МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

внииспт

НЕФТЬ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО ПО ПРИМЕНЕНИЮ ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СТОЧНЫХ ВОД С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХИМРЕАГЕНТОВ

РД 39 - 0147103 302 - 88

г.Уфа

Министерство нефтяной промышленности

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТиефть)

УТВЕРЖДЕН зам. начальника Главного технического управления В.Д.Москвиным 13 ноября 1907 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО

ПО ПРИМЕНЕН» ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СТОЧНЫХ вод С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХИМРЕАГЕНТОВ

РД 39-0147103-302-88

1987

10

резервуар-отстойник типа РВС.

4.2.    Блок дозирования химреагентов устанавливается на ДНС,

СУН, ЦПС непосредственно на существуадих площадках реагентного хозяйства. При отсутствии площадки для реагентного хозяйства предусматривается специальная огражденная площадка для хранения химреагентов, защищенную от прямых солнечных лучей.

4.3.    Блоки дозирования реагентов привязываются в соответствии с ВНТП 3-85 Ы .

4.4.    Основная точка подачи реагента при ингибировании образования сульфида железа - система сбора продукции скважин, коллектор железосодержащей гвзозодонефтяной смеси перед смещением с продукцией скважин, содержащей сероводород.

4.5.    Основные точки подачи реагента при ингибировании образования карбоната кальция:

прием сырьевого насоса перед блоками нагрева;

линия поступления продукции скважин в аппараты предварительного сброса.

4.6.    Основные точки подачи реагента при ингибировании образования сульфата кальция:

система сбора до смешения продукции скважин различных месторождений;

прием сырьевого насоса перед блоком нагревя.

4.7.    Подача реагента АНП-2 проводится в коллектор сточной воды на очистные сооружения.

4.8.    Контактный трубопровод обеспечивает смешение реагента со сточной водой на начальном участке трубопровода (участок смешения) и флокуляцию частиц примеси в самом трубопроводе (участок флокуляции). Например, для производительности ГОООО м^/сут контактный трубопровод состоит из учлсткя смешения диаметром 300 мм

и длиной 20 м и участка флокуляции диаметром 700 мм и длиной 256 м.

II

Кроме того, контактный трубопровод не должен иметь устройств, способствующих задержанию или диспергированию нефтяных частиц.

4.9.    Резервуары очистки сточных вод оборудуются внутренними распределителями согласно РД 39-30-127-78 [в J .

4.10.    Дозирование реагентов осуществляется* как правило, в товарной форме. При отсутствии дозировочных насосов малой производительности товарная форма реагента разбавляется пресной водой в З-Ю раз с соответствующим увеличением расхода разбавленного раствора реагента.

4.II- Во избежание образования вязкой гелеобразной массы ингибиторы отложения солей и применяемые при подготовке нефти неионогенные деэмульгаторы подаются раздельно. Расстояние между точками подачи ингибитора и деэмульгатора должно быть не менее 20 м. Категорически запрещается смешение ингибитора отложения солей с деэмульгатором в их товарных формах непосредственно в одной емкости. Ке рекомендуется также смешивать в одной емкости и разбавленные растворы ингибитора и деэмульгатора, так как в этом случае уменьшается стабилизирующая активность.

5. ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И РЕАГЕНТОВ К РАБОТЕ

5.1.    Дозировочное оборудование для подачи химреагента должно быть освобождено от ранее содержащегося в нем реагента путем 2-кратной промывки горячей пресной водой со сбросом воды в емкость уловленной нефти.

5.2.    При подаче реагентов в товарной форме последние закачиваются в реагентные емкости (мерники), дозирование в соответствующую точку производится открытием соответствующих вентилей и задвижек.

5.3. При применении реагента АИП-2 в условиях низких темпе-

12

ратур длч его разогрева в бочках используют нагревательные баки, представляющие собой теплоизолированные кирпичные или металлические камеры с плотно закрывающимися дверцами. Нагрев помещенных в камеру бочек с химреагентом происходит от смонтированных в камере паровых или водяных нагревателей (батарей) из стальных труб диаметром от 18 до 50 мм. Объем камеры делается в зависимости от суточной потребности в реагенте. Максимальная температура подогрева АНП-2 - 60 °С.

