Рис. 1.9. Сорбционный фильтр с загрузкой активированного угля производства Технопарка РХТУ им Д.И. Менделеева

Сорбция - это процесс поглощения вещества из окружающей среды твердым телом или жидкостью. Поглощающее тело называется сорбентом, поглощаемое - сорбатом. Различают поглощение вещества всей массой жидкого сорбента (абсорбция) и поверхностным слоем твердого или жидкого сорбента (адсорбция). Сорбция, сопровождающаяся химическим взаимодействием сорбента с поглощаемым веществом, называется хемосорбцией.

Сорбция представляет собой один из наиболее эффективных методов глубокой очистки от растворенных органических веществ сточных вод предприятий нефтехимической промышленности.

В качестве сорбентов применяют различные пористые материалы: золу, коксовую мелочь, торф, силикагели, алюмогели, активные глины и др.

Эффективными сорбентами являются активированные угли различных марок. Пористость этих углей составляет 60-75 %, а удельная площадь поверхности 400-900 м ²/г. В зависимости от преобладающего размера пор активированные угли делятся на крупно- и мелкопористые и смешанного типа. Поры по своему размеру подразделяются на три вида: макропоры размером 0,1-2 мкм, переходные размером 0,004-0,1 мкм, микропоры - менее 0,004 мкм [22].

В зависимости от области применения метода сорбционной очистки, места расположения адсорберов в общем комплексе очистных сооружений, состава сточных вод, вида и крупности сорбента и др. назначают ту или иную схему сорбционной очистки и тип адсорбера. Так, перед сооружениями биологической очистки применяют насыпные фильтры с диаметром зерен сорбента 3-5 мм. или адсорбер с псевдоожиженным слоем сорбента с диаметром зерен 0,5-1 мм. При глубокой очистке производственных сточных вод и возврате их в систему оборотного водоснабжения применяют аппараты с мешалкой и намывные фильтры с крупностью зерен сорбента 0,1 мм и менее.

Наиболее простым является насыпной фильтр, представляющий собой колонну с неподвижным слоем сорбента, через который фильтруется сточная вода. Скорость фильтрования зависит от концентрации растворенных в сточных водах веществ и составляет 1-6 м/ч; крупность зерен сорбента 1,5-5 мм. Наиболее рациональное направление фильтрования жидкости - снизу-вверх, так как в этом случае происходит равномерное заполнение всего сечения колонны и относительно легко вытесняются пузырьки воздуха или газов, попадающих в слой сорбента вместе со сточной водой.

В колонне слой зерен сорбента укладывают не беспровальную решетку с отверстиями диаметром 5-10 мм и шагом 10-20 мм, на которые укладывают поддерживающий слой мелкого щебня и крупного гравия высотой 400-500 мм, предохраняющий зерна сорбента от проваливания в предрешеточное пространство и обеспечивающий равномерное распределение потока жидкости по всему сечению. Сверху слой сорбента для предотвращения выноса закрывают сначала слоем гравия, затем слоем щебня и покрывают решеткой (т.е. в обратном порядке) [23].

Выводы: Сбор сточных вод и их очистку ведут в зависимости от нефтехимических примесей и способов их очистки. В сточных водах нефтетранспортных предприятий находятся нефть и нефтепродукты, которые после отделения от воды можно использовать в народном хозяйстве.

При выборе системы сбора и очистки сточных вод руководствуются следующими основными положениями:

Ш необходимостью максимального уменьшения количества сточных вод и снижения содержания в них примесей;

Ш возможностью извлечения из сточных вод ценных примесей и их последующей утилизации;

Ш повторным использованием сточных вод (исходных и очищенных).

Выбор метода очистки сточных вод предприятий зависит от многих факторов: количество сточных вод различных видов, их расходы, возможность и экономическая целесообразность извлечения примесей из сточных вод, требования к качеству очищенной воды при ее использовании для повторного и оборотного водоснабжения и сброса в водоем, мощность водоема, наличие районных или городских очистных сооружений.

Очистка нефтесодержащих сточных вод должна обеспечивать:

Ш максимальное извлечение ценных примесей для использования их по назначению;

Ш применение очищенных сточных вод в технических процессах.

2. Патентный поиск

Задача патентных исследований: поиск лучших аналогов технологии очистки сточных вод от нефтепродуктов, которые могут быть рекомендованы для применения в системах очистки нефтепромысловых вод.

По результатам предварительно проведенного поиска по источникам научно - технической информации в качестве страны поиска выбрана Россия (RU). Глубина поиска 5 лет (с 2007 по 2012 год).

Поиск проведен по следующим материалам.

Таблица 2.1

Предмет поиска	Страна поиска	Цель поиска информации	Классификационные индексы	Наименование источников патентной и научно - технической документации, по которым проводился поиск
Способы очистки сточных вод от нефтепродуктов	РФ	Снижение затрат на очистку сточных вод от нефтепродуктов; повышение степени очистки с целью улучшения экологического состояния подземных вод.	МПК C02F1/40(2006.01) C02F1/24 (2006.01) B03D1/02 (2006.01) C02F1/78 (2006.01) B01D17/035 (2006.01)	Федеральная служба по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам //www1.fips.ru; http://ru-patent.info Реестр Российских патентов http://bd.patent.su
Устройства для очистки сточных вод от нефтепродуктов	РФ		C02F1/40 (2006.01)

Патентная документация, отобранная для последующего анализа:

1. Пат. 2385296 Российская Федерация, МПК C02F1/40 (2006.01). СПОСОБ И УСТАНОВКА ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ИЗ ПОПУТНОЙ ВОДЫ НЕФТЕПРОМЫСЛА / АРАТО Тошиаки (JP), ИИЗУКА Хидехиро (JP), МОЧИЗУКИ Акира (JP), СУЗУКИ Томоко (JP), ХОНДЖИ Акио (JP), КОМАТСУ Шигесабуро (JP), ИСОГАМИ Хисаши (JP), САСАКИ Хироши (JP); заявитель и патентообладатель ХИТАЧИ, ЛТД. (JP) / 2007117763/15; заявл. 01.11.2005; опубл. 27.03.2010 // http://bd.patent.su.

