Применение гидроциклонно-насосной установки в системе водоподготовки и закачки воды в пласт для очистки сточных пластовых вод

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В области добычи наиболее изучен процесс вытеснения нефти водой. Метод вытеснения нефти из пласта водой (особенно в начальный период разработки месторождения) является самым распространенным. В странах СНГ с применением законтурного и площадного заводнения из недр извлекается 67% всей добываемой нефти. Эти методы позволили значительно увеличить продолжительность наиболее дешевого способа эксплуатации залежей - фонтанного.

Тем не менее при вытеснении нефти водой значительная часть нефти остается в пласте неизвлеченной. Низкаянефтеотдача при традиционном заводнении связана с особенностями гидродинамики водонефтяной системы в пористой среде. Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкости, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходит удерживание нефти в пласте капиллярными силами. Капиллярные силы, действующие на границе между водой и нефтью, защемляют нефть, препятствуя ее вытеснению.

Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пласта обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов на поверхности зерен пород, а также различием вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта нефть-вода, обволакиванию водой в пористой среде оставленных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или глобул нефти, т.е., по сути дела, ее диспергированию. И, наконец, частая неоднородность пласта приводит к тому, что вытеснение происходит в основном из высокопроницаемых зон, в низкопроницаемых зонах остается много нефти.

При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5...2 м3 - при площадном заводнении и 2...2,5 м3 - при законтурном заводнении.

Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (~ 85 %), пресных (~ 10 %) и ливневых (~ 5 %) вод.

Природные и сточные воды могут содержать примеси органического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидрозакисьFe(OH)2 и гидроокись Fe(OH)3 железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов.

Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащиеся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать нежелательные соединения. Так, сульфатовосстанавливающие бактерии при своей жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количестве до 100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разрушению трубопроводы, аппараты и оборудование.

Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, предназначенная для закачки в пласты, должна содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа.

Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование.

Осветление мутных вод коагулированиемосуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести, поэтому их нужно осаждать в поле действия центробежных сил в сотни и тысячи раз превышающих гравитационные силы. Для этих целей предлагается применять гидроциклоны цилиндроконические, которые можно устанавливать на всасывающей линии нагнетательных насосов ЦНС.

Актуальность темы. В области добычи наиболее изучен процесс вытеснения нефти водой. Метод вытеснения нефти из пласта водой (особенно в начальный период разработки месторождения) является самым распространенным. Тем не менее при вытеснении нефти водой значительная часть нефти остается в пласте неизвлеченной. Низкаянефтеотдача при традиционном заводнении связана с особенностями гидродинамики водонефтяной системы в пористой среде. Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкости,а также в снижении пористости пласта при некачественном заводнении водой с высоким содержанием механических примесей и органических загрязнений.

Цель.Обосновать возможность применения гидроциклонно-насосной установки в системе водоподготовки и закачки воды в пласт для очистки сточных пластовых вод от механических примесей и органических загрязнений центробежным способом.Повысить надежность работы центробежных насосов ЦНС на кустовых насосных станцияхзакачки воды в пласт установив гидроциклон на всасывающей трубе насоса..



1. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМЫ ПРОЕКТА

1.1 Краткая характеристика Чинаревского месторождения

Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) выявлено в 1991 году ПГО “Уральскнефтегазгеология”. Оно расположено в 80 км к северо-востоку от г. Уральска. На месторождении установлено три залежи: две газоконденсатные (бийская и афонинская) в отложениях среднего девона и одна газонефтяная в отложениях турнейского яруса нижнего карбона.

Месторождение занимает выгодное географическое положение, располагаясь в регионе с развитой добычей нефти и газа . В 75 км юго-восточнее его расположено ближайшее разрабатываемое уникальное по запасам нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак, с развивающейся добывной, перерабатывающей и транспортной инфраструктурой. В 130 км восточнее в России расположено другое уникальное по запасам газовое месторождение - Оренбургское, которое разрабатывается с конца 60-х годов.

В 50 км северо-западнее в России разрабатывается Зайкинско-Росташинская группа нефтяных месторождений с высоким газовым фактором.

