Подтоварная вода в резервуаре что это такое

Определение уровня продуктов и подтоварной воды в резервуарах и транспортных средствах.

Уровень продукта в резервуарах определяют стационарными уровнемерами, электронной рулеткой, а также вручную измерительной рулеткой с грузом.

Измерение уровня продукта измерительной рулеткой производят следующим образом. В открытый люк резервуара опускают лот и разматывают ленту до тех пор, пока лот не коснется дна. При этом необходимо следить за тем, чтобы лента не касалась края люка и ее разматывание не было слишком интенсивным. Рулетки с лотом имеют предел измерения до 20 м. Нулевое деление шкалы находится на нижнем торце лота, а ее шкала является продолжением шкалы лота, длина которого равна 300 мм. Цена деления шкалы ленты и лота 1 мм. Погрешность измерения уровня рулеткой с лотом составляет +/- 5 мм.

Ленту рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.

Проверяется базовая высота резервуара (расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или риски направляющей планки измерительного люка) (Н_б). Измеренная базовая высота сравнивается с паспортным значением величины базовой высоты, нанесенной на резервуаре.

Если Нб отличается от полученного результата более чем на 0,1% Нб, выясняется причина изменения базовой высоты, которая должна быть устранена в ближайшее время. Нб резервуара измеряется не менее 1-го раза в год, а также после ремонта и зачистки резервуара в соответствии с требованиями ГОСТ 8.570.

Если измеренное значение базовой высоты отличается от паспортного значения Нб не более, чем на 0,1% Нб, то измерение уровня продукта рулеткой осуществляется в следующей последовательности:

Рулетка медленно опускается до касания днища лотом, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности продукта и не допуская волн.

Затем рулетку поднимают строго вертикально вверх, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты продуктом с точностью до 1 мм. Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличается не более 1 мм, то берется среднее значение.

Измерения уровня подтоварной водыв резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты следующим образом:

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с 2-х противоположных сторон.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем на поверхность лота полосками с 2-х противоположных сторон.

Подготовленную таким образом рулетку медленно опускают до касания днища лотом, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности продукта и не допуская волн и выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2 – 3 мин., когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и продукта будет резко выделена.

Измерения уровня подтоварной воды в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличается не более 1 мм, то берется среднее значение.

Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и продуктом и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.

Общий объем продукта и объем подтоварной воды определяют по его градуировочной таблице.

Фактический объем продукта в резервуаре определяется по формуле:

Vж – объем жидкости (продукт и подтоварная вода), определяемый по градуировочной таблице резервуара;

Vв – объем подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резервуара;

tст– температура стенки резервуара, принимаемая равной температуре продукта в резервуаре.

Плотность продуктаизмеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или ареометром по нормативным документам с учетом систематической погрешности, по объединенной пробе продукта, отобранной из резервуара. Значения плотности приводят к температуре измерения объема продукта в резервуаре и к стандартным условиям.

Среднюю температуру продукта в мерах вместимости определяют с помощью стационарных преобразователей температуры или преобразователя температуры в составе стационарного уровнемера в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерениями уровня или вручную путем ее измерений при отборе точечных проб.

При отборе объединений пробы стационарными пробоотборниками в один прием определяют среднюю температуру продукта путем измерений температуры этой пробы термометром.

При невозможности измерения средней температуры продукта стационарными термометрами допускается определять среднюю температуру по результатам измерений температур продукта в точечных пробах.

При отборе точечных проб температуру продукта в пробе определяют в течение 1 – 3 мин. после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение не менее 5 мин. Термометр погружают в продукт на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Среднюю температуру продукта рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных.

При измерениях массы продукта в мерах полной вместимости косвенным методом статических измерений объем продукта определяют по свидетельству о поверке меры полной вместимости. Плотность продукта измеряют переносным плотномером или определяют лабораторным методом по точечной пробе продукта, отобранной из меры полной вместимости.

Массу продукта определяют как произведение объема продукта и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема продукта и плотности продукта, приведенных к стандартным условиям.

Температуру продукта в мерах полной вместимости измеряют термометром в точечной пробе продукта.