Изобретение относится к удалению органических веществ из попутной воды нефтепромысла и может использоваться при разработке нефтяных месторождений. Способ включает введение попутной воды в контакт с адсорбентом, содержащим цеолит, адсорбцию и удаление растворенного органического вещества из попутной воды, десорбцию органического вещества из адсорбента и регенерацию адсорбента посредством нагрева. Система обработки содержит установку для введения дренажной воды, содержащей органическое соединение и натрий, в контакт с адсорбентом на основе системы неорганических соединений, и устройство управления, отслеживающее значение концентрации натрия в дренажной воде до контакта с адсорбентом и после контакта. Система содержит резервуар для разделения нефти и воды, средство электролиза, резервуар для сепарации органического вещества, резервуар для адсорбции, камеру сгорания смеси органических соединений. Технический результат состоит в повышении эффективности разделения. Настоящее изобретение относится к способу и установке для обработки попутной воды нефтепромысла после разделения смеси сырой нефти и соленой воды и, в частности, к способу и установке для эффективной очистки попутной воды от органических веществ, таких как капли нефти и растворенные в ней органические соединения. [24].

2. Пат. 2386590 Российская Федерация, МПК C02F1/24 (2006.01), B03D1/02 (2006.01). СПОСОБ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД НАПОРНОЙ ФЛОТАЦИЕЙ/ Аким Эдуард Львович (RU), Смирнов Михаил Николаевич (RU), Алдохин Николай Алексеевич (RU), Мазитов Леонид Асхатович (RU); заявитель и патентообладатель Аким Эдуард Львович (RU)/ 2008136974/15; заявл. 16.09.2008; опубл. 20.04.2010// http://bd.patent.su.

Изобретение относится к технологиям очистки сточных вод в целлюлозно-бумажной, пищевой и других отраслях промышленности. Способ очистки сточных вод включает введение в воду реагентов для коагуляции, флокуляции и флотации загрязнений, насыщение воды в сатураторе газом - воздухом или его смесью с диоксидом углерода при повышенном давлении газа, дросселирование сатурированной воды, эжектирование ее в объем флотокамеры, флотирование взвешенных примесей и отделение от воды пенного слоя. Сатуратор для насыщения воды газом выполнен в виде цилиндрического корпуса, снабженного пористым элементом, разделяющим его внутреннее пространство на две соосные продольные полости, сообщающиеся между собой через поры элемента. Газ в сатуратор подают под давлением по одну сторону пористого элемента, а воду под давлением подают тангенциально к поверхности корпуса по другую сторону пористого элемента, причем давление газа выше давления воды. Дросселирование сатурированной воды и ее эжектирование проводят в многоярусном дисковом водораспределителе, расположенном в объеме флотокамеры. Изобретение позволяет интенсифицировать процесс очистки воды, повысить его производительность, а также исключить разбавление сточной воды с высоким содержанием взвешенных загрязнений перед сатурированием [25].

3. Пат. 2388704 Российская Федерация, МПК C02F1/78 (2006.01). СПОСОБ ОЧИСТКИ ЗАГРЯЗНЕННОЙ ВОДЫ/ НЕЙТ Ален (BE), ВУТЕРС Люк (BE); заявитель и патентообладатель РЕКТИСЕЛ (BE), И.Г. А.С. БВБА (BE)/ 2007103126/15; заявл. 28.06.2005; опубл. 10.05.2010// http://bd.patent.su.

Изобретение относится к способу очистки сильно загрязненных промышленных сточных вод, имеющих комбинацию органических химических загрязняющих веществ, до состояния повторно используемой воды. Способ очистки загрязненной воды включает окисление органического соединения, содержащегося в воде, за счет введения ее в контакт с содержащим озон газом таким образом, что первоначальная концентрация указанного органического соединения снижается до второй концентрации. После первой операции обработки вторая часть указанного органического соединения снижается за счет разбавления водным раствором до третьей концентрации, которая составляет самое большее две трети, а, преимущественно, самое большее половину второй концентрации. Во второй операции обработки часть органического соединения, присутствующего в загрязненной воде, окисляют за счет ввода разбавленной загрязненной воды в контакт с содержащим озон газом таким образом, что третья концентрация органического соединения снижается до четвертой концентрации. Все количество органического соединения на первой и второй операциях обработки находится в контакте с содержащим озон газом на протяжении по меньшей мере 20 минут. Изобретение позволяет проводить очистку загрязненной воды без необходимости регулировки рН, удалять загрязнения с легко разлагаемыми соединениями, производить очистку сточных вод разной природы, ґрунтовых сточных вод из почвы зон обеззараживания [26].

4. Пат. 2392231 Российская Федерация, МПК C02F1/40 (2006.01). СПОСОБ ОЧИСТКИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ СТОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ/ Захаров Геннадий Александрович (RU), Щетинин Владимир Михайлович (RU), Мукосеев Борис Иннокентьевич (RU), Цыганкова Ксения Васильевна (RU); заявитель и патентообладатель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Дальневосточный государственный технический университет (ДВПИ им. В.В. Куйбышева) (RU)/ 2008147402/15; заявл. 01.12.2008; опубл. 20.06.2010// http://bd.patent.su.

Изобретение относится к очистке нефтесодержащих сточных жидкостей и может использоваться в различных отраслях промышленности. Способ включает подачу струями сточных жидкостей в объем аэрируемой жидкости через объем воздуха, находящийся под давлением, большим атмосферного, последующее флотирование аэрированной жидкости при атмосферном давлении с удалением сфлотированных загрязнений, нагрев жидкости и ее повторное флотирование во флотационном отсеке герметичного бака при давлении паровоздушной смеси меньше атмосферного. Струю очищаемой жидкости вводят в объем аэрируемой жидкости через воздушный кратер, который формируют в поверхностном слое этой жидкости, для чего струю очищаемой жидкости подают по оси потока сжатого воздуха, ориентированного перпендикулярно поверхности объема аэрируемой жидкости, при этом формируют кольцевой слой воздуха, непосредственно контактирующий со струей очищаемой жидкости, который подают встречно. Нагрев жидкости осуществляют до температуры, близкой к температуре насыщения, в паровоздушном пространстве герметичного бака, флотационный отсек которого разделяют на вертикальные каналы. Нагретую жидкость пропускают через вертикальные каналы с возможностью ее взаимодействия с паровой фазой. Технический результат состоит в повышении степени аэрирования и интенсивности и скорости флотации [27].