ТОО “Жаикмунай” создано с доразведки, добычи, переработки, транспортировки и реализации, в том числе и экспорта, углеводородного сырья в пределах Лицензионной территории площадью 322,4 км кв., включающей Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение.

Учредителями ТОО “Жаикмунай” являются АО “Конденсат”- Республика Казахстан и Компания “FirstInternationalOilCorporation” (FIOC) - США, на которую возложено финансирование работ согласно Лицензионных условий.

Общая сумма обязательств по инвестициям - около 500 миллионов долларов. Контрактом определен пятилетний доразведочный этап с правом его продления на 4 года.

После завершения доразведочного этапа начнется промышленная эксплуатация месторождения.

Программой буровых работ предусмотрена бурение 43 эксплуатационных скважин. На реализацию этой части рабочей программы согласно контракту необходимо финансирование в размере 442 миллиона долларов.

По геологической квалификации Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение относится к разряду крупных месторождений, запасы которого оценивается на уровне 140 млн. тонн в пересчете на условное топливо.

На Чинаревском месторождении, выявленном еще советскими геологами, было пробурено до проектной глубины 3 скважины, из которых две оказались продуктивные (скважина №4, №10).

Надо сказать, что месторождение достаточно сложное, с относительно большими глубинами залегания продуктивных отложений (4,5-5,2 км) их блоковым строением и сложным характером коллекторов.

В скважинах 10 Чинаревская в интервале перфорации 4356-4395 м были отобраны 4 глубинные пробы с глубины 4300 м и 6 поверхностных проб . Анализы проводилось в аналитическом центре Нижневолжского научно-исследовательского института геологии и геофизики (НВНИГГ), г.Саратов.

Оценка промышленного значения нефти для технологических процессов переработки проведена на основе изучения товарной характеристики нефти, выполненной НВНИИГГ, ИПХГ АН РБ и ООО “ВолгоУралНИПИгаз”. Нефть Чинаревского месторождения характеризуется как малосернистая (0,32%), малосмолистая (2,7%), парафиновая (5,6%). Массовое содержание меркаптановой серы - 0,03 .

Результаты интерпретации и переинтерпретации данных сейсморазведки использовались для заложения глубоких скважин. Общей чертой выбора местоположения скважин было заложение их в сводовой части выявляемых поднятий в нижней части осадочного чехла (горизонты П3, Д2).

Так скважина горизонтом П-9 была заложена в сводовой части поднятия по отражающему горизонту П3 (Алексеев,1978), но, подтвердив структурные построения, оказалась что структурный план горизонта П3 не контролирует положение залежей в отложениях девона.

Две другие из числа успешно завершенных бурением скважин 4 и 10, были заложены на приразломные поднятия по горизонту Д2. Скважиной 4 была выявлена залежь УВ в отложениях бийского горизонта. В скважине 10 была подтверждена продуктивность бийских и получены фонтанные притоки из афонинских и турнейских отложений. В настоящее время скважина 10 находится в пробной эксплуатации.

Ряд глубоких скважин (горизонты П-1, П-2, 5, 7) из-за сложных горно-геологических условий, в первую очередь наличия горизонтов пластичных солей до проектного горизонта доведены не были. Две скважины (12 и 13) были остановлены бурением в низах нижнепермского карбонатного комплекса из-за отсутствия финансирования.

В тектоническом отношении Чинаревское месторождение располагается в пределах Северной бортовой части Прикаспийской впадины (СБЧ), во внешней прибортовой ее зоне и приурочено к северному склону одноименного выступа фундамента, являющегося одним из звеньев цепочки выступов на границе сочленения Волго-Уральской антеклизы и Прикаспийской впадины

Поверхность кристаллического фундамента в сводовой части Чинаревского выступа находится на отметке - 5,9 км. В структурном плане осадочная толща Чинаревского месторождения разделяется на четыре структурных этажа:

Нижне-верхнедевонский-этаж, выделяется в объеме нижне-, средне- и нижней части верхнедевонских отложений.

