Подтоварная вода что это

Подтоварная вода что это

Подтоварная это вода, загрязненная нефтепродуктами, образовавшаяся в результате отстаивания в резервуарах. Как правило, это бывает на объектах, которые связаны с нефтедобычей или другими нефтяными промыслами: на перерабатывающих заводах, нефтебазах, месторождениях, установках подготовки нефти и прочее. Очистка подтоварной воды возможна при многоступенчатой фильтрации.

Количество нефти в такого рода водах в районе 5-6%. Она относится к производственным сточным водам. Разумеется, она является источником загрязнения окружающей среды. Такую воду нельзя сливать на грунт или в канализацию без очистки. Так как в составе ее большое количество опасных и токсичных веществ, кроме того она может быть взрывоопасна и пожароопасна.

Эти воды могут применяться, но сначала их необходимо очистить. Очистка подтоварной воды от нефтепродуктов — это важно мероприятие. Для того, чтобы определить какой способ применить, необходимо понять, чем они загрязнены и до какой степени их необходимо очистить. Технологи компании Альбатрос подбирают очистные сооружения непосредственно под эти требования. В этой установке может быть множество этапов, которые обеспечат нужную степень очистки подтоварных вод.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ОЧИСТКИ ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ

От существующих насосов подтоварная вода подается на блок очистки, проходя следующие стадии:

Достоинства этого материала:

4.После фильтров очищенная вода может быть использована для поддержания пластового давления.

5.Часть идет в РПВ и используется совместно с компрессором для промывки фильтров.

6.Промывная вода с фильтров, фугат с обезвоживания, с нефтеотделителя, собираясь в накопителе, перекачивается в «Голову» очистных сооружений для повторной очистки.

Такая схема очистки позволяет разместить оборудование в мобильных зданиях (блок-контейнерах), что минимизирует затраты на монтажные работы.

Работа очистных сооружений зависит от работы основного насосного оборудования перекачки подтоварной воды. Поэтому энергопотребление установки очистки очень низкое. (Электроэнергия тратится только на промывной насос в процессе промывки фильтров, освещение, обогрев мобильных помещений и реагентное хозяйство).

Увеличение производительности поэтапно реализуется путем параллельной линии двух единиц идентичного оборудования к уже имеющемуся. При этом производительность будет расти в арифметической прогрессии.

При устройстве гребенки распределения подаваемой воды, остановка станции при увеличении производительности не требуется.

Поскольку подтоварная вода агрессивна по отношению к металлам и имеет достаточно высокую температуру, все оборудование и трубопроводы должны быть изготовлены из нержавеющей стали или футерованное. Черная сталь и пластмассы не допускаются.

Основное технологическое оборудование располагается в двух морских блок-контейнерах 20-ти и 40-футовых, поскольку вес оборудования в рабочем состоянии значителен. Вспомогательное оборудование по обработке нефтепродуктов, шлама, промывных вод располагается в 20-футовом морском контейнере.

Источник

Водоподготовка и водоочистка

Очистка пластовых и подтоварных вод, которые образуются параллельно с первичной нефтепереработкой, является сопутствующим процессом, но который также требует особого внимания. Этому и посвящена данная статья.

Процесс первичной очистки сырой нефти сопровождается получением подтоварной воды, которая может быть использована в технологических нуждах на предприятиях. К тому же, при добыче нефтепродуктов освобождается большой объем пластовой воды, которая тоже, в свою очередь, применяется на производствах. Но эта жидкость всегда имеет в своем составе соли, механические примеси, частицы газа, нефти и другие элементы, которые необходимо удалить.

Способы очистки пластовых и подтоварных вод

Фильтрование является одним из наиболее распространенных способов, который не требует дополнительных реагентов, но при этом имеет высокую производительность и отличается высокой степенью очистки, так как основано на применении гидрофобного фильтра, позволяющего задерживать большое количество взвешенных частиц и примесей.

