Фирмы “Торос” (г.Казань)
Оборудование для очистки пресной воды производительностью 1200 м3/сут (среднечасовой расход 50 м3/час, максимальный часовой расход 70 м3). Для очистки пресной воды необходимы 2 параллельно работающих линии, в которых последовательно работают3 патронных фильтра гидроциклона НUR-170HR (фильтры серии “Ураган”).
Оборудование для очистки пресной воды производительностью 300 м3/сут (среднечасовой расход 12,5 м3/час, максимальный часовой расход 20 м3/сут). Необходимы три последовательно работающих патронных фильтра-гидроциклона HUR-90HR (фильтры серии “Ураган”).
Оборудование для очистки сточной воды производительностью 600 м3/час. Оборудование предназначено для очистки сточной воды, имеющей следующие характеристики:
Минерализация - 200-300 г/л.
Плотность 1,05-1,18 г/см3.
Содержание твердых взвешенных веществ в воде - 50-350 мг/л.
Содержание сероводорода - 200 мг/л.
Плотность нефти - 0,86-0,97 г/см3.
Плотность частиц - 0,87-2,4 г/см3.
Оборудование обеспечивает выполнение следующих требований к очищенной воде:
Содержание нефти 5-10 мг/л.
Содержание ТВВ 5-10 мг/л.
Среднечасовой расход 25 м3/час.
Максимальный часовой расход 35 м3.
Размер частиц - 0,3-0,4 мкм.
Оборудование фирмы “ИНСТЭБ” (г.Курск)
Фирма “ИНСТЭБ” представила техническое предложение по очистке сточных (нефтепромысловых) вод от нефти и твердых частиц, разработанное на основании исходных данных, предложенных заказчиком (АО”Татнефть”):
Состав сточных вод, подлежащих очистке:
содержание нефти в воде - 60-350 мг/л;
содержание твердых взвешенных веществ - 50-350 мг/л.
Состав сточных вод после очистки:
содержание нефти в воде - до 25 мг/л (подварианты 5; 10; 15 мг/л);
содержание твердых взвешенных веществ - до 25 мг/л подварианты 5; 10; 15 мг/л);
Размер частиц в воде - до 10 мкм (подварианты 0,35; 0;5 ; 1; 5 мг/л);
Объем стоков, подлежащих очистке - 100-500 м3/сут.
Размеры пропускаемых частиц обеспечиваются соответствующими размерами пор фильтров. Оборудование фирмы “ИСТЭБ” может быть использовано для подготовки воды до высшего уровня качества. Стоимость оборудования составляет 1220 тыс.р.
Таблица 2.5
Расчетное изменение концентрации
загрязняющих веществ в процессе очистки[4]
| Примеси | Исход-ные данные, мг/л | После отстой-ника, мг/л | После флотатора (фло-таторов), мг/л | После фильтра (фильт-ров), не более, мг/л | После блока титановых или полипро-пиленовых фильтров, мг/л |
| Взвешенные вещества | 50-350 | 40-200 | 30-40 | 10-20 | 5-15 |
| Нефтепро- дукты | 60-350 | 60-350 | 1-2 | 0,3-0,8 | 0,3-0,8 |
Гидроциклонная установка
Испытания гидроциклонной установки фирмы “Серк-Бейкер” (стоимостью свыше 600 долларов США), на соответствие качества очистки сточной воды требованиям к выпускаемой очищенной воде согласно ТУ [4,10,11], показали, что содержание свободной нефти в очищенной сточной воде на выходе гидроциклонной установки составляет 10,6-31,3 мг/л (ср. 18,4), содержание взвешенных твердых частиц 8-73 мг/л (ср. 46,8 мг/л), размер частиц до 22 мкм, при пике 6 мкм. Содержание нефтепродуктов и ТВЧ в дренажной промывочной воде после 1 гидроциклона (десандера) составило, соответственно, 22,9 и 46 мг/л при объемном расходе около 2 м3/сут, после 2-го гидроциклона (деойлера) - 237 и 1 мг/л при расходе до 100 м3/сут.