Верхнедевонско-нижнепермский - этаж разделяется на три структурных яруса: верхнедевонско-турнейский, визейско-башкирский и московско-нижнепермский. Ведущая роль в строении ярусов принадлежит седиментационному фактору. Ярусы формируют карбонатные платформы, которые в краевой части шельфа переходят в депрессионные бассейновые отложения. К границе этих различных фациальных зон приурочено развитие рифовых поясов. По южной границе Чинаревского выступа располагается верхнедевонско-турнейский рифовый пояс. Визейско-башкирский рифовый пояс располагается южнее предыдущего и отражает регрессивное, проградационное смещение карбонатных комплексов.

Соленосный этаж - находится в сульфатно-галогенным мегакомплексом кунгурского яруса (0,8-1,3 км), являющимся надежной региональной покрышкой.

Надсолевой - этаж залегает моноклинально и в соответствии с региональным наклоном, характерным для соленосного, погружается с севера на юг.

Площадь залежи I - турнейского пласта равна 35759 тыс.м2. Эффективная газонефтенасыщенная толщина составляет 28,6 м. Площадь залежи II - турнейского пласта равна 13009 тыс.м2. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 16 м. Площадь залежи III - турнейского пласта равна 52615 тыс.м2. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 13 м.

1.2 Состав и свойства пластовой жидкости

Для изучения физико-химических свойств дегазированных нефтей пробы отбирались при исследованиях на установившихся режимах работы скважин.

Физико-химические свойства дегазированных нефтей , отобранные на разных режимах , по скважине 10 близки между собой и остаются практически неизменными с начала пробной эксплуатации залежи .Дегазированная нефть скважины 13 по физико-химическим свойствам мало отличается от свойств нефти скважины 10.

Повышенное содержание высокомолекулярных смол и парафинов в некоторых пробах оказало влияние на величину плотности (811-832 кг/м3) и молекулярную массу (168 и189 г/моль).

Дегазированная нефть турнейской залежи - легкая с плотностью 799-827 кг/м3, малосернистая ( до 0,08 % мас.), парафинистая (1,7-8,64 % мас.), малосернистая (1,95-3,7 % мас.) , с температурой начала кипения 49-60 С . Температура выкипания 70 % фракции составляет 315-340 С. Динамическая вязкость нефти при стандартных условиях не превышает 5,0 МПа*с.

Данные по изменению плотности и вязкости нефти от температуры по анализам поверхностных проб приведены в таблице 1. Результаты разгонки нефти по ИТК на узкие фракции и характеристики этих фракции приведены в табл.. Бензиновые фракции Чинаревской нефти малосернистые, а также характеризуются низким октановым числом, но ввиду высокого содержания нафтеновых УВ, могут быть рекомендованы в качестве сырья для производства высоко октановых автомобильных бензинов или ароматических УВ.

Керосиновые дистилляты пригодны для производства качественных реактивных тополев. Наличие невысокого содержания меркаптанов, т.е. не выше норм требований ГОСТа.

Таблица 1.1 Физико-химическая характеристика Чинаревской нефти.

Показатель качества	Ед. измер.	Юго-Западный	Северо-Восточный
1.Относительная плотность:-при 200С -при 15,50С	кг/м3	832,2 835,5	816,6 820,2
2.Кинетическая вязкость:-при 200С -при 500С	мм2/сек	5,21 2,70	4,25 2,33
3. Температура застыван (с термообр)	0С	-22	-27
4. Содержание: - общей серы - сероводорода - меркаптановой серы - силикагелевых смол - асфальтенов - парафина (температура плавл , 0С) - механических примесей - азота - углерода - водорода - кислорода - золы	% мас.	0,49 отс. 0,007 3,7 0,99 4,2 (56) 0,0032 0,12 86,61 12,53 0,12 0,007	0,38 0,0004 0,01 3,3 0,4 1,70 (62) не опр. --“- - -- “ - - -- “ - - -- “ - - -- “ - -
5. Концентрация хлористых солей	мг/дм3	151,6	26,9
6. Кислотное число 1г нефти	МгОН	0,09	0,06
7. Коксуемость	% мас.	1,4	1,3
8. Температура вспышки в закр.тигле	0С	< -35	<-35
9.Выход фракций на нефть: - до2000С - до 3500С	% мас.	31,04 65,33
10. Упругость паров по Рейду при 380С	мм.рт.ст.	238	400
11. Молекулярная масса		233	189
12. Содержание: - ванадий - никель - железо - медь - свинец - натрий	ррm	7 8 1,6 0,08 < 0,01 1,8	не опр. -- “ -- --“ -- --“ -- -- “ -- -- “ --