5. Пат. 2393120 Российская Федерация, МПК C02F1/40 (2006.01). УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ЖИДКОСТИ/ Захаров Геннадий Александрович (RU), Щетинин Владимир Михайлович (RU), Мукосеев Борис Иннокентьевич (RU), Цыганкова Ксения Васильевна (RU); заявитель и патентообладатель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Дальневосточный государственный технический университет (ДВПИ им. В.В. Куйбышева) (RU)/ 2008147397/15; заявл 01.12.2008; опубл. 27.06.2010// http://bd.patent.su.

Изобретение относится к устройствам для очистки сточных вод и может использоваться для выделения из них нефтепродуктов. Устройство содержит герметичный бак, снабженный средством вакуумирования, канал отвода сфлотированного материала и емкость для его сбора, нагреватель, размещенный над дном бака, и средство ввода очищаемой жидкости. Полость бака разделена на накопительную и флотационную зоны, сообщающиеся в верхней части. Флотационная зона разделена на вертикальные щелевые каналы посредством стенок, каждая из которых сформирована из расположенных друг над другом плоскоовальных нагревательных элементов, сообщенных с источником греющего теплоносителя. Между ними размещены вставки, выполненные из фторопласта, ширина которых равна ширине плоскоовальных нагревательных элементов. Вдоль центральной части верхней и нижней впадин вставки выполнен продольный желобок, а остальная поверхность впадин плотно прилегает к обращенным к ним поверхностям плоскоовальных нагревательных элементов. Полость продольного желобка сообщена с вертикальным щелевым каналом канавками, а полости продольных желобков сообщены друг с другом посредством сквозного вертикального канала. Технический результат состоит в повышении производительности устройства [28].

6. Пат. 2393119 Российская Федерация, МПК C02F1/24 (2006.01). C02F1/40 (2006.01), B01D17/035 (2006.01). СПОСОБ ОЧИСТКИ ЖИДКОСТИ/ Захаров Геннадий Александрович (RU), Щетинин Владимир Михайлович (RU), Мукосеев Борис Иннокентьевич (RU), Цыганкова Ксения Васильевна (RU); заявитель и патентообладатель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Дальневосточный государственный технический университет (ДВПИ им. В.В. Куйбышева) (RU)/ 2008147343/15; заявл 01.12.2008; опубл. 27.06.2010// http://bd.patent.su.

Изобретение относится к очистке сточных вод и может быть использовано для выделения из них различных примесей, например, нефтепродуктов. Способ включает флотацию очищаемой жидкости в герметичном баке, в полости которого над поверхностью жидкости поддерживают давление паровоздушной смеси, меньше атмосферного. В нижней части бака жидкость подогревают до температуры, близкой к температуре насыщения в паровоздушном пространстве бака. Флотационную зону бака разделяют на вертикальные каналы, к стенкам которых подводят теплоту в количестве, достаточном для формирования в сечении каналов паровой фазы. Технический результат: увеличение интенсивности и скорости флотации; степень очистки воды достигает 99,2 %. [29].

7. Пат. 2372295 Российская Федерация, МПК C02F1/40 (2006.01). УСТАНОВКА ДЛЯ ОЧИСТКИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ЖИДКОСТЕЙ/ Смолянов Владимир Михайлович (RU), Журавлёв Алексей Викторович (RU), Новосельцев Дмитрий Вячеславович (RU), Груздев Сергей Геннадиевич (RU); заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью (ООО) Компания "Чистые технологии" (RU)/ 2008124962/15; заявл 18.06.2008; опубл. 10.11.2009// http://bd.patent.su.

Изобретение относится к устройствам очистки нефтесодержащих жидкостей, образующихся при разработке нефтяных скважин, отмывки транспортных средств, предназначенных для перевозки нефтепродуктов, а также различных емкостей для их хранения или переработки. Установка содержит корпус, снабженный патрубками для ввода нефтесодержащих вод, вывода осветленной воды, для удаления нефтепродуктов и сгущенного продукта. В корпусе образованы камера гашения скорости потока, очистная камера, выполненная в виде двух тонкослойных отстойников, камера сбора и накопления отделенных нефтепродуктов, снабженная устройством нагрева, и камера осветленной воды, снабженная разгрузочным порогом. Тонкослойные отстойники расположены горизонтально параллельно друг другу симметрично относительно горизонтальной оси корпуса. В каждом из них последовательно размещено по нескольку тонкослойных модулей, в которых коалесцирующие пластины расположены под углом 45 градусов друг к другу. Корпус также снабжен дополнительными патрубками для ввода и вывода пара, для разбавления сгущенного продукта и для изменения давления в камере осветленной воды. Технической задачей изобретения является создание устройства, способного очищать жидкости, содержащие как мало-, так и высоковязкие нефтепродукты или другие углеводороды, а также обеспечение надежной работы оборудования без снижения производительности установки [30].

Вывод: в результате исследования наиболее эффективных способов очистки сточных вод от нефти и нефтепродуктов, было выявлено, что наиболее эффективной является установка для очистки нефтесодержащих жидкостей, описанные в патенте 2372295 Российская Федерация, группы авторов Смолянов В.М., Журавлёв А.В., Новосельцев Д.В., Груздев С. Г., которая позволяет очищать нефтепромысловые жидкостей, образующихся при разработке нефтяных скважин, дает обеспечение надежной работы оборудования без снижения производительности установки.

Отобранную установку можно предложить для использования на Южно-Ромашкинском месторождении для очистки нефтепромысловых сточных вод.

3. Аналитическая часть

3.1 Структура водоносного района в зоне деятельности интенсивной нефтедобычи

Юго-Восток является территорией чистой родниковой воды. Глубина залегания русла родников 10-30 метров от поверхности земли. Бурение скважин отрицательно влияет на русло родников, частые аварии скважин привели с засолонению большого количества родников.

В зону деятельности нефтегазодобывающих управлений и нефтяных компаний входят сотни населённых пунктов, здесь протекают многочисленные большие и малые реки, расположены водохранилища и множество родников.

