки с территории НПС или нефтебаз,

осадок, образующийся в резервуарах в результате отложения парафинистых соединений и всевозможных примесей, разбавляемый в период зачистки водой, активный ил и осадок из очистных сооружений, сбрасываемые в шламонакопители или на иловые площадки.

Сточные воды на основных объектах месторождений нефти и газа

Бурение скважин

Объем шлама при бурении скважин рассчитывают по формуле:

VШ = 1,2 · VП, м3,

где 1,2 – коэффициент, учитывающий разуплотнение породы; VП – объем выбуренной породы при строительстве скважин, м3; рассчитывают в зависимости от конструкции скважины:

VП = ΣVI,

где VI – объем интервала скважины:

VI = SI · LI · kI, м3,

где SI – площадь сечения скважины:

SI = π · ДI2/4, м2,

37

где ДI – диаметр скважины; LI – длина интервала ствола скважины, м;

определяют из расчета 25 % от объема исходного и наработанного раствора:

VОТР = (0,25 · VП · К1) + 0,5 · VЦ, м3,

где К1 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора, уходящего со шламом при очистке на вибросите, пескоотделителе и илоотделителе, в расчетах принимают К1 = 1,052; VЦ – полезный объем циркуляционной системы буровой установки, м3 (табл. 15).

Таблица 15 Полезный объем циркуляционной системы буровой установки

Объем буровых сточных вод:

VБСВ = 0,25 · VОТР, м3.

Объем шламового амбара:

VШЛ = 1,1 (VШ + VОТР. + VБСВ), м3.

Объемы шламовых амбаров во избежание их переполнения должны соответствовать объему буровых отходов, включающих выбуренные породы, вынесенную из скважины часть бурового раствора и буровые

При ремонтных работах в природоохранных зонах согласно РД 153- 39-023–97 рекомендуется применять безамбарный способ бурения. В этом случае должен быть предусмотрен сбор бурового шлама в накопительные контейнеры и вывоз на полигон для захоронения.

Вывоз бурового шлама необходим, поскольку если шлам будет накапливаться на территории месторождения более 6 мес., то такое хранение, в соответствии с Федеральным законом «Об отходах

Сбор газа

Объем сточных вод при отборе/закачке природного газа вычисляют по формуле:

VСКВ = VОБР + VПРОМСКВ, м3/год,

где VОБР – объем СВ при солянокислой обработке скважин, м3/год;

VПРОМСКВ – объем СВ при промывке скважин, м3/год. Объем СВ при солянокислой обработке скважин:

VОБР = V1 – V2 = 0,5 · N · n {1 – [(c1 · ρ1)/(c2 · ρ2)]}, м3/год,

где V1 – количество 14 %–16 % раствора соляной кислоты, требуемое для обработки скважин, м3/год; V2 – количество концентрированной соляной кислоты, требуемое для приготовления рабочего раствора, м3/год; 0,5 – норматив солянокислого раствора, требуемый для обработки одного метра мощности пласта, м3/м; N – мощность пласта, м; n – количество

VПРОМСКВ = 3 · V · k · m = 3 · π · d2 · h · k · m/4, м3/год,

где V – объем скважины, м3; k – количество промывок в год; d – диаметр скважины, м; h – глубина скважины, м.

Объем СВ от промывки технологического оборудования:

VПРОМ = 3 · VА · k · n = 3 · π · d2 · h · k · n/4, м3/год,

где VА – объем аппарата, м3; n – число аппаратов; k – число промывок в год; d – диаметр, м; h – глубина аппарата, м.

39

Подготовка газа

Объем СВ при очистке газа вычисляют по формуле:

VОЧ = VП + VПРОМ, м3/год,

где VП – объем попутной воды, выделяющейся в сепараторах, м3/год; VПРОМ – объем СВ от промывки соответствующего оборудования, м3/год.

Объем попутной воды, выделяющейся в сепараторах,

VВ = Q (GН – GK)/100000, м3/год,

где Q – количество обработанного газа, м3/год; GН – начальное влагосодержание природного газа, г/м3; GК – конечное влагосодержание природного газа, г/м3.

Объем СВ от регенерации гликолей вычисляют по формуле:

VРЕГГЛ = VРЕФ + VПРОМ, м3/год,

где VРЕФ – объем рефлюксной (абсорбированной) воды:

VРЕФ = (С2 – С1) · q/(100 · ρ), м3/год,

где С1, С2 – концентрация гликоля до и после осушки соответственно, вес. %; q – количество гликоля, т; ρ – плотность гликоля, т/м3.

Объем СВ от регенерации метанола:

VРЕГМЕТ = VКУБ + VПРОМ, м3/год,

где VКУБ – объем кубового остатка:

VКУБ = (С2 – С1) · q/(100 · ρ), м3/год,

где С1, С2 – концентрация метанола до и после регенерации соответственно, вес. %; q – количество метанола, т; ρ – плотность метанола, т/м3.

Компримирование газа

Природный газ различен по составу и разнообразен по типу – природный, попутный, нефтяной, шахтный, сланцевый, биогаз. Каждый тип газа обладает определенными физико-химическими свойствами.

Природный газ подразделяется и по функциональным признакам: магистральный, сжиженный, топливный, импульсный, низконапорный, пусковой, сырьевой и бытовой. Поэтому подготовка исходного газа на разных этапах использования имеет особенности и ведется с учетом

40