Таблица 1.2 Химический анализ подземной воды. Плотность при 200С - 1,17857 г/см3

Определяемые ионы	Содержание ионов мг/л МГ-экв/л
Na/	62500,0 2717,39
K/	4500,0 115,09
Ca//	26252,4 1310,0
Mg//	4134,4 340,0
Cl/	164613,90 4653,05
Br/	655,03 8,2
I/	26,44 0,21
SO//4	206,8 17,7
HCO//3	183,05 3,0
CO//3	не обнаружен
B///	708,08 196,69
Содержание общее, Fe///	46,25 2,48
	263826,35 9363,81
рН	5,49

Таблица 1.3 Содержание микроэлементов в пластовой воде.

Микроэлементы	Результаты анализа, мг/л
Кадмий Цинк Медь Свинец Марганец Рубидий Литий Стронций	2,00 45,00 0,50 9,00 2,65 0,10 17,00 700,00

Таблица 1.4 Компонентный состав газа.

Компонент	Содержание, % мол.
СН4	68,99
С2Н6	5,88
С3Н8	0,76
i-С4Н10	0,07
П- С4Н10	0,19
i -С5Н12	0,05
П-С5Н12	0,04
С6+высш.	0,04
N2	7,1
СО2	16,88

Запасы нефти, конденсата и газа

Данные, полученные в результате бурения и испытания трех скважин 4, П-9 и 10, а также материалы сейсморазведки 3Д, позволили дать оценку запасов углеводородов по категориям: С1 и С2.

Государственной комиссией по запасам, при Министерстве энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан 01.07.2002 года (Протокол №167-02-П), приняты на Госбаланс следующие величины запасов:

1.Свободный газ:

по категории С1 - 5 630 млн.м3.

по категории С2 - 70 762 млн.м3.

2. Конденсат (геологические/извлекаемые):

по категории С1 - 1756 / 1094 тыс. тонн.

по категории С2 - 21447 / 11814 тыс. тонн.

3. Нефть (геологические/извлекаемые):

по категории С1 - 11967 / 4386 тыс. тонн.

по категории С2 - 21291 / 10118 тыс. тонн.

4. Растворенный газ (геологические/извлекаемые):

по категории С1 - 2194 / 918 млн.м3.

по категории С2 - 3988 / 1634 млн.м3.

В сумме геологические и извлекаемые (при К извлечения газа =0,4) запасы месторождения составляют: газ - 76,4/ 67,3 млрд.м3,нефть+конденсат -56,5 / 27,4 млн.т. В нефтяном эквиваленте (н.э.) учтенные Госбалансом РК запасы составляют по категории С1- 11967 / 4386 тыс.т, по категории С2- 23291 / 10118 тыс.т. Доля запасов категории С1 при этом составляет 11-12% и свидетельствует о слабой изученности Чинаревского месторождения. В то же время величины запасов категории С2 говорят о значительном его потенциале.Нефтяная залежь турнейского яруса бурением изучена слабо. Особенности ее геологического строения не исключают увеличение запасов нефти в ней до 130/40 млн.т (геологические/извлекаемые), за счет еще неразведанных ресурсов категории С3 южной и др. структурных и литологических ловушек. В этом случае потенциал месторождения будет составлять не менее 247/126 млн.т н.э. (геологические/извлекаемые).

С учетом ресурсов по турнейскому нефтяному горизонту наиболее реалистичной оценкой извлекаемых УВ месторождения является: газ - 73 млрд.м3 и нефть+конденсат - 51 млн.т. , или в сумме 124 млн.т. н.э.

1.3 Основные понятия нефтеизвлечения

Методы воздействияна залежь

Методов воздействия на залежь с целью увеличения ее производительности и повышения нефтеотдачи достаточно много. При этом одни методы направлены на интенсификацию (стимуляцию) работы скважин (увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин), другие - только на повышение нефтеотдачи, третьи - как на интенсификацию работы скважин, так и на повышение нефтеотдачи пластов [3].