Территория Южно-Ромашкинской площади, расположена на границе Волго-Сурского и Камско-Вятского артезианских бассейнов

Район находится в пределах Южно-Татарского свода, со сложной системой положительных и отрицательных структур более низкого порядка, и это определяет характер залегания, распространения, условия питания и разгрузки водоносных комплексов и горизонтов [50].

На рассматриваемой территории в пределах глубин распространения пресных вод выделяются следующие гидрогеологические подразделения:

1. Водоносный четвертичный аллювиальный горизонт развит в долинах рек Шешма, Кармалка и их притоках, приурочен к аллювиальным отложениям пойменной и надпойменной террас. Водовмещающими породами являются пески разнозернистые, гравий, галечник мощностью от 3 до 8 м.

2. Водоупорный локально-водоносный плиоценовый комплекс на территории района комплекс охарактеризован слабо. Дебиты скважин не более 1л/с при понижении 1,25 м. По химическому составу вода сульфатно-гидрокарбонатная, по катионам трехкомпонентная.

Минерализация составляет 0,6 г/дм. Жесткость: повышенная 9,1 ммоль/дм [31].

Питание водоносного горизонта осуществляется за счет инфильтрации атмосферных осадков, а также за счет перетоков из пермских водоносных отложений. Разгрузка их происходит в речную сеть.

Используются воды горизонта довольно ограниченно, с помощью отдельных колодцев и мелких скважин.

Водоносная верхнеказанская карбонатно-терригенная свита приурочена к отложениям верхнеказанского подъяруса верхней перми. Водовмещающие породы представлены, преимущественно, терригенными образованиями: трещиноватыми песчаниками, алевролитами с прослоями известняков, доломитов. Статические уровни устанавливаются на глубине 1-50м. Напор над кровлей свиты достигает 12 м. Питание свиты водоразделов осуществляется за счет инфильтрации атмосферных осадков. Разгрузка осуществляется в долины рек и ручьев. Водообильность свиты различна. Коэффициенты фильтрации водовмещающих пород изменяются в пределах от 1,2 до 117,9 м/сут.

Состав вод гидрокарбонатный, гидрокарбонатно-сульфатный, гидрокарбонатно-хлоридный, смешанный трехкомпонентный), кальциевый, магниево-кальциевый и трехкомпонентный с минерализацией от 0,2 до 1 г/дм.

Жесткость воды составляет 4,7-7,6 ммоль/дм.

Подземные воды верхнеказанской водоносной свиты широко используются для местного водоснабжения каптированными родниками, скважинами, шахтными колодцами (рис. 3.1.).



Размещено на http://www.allbest.ru/

- воды Верхнеказанской водоносной свиты

- нефтяные скважины

Рис. 3.1. Карта водоносности Южно-Ромашкинской площади

3.2 Состав и физико-химические свойства пластовых и нефтепромысловых вод

Воды, добываемые вместе с нефтью на поверхность, называются пластовыми. Как известно, по мере разработки нефтяных месторождений количество добываемых вместе с нефтью пластовых вод увеличивается и на конечной стадии разработки может достигать 95-98 %.

По составу, плотности и физико-химическим свойствам пластовые воды различных месторождений неодинаковы. Для сравнения химического состава и оценки их качества пластовые воды классифицируют по Ч. Пальмеру или В.А. Сулину.

Все пластовые воды по Ч. Пальмеру в зависимости от соотношений, содержащихся в них ионов Na, К Са SO, NO (разделяются на пять классов), основными из которых являются 1 класс - щелочные и 3 класс - жесткие (хлоркальциевые) воды.

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

1) сульфатнонатривые;

2) гидрокарбонатно-натривые;

3) хлормагниевы;

4) хлоркальциевые.

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 количеств отдельных ионов.

Для оценки химического состава пластовых вод обязательно определяют шесть ионов: Са, SO, СО ₃, Mg, Na, а также плотность и водородный показатель воды (рН). Такой анализ называется стандартным или шестикомпонентным.

Кроме указанных характеристик пластовых вод важными показателями являются также степень минерализации и содержание растворенных газов.

Под минерализацией пластовых вод понимается суммарное содержание в воде растворенных неорганических солей.

Согласно акад. В.И. Вернадскому, все пластовые воды (и поверхностные в том числе) по величине минерализации разделяются на четыре класса:

1) пресные с минерализацией до 1 г/л;

2) солоноватые (слабоминерализованные) - от 1 до 10 г/л;

3) солевые (минерализованные) - от 10 до 50 мг/л;

4) рассолы, минерализация которых выше 50 г/л.

Для различных месторождений минерализация пластовых вод изменяется в пределах от 15 до 3000 г/л. Минерализация пластовых вод, как правило, растет с глубиной залегания продуктивных горизонтов, из которых извлекается нефть. С повышением минерализации воды увеличивается ее плотность, которая может достигать в отдельных случаях 1,5 г/см ³.

Перекачка высокоминерализованной пластовой воды насосами требует повышенного расхода мощности двигателей, однако, вместе с этим у высокоминерализованных вод улучшаются процессы отстаивания нефти от воды, уменьшается набухание глинистых частиц продуктивного пласта и понижается температура замерзания этой воды.

В пластовых водах могут присутствовать следующие газы: азот (N₂), сероводород (H₂S), углекислый газ (СО₃), кислород (О₂), метан (СН₄), этан (С₂Н₆) и др. в количестве от 15 до 200 л/м ³ воды в зависимости от давления, температуры, минерализации.

Вязкость пластовой воды зависит в основном от температуры и может изменяться в пределах 0,2-2 сП.

В настоящее время вместе с нефтью добывается около 550-600 млн. м ³ пластовых вод в год. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления (ППД) при водонапорном режиме разработки нефтяных месторождений - это важное технологическое и природоохранное мероприятие ОАО "Татнефть" в процессе добычи нефти, которое позволяет осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: "добывающая скважина - система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки - система ППД - нагнетательная скважина [32].

В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти сопутствующие ей пластовые воды изменяют свои свойства вследствие снижения давления и температуры, попадания в них реагентов-деэмульгаторов, пресных вод, вводимых в нефть в процессе её обессоливания, а также продуктов коррозии и других компонентов. После отделения от нефти эти воды называются нефтепромысловыми сточными водами (далее сточные воды).