5.4.    В зимнее время при применении реагентов в виде водных растворов емкость для хранения раствора должна быть снабжена подогревателями, а реагентопроэоды должны быть теплоизолированными.

5.5.    Водные растворы реагентов должны храниться не более 7 суток.

5.6.    Ори получении новой партии реагентов необходимо в лабораторных условиях проверить их эффективность и провести входной контроль качества.

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС

6.1.    Дозирование ингибитора отложения солей проводится в точках согласно п. 4.4-4.6 в зависимости от назначения в количестве согласно п. 2.6.

6.2.    Регулирование подачи ингибитора в нефтяную эмульсию осуществляется в зависимости от количества обрабатываемой жидкости, обводненности, удельного расхода и концентрации рабочего раствора стабилизатора в соответствии с формулой

(Г)

где П_иН - расход реагента в товарной форме, дм³/г; Q - производительность по жидкости, м³/ч;

О - удельный расход реагента, г/м^;

13

W - содержание воды в эмульсии, %;

J- плотность нефтяной эмульсии, кг/м^;

J) - плотность реагента, кг/м^.

6.3.    Дозирование реагента АНП-2 проводится в точке согласно п. 4.7* в количестве согласно пункту 2.6.

6.4.    Регулирование подачи реагента АНП-2 осуществляется в соответствии с формулой

Пр^ю^а^-,    '^а

где Прл ~ расход реагента в товарной форме, дм^/ч;

^    - удельный расход реагента, г/м^;

Q,    - производительность, м^/ч;

£ J>tp_A - плотность сточной воды и флокулянта соответственно,кг/м^*

В формулах (I) и (2) концентрация реагентов в товарной форме принимается за 100 %.

6.5.    Смешение реагента АНП-2 со сточной водой происходит на начальном участке контактного трубопровода при скорости движения водного потока не менее I м/с в течение 1-2 мин.

6.6.    Скорость движения потока жидкости в контактном трубопроводе на участке флокуляции должна быть равной 0,1-0,3 м/с при времени контактирования не менее 20 минут.

6.7.    При осуществлении технологического процесса систематическому контролю подлежат следующие показатели и параметры:

производительность по жидкости - измерение счетчиком типа Н0РД-М (ТУ 39-01-486-79), кл.точности 0,5; либо датчиком расхода -_ци_ ефрагмой (трубка Вентури), дифманометром типа ДЦ31, погрешность $4 %,замер постоянный, контроль - каждые 2 часа.

Давление в технологических аппаратах и трубопроводах - замеряется техническим манометром типа ТМ, кл. точности не ниже 2,5, замер постоянный, контроль - периодический. В системах автоматического

14

контроля» регулирования и управления технологическими процессами рекомендуется применять измеритель абсолютного давления типа "Сапфир 22 ДА-Ех".

Температура в технологических аппаратах и трубопроводах -максимальная - 333 К (60 °С), минимальная-283 К (10 °С), измерение температуры проводится ртутным стеклянным термометром типа ТН-6, ГОСТ 2045-71. Контроль периодический. При автоматическом контроле рекомендуется применять термопреобраэователи сопротивления медные типа ТСМ-4042.

Содержание нефти в воде определяется по ОСТ 39-133-81, погрешность анализа I J, анализ два раза в смену согласно РД 39-1-1155-84

Ь/.

Содержание твердых взвешенных веществ в воде по РД 39-30-85-70 /Ю J , погрешность ±3 %_% анализ проводится один раз в сутки.

6.8.    Периодически (I раз в месяц) определяется химический состав пластовой (сточной) воды* и проводится корректировка удельного расхода ингибитора отложения солей.

6.9.    Систематически (не реже 2-х раз в месяц) проводится определение коррозионной активности очищенной сточной воды по

РД 39-3-611-01 [з] .

7. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1. Технологический процесс очистки сточных вод с применением химреагентов относится к типовым проектам нефтяной промышленности и на него распространяются:

"Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности", утвержденные Госгортехнадзором СССР 31 января Г974 г. (М., Недра, 1975) [ II| .

’"Правила безопасности при эксплуатации установок подготовки

15

нефти на предприятиях нефтедобывающей промышленности⁴, утвержденные Госгортехнадзором СССР 16 июня 1976 г. (М., МИЛ, 1976) [ 12] -

РД 39-22-201-79 "Типовая инструкция по безопасности работ с применением поверхностно-активных веществ" (Уфа, ВостНИИТБ,

1979) [l3j .