Метод коалесценции основан на применении коалесцирующих насадок, которые являются «расходным» материалом, так как происходит их постепенное заполнение каплями нефти, газа и механическими частицами.

Процесс дегазации воды позволяет освобождать газовые частицы и использовать полученный газ в производственных нуждах дальше.

Оборудование для очистки пластовых и подтоварных вод

Для целей очистки на нефте­перера­батывающих заводах применяются:

Так, отстойники и аппараты позволяют эффективно очищать пластовую воду с содержанием:

В зависимости от типа оборудования и объема емкости (до 200 м 3 ) производительность отстойников разного вида составляет от 500 до 15000 м 3 /ч.

Устройство отстойников и аппаратов для очистки воды от нефтепродуктов

Отстойники представляют собой горизонтальные емкости, которые внутри разделены на негерметичные отсеки, имеют гидрофобные фильтры или коалесцирующие фильтр-насадки, задерживающие содержащиеся в воде механические примеси, взвешенные нефть или газ.

Например, внутри гидрофобных отстойников имеется один или несколько гидрофобных слоев водонефтяной эмульсии, задерживающие нефтяные капельки, которые затем выводятся из корпуса. Количество отсеков зависит от объема оборудования, требований к производительности и степени очистки воды.

В отстойниках с жидкостным фильтром также присутствует гидрофобный слой нефти, на котором оседают нефть и механические примеси. Дополнительно действующая внутри гравитационная сила увеличивает степень очистки пластовой или сточной воды.

В аппаратах очистки воды, в том числе глубокой, устанавливаются коалесцирующие насадки, на которых оседают те вещества, которые необходимо удалить из воды: нефть, газ, взвешенные частицы грязи. Эти фильтр-насадки постепенно загрязняются и требуют замены.

Флотаторы-дегазаторы характеризуются наличием дестабилизатора фазового состояния, который выполняет функцию очистки от эмульгированной нефти и частиц газа за счет понижения давления в основном отсеке.

Использование всего ассортимента оборудования для очистки воды позволяет получать на выходе очищенную воду со следующим показателями:

(*полный ассортимент оборудования для очистки пластовых вод Вы можете посмотреть в соответствующем разделе Каталога продукции)

Источник

Чистота заводнения

Высокая доля старого, осложненного фонда — общая черта практически всех российских нефтяных компаний, и «Газпром нефть» не исключение. С этим связана масса проблем, в числе которых ухудшение качества воды, использующейся в системах поддержания пластового давления. Ее решением успешно занимается Центр компетенций, созданный на базе «Газпромнефть-Муравленко»

Добыча чистой нефти — процесс, возможный лишь на ранних стадиях разработки месторождения. Как только естественное давление, под действием которого нефть выходит из скважины на поверхность, падает, снижение энергии пласта компенсируют искусственно, с помощью закачки какого-либо рабочего агента. Один из самых распространенных агентов — обычная вода, которую нагнетают в пласт под давлением до В результате вместо легко разделяемых углеводородных фракций из пласта извлекается газожидкостная смесь, состоящая из попутного нефтяного газа и жидкости, включающей в себя нефть и воду. Часть нефти и воды находится в свободном состоянии, часть — в виде их смеси — водонефтяной эмульсии.

Система поддержания пластового давления работает по замкнутому циклу: после извлечения подтоварная вода вновь закачивается в пласт. Такой подход позволяет не только сократить расход рабочего агента, но и значительно снизить нагрузку на окружающую среду. Однако повторное использование подтоварной воды требует серьезных усилий для ее очистки.

«Газпромнефть-Муравленко»

Один из основных добывающих активов «Газпром нефти», второй по объему добычи среди всех добывающих подразделений компании. Эксплуатируемая площадь более 4 тыс. кв. км. Эксплуатационный фонд превышает 4 тыс. скважин, 2,8 тыс. из них — добывающие. Предприятие осваивает 15 месторождений. Ежемесячно «Газпромнефть-Муравленко» добывает порядка 670 тыс. тонн нефти, 400 млн кубометров природного газа, извлекает из нефти около 150 млн кубометров попутного нефтяного газа.

