Электрохимические методы
Практически не применяются из – за большого времени отстоя пены, в которой и концентрируются загрязнения.
С
I
1
Отрицательно заряженные загрязнения концентрируются у анода, подхватываются пузырьками, полученными при электролизе воды, и накапливаются в пене, удаляемой специальными устройствами.
Аппараты не способны удалить растворённую нефть.
Озонирование
Метод убирает из сточной воды нефть (в том числе и растворенную), запахи, микробов, окисляет почти все металлы, но практически не используется в следствии малой пропускной способности аппаратуры.
Перегонка, мембранные технологии
Методы убирают из сточной воды практически все загрязнения (в том числе и растворенную нефть), но практически не используются в следствии дороговизны и малой пропускной способности.
Вывод: от растворенной нефти в море избавиться невозможно.
С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
5
V
VII
XI
II
2
III
3
IV
4
VI
VIII
IX
XII
Рис.1.
Исходная сточная вода (I), содержащая до 2500 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток I) поступает на гидроциклон – 1, где отделяется большая часть нефти, которая (поток VI) сбрасывается в нефтяную линию.
Очищенная от основного количества нефти сточная вода, содержащая до 50 – 100 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток II) поступает на гидроциклон – 2, где освобождается от основного количества механических примесей. Уловленные механические примеси (поток VII) собираются в контейнер с последующим вывозом на берег для захоронения.
Очищенная от основного количества нефти и механических примесей сточная вода, содержащая до 50 – 100 мг/л нефти, до 30 - 50 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток III) поступает во флотатор - 3, в который подается воздух. Пена (поток IX), содержащая все загрязнения, выводится в отстойник – 5 где и делится на нефть (поток Х) и механические примеси (поток XI). Глубоко очищенная вода (поток IV), содержащая нефти до 5 – 10 мг/л, механических примесей до 15 – 20 мг/л и полиэлектролитов до 1 – 15 мг/л, направляется на блок биологической очистки от растворенной нефти – 4. Очищенная вода, содержащая лишь следы нефти, механических примесей до 15 – 20 мг/л и полиэлектролитов до 1 – 15 мг/л сбрасывается в море (поток V).
Избыточный активный ил (поток XII) собирается в контейнер с последующим вывозом на берег.
На рис.2 приведена типичная технологическая схема установки подготовки сточных вод для целей ППД.
Схема установки подготовки сточных вод для целей ППД
VI
VII
I
1
II
2
III
3
IV
V
Рис.2.
Исходная сточная вода, содержащая до 2500 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток I) поступает на гидроциклон – 1 первого каскада, где освобождается от основного количества нефти. Уловленная нефть (поток VI) сбрасывается в нефтяную линию.
Очищенная от основного количества нефти сточная вода, содержащая до 50 – 100 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток II) поступает на гидроциклон – 2 второго каскада, где происходит окончательная очистка . Уловленная нефть (поток VII) сбрасывается в нефтяную линию.
Оставшаяся вода, содержащая до 5 – 10 мг/л нефти, до 200 мг/л механических примесей, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, (поток III) поступает на гидроциклон – 3, где освобождается от основного количества механических примесей. Уловленные механические примеси (поток V) собираются в контейнер с последующим вывозом на берег для захоронения.
Очищенная вода (поток IV), содержащая нефти до 5 – 10 мг/л, механических примесей до 2 – 5 мг/л, до 2 – 10 мг/л деэмульгатора, до 4 – 30 мг/л ингибитора коррозии, до 5 – 20 мг/л ингибитора отложения солей и до 1 – 15 мг/л полиэлектролитов, направляется в систему ППД.
БИЛЕТ №10
2. Подготовка морской воды для целей ППД. Нормативные документы. Классификация методов и их характеристики.
С одной стороны, морская вода более предпочтительна для целей ППД, чем сточная, т.к. она: всегда имеется в неограниченном количестве; бесплатна.
С
другой стороны, морская вода зачастую,
менее солёная (порядка 35000 мг/л), а это
означает, что она хуже отмывает нефть
от породы и сильнее вызывает разбухание
глин; как правило, более холодная;
содержит в растворённом состоянии
нежелательные газы, в первую очередь
такие как сероводород, кислород и
углекислый газ. содержит значительное
количество планктона, микробов и
микроводорослей. содержит соли тяжелых
металлов в количествах до 3 мг/л; и,
наконец, может содержать большое
количество механических примесей.
I
Схема установки подготовки морских вод для целей ППД
1
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
2
3
4
5
6
1 – забор воды; 2 – хлорирование воды; 3 – предварительная фильтрация; 4 – деаэрация; 5 – окончательная фильтрация воды; 6 – хим.обработка воды; 7 – дожимной насос; 8 – КНС.
I – морская вода; II – вода на хлорирование; III – хлорированная вода; IV – вода после предварительной фильтрации; V – деаэрированная вода; VI – вода после окончательной фильтрации; VII – хим.обработанная вода; VIII – вода на КНС; IX – вода на цели ППД.
Забор воды осуществляется электропогружными насосами, расположенными на середине глубины между поверхностью и дном. Хлорирование воды осуществляется добавкой бактерицида – гипохлорида или чистого хлора из расчета 0,5 – 2,0 мг/л.
Предварительная фильтрация обычно осуществляется в две ступени с последующим нагревом воды не менее чем до 12 оС.
Деаэрация осуществляется для снижения содержания в морской воде кислорода, способного вызвать осмоление нефти в пласте и коррозию труб до 0,1 мм/год. Деаэрацию осуществляют либо продувкой морской воды газом, либо её вакуумированием. В первом случае остаточное содержание кислорода превышает 0,2 мг/л; во втором случае – оно менее 0,2 мг/л. В любом случае в воду добавляют SO2 – способствующий удалению кислорода, и биосульфат аммония, являющийся поглотителем кислорода.
Окончательная фильтрация морской воды осуществляется на диатомитовых фильтрах; в результате, остаточное содержание механических примесей снижается ниже 1 мг/л.
Хим.обработка сводится к подаче в морскую воду ингибиторов коррозии, пеногасителей (иногда и перед деаэрацией), ингибиторов солеотложения и дополнительного количества биоцидов.
Нефтяное месторождение «Тюриханс» в Норвежском море на глубине 285 м. в 35 км от месторождения «Кристин».
Впервые для целей ППД будет использоваться неочищенная морская вода. Компания «Statoil» в сотрудничестве с «Aker Kvaerner Subsea» разработала насосы для такой воды мощностью 2,8 МВт, устанавливаемые под водой.