Анализ результатов, полученных при эксплуатационных испытаниях гидроциклонной установки фирмы “Серк-Бейкер”, позволяет сделать следующие выводы:
1. Достигнутое качество очистки сточных вод по содержанию нефтепродуктов на выходе гидроциклонной установки соответствует заявленному ТУ фирмы (менее 25 мг/л) при содержании нефти на входе 70 мг/л.
2. Качество очистки сточных вод по содержанию ТВЧ на выходе гидроциклонной установки не соответствует заявленному ТУ фирмы (менее 25 мг/л) даже при условии их содержания на входе до 73 мг/л.
3. Диаметр частиц примесей в сточной воде после ГЦУ находится в интервале 2...22 мкм. ГЦУ позволяет удалять из воды частицы диаметром более 16...22 мкм.
Таким образом, гидроциклонная установка применима для получения воды базовогокачества, а также может быть использована как ступень для очистки воды до среднего уровня, однако остается не решенной проблема утилизации “шнура”, отбора из потока частиц, плотность которых близка к плотности воды, а также частиц меньших, чем 16...22 мкм, размеров.
Задача 2.1. Произвести расчет качества воды по методике НТЦ «Экотех» в соответствии с коллекторскими свойствами принимающих воду пластов и подобрать оборудование для ступенчатой технологии очистки вод.
Требуемое качество воды в рамках каскадной технологии определяется коллекторскими свойствами пласта, такими как проницаемомть, пористость, диаметр пор заводняемого и продуктивного пласта. Характеристика нагнетательных скважин представлена в таблице 2.5.
Таблица 2.5
Характеристика нагнетательных скважин
| №КНС | № скважины | Толщина пласта h, м | Проницаемость к, мкм2 | Пористость, т, % | Потребность, м3/сут |
| 0,7 | 0,404 | 19,6 | 17,0 | ||
| 1,5 | 0,385 | 19,6 | 17,0 | ||
| 2,6 | 1,200 | 22,9 | 162,0 | ||
| 2,8 | 0,970 | 21,3 | 49,0 | ||
| 1,8 | 0,235 | 23,6 | 998,0 | ||
| 4,0 | 0,310 | 18,8 | 59,0 | ||
| 1,2 | 0,580 | 21,7 | 119,0 | ||
| 2,6 | 0,110 | 21,9 | 119,0 | ||
| 9,8 | 1,000 | 21,4 | 168,0 | ||
| 1,0 | 0,077 | 14,0 | 365,0 | ||
| 2,2 | 0,185 | 19,0 | 20,0 | ||
| 4,8 | 0,880 | 23,2 | 126,0 |
Продолжение таблицы 2.5
| 5,0 | 0,250 | 17,6 | 41,0 | ||
| 4,4 | 1,650 | 25,3 | 257,0 | ||
| 2,8 | 1,100 | 22,1 | 143,0 | ||
| 11,4 | 0,200 | 16,8 | 143,0 | ||
| 1,4 | 0,300 | 18,6 | 158,0 | ||
| 3,4 | 1,300 | 23,6 | 158,0 | ||
| 2,0 | 0,900 | 20,6 | 122,0 | ||
| 0,8 | 0,046 | 15,2 | 20,0 | ||
| 1,0 | 0,230 | 17,9 | 177,0 | ||
| 2,0 | 0,910 | 20,7 | 68,0 | ||
| 0,8 | 0,330 | 19,0 | 5,0 | ||
| 2,8 | 0,030 | 14,1 | 96,0 | ||
| 3,8 | 0,770 | 19,5 | 84,0 | ||
| 2,0 | 0,590 | 21,6 | 39,0 | ||
| 2,4 | 0,760 | 19,3 | 160,0 | ||
| 4,2 | 1,690 | 25,8 | 200,0 | ||
| 2,4 | 1,150 | 24,2 | 241,0 | ||
| 3,2 | 1,580 | 25,0 | 243,0 | ||