По составу и физико-химическим свойствам пластовые воды нефтяных месторождений Республики Татарстан представляют собой рассолы с плотностью 1,047-1,186 г/см ³, с общей минерализацией вод 64,6-271,2 г/дм ³, с содержанием хлоридов 34,7-170,6 г/дм ³ и натрия с калием 23,0-72,7 г/дм ³ и значением водородного показателя (рН) 5,7-6,9.

Пластовые воды залежей девона и нижнего карбона относятся к водам хлоркальциевого типа, пластовые воды залежей среднего и верхнего карбона относятся ко второму менее распространенному сульфатно-натриевому типу.

Состав пластовых вод приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Химический состав пластовых вод

Единица измерения	Состав пластовых вод
	CI-	НСО 3-	SO4- -	Са++	Mg++	К++Na+
мг/дм 3	34730-170600	10-450	20-4610	1980-24100	670-3780	22980-80840
мг*ион/дм 3	978-4806	0,16-7	0,21-48	49-601	28-156	999-3515
мг*экв/дм 3	978-4806	0,16-7	0,42-96	98-1202	56-312	999-3515

Для хлоркальциевого типа вод характерно содержание ионов двухвалентного железа (закисное железо) от 20 до 260 мг/дм ³.

Для сульфатно-натриевого типа вод характерно присутствие сероводорода от 80 до 300 мг/дм ³.

При подъёме пластовой воды из добывающей эксплуатационной скважины и движении её по системе сбора и подготовки нефти, а также по очистным сооружениям снижается давление, уменьшается количество - растворенного углекислого газа и вода становится, перенасыщенной карбонатами, часть которых выпадает в осадок. Объём осадка при нарушении карбонатного равновесия становится заметным при содержании в воде ионов НСО ₃^- более 200 мг/дм ³.

Сточные воды, не обработанные ингибиторами-бактерицидами, могут быть заражены сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ), способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа.

Механические примеси, присутствующие в сточных водах, имеют различное происхождение. Часть их выносится из продуктивных горизонтов вместе с добываемой жидкостью. Основная часть механических примесей образуется в результате нарушения солевого равновесия, коррозии металлов, окисления закисного железа или вносится с пресной технической водой [31].

Минералогический анализ механических примесей в сточных водах ОАО "Татнефть", где преобладают железосодержащие пластовые воды (из отложений девона), показывает, что они состоят из глинистых частиц с массовой долей 20-40 %, карбонатов с массовой долей 10-20 %, окиси и гидроокиси железа с массовой долей 40-70 %.

Механические примеси содержат в своём составе также органические вещества: парафины, асфальтены, смолы.

Содержание нефти. Нефть в сточных водах находится, в основном, в эмульгированном состоянии.

Исследованиями института ТатНИПИнефть установлено, что при закрытой системе очистки вод свыше 90 % частиц механических примесей и эмульгированной нефти, содержащихся в очищенной сточной воде, имеют размер не более 5 мкм. [31].

Воду, закачиваемую в продуктивные горизонты, очищают от нефти и механических примесей до нормативных показателей (табл.3.2).

Таблица 3.2. Нормативные показатели

№ пп	Примеси	Допустимое содержание в воде, мг/дм 3
		Предельное	Средневзвешенное за месяц
1	Нефть	150	60
2	Механические примеси	80	50

3.3 Требования к качеству сточных вод, закачиваемых в нагнетательные скважины

Сложившееся ранее понятие системы ППД как комплекса инженерных сооружений и источников водоснабжения, обеспечивающих только поддержание необходимого давления в пластах, явно устарело.

Такое представление было правильным, когда речь шла о закачке газа в купольную часть пласта или закачке воды в законтурную зону для восполнения объемов, отбираемых из пласта жидкости и газа. При этом прямой контакт закачиваемых агентов с вытесненной нефтью практически исключался. Между ними всегда была буферная зона из флюидов, содержавшихся в пластах изначально. Прорыв закачиваемых флюидов к забоям добывающих скважин относился к категории близкой к аварийной.

В настоящее время функции закачиваемых в пласт агентов значительно расширены, и вторая их задача, вслед за поддержанием пластового давления, состоит в обеспечении эффективного вытеснения нефти из пористой среды с различными коллекторскими свойствами. Естественно, что набор применяемых в качестве буферных агентов флюидов существенно расширился, а закачиваемая за оторочкой вода из замещающего превращается в эффективный рабочий агент по вытеснению нефти из пласта.

Прорыв закачиваемой воды к забоям добывающих скважин, к сожалению, расценивается уже не как авария, а как неизбежное явление, характерное для поздней стадии разработки месторождений.

В современных условиях комплекс требований, предъявляемых к закачиваемым в пласт флюидам, значительно расширяется. Кроме традиционных, предъявляется дополнительный комплекс требований, флюиды не должны:

Ш оказывать вредного воздействия и изменять в худшую сторону качество извлекаемой и остающейся в пласте нефти, газа и воды (окисление, сульфирование и т.д.);

Ш формировать осадки, приводящие к кольматации пор и каналов пласта;

Ш провоцировать выделение балластных и коррозионно-активных газов (CO₂ H₂S и т.д.);

Ш необратимо кольматировать своей массой каналы низкой и повышенной проницаемости, блокировать в связи с этим возможность последующего применения различных методов повышения нефтеотдачи пластов, требующих развитой дренажной системы в продуктивных пластах;

Ш приводить к неконтролируемому разрушению скелета пласта;

Ш оказывать вредное воздействие на смежные технологические процессы при добыче нефти, сборе и транспорте продукции скважин, сепарации газа, осуществлении предварительного сброса воды, операциях по подготовке нефти, очистке пластовых вод, получении широкой фракции, переработке газа, последующей переработке нефти;

Ш оказывать вредное воздействие на обслуживающий персонал, оборудование, окружающую среду сточная вода, закачиваемая в продуктивный горизонт, должна быть подготовлена и иметь такое качество, чтобы обеспечить вытеснение нефти, длительную и устойчивую приемистость нагнетательных скважин в заданных объёмах при оптимальном давлении закачки воды [32].

Водородный показатель (рН). Значение рН должно находиться в пределах от 5 до 7,5.

Фильтрационная характеристика. При снижении коэффициента приемистости нагнетательных скважин, ухудшающем условия разработки объекта, следует проводить работы по восстановлению фильтрационной характеристики призабойной зоны.