При измерениях массы продукта в мерах полной вместимости прямым методом статических измерений массу порожней меры полной вместимости и массу меры полной вместимости с продуктом измеряют на весах. Массу продукта вычисляют как разность массы меры полной вместимости с продуктом и массы порожней меры полной вместимости.

Средства измерений (СИ), применяемые для измерений массы, объема, уровня, плотности, температуры, давления и других параметров продуктов при проведении учетно-расчетных операций должны иметь сертификаты Госстандарта РФ об утверждении типа средств измерений и быть допущены в обращение в Российской.

СИ, применяемые при учете продуктов, подлежат поверке органами Государственной метрологической службы.

СИ, применяемые при оперативном учете продуктов, могут подвергаться калибровке.

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

— местные и дистанционные измерители уровня продуктов;

— сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней продуктов;

— дистанционные измерители средней температуры продуктов;

— сниженный пробоотборник и др.

Для определения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах применяются системы дистанционного замера уровня, местные уровнемеры, сниженные пробоотборники.

Система контроля параметров продуктов в резервуарах должна обеспечивать:

— измерение технологических параметров в резервуарах (уровень продукта и уровень подтоварной воды, средняя температура продукта, давление столба жидкости и давление газовоздушной среды в резервуарах без понтона) и температуры окружающего воздуха;

— расчет, хранение и отображение на экране монитора значений контролируемых параметров продуктов в резервуаре (масса и объем продукта, уровень продукта и уровень подтоварной воды, средняя температура продукта, плотность продукта);

— сигнализацию достижения контролируемыми параметрами заданных значений с выдачей предупредительных и управляющих сигналов в систему управления резервуарным парком;

— архивацию данных по геометрическим и калибровочным параметрам резервуаров, корректировку калибровочных данных (при расчете средней площади) с учетом отклонения текущей температуры от температуры, при которой производилась градуировка резервуара;

— оперативный и коммерческий учет массы продуктов в резервуарах, расчет массы, плотности продуктов при температуре измерения и приведенных к расчетной температуре;

— контроль достоверности измерений и исправности датчиков;

— контроль герметичности резервуаров;

— прогноз времени заполнения и опорожнения резервуаров;

— расчет общего количества и свободной емкости;

— передачу всего объема информации на компьютер верхнего уровня контроля и управления предприятия (МДП) и на РДП по системе телемеханике;

— печать журнала оператора, актов приема-сдачи продуктов по установленным формам;

— защиту системной информации от несанкционированного доступа;

— самодиагностику оборудования системы контроля;

При этом измеряемые параметры продуктов в резервуаре:

— уровень подтоварной воды;

— послойная (точечная) температура продуктов в резервуаре;

— плотность продукта в резервуаре при температуре измерения объема.

Рассчитываемые параметры продуктов в резервуаре:

— объем подтоварной воды;

— средняя температура продуктов в резервуаре;

— плотность продукта в резервуаре;

— объем принятого (отпущенного) продукта в резервуаре;

— масса продукта в резервуаре;

— масса принятого (отпущенного) продукта в резервуаре.

В комплекс должен входить комплект программного обеспечения, обеспечивающий выполнение всех функций и задач.

Алгоритмы расчетов, градуировочные (калибровочные) таблицы резервуаров, значения измеряемых и вносимых параметров и коэффициентов, а также все справочные данные, используемые программным обеспечением для выполнения функций коммерческого учета продуктов, должны быть защищены от несанкционированного изменения.

Программное обеспечение должно служить для создания и поддержания конфигурации системы и обеспечивать:

— представление данных по контролируемым параметрам;

— расчет данных по объему и массе нефтепродукта в резервуарах;

— расчет общего объема, массы и свободной емкости по каждому виду нефтепродукта;

— сигнализацию и регистрацию в журнале оператора фактов переполнения, утечек, достижения измеряемыми и расчетными параметрами предельных (максимального и минимального) значений и других нарушений в работе системы контроля параметров;

— графическое представление всех контролируемых резервуаров и параметров в виде мнемонических схем, таблиц, графиков и т.д.

— обеспечение различных режимов наблюдений – результаты измерений, учет, сигнализация, группы резервуаров и отдельные резервуары, групповые обзоры по видам нефтепродукта, по резервуарам, по параметрам;

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

Подтоварная вода в резервуаре что это такое

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

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