Постановление Верховного Совета СССР от 20 сентября 1972 г*

"О мерах по дальнейшему улучшению охраны и рациональному использованию природных ресурсов" [14 ] .

"Типовые отраслевые нормы бесплатной выдачи спецодежды, спец-обуви и предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий нефтяной и газовой промышленности" 1М., Профиэдат, выл. 3, 196в    )    [ 15 ] .

7.2.    Применяемые а данной технологии химреагенты относятся к негорючим и трудногорючим веществам по ГОСТ 12Л.044-84 (16 / .

7.3.    В соответствии со СНиП 2.09.02-85 (l?] все оборудование, здания и сооружения, предназначенные для приема, хранения и дозирования реагентов, по пожарной опасности откосятся к категории "В”.

7.4* По степени воздействия на организм человека применяемые реагенты относятся к 3-4 классам опасности (умеренно опасные и малоопасные вещества по ГОСТ 12.1.007-76) [l&].

7.5.    При работе с реагентами необходимо пользоваться спецодеждой и индивидуальными средствами защиты (перчатки, фартук, респиратор, защитные очки).

7.6.    Следует избегать длительного воздействия реагентов на кожу и органы дыхания. При попадании ингибитора в глаза их следует промыть холодной водой до прекращения раздражения. При попадании на незащищенные участки кожи реагент вначале удаляют вптнш тампоном, а затем промывают струей холодной воды,

7.7.    Обслуживающий персонал, имеющий непосредственный контакт с реагентами, должен периодически обследоваться- Периодичность и

Гб

вид обследования устанавливаются соответствующими органами санитарного надзора.

7.8.    При возможных неполадках дозировочного насоса, ьо избежание контакта персонала с реагентами, насос промывается водой и только после этого допускается его разборка.

7.9.    Применяемое в технологии оборудование должно обеспечивать полную герметизацию и отсутствие вредных выбросов химреагентов в окружающую среду.

8. ОРГАНИЗАЦИЯ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

8Л. Организационно-технические мероприятия по внедрению технологического процесса должны способствовать его дальнейшему усовершенствованию и интенсификации процесса очистки сточных вод на объектах Миннефтепрома.

8.2. План основных организационно-технических мероприятий по внедрению технологического процесса приводится в приложении 3.

17

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.    РД 39-3-943-83 Инструкция по применению ингибитора коррозии АНП-2 для защиты трубопроводов системы сбора обводненной нефти -Уфа; ВНИИСПТнефть, 1983.

2.    ГОСТ 3313-81 Методы технологического анализа* Определение стабильности воды.

3.    РД 39-30-808-82 Инструкция по применению АНП-2 в качестве ингибитора бактериальной коррозии для защиты оборудования и коммуникаций в системе утилизации сточных вод.-Уфа! ВНИИСПТнефть, 1983.

4* РД 39-I-64I-8I Методика подбора ингибиторов отложения солей для технологических процессов подготовки нефти г Уфа; ВНИИСПТ-нефть, 1982.

5.    РД 39-0148311-605-86 Унифицированные схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов .-фйбышев: Гипровостокнефть, 1986.

6.    СНиП 2.04.02-84 Строительные нормы и правила. Нормы проектирования. Водоснабжение. Наружные сеть и сооружения.-Ы.: 1984.

7.    ВНТП-3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных место-рождений.-М.: МИЛ, 1985.

8.    РД 39-30-127-78 Инструкция по применению и эксплуатации резервуаров РВС с двухлучевыми устройствами распределения потоков жидкости для очистки нефтепромысловых сточных вод.-Уфа! ВНИИСПТнефть, 1983.

9.    РД 39-1-IT55-84 Основные положения по качеству поверхностных, пресных и промысловых сточных вод, применяемых для закачки

в пласт на месторождениях Западной Сибири .-М.: ВНИИ, 1984.

10.    РД 39-30-85-78 Правила эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов и перекачивающих станций магистральных

13

нефтепроводов -Куйбышев! ВНИИСПТнефть, 1978.