Дело в том, что наличие в подтоварной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов, то есть их возможности принимать рабочий агент. Согласно отраслевому стандарту, устанавливающему основные требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов с учетом проницаемости и относительной трещиноватости коллекторов, содержание нефтепродуктов в подтоварной воде не должно превышать 50 мг на литр.

Определен госстандартом и максимально допустимый уровень содержания воды в товарной нефти. И если на новых месторождениях добиться оговоренных ГОСТом 0,5% воды в нефти несложно, то чем старше месторождение, тем больше усилий требует от нефтяников процесс подготовки нефти.

Несмешиваемые смеси

На дожимных насосных станциях с установками предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ), куда первоначально поступает газожидкостная смесь из пласта, с помощью сепараторов гравитационным методом отделяют попутный нефтяной газ, который отправляется на газоперерабатывающий завод.

Оставшаяся жидкость, состоящая из нефти, воды и эмульсии, отправляется на дальнейшую подготовку. Она проводится либо в отстойниках, либо в резервуарах, либо в комбинированных аппаратах, где действует основной процесс — гравитационный отстой, основанный на том, что нефть легче воды и после определенного времени всплывает.

Cистема сбора, подготовки и сдачи нефти

Самый сложный этап подготовки нефти — очистка водонефтяной эмульсии, смеси из воды и нефти, которые в обычной среде не смешиваются. Находящиеся в эмульсии механические примеси, смолы и асфальтены образуют вещества, которые связывают нефть и воду. Грубо говоря, капельку воды обволакивает своеобразная «броня» из мехпримесей, которая не позволяет ей сливаться и оседать вниз. Это эмульсия типа «вода в нефти». Чтобы разбить «броню», применяются такие методы, как подача реагентов-деэмульгаторов, тепловая обработка.

Переход на эксплуатацию месторождений на поздней стадии разработки сопровождается дополнительными мероприятиями, в том числе предполагающими воздействие на пласт химическими, термическими и другими реагентами. В этом случае создаются условия для возникновения эмульсии другого типа — «нефть в воде», когда «броня» из масел образовывается вокруг капель нефти и тоже не позволяет им слиться. Эмульсия «нефть в воде» достаточно устойчива, и довести подтоварную воду до соответствия требованиям стандарта качества очень трудно.

В «Газпромнефть-Муравленко» с этой проблемой столкнулись еще в годах и запустили процесс активного поиска вариантов ее решения.

Ингибиторы и китовый ус

Как рассказали в управлении подготовки и сдачи нефти «Газпромнефть-Муравленко», поиск эффективных путей решения проблемы начался с определения основных причин, вызывающих рост содержания нефтепродуктов в подтоварной воде. Одна из них — текущее состояние инфраструктуры, в частности превышение фактической добычи жидкости над проектной мощностью технологических объектов. Вторая причина — использование третичных методов повышения нефтеотдачи, когда при эксплуатации месторождений начинают применяться кислотные обработки призабойных скважин, так называемые сшиватели на основе гелеобразующих агентов, ингибиторы коррозии, солеотложения и деэмульгаторы, смесь которых провоцирует возникновение эмульсии типа «нефть в воде». Учитывая необходимость работы сразу в нескольких направлениях, комплексного решения задачи, в «Газпромнефть-Муравленко» был создан специальный Центр компетенций по подготовке подтоварной воды в сложных условиях.

Очевидное решение первой проблемы — реинжиниринг объектов подготовки нефти. Первым проектом, реализованным в этом направлении, стала реконструкция установки предварительного сброса воды на ДНС‑2 Еты-Пуровского месторождения, проведенная совместно со специалистами научно-технического центра НТК «Модульнефтегаз комплект». Чтобы изменить турбулентный режим работы установки, который не позволял отстаиваться нефти, на ламинарный, более спокойный, использовались коалесцирующие* устройства. Капли нефти и воды, стекающие по продольным к направлению потока пластинам, соединяются, после чего нефть поднимается вверх, а вода опускается вниз. Еще одно новшество — входные устройства, действующие по методу китового уса, которые разглаживают и выравнивают потоки.