Содержание растворенного сероводорода и ионов железа. В воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, пластовые воды которых не содержат сероводород или содержат ионы железа, сероводород должен отсутствовать. В воде, закачиваемой в продуктивные пласты, содержащие сероводород, ионы железа должны отсутствовать.

Для повышения вытесняющих свойств воды и более длительного сохранения приёмистости нагнетательных скважин рекомендуется снижать содержание нефти и механических примесей для приведения в соответствие с коллекторскими свойствами пластов.

Содержание растворенного кислорода. Предельное содержание растворенного кислорода в воде допускается не более 0,5 мг/дм ³

Набухаемостъ пластовых глин. Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна превышать значения их набухаемости в своей пластовой воде конкретного месторождения.

Коррозионная активность. При коррозионной активности воды свыше 0,1 мм/год необходимо выявить причины и предусматривать мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования.

Содержание сульфатвосстанавливающих бактерий в закачиваемой сточной воде. Сульфатвосстанавливающие бактерии должны отсутствовать в закачиваемой воде [33-36].

3.4 Контроль за качеством подготовки воды

Контроль за качеством подготовленной для заводнения воды осуществляется по двухступенчатой схеме (рис 3.2):

Ш 1-я ступень контроля - на выходе из установки очистки воды (при наличии УОВ) или на выходе из самоочищающегося жидкостного гидрофобного фильтра (при наличии СОЖГФ) при сбросе пластовой воды с ДНС в систему ППД;

Ш 2-я ступень контроля - на входе КНС.



Рис. 3.2. Двухступенчатая схема контроля подготовленной воды

Таблица 3.3. Технологические приемы обработки воды [33-36]

Показатели качества воды	Технологические приемы обработки воды
Фильтрационная характеристика	Отстаивание, коалесценция, флотация, фильтрование через различные материалы, гидравлическая сортировка, коагулирование с последующим фильтрованием, применение ингибиторов солеотложения и коррозии.
Показатели качества воды	Технологические приемы обработки воды
Стабильность	Ингибирование отложений солей
Совместимость	Ингибирование отложения карбонатов и сульфатов
Размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти	Отстаивание, коалесценция на твердых и жидких средах, фильтрование через различные зернистые материалы, гидравлическая сортировка, флотация, коагулирование с последующим фильтрованием, диспергирование
Содержание эмульгированной нефти и механических примесей	Отстаивание, коалесценция на твердых и жидких средах, фильтрование через различные зернистые материалы, отделение в гидроциклонах и мульти-гидроциклонах, флотация, коагулирование, с последующей фильтрацией
Содержание растворенного кислорода	Десорбция нефтяным газом, "холодная" вакуумная деаэрация, связывание реагентами восстановителями
Коррозионная активность	Применение ингибиторов коррозии
Содержание сероводорода, углеводородных газов	Деаэрирование, связывание химическими реагентами, Ингибирование
Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий	Обработка бактерицидами, бактерицидными лучами, хлором
Содержание иона железа	Обработка при закачке воды по закрытой (без доступа воздуха) схеме, окисление, подщелачивание или смешение железо- и сероводородсодержащих промысловых сточных вод с последующим отстаиванием и фильтрованием

Одновременно отбирают по 4 пробы сточной воды (2 - для определения содержания нефти, 2 - для определения содержания механических примесей). Пробы сточной воды отбирают без доступа воздуха под пробку бутылки. Бутылки с водой должны иметь этикетки со следующими сведениями: дата и место отбора пробы, температура воды при отборе пробы. Бутылки с водой следует хранить в темном месте при температуре не выше 20 °С. Время между отбором проб и анализом воды в химико-аналитической лаборатории не должно превышать 24 ч.

Технологические приемы обработки воды приведены в таблице 3.3 [33-36].

4. Инженерная часть

4.1 Обоснования по совершенствованию системы ППД

Для более эффективного извлечения нефти из Южно-Ромашкинской площади применяются методы нестационарного воздействия - циклическую закачку воды и форсированный отбор жидкости. Дополнительно с целью улучшения разработки площади необходимо повысить качество закачиваемых в том числе за счет:

Ш снижения содержания нефтепродуктов;

Ш минерализации закачиваемой пресной воды,

Как было сказано ранее, подземные воды Верхнеказанской водоносной свиты широко используются для местного водоснабжения каптированными родниками, скважинами, шахтными колодцами в связи с чем, необходимо исключить влияние сточных вод на верхлежащий ярус.

Существующие система ППД нуждается в реконструкции. Прежде всего, это диктуют современные требования к качеству закачиваемых вод. В соответствии с произведенными расчетами, рекомендациями осуществление проекта каскадной технологии очистки и закачки нефтепромысловых сточных вод с делением их на два уровня качества базовое и высшее.

Для обеспечения требуемых качеств воды необходимо установить дополнительное современное оборудование. Важным моментом является сохранение качества перекачиваемой жидкости не только при подготовке, но и при транспортировке. Этот вопрос решают своевременной заменой отработавших труб на МПТ (металлопластиковые трубы) [37].

4.2 Разработка технологической схемы каскадной очистки воды для Южно-Ромашкинской площади

Закачка подготовленной воды в соответствии с коллекторскими свойствами пластов и пропластков, вскрытых как индивидуальным, так и общим забоем при минимальной кольматации пор фильтрующих пород обеспечивает:

Ш увеличение текущей добычи нефти;

Ш извлечение из недр нефти, не поддающейся вытеснению традиционными средствами;

Ш осуществление ремонтных работ в экологически чистом варианте;

Ш высокоэффективную, экологически чистую утилизацию нефтешламов, извлекаемых из очищаемой воды при минимальных затратах;

Решению о качестве, количестве и технологии закачки воды предшествуют детальный геологический и петрографический анализ пластов, интерференции нагнетательных и добывающих скважин, выбор приемлемой технологии закачивания скважин бурением, вскрытия пластов и вызова притока [38].