11,    Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, утв. Госгортехнадзором СССР 31 января 1974 г..-M.! Недра, 1975,

12,    Правила безопасности при эксплуатации установок подготов

ки нефти, на предприятиях нефтяной промышленности, утв. Госгортехнадзором СССР 16.01.76    МНП, 1976.

13* РД 39-22-201-79 Типовая инструкция по безопасности работ с применением поверхностно-активных вещестй -Уфа! БостНИИТБ, 1979.

14.    0 мерах по дальнейшему улучшению охраны и рациональному использованию природных ресурсов . Постановление Верховного Совета СССР от 20.09.72 г.

15.    Типовые отраслевые нормы бесплатной выдачи спецодеяды, спецобуви и предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий нефтяной и газовой промышленности-М.^#, Профиздат, выл. 3, 1968.

16.    ГОСТ I2.I.044-84-ССБТ (СТ СЭВ 4831-84), Пожаровэрывоопас-ность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.

17.    СНиП 2.09.02-85. Строительные нормы и правила. Производственные здания.-М.! Госстрой, 1985.

18.    ГОСТ I2.I.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

19.    Унифицированные методы анализа вод. Под ред. Ю.Ю.Лурье.-М.! Химия, 1973.

20.    РД 39-30-1214-84 Методика определения карбонатной совместимости вод нефтяных месторождений Волго-Уральского района (для условий сбора, подготовки и утилизации промысловых вод)Куйбышев! Гипровостокнефть, 1985.

ПРИЛОЖЕНИЕ I

Методика экспрессной оценки склонности нефтепромысловых вод к выделению твердых взвесей (осадка) сульфата и карбоната кальция

Настоящая методика предназначена для оценки стабильности исследуемых водных сред в широком интервале минерализации (пластовые, поверхностные воды, их смеси) к выделению твердой взвеси (осадка) сульфата и карбоната кальция- Оценка производится расчетным путем на основании данных химического анализа ионного состава вод в соответствии с ОСТ 39-071-78.

I. Склонность исследуемой воды к выделению твердой взвеси (осадка) сульфата кальция CdSO* рассчитывают по коэффициенту пересыщения $c_aS&, *

(I)

ется равным 3,05.10“^);

ПА - произведение активностей ионов;

концентрации тех яе ионов, моль/л;

JccP^ш к0ЭФФ^И1*^иеять1 активностей соответствующих ионов.

Ы. Из условия равенства зарядов ионов кальция и сульфата принимается равенство их коэффициентов активностей и среднего коэффициента активности для CaSO^ . Коэффициенты активности находят по модифицированному уравнению Дебая Гюккеля:

(2)

Настоящее Руководство разработано институтом ВНИИСЕГРнефть совместно с БашНИПИнефтью и предназначается для научно-исследовательских и проектных организаций, занимающихся вопросами подготовки нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления, инженерно-технических работников нефтедобывающих управлений при эксплуатации и обустройстве нефтяных месторождений*

Руководство позволяет интенсифицировать процессы подготовки нефтепромысловых сточных вод с использованием отечественных химических реагентов, повысить качество воды при утилизации в системе ПОД.

Работа выполнена под научным руководством зав.лабораторией, к.т.н. Д.М.Бриля.

Разработчики:

от ВНИИСГГГнефть - с.н.с., к.т.н. фркова З.Е.; зав.лаб., к.т.н. FVikob А,А.; н.с. Рашитова Р.А.; м.н.с. Галина Н.Н.; от БашНИПИнефть - зав.лаб., к.т.н. Минигаэимов Н.С.; с.н.с., к.т.н. Хисаева Д.А., н.с. Гарифуллин Р.ф.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Руководство по технологии очистки нефтепромысловых сточных вод с использованием химреагентов

РД 39-0147103-302-88

Вводится впервые

Срок введения установлен с 01.07.1988 г.

Настоящий руководящий документ распространяется на процессы очистки нефтепромысловых сточных (пластовых) вод. Технология основана на применении отечественных химреагентов, обладающих ингибирующим и флокулирующим действиями в сточных водах различной минерализации. В руководстве изложены основные мероприятия по оптимизации процесса очистки сточных вод, включающие операции приготовления, дозирования рабочих растворов реагентов, место их подачи в технологической цепи, а также основные технические требования к технологии, вопросы техники безопасности и охраны окружающей среда.