Только за счет реализации этого проекта уровень содержания нефтепродуктов в подтоварной воде удалось снизить в два раза, а в дальнейшем за счет последовательной реконструкции добиться результата в на литр.

В рамках решения проблемы комплексной химизации, вызывающей условия для образования эмульсии «нефть в воде», на объектах ДНС Суторминского месторождения были проведены опытно-промышленные испытания новой марки ингибитора коррозий «Кормастер», который не являлся инициатором образования «брони» вокруг капель нефти. Применение «Кормастера » позволило снизить показатели содержания нефтепродуктов в подтоварной воде на 50% и достичь нормативных показателей.

Были испытаны и принципиально новые реагенты, оказывающее непосредственное влияние на эмульсию типа «нефть в воде». Использование одного из них — реагента компании Nalco — должно снизить показатель содержания нефтепродуктов в подтоварной воде на ДНС‑11 Суторминского месторождения до на литр. По большому счету это деэмульгатор, но работающий именно с эмульсией типа «нефть в воде», смывающий «броню», которая образуется вокруг капель нефти.

Отраслевой масштаб

Решения, разработанные в рамках Центра компетенций, доказали свою эффективность, однако на этом решено было не останавливаться и поставить процесс на рельсы системного научного подхода. В 2013 году научным обоснованием работы муравленковских нефтяников занялись специалисты РГУ им. Губкина. Сотрудничество с ведущим российским отраслевым вузом рассчитано на годы и проходит в несколько этапов.

Сначала ученые оценили ситуацию, отобрали пробы водонефтяной эмульсии на объектах «Газпромнефть-Муравленко» — по сути, провели масштабные изыскательные работы на месте, а на втором этапе исследования переместились в лаборатории университета. Здесь на основе результатов изысканий на месторождениях подбирались наиболее эффективные методы решения проблем и необходимое для этого оборудование. Для достижения максимальной эффективности экономическая оценка техники основывалась не на теоретических обобщенных выкладках, а исходя из профилей добычи и экономических показателей «Газпромнефть-Муравленко».

Впрочем, очевидно, что разработка новых методов подготовки подтоварной воды в сложных промысловых условиях — это не проблематика отдельного предприятия и даже одной компании. Что подтвердила первая конференция «Сбор и подготовка нефти и газа — 2014» в Москве. Наработки действующего на базе «Газпромнефть-Муравленко» Центра компетенций уже заинтересовали представителей практически всех ведущих российских нефтяных компаний.

* Коалесценция — слияние частиц (например, капель или пузырей) внутри подвижной среды (жидкости, газа) или на поверхности тела

Источник

Выступление по теме: «Пластовые и подтоварные воды»

Онлайн-конференция

«Современная профориентация педагогов
и родителей, перспективы рынка труда
и особенности личности подростка»

Свидетельство и скидка на обучение каждому участнику

Пластовые и подтоварные воды

Особенность попутно-добываемой воды заключается в том, что в отличие от обычной встречающейся на поверхности земли и в верхних водоносных горизонтах пресной воды, она обладает высокой степенью минерализации и является химическим загрязнителем.

Особой проблемой являются утечки, образующиеся после отстаивания воды, из резервуаров, в которых хранится обессоленная нефть. Такая вода становится источником загрязнения почв, грунтовых вод, воздушного бассейна пожаровзрывоопасными и токсичными веществами, а также источником потерь нефти.

Главная причина появления компонентов глубинных флюидов в приповерхностных водах — это миграционные потоки рассолов из разрабатываемых нефтяных пластов, которые пока невозможно прогнозировать и моделировать, так как нет инструментария по картированию трещин в горных массивах на больших глубинах, а они в трехмерном пространстве обычно не прямолинейны.