| 1,2 | 0,125 | 18,4 | 366,0 | ||
| 2,4 | 0,680 | 22,1 | 366,0 | ||
| 6,0 | 0,095 | 20,9 | 20,0 | ||
| 3,2 | 1,200 | 23,0 | 89,0 | ||
| 0,8 | 0,913 | 23,0 | 147,0 | ||
| 1,0 | 0,419 | 22,2 | 36,0 | ||
| 2,8 | 0,500 | 22,5 | 73,0 | ||
| 3,0 | 0,500 | 22,5 | 50,0 | ||
| 2,0 | 0,012 | 15,2 | 119,0 | ||
| 1,2 | 0,080 | 17,1 | 109,0 | ||
| 1,6 | 0,080 | 17,1 | 56,0 | ||
| 1,6 | 0,075 | 16,9 | 110,0 | ||
| 2,8 | 0,250 | 18,6 | 78,0 | ||
| 1,2 | 1,300 | 23,6 | 109,0 | ||
| 3,4 | 0,390 | 21,8 | 68,0 | ||
| 1,6 | 0,240 | 19,9 | 105,0 | ||
| 1,8 | 0,600 | 17,4 | 133,0 | ||
| 2,0 | 0,950 | 21,0 | 69,0 | ||
| 4,8 | 0,950 | 21,0 | 42,0 | ||
| 2,6 | 0,800 | 19,2 | 202,0 | ||
| 6,8 | 0,750 | 22,1 | 38,0 | ||
| 1,0 | 1,100 | 21,7 | 7,0 | ||
| 1,6 | 0,042 | 15,2 | 60,0 |
Продолжение таблицы 2.5
| 2,2 | 0,064 | 15,6 | 108,0 | ||
| 2,8 | 0,204 | 20,0 | 256,0 | ||
| 1,2 | 1,320 | 23,7 | 125,0 | ||
| 2,0 | 0,320 | 19,6 | 98,0 | ||
| 4,0 | 0,740 | 21,5 | 46,0 | ||
| 1,6 | 0,620 | 17,7 | 25,0 | ||
| 2,0 | 0,425 | 20,8 | 3,0 | ||
| 1,6 | 0,199 | 23,6 | 195,0 |
Расчет проведем на примере скважины 1 для пропластка с меньшей проницаемостью.
Исходные данные: т=19,6 %; k=0,404 мкм; h=0,7 м;
qн=18,6 мг/л; qтвч=17 мг/л (для КНС 1)
qн=24,2 мг/л; qтвч=14 мг/л (для КНС 2)
Необходимо определить допустимый диаметр твердых взвешенных частиц глобул нефти, суммарное количество взвеси, подлежащей удалению. Средневзвешенный диаметр пор Dn определяем по формуле:
где к - проницаемость вскрытого скважиной пласта, мкм
m - пористость вскрытого скважиной пласта, д.ед.
Для скважины 1.
Допустимый диаметр твердых взвешенных частиц (ТВЧ) и глобул нефти, ведущих себя как твердые тела, определяем по формуле:
Для скважины 1.
По дифференциальным и интегральным кривым распределения частиц различного диаметра в сточной воде ЛТП после ОС (рис.1) V′ДТИ составляет 3,05 по дифференциальной кривой и 16 по интегральной.
V′ДТИ = 16%=0,16
Рис. 2.3. Дифференциальная (а) и интегральная (б) кривые распределения частиц различного размера в сточной воде
Суммарное количество взвеси Δq, подлежащее удалению, составляет:
Остаточное количество загрязнений с допустимыми размерами частиц (менее 
) в пересчете на мг/л:
Суммарное количество допустимых загрязнений в воде 
с размерами частиц менее составит:
Предельно-допустимое содержание ТВЧ в воде с учетом толщины пласта и кольматирующего режима его работы определяем по формуле:
Для скважины 1.
Предельно-допустимое содержание капельной нефти определяется по формуле:
Для скважины 1.
Рассчитанные аналогичным способом диаметры пор, размеры и допустимые содержания ТВЧ и глобус нефти для остальных скважин представлены в таблице 2.6.
Таблица 2.6
Дата: 2016-10-02, просмотров: 212.