Документ предназначен для предприятий Ииннефтепрома при внедрении технологии очистки нефтепромысловых сточных вод с использованием химреагентов.

I. ОШЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Нефтепромысловые сточные вода являются неустойчивыми дисперсными системами, в которых при сборе и формировании меняется количество и дисперсность примеси (нефть, твердая взвесь).

1.2.    Повышенное содержание эмульгированной нефти в сточных водах связано с существующей технологией подготовки нефти, в част-4

ности, с введением реагентов-деэмульгаторов как в систему сбора продукции скважин, тек и на нефтесборных пунктах при ее обработке* Введение деэмульгаторов снижает межфаэное натяжение системы нефть-вода, что приводит к диспергированию нефти в водной фазе, а также отмывке и пептизации различных твердых включений (парафинистых и глинистых частиц, продуктов коррозии и т.д*) со стенки трубопровода.

1.3.    Повышение содержания твердых взвешенных частиц в сточной воде в ряде случаев связано с нарушением химического равновесия вод в результате необратимых химических реакций, сопровождающихся выпадением твердых осадков (карбоната и сульфата кальция, сульфида железа и др.).

Коллоидные частицы взвеси адсорбируются на поверхности эмульгированной нефти, образуя агрегаты, загрязняющие как водную, так и нефтяную фазы.

1.4.    Для предотвращения образования частиц твердой взвеси применяются ингибиторы отложения солей* Принцип их действия заключается в адсорбции на зародышевых центрах кристаллизации, вследствие чего прекращается их рост. Отечественная промышленность выпускает ингибиторы отложения солей на органической основе - амино-фосфонаты, к которым относятся ПАФ-13А, ПАФ-41, ДПФ-1, инкредол-1, СНиХ-5301 и др. Указанные реагенты взаимозаменяемы и их применение определяется наличием любого из них.

Г.5. Для интенсификации процесса очистки пресных и слабоми-иералиэованных сточных вод отстаиванием применяют флокулянты. Принцип их действия заключается в образовании с грубодисперснычи и коллоидными частицами крупных агрегятос (флокуя), легко отделяющихся при отстаивании. При введении флокулянтоа имеет место уменьшение заряда частиц (дзета-потенциал), снижеьие агрегативной устойчивости и их объединение под действием сил притяжения. Отечественные

5

катионоактивные лолиэлектролиты ВПК-101, ВПК-402, ПЭИ являются эффективными флокулянтами для очистки сточных вод, в минерализованных водах их эффективность резко падает,

1.6. Для интенсификации процесса очистки минерализованных сточных вод отстаиванием рекомендуются четвертичные аммонийные соединения (АНП-2, ГИПХ-2 и др.), которые адсорбируются на нефтяных и твердых частицах, снижают их электрокинетическмй потенциал и тем самым уменьшают агрегативную устойчивость, В отличие от высокомолекулярных флокулянтов, четвертичные аммонийные соединения не высаливаются и сохраняют свою эффективность в минерализованных водах. Эти соединения являются высокоэффективными ингибиторами коррозии [l,3] .

2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУ

2.1.    Технологический процесс основывается на непрерывной дозировке ингибитора отложения солей в системе сбора (для предотвращения образования взвеси сульфида железа) и в центральных пунктах сбора (для предотвращения образования взвеси сульфата

и карбоната кальция) и флокулянтов на очистных сооружениях установок подготовки нефти (рис. I).

2.2.    Технологический процесс подготовки и очистки сточных

вод отличается технико-технолбгической мобильностью, легко настраивается на оптимальный режим работы при обработке продукции скважин различной физико-химической характеристики для каждого месторождения либо при смешении продукции скважин, пластовые воды которых обладают различным химическим составом.

2.3.    Применение ингибиторов отложения солей назначается на основании наличия растворенного сероводорода в продукции скважин, ионного состава воды и склонности исследуемой воды к выделению

Технологическая схема очистки пластовых и сточных вод с использованием химреагентов

-    блок дозирования ингибитора отложении солей в системе сбора;

-    блок дозирования ингибитора отложения солей на ЦПС;

-    блок дозирования флокулянтов; 4 - контактный трубопровод;

-    резервуар очистки сточных вод.