Пластовые воды, получаемые при добыче нефти и газа, подтоварные воды из резервуарных парков относятся к категории производственных сточных вод.

В Ханты-Мансийском автономном округе — Югре, основном центре добычи нефти в Российской Федерации, в реестр загрязненных территорий и водных объектов на 01.01.2017 г. внесено 4403 участка площадью 1040 га, загрязненных подтоварной водой (26,1 % от всей пощади округа).

Попадание пластовой воды в поверх+ностные водные объекты и на почвы наносит существенный вред окружающей среде, поскольку в естественных условиях вода с таким насыщенным химическим составом присутствует только в глубокозалегающих подземных горизонтах.

В законодательстве неоднозначно квалифицированы добываемые одновременно с нефтью, газом и подвергаемые обратной закачке пластовые воды и под товарная вода.

Все производственные объекты газо- и нефтедобывающей промышленности имеют общую проблему — как правильно использовать пластовые и подтоварные во­ды. Важен подход рационального использования природных богатств в интересах человека с соблюдением законов и экономической выгоды предприятий.

Согласно ГОСТ Р 54910—2012 пластовая вода — это пластовый фемид, содержащий минерализованную в различной степени воду и растворенный в ней горючий газ. Пластовые фемиды — смесь углеводородных и не углеводородных компонентов, находящихся в пластовых условиях в газовой или жидкой фазе.

В своде правил при проектировании и строительства подземных хранилищ газа, нефти и продуктов их переработки определено, что подтоварная вода, образующаяся в шахтных резервуарах в породах с высокой температурой, представляет собой слой, состоящий из подземных вод, поступающих в выработку-емкость, и воды, выделившейся из хранимого продукта.

Классификатор отходов ФККО включает пластовые и подтоварные воды, относящиеся к IV и III (код 21280111393) классам опасности (таблица1). Это малоопасные отходы, им свойственна низкая (IV класс) и средняя (III класс) степень негативного воздействия на окружающую среду.

Известно, что пластовые воды представляют собой раствор минеральных солей с примесью сырой нефти, низкомолекуляр­ных углеводородов, органических кислот, тяжелых металлов, взвешенных частиц. При добыче газа пластовая вода, представляющая концентрированный рассол, является основным источником солей, поступающих в скважину. Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте.

По химическому составу и оценке их качества пластовые воды классификацию по Ч. Пальмеру или В. А. Сулину.

Все пластовые воды по Ч. Пальмеру в зависимости от соотношений, содержащихся в них ионов Na+, K+, Cl-, SO4, NO3 разделяются на пять классов, основными из которых являются I класс — щелочные и III класс — жесткие (хлоркальциевые) воды.

Все пластовые воды по классификации В. А. Сулина подразделяются на четыре класса:

В свою очередь, каждый класс разделяется еще на три груп­пы вод: гидрокарбонатные, сульфатные и хлоридные, а каждая группа включает три подгруппы: кальциевые, магниевые и натриевые. Принадлежность пластовых вод к тому или иному типу устанавливают лабораторным анализом соотношения количество отдельных ионов.

Пластовые воды нефтяных месторождений отличаются высокой насыщенностью химическими элементами разного состава, среди которых преобладают Na, K, Mg, Ca, Fe, Al, Si, O, Cl, C, S, N, H, Br, I. Эти элементы находятся в воде в виде растворенных в ней солеей различных кислот:

соляной (NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2);

серной (CaSO4, MgSO,>, Ni^SO^;

угольной (Na2CO2, NaHCO2, K2CO3, KHCO3, CaCO3, MgCO3);

сероводородной (FeS, CaS).

Проблема засоления почв подтоварными водами весьма актуальна. В научной литературе отмечено, что растения в условиях засорения снижают рост, биологическую продуктивность, интенсивность функциональных процессов: фотосинтеза, дыхания, транспирации. Адаптируясь в неблагоприятной среде, организм растений создает оптимальную структуру и биомассу для выживания. Источником загрязнения атмосферного воздуха являются испарения углеводородов, эмиссия сероводорода из резервуаров-отстойников.