Каскадная очистка закачиваемых вод (рис. 4.1) предусматривает выполнение этих операций в несколько ступеней, осуществляемых на действующих очистных сооружениях до базового уровня с последующей дифференцированной доочисткой на КНС и отдельных скважинах. В ряде случаев предусматривается путевой отбор воды нужного качества в режиме "пиявки" с закачкой наиболее грязной воды в скважины с соответствующими коллекторскими свойствами. Проблема утилизации нефтешлама в этом случае не возникает [39].

Подготовка сточной воды может быть выполнена по нескольким вариантам технологических схем, включающим:

Ш размещение оборудования для очистки и доочистки воды на крупном узле сброса воды из продукции скважин, например, при товарных парках или ДНС.

Ш размещение оборудования на КНС.

Ш размещение индивидуального оборудования для доочистки на водоводах или устьях скважин с низкой и средней проницаемостью.

Ш использование забойных и устьевых фильтров.

Ш техническая схема ППД с каскадной технологией подготовки воды двух уровней качества, представлена на рис. 4.2.

Рис. 4.1. Принципиальная схема каскадной очистки закачиваемых вод: 1 - головные очистные сооружения 1 группы качества воды; 2 - гребенка; 3 - водоводы первой группы качества; 4 - КНС - кустовые насосные станция; 5 - узел доочистки воды второй ступени; 6 - водовод воды второй ступени очистки; 7 - узел доочистки воды третьей ступени; 8 - водовод воды третьей ступени очистки; 9 - узел очистки воды четвертой ступени; 10-13 - нагнетательные скважины, принявшие воду первой, второй, третьей и четвертой ступеней очистки

Очистка воды до базового уровня осуществляется в самоочищающимся жидкостном гидрофобном фильтре на базе отстойника ОГ-200. Компенсация последующего загрязнения воды в процессе транспортировки по водоводам не требуется. Высшее качество воды достигается на АОСВ. Полученная вода подается через БКНС-65А в скважины, вскрывшие пласты средней и низкой проницаемости.



Рис. 4.2. Каскадная очистка сточных вод:

1- установка предварительного сброса воды,

2- насос,

3- жидкостной гидрофобный фильтр на базе ОГ-200,

4- скважины,

5- выносная блочная насосная гребенка,

- скважины в которые подается вода базового качества

Процесс очистки сточных вод до различных ступеней качества производится следующим образом. Вода с установки предварительного сброса воды в полном объеме поступает на ЖГФ, где происходит ее очистка до базового качества, далее часть очищенной воды идет на КНС для закачки в скважины [22].

4.3 Подбор оборудования для каскадной очистки сточных вод

Имеющееся на сегодняшний день оборудование для очистки воды позволяет обеспечить любое требуемое качество нагнетаемой воды для групп пластов с различными характеристиками. Рассмотрим некоторые из существующих на сегодняшний день комплектов оборудования и приведем рекомендации по выбору наиболее оптимального из них применительно к Южно-Ромашкинской площади.

Самоочищающийся жидкостной гидрофобный фильтр (СОЖГФ). Очистка сточной воды в горизонтальных и вертикальных отстойниках с использованием СОЖГФ заключается в том, что диспергированные в сточной воде эмульгированная нефть и взвешенные частицы, обладающие гидрофобной поверхностью, могут быть уловлены путем контактирования с нефтью. Аппараты этого типа на базе горизонтальных отстойников емкостью 50-200 м ³ (СОЖГФ-50…200) и вертикальный трубный жидкостный фильтр (ВТЖГФ) обеспечивают устойчивый технологический процесс очистки сточной воды при значительном входном содержании нефти (400-2000 мг/л) и механических примесей (до 200 мг/л).

Качество сточной воды, очищенной на ЖГФ-200 и ЖГФ-50, существенно зависит от их производительности. Изменяя этот параметр можно отводить из аппаратов сточную воду разного качества

Традиционные отстойники типа ОГ-200 работают по принципу разделения эмульсий под действием сил гравитации. Они не обладают достаточной эффективностью, и качество очищенной воды не отвечает предъявляемым требованиям к подготовке воды для системы ППД

Процесс можно интенсифицировать, используя гидрофобные фильтры. В жидкостном гидрофобном фильтре в качестве контактной фильтрующей среды используется нефтяной слой высотой 0,5 м на поверхности воды. Загрязненную воду распределяют и пропускают сверху вниз через входной коллектор в виде отдельных струек и капель, при этом, в результате контакта, находящиеся в воде частицы сливаются с нефтяной средой. Таким же образом в нее переходят и твердые взвешенные частицы, обладающие гидрофобной поверхностью [43].

Схема ОГ-200, переоборудованного в ЖГФ, показана на рис. 4.3. Исходная вода подается в распределительный коллектор, состоящий из перфорированной трубы диаметром 273 мм с двумя рядами отверстий d= 30 мм, расположенных под углом 120С к ее нижней образующей. Равномерно распределенная по площади фильтрации вода проходит через фильтрующий слой нефтепродуктов 0,5 м, где задерживается основная масса крупно и среднедиспергированных загрязнений. Очищенная вода отводится через выходной коллектор - перфорированную трубу d =273 мм с двумя рядами щелей 70х 150 мм расположенных под углом 90 к ее верхней образующей. Уловленные нефтепродукты и ТВВ удаляются через выходной коллектор уловленной нефти d = 57 мм по мере накопления слоя, максимально допустимая величина которого 1,2 м. Межфазный уровень контролируется КИПиА типа "Элита" [22].

Рис. 4.3. Принципиальная схема оборудования ЖГФ-200: 1 - корпус ОГ-200; 2 - водовод; 3 - водораспределительный коллектор; 4 - нефтеотводной коллектор; 5 - газоуравнительная линия; 6 - гидрозатвор; 7 - задвижка для опорожнения булита; а- фильтрующий слой нефти; б -очищенная вода

Основные показатели работы самообновляющегося жидкостного гидрофобного фильтра (СОЖГФ) на базе булита типа ОГ-200 представлены в таблицах 4.1-4.2.

Аппараты ЖГФ на базе ОГ-200 и ОГ-50, разработанные институтом ТатНИПИнефть, испытаны и успешно работают на 5 объектах. Из приведенных данных видно, что аппараты ЖГФ обеспечивают базовое качество воды, а также могут быть использованы в качестве ступени для подготовки воды второго (среднего) уровня качества. Цена ЖГФ на базе ОГ-200 составляет 14 000 тыс. руб. [22].