Рис Л

7

твердой взвеси*

2.4. Определение склонности нефтепромысловых вод к выделению твердых взвесей (осадка) сульфата и карбоната кальция проводится согласно приложению I*

2*5. Технология обеспечиваем за счет снижения скорости возникновения коллоидизированной взвеси нерастворимых солей (карбонат и сульфат кальция, сульфид железа и т.д.) и интенсификации процесса отстоя,достижение следующих показателей:

содержание нефти в сточной воде, не более (мг/дм³) 25

содержание твердой взвеси в сточной воде, не

более (мг/дм³)    15

2.6. Удельный расход реагентов находится в пределах:

ПАФ-13, ПАФ-41, СНПХ-5301, ДПФ-1

Инкредол-1

АНП-2

оптимальная дозировка подбирается экспериментально на каждом месторождении для конкретной системы сбора и подготовки продукции скважин:

для ингибиторов отложения солей на основе амннофосфонатов согласно РД 39-1-о41—81 [4 ],

для остальных реагентов согласно приложению 2.

2.7.    Технологический процесс также способствует снижению коррозионной активности сточной воды не менее чем на 80 % за счет применения реагентов типа АНП-2. являющихся одновременно и ингибиторами коррозии [ 3 ] . Ввиду небольшой концентрации нефтяной фазы '.‘лгяег 1000 мг/л или 0,1 %) реагент АНП-2 практически полностью оачйФКр водной фазе. При необходимости дополнительную дозу реа-

htih- 2 подать согласно РД 39-30-808-82 на прием центробежных насосов откачки очищенной сточной воды в систему ПЦД.

2.8.    На стадии проектирования объекта тип и доза химреагента определяются по данным физико-химического состава пластовых вод.

8

2.9. Технологический процесс осуществляется на стандартном действующем оборудовании промысловой подготовки нефти и воды в со-ответствии с РД 39-0148311-605-86 [б] и СНиП 2.04.02-84 Гб] .

3.    ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ

3.1.    В технологическом процессе используются следующие реагенты (табл. I), Добавка (10-30) % керосино-газойлевой фракции и других растворителей в АНП-2 понижает температуру застывания и позволяет дозировать реагент в зимнее время.

3.2.    Для дозирования химреагентов используется стандартной дозировочное оборудование типа БР-2,5; БР-Ю (ТУ 26-02-541-83).

При необходимости дозировочные насосы блоков дозирования реагентов могут быть заменены на насосы типа ВД (ОСТ 26-02-2003-77), центробежные (ТУ 26-02-445-72) или шестеренчатые (Т2 26-06-911-75).

3.3.    При использовании реагентов в виде водного раствора применяется насосно-смесительное устройство, в состав которого входит центробежный насос Н1С 65/35-240 (ТУ 26-02-766-77).

3.4.    Для приготовления водных растворов ингибиторов отложения солей используется пресная техническая или подтоварная вода с содержанием нефтепродуктов не более 15 мг/л.

4.    ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПРОЦЕССА

4.1. Технологическая схема подготовки и очистки сточных вод состоит из следующих элементов (см.рис.1):

блок дозирования ингибитора отложения солей в системе сбора продукции скважин;

блок дозирования ингибитора отложения солей на ЦПС; блок дозирования АНП-2 на УПН; контактный трубопровод;

Физико-химические свойства химреагентов, используемых в технологическом процессе

1 Наименование,    !    Внешний    вид номер ТУ    ! ПАФ-ГЗА ТУ 6-02-08-П0 светло-оранжевая жидкость ПАФ-4 Г ТУ 25-471-23-86 красно-коричневая жидкость; СКПХ-5301 ТУ 39-576568-7-0I7-83 светло-желтая жидкость ДПФ-1 ТУ 6-С9-4915-80 желто-коричневая жидкость Ннкредол-1 ТУ 6-09-20-15-82 темно-коричневая жидкость АНЯ-2 ту пз-оз-7-зв-аз темно-коричневая жидкость ГИПХ-3 ТУ 6-02-134 Г-86 темно-коричневая жидкость

!Содержание ! Температура !Вязкость про-!основного ве-! застывания, *дукта в товарищества, %    !    °С    !ной форме при J_____|__! ЯРОС. Па.с 22 -30 50 20 -30 50 20 -42 49 20 -50 40 15-20 -4Q 50 20 -8 - 20 со »—* 1

---