Все методы воздействия на залежь можно разбить на две группы: первая - методы, обеспечивающие восполнение энергии пласта и вытеснение нефти за счет закачиваемого рабочего агента, т.е. поддержание пластового давления; вторая - методы, улучшающие фильтрацию нефти в призабойной зоне [3].

Вторую группу можно расчленить на две подгруппы: методы, улучшающие условия фильтрации нефти в призабойной зоне за счет совершенствования первичного и вторичного вскрытия пласта, и методы, улучшающие фильтрацию путем обработки призабойной зоны пласта.

Прежде всего, необходимо остановиться на основных понятиях нефтеизвлечения.

Коэффициентом извлечения нефти (Кни) называется отношение количества нефти (Qt), добытой из залежи или ее части с начала разработки в течение времени t, к балансовым запасам (Qб) залежи:

Кни= Qt/Qб.

Различают текущий и конечный коэффициенты извлечения нефти:

Qн =QбКни,

где Qн - извлекаемые запасы нефти.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выработки балансовых запасов залежи на определенную дату.

Конечный коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выработки балансовых запасов залежи на момент окончания разработки.

Коэффициент извлечения нефти представляет собой произведение коэффициентов вытеснения (Кв), заводненияКз) и охвата (Кох)

Кни = КвКз Кох

Коэффициент вытеснения(Кв) - отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проник рабочий агент, к начальному количеству нефти в этом же объеме. ЗначенияКв, как правило, определяется экспериментально на образцах коллекторов, т.е. на микроуровне в лабораторных условиях при промывке образцов бесконечно большими объемами воды.

Коэффициент заводнения (Кз) - отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема пустотного пространства, в который проникла закачиваемая вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству, вытесняемому из того же объема пустотного пространства при полной его промывке (когда скважины начнут давать чистую воду), т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения (коэффициент заводнения по существу отражает тот факт, что полная промывка пустотного пространства при современных принципах разработки не достигается)

Коэффициент охвата пласта воздействием (Кох) - отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов содержащих нефть.

Коэффициент охвата вытеснением (Кох) представляет собой отношение части эффективного объема залежи эксплуатационного объекта (Vох), участвующего в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта) (Vобщ)

Кох = Vох / Vобщ

Основные показатели разработки с применением заводнения

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных от насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурноезаводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин («куст»). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют повышенные требования. В частности, принято, что количество взвешенных частиц (примесей) в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5-10 МПа, а в ряде случаев - 15-20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении, расход закачиваемой в различные скважины воды различный.

Теория заводнения пластов показывает, что расход qвз воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при небольших его значениях зависимость близка к линейной (рис.1.1), но при некотором перепаде давления с расход qвзначинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при перепаде давления с = с-к =с* в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если qвз- полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, qв - количество воды добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а qн - дебит нефти, то имеем следующие выражения:

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени t.

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот период времени

3. Накопленное количество добытой из пласта воды

Текущую нефтеотдачу = Qв/G при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости от Qв/Vп или от Qвз/Vп (где Vп - поровый объем пласта; G - геологические запасы нефти)..

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом Qиз определяют, естественно, следующей формулой:

Qиз = к G.

Текущаяобводненость продукции, добываемой из пласта или месторождения,

v = qв/(qв+ qн) = qв/qж; qж = qв+ qн.

Как уже было указано, коэффициент текущей нефтеотдачи равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой 1 на коэффициент 2 охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой 1 при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимися в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием 2 называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Коэффициенты вытеснения 1 1зав в общем случае, т.е. не только при разработкеместорождения с применением заводнения, зависят от физико-геологических свойств и строения пласта, а также механизма извлечения из него нефти. Рассматривая эти коэффициенты более детально, можно сказать, что коэффициент вытеснения 1 в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т.е. при вытеснении нефти из пластов несмешивающейся с нефтью жидкостью - водой, зависят от следующих основных факторов [4]:

1) минералогического состава и микроструктуры пород-коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, - глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т.д.;

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

5) скорости вытеснения нефти с водой.

В целом можно еще раз отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

Источники воды и водоподготовка для заводнения

