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.
1 – гидроциклон Ж/Ж; 2 – гидроциклон Т/Ж; 3 – флотатор (ИГР); 4 – блок биологической очистки; 5 – отстойник.
I – исходная сточная вода; II – вода, очищеная от основного количества нефти; III – вода, очищенная от основного количества механических примесей; IV – глубоко очищенная вода; V – вода в море; VI – уловленная нефть; VII – уловленные механические примеси; VIII – воздух или газ; IX - пена; X – нефть из пены; XI – мехпримеси из пены; XII – активный ил
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 типа Ж/Ж, 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 типа Т/Ж, 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 типа ИГР, где проходит глубокую очистку от механических примесей и нефти. Воздух или газ, необходимый для организации флотации, подаётся в аппарат потоком VIII.
Пена (поток IX), содержащая все загрязнения, выводится в отстойник – 5 где и делится на нефть (поток Х) и механические примеси (поток XI). Уловленные механические примеси собираются в контейнер с последующим вывозом на берег для захоронения. Уловленная нефть сбрасывается в нефтяную линию. Кроме нефти и механических примесей из воды удаляются диспергированные в ней деэмульгатор и ингибиторы, которые концентрируются в уловленной нефти. Растворенные полиэлектролиты остаются в воде.
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 для захоронения.
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.
1 – гидроциклон типа Ж/Ж первого каскада; 2 – гидроциклон типа Ж/Ж второго каскада; 3 – гидроциклон типа Т/Ж
I – исходная сточная вода, II – вода, очищенная от основного количества нефти на первом каскаде, III – вода, очищенная от основного количества нефти на втором каскаде, IV – вода в систему ППД, V - уловленные механические примеси, VI – нефть, уловленная на первом каскаде, VII – нефть, уловленная на втором каскаде.
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 типа Ж/Ж, 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 типа Ж/Ж, где дополнительно освобождается от основного количества нефти . Уловленная нефть (поток VII) сбрасывается в нефтяную линию.
Очищенная от основного количества нефти сточная 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 типа Т/Ж, 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.
- Лекция № 1
- 1. Краткий экскурс в историю морской добычи нефти
- 1.1. Развитие Российской морской добычи нефти
- Газпром
- Роснефть
- 1.2. Развитие морской добычи нефти в других странах
- 2. Приоритетные составляющие морского потенциала
- 2.1. Размер месторождения
- 2.2. Количество жидких углеводородов
- 2.3. Величина транзитной доли мелководья
- 2.4. Зоны нефтегазонакопления
- 2.5. Приграничные акватории
- 2.6. Центры морской нефтегазодобычи
- Лекция № 2
- 1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.
- 1.1. Арктический регион
- Баренцевоморский нгб
- Расположение Баренцевоморского нгб
- 1.1.2. Тимано - Печорский нгб
- 1.1.3. Южно - Карский нгб
- 1.1.4. Бассейн моря Лаптевых
- 1.1.5. Североморской нгб
- 1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский нгб
- 1.1.7. Свердрупский нгб
- 1.1.8. Нгб дельты реки Маккензи (море Бофорта)
- 1.1.9. Северо – Аляскинский нгб
- 1.1.10. Северо и Южно Чукотский нгб
- 1.2. Дальневосточный регион
- 1.2.1.Охотский нгб
- Основные характеристики месторождений с-в шельфа о. Сахалин
- 1.2.2. Анадырский и Наваринский нгб (акватория Берингового моря)
- 1.3. Каспийский регион
- 1.4. Балтийский регион
- 1.5. Азово – Черноморский регион
- Лекция № 3
- 1. Морское право
- 3.1. Международное морское право
- 12 Морских миль
- 24 Мор. Мили
- Исключительная экономическая зона
- 1.2. Морское право рф
- 1.2.1. Законы рф и их анализ
- Закон рф «о соглашениях о разделе продукции» Регистр морского судоходства Министерства транспорта рф
- Состояние законодательной базы для пространств со смешанным правовым режимом.
- Перспективы развития законодательства рф
- Коррекция законодательства в пользу Госкомпаний
- Госкомпании и зарубежные инвестиции
- Госкомпании и федеральные проекты Госкомпании «Роснефть» и «Газпром» возглавляют список участников, допущенных к федеральным проектам в нефтегазовом секторе рф.