Таблица 4.1. Техническая характеристика ЖГФ-200

Показатель	Значение
Номинальный объем булита	200 мЗ
Полезный объем	190 м 3
Температура воды	+3 - +20С
Рабочее давление	0,6 МПа
Расчетная производительность: максимальная	4000 м 3/сут
оптимальная	2000 м 3/сут
Содержание загрязнений в очищаемой воде:
- эмульгированной нефти	не регламентируется
- твердых взвешенных частиц (ТВЧ), смоченных нефтью	не регламентируется
Дисперсность загрязнений в очищаемой воде	0,1-100 мкм

Таблица 4.2. Качество очищенной воды с применением ЖГФ на базе ОГ-200

Производительность по сточной воде, м 3/сут	Содержание в воде, мг/л	Дисперсность загрязнений, мкм
	эмульгированной нефти	ТВЧ, смоченных нефтью
4000	до 60	до 50	0,1-10
2000	до 30	до 25	0,1-5

Аппарат очистки сточных вод (АОСВ). В настоящее время по данным института ТатНИПИнефть в ОАО "Татнефть" эксплуатируются и готовятся к работе 15 АОСВ 2/2 БН, расположенных на 9 объектах 6 НГДУ. Аппарат разработан институтом ТатНИПИнефть, в настоящее время поставляется ЗАО "Ермак-Экология" (г. Москва).

На всех объектах, находящихся в эксплуатации, при соблюдении технологического режима достигается 3-5 кратное снижение содержания примесей в очищенной воде.

Рис. 4.4. Принципиальная технологическая схема подготовки воды с АОСВ

Продукция скважин поступает в два параллельно расположенных газовых сепаратора (объемом по 50 м ³) (2). После сепаратора нефть с обводненностью до 80 % поступает в концевой делитель фаз (КДФ) (3), откуда нефть поступает в нефтяную буферную емкость (4) объемом 200 м 3 и далее на товарный парк, а вода, в количестве 3000-4000 м ³/сут - в гравитационный отстойник РВС-2000 (5). После отстойника вода поступает в аппараты АОСВ 2/2(6), далее очищенная вода поступает через буферный водяной резервуар (7) на насос (9), откачивающий воду на КНС. Нефть с аппаратов АОСВ выводится насосом (10) на прием сепараторов (2).

Основные технологические показатели работы АОСВ:

Ш Количество очищаемой воды, м ³/сут до 3000

Ш Давление на входе АОСВ, МПа 0,08-0,1

Ш Давление на выходе АОСВ, МПа 0,08-0,1.

В результате испытательных работ АОСВ было получено 4-6 кратное снижение содержания нефтепродуктов в очищаемой сточной воде, прошедшей предварительный отстой в РВС-2000. Содержание твердых взвешенных частиц в сточной воде составляет около 3-10 мг/л. Измерение и сравнение дисперсности на входе и выходе показало, что после очистки доля мелкодисперсных частиц увеличивается в среднем с 12 % до 25 %. Это говорит о том, что эффективно происходит очистка от крупных частиц.

Учитывая, что качество воды на входе в аппараты приближается к базовому, можно сделать вывод о том, что при работе установки в режиме второй ступени достигается высокая степень ее очистки, характеризуемая показателями второго (среднего) уровня [22].

В условия необходимости подготовки сточной воды третьего (высшего) уровня для нагнетательных скважин, находящихся в зоне питания родников система АОСВ и ЖГФ-200 не могут обеспечить требуемых параметров, в том числе по содержанию остаточной нефти.

Оптимальная технологическая схема каскадной очистки воды должна быть составлена таким образом и включать в себя такое оборудование, чтобы при минимальных затратах были обеспечены необходимые уровни качества сточной воды.

Исходя из технических характеристик, представленных планируемых данных и необходимых показателей качества очищенной воды, выбираем следующее оборудование. В качестве первой ступени очистки наиболее оптимальным будет использование двух установок ЖГФ на базе отстойника ОГ-200, а для второй - установки АОСВ. Оба аппарата обеспечивают приемлемое качество воды для закачки в пласты с исходными коллекторскими свойствами.

Для повышения качества подготовки сточных вод до третьего (высшего уровня) предлагается дополнить существующую систему дополнительной установкой доочистки сточных ввод типа "Коалесцент" [23].

Установка серии "Коалесцент" (рис№9) поставляется в стационарном и передвижном исполнении. Стационарная установка "Коалесцент-6" предназначена для глубокой очистки сточных вод нефтебаз, автозаправочных станций от нефтепродуктов и механических примесей.

Установка представляет собой автоматизированный комплекс, обслуживаемый одним оператором, и состоящий из нефтеловушки, насоса подачи сточных вод на очистку, фильтра грубой очистки, теплообменника, шести напорных ступеней очистки, КИП, блока автоматики и сигнализации, емкостей для сбора очищенной воды, нефтепродуктов и механических примесей, компрессора, технологических трубопроводов [24].

Первая ступень - коалесцирующая, объединена с тонкослойным блоком очистки и заполнена гранулированным коалесцирующим материалом. В первой ступени происходит предварительное отделение механических примесей, пленочного и грубодисперсного нефтепродукта, которые через автоматический клапан выводятся в сборную емкость.

Вторая ступень - коалесцирующая, на три четверти объема заполнена коалесцирующим материалом и имеет дренажный слой. При прохождении сточных вод через коалесцирующий и дренажный слои мелкие капли нефтепродукта укрупняются и всплывают. Нефтепродукт отводится в сборную емкость. Очищенная от мелкодисперсного нефтепродукта вода подается на третью ступень.

Третья и четвертая ступени - аэраторы. В них происходит диффузия молекул растворенных нефтепродуктов и их флотация.

Пятая и шестая ступени - сорбирующие, заполнены сорбирующим материалом. Здесь происходит сорбция оставшихся частиц нефтепродуктов и их растворенной части.

Регенерация фильтрующего материала напорных ступеней очистки производится в течение 30 мин обратным током горячей воды и сжатым воздухом через каждые 50...200 часов работы установки.

Коалесцирующий материал не требует замены в течение всего срока эксплуатации. Замена сорбирующего материала производится через каждые 12...18 месяцев работы. Отработанный сорбирующий материал является отличным топливом.

...