Попадание пластовых вод на поверхность земли губительно для растений и для ихтиофауны пресных поверхностных водоемов (через водоносные горизонты). На сегодня в Республике Коми пластовыми водами практически уничтожена вся растительность на сотнях гектаров. Аналогичная картина наблюдается и по другим нефтегазодобывающим регионам. Как правило, попутная пластовая вода попадает в природную среду в результате многочисленных порывов — разгерметизаций внутрипромысловых и межпромысловых нефтепроводов.

Если Вы считаете, что материал нарушает авторские права либо по каким-то другим причинам должен быть удален с сайта, Вы можете оставить жалобу на материал.

Источник

Система отвода подтоварной воды из резервуаров нефти

Расчетный расход подтоварной воды из резервуаров нефти составляет 8 м 3 /сут, (0,2% от суточного расхода поступающей на ПСП нефти, 4000 м 3 /сут).

Сброс подтоварной воды осуществляется через сифонные краны резервуаров с разрывом струи.

В проекте предусмотрена очистка подтоварной воды на напорных отстойниках подтоварной воды объемом 25 м 3 – 2 шт.

В проекте приняты показатели исходной подтоварной воды согласно таблицы 11.1
РД-153-39.4-113-01. Качественные показатели подтоварной воды до и после очистки на отстойниках подтоварной воды приведены в таблице ниже (Таблица 8).

Таблица 8 — Качественные показатели состава подтоварной воды

Коррозионная активность очищенной пластовой воды не превышает 0,1 мм/год.

Емкость дренажно-канализационная V=12,5 м³

Емкость дренажно-канализационная предназначена для сбора и перекачки подтоварной воды для последующей очистки в отстойники подтоварной воды.

Емкость оборудована насосным агрегатом производительностью 50 м 3 /час, напором 50 м, мощностью 15 кВт. Работа насоса автоматизирована по уровням, сигналы о работе насосов, контроль температуры выведены в операторную. Также емкость оборудована электроприводной задвижкой мощностью 0,37 кВт.

Емкость принята стальная, горизонтальная в тепловой изоляции с электрообогревом. Предусмотрено антикоррозионное покрытие наружной и внутренней поверхности в заводских условиях (полимерным покрытием усиленного типа на основе эпоксидных материалов).

Разрешительная документация представлена в приложении В.

По пожарной безопасности сооружение относятся к категории АН.

Емкость оборудована вентиляционным патрубком, оборудованным огнепреградителем. Для предотвращения образования льда на огнепреградителе в холодный период времени предусмотрен электрообогрев вентиляционного трубопровода.

Защитная зона дренажно-канализационных емкостей составляет 9 м.

На емкость разработан комплект чертежей.

Отстойник подтоварной воды V=25 м³

Отстойники подтоварной воды предназначены для очистки подтоварной воды от нефтепродуктов. Очистка осуществляется в напорном режиме.

В отстойниках за счет времени отстоя происходит гравитационное отделение нефтепродуктов и механических примесей. Нефтепродукты поднимаются вверх и скапливаются под верхней образующей аппарата. Из аппарата нефтепродукты выводятся в емкость для сбора уловленных нефтепродуктов по линии уловленной нефти. На линии установлен клапан запорно-регулирующий (КЗ). Управление клапаном осуществляется от сигнала уровнемера, контролирующего уровень раздела фаз «нефть–вода» в аппарате. Работа аппаратов осуществляется в напорном режиме. Рабочее давление отстойников воды составляет 0,3 МПа. Для поддержания рабочего давления в системе, на выходе из отстойников установлен клапан регулирующий КРД, который обеспечивающий поддержание заданного давления «до себя», в пределах 0,2…0,8 МПа. Регулировка значения поддержания давления уточняется в процессе эксплуатации.

Емкость дренажно-канализационная оборудована задвижкой с электроприводом. Открытие клапана КРД и электроприводной арматуры осуществляется по максимальному уровню в емкости после запуска насоса.

Очищенная подтоварная вода по трубопроводу очищенных стоков поступает в резервуары-накопители очищенных стоков объемом 100 м³. Далее очищенные стоки насосами станции утилизации очищенных стоков подаются на закачку в поглощающие скважины.

Для отвода образующегося шлама в отстойниках подтоварной воды предусмотрен трубопровод. Для отвода стоков от места сбора проб предусмотрена воронка, соединенная с трубопроводом дренажа. Отвод стоков и шлама осуществляется в емкость сбора шлама.

Отстойники представляют собой горизонтальный цилиндрический аппарат с горизонтальным движением продукта, полной заводской готовности. Работа аппаратов автоматизирована. Предусмотрен контроль температуры продукта и давления. Обогрев сооружения предусмотрен от тепловых сетей.

По взрывопожарной и пожарной опасности сооружение относится к категории АН.

На отстойники разработан комплект чертежей.

Емкость уловленной нефти V=12,5 м³

Для сбора уловленных нефтепродуктов из резервуаров-накопителей и отстойников подтоварной воды в проекте предусмотрена емкость уловленной нефти объемом 12,5 м 3

Из емкости уловленная нефть в напорном режиме отводится в начало технологического процесса с врезкой в нефтепровод откачки из подземных емкостей (смотри раздел ТХ).

Емкость оборудована насосным агрегатом производительностью 50 м 3 /час, напором 80 м, мощностью 30 кВт. Работа насоса автоматизирована по уровням, сигналы о работе насосов, контроль температуры выведены в операторную.

Емкость стальная, горизонтальная в тепловой изоляции с электрообогревом. Предусмотрено антикоррозионное покрытие наружной и внутренней поверхности емкости (в заводских условиях, полимерным покрытием усиленного типа на основе эпоксидных материалов).

Разрешительная документация представлена в приложении В.

По пожарной безопасности сооружение относятся к категории АН.

Емкость оборудуется вентиляционным патрубком, на котором установлен огнепреградитель.

Защитная зона емкости уловленной нефти составляет 9 м.

На емкость разработан комплект чертежей.

Емкость сбора шлама V=12,5 м 3

Емкость шлама предназначена для сбора и частичного отстаивания шлама и стоков, сбрасываемых из отстойников подтоварной воды.

Емкость принята стальная, горизонтальная, подземной установки полной заводской готовности, в заводских условиях оснащается наружной и внутренней антикоррозионной изоляцией (полимерным покрытием весьма усиленного типа на основе эпоксидных материалов), в тепловой изоляции с устройством электрокабельного обогрева.

Разрешительная документация представлена в приложении В.

Емкость оборудована головками для подключения передвижных средств.

Контроль температуры и максимального уровня выведены в операторную, расположенную на ПСП. Вывоз стоков производится передвижными средствами.

По пожарной безопасности сооружение относятся к категории АН.

Емкость оборудована вентиляционным патрубком. На патрубке установлен огнепреградитель. Для предотвращения образования льда на огнепреградителе в холодный период времени предусмотрен электрообогрев вентиляционного трубопровода.

Защитная зона дренажно-канализационных емкостей составляет 9 м.

На емкость разработан комплект чертежей.

Сети канализации отвода подтоварной воды

Сети отвода подтоварной воды приняты из стальных бесшовных горячедеформированных труб повышенной коррозионной стойкости, марка стали 13ХФА ТУ 1317-006.1-593377520-2003.

Прокладка сети предусмотрена надземная (для напорных трубопроводов) и подземная (для самотечных трубопроводов). Все трубопроводы проложены в теплоизоляции с устройством электрокабельного обогрева.

Надземные трубопроводы (напорные) предусмотрены на низких опорах, при переходах через дороги на высоких.

Принципиальная схема канализации представлена на чертежах.

Источник