- Недостатки Госкомпаний
- 3.2.2. Государственные стандарты и их краткое описание
- Ведомственные нормативные документы и их краткое описание
- Лекция № 4
- 1. Системы сбора продукции скважин
- 1.1. Принципы формирования систем сбора
- 1.2. Надводное окончание скважин на платформе
- 1.2.1. Размещение скважин на платформе
- 1.2.2. Замер добываемой продукции
- 1.3. Подводное окончание скважин
- 1.3.1. Нефтяные месторождения
- 1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной
- Баренцево море
- Карское море
- Район Обской и Тазовской губ
- 6.3.3. Маргинальные месторождения
- 1.3.4. Газовые месторождения
- Лекция № 5
- 1. Подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1. Надводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1.1. Подготовка газа и конденсата
- 1.1.1. 1. Осушка газа метанолом
- II 7 10 VIII X 9 IX VII
- 1.1.1. 2. Осушка газа гликолями (дэг или тэг)
- С хема установки осушки газа гликолями (дэг или тэг)
- VIII 9 12 XII XIII
- 1.1.1. 3. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с отдувкой конденсата
- X IX V VII VIII
- 1.1.1. 4. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа с хема установки осушки гази гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа
- VIII II III IV
- 1.1.1. 5. Осушка газа глубоким охлаждением
- IV 6 7 8 XXVI
- Лекция № 6
- 1.1.2. Подготовка нефти.
- Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами; газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.
- 1.1.2.1. Технология подготовки нефти с большим газовым фактором.
- III II III XI XIII
- 1 11 12 VIII
- XVII XX XIX XVIII IX
- Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.
- 1.1.2.2. Технология подготовки нефти со средним газовым фактором.
- 1.1.2.4. Отечественные технологии подготовки продукции скважин.
- С хема подготовки продукции скважин на одной северной платформе лсп – с
- VI V VIII
- 6 XI на лсп-ю XIII
- С XII хема подготовки продукции скважин на двух южных платформах лсп – ю
- 1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.
- 3. Особенности сепарации высоковязких нефтей.
- 4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием h2s.
- Лекция № 7
- 1.1.3. Подготовка воды
- 1.1.3.1. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ппд
- Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах
- Содержание тяжелых металлов в сточных водах
- Отстаивание
- Флотация
- Коагуляция
- Применение циклонов
- Центрофугирование
- Фильтрование
- Электрохимические методы
- Озонирование
- Перегонка, мембранные технологии
- С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
- 1.1.3.2. Подготовка морских вод для целей ппд
- Лекция № 8
- 1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 2. Морские наливные устройства
- 2.1. Незамерзающие акватории
- Наливные устройства причального типа
- Сводные данные о основных системах беспричального налива (сбн)
- 2.2. Замерзающие акватории
- 3. Береговые терминалы
- Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах
- Объёмы отгруженной экспортной нефти в 2002 – 2006 г. И планируемые мощности на 2010 г., тыс.Т.*
- Море Лаптевых
- Карское море
- Обская губа
- Печорское море
- Белое море
- Баренцево море Восточный берег Кольского залива
- Западный берег Кольского залива
- Норвежское море
- Лекция № 9
- Проекты освоенния шельфовых месторождений рф
- 1.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне рф
- Хранение
- Погрузка
- Хранение
- Погрузка
- Проект «Баренц-1»
- 1.2.1. Месторождение Медынское море
- Месторождении Варандней – море
- Сахалинские проекты
- 2.3.1. Проект «Сахалин-1»
- 2.3.2. Проект «Сахалин-2»
- 1 Этап.
- 2 Этап.
- 2.3.3. Проект «Сахалин-3»
- 2.3.4. Проект «Сахалин-4»
- 2.3.5. Проект «Сахалин-5»
- 2.3.6. Проект «Сахалин-6»
- Каспийские проекты
- Проект «Северный Каспий»
- 2.4 Северные проекты Газпрома
- 2.4.1. Проект «Газпрома-1»
- 2.4.2. Проект «Газпрома-2»
- 2.5. Южные проекты «Роснефти»
- 2.5.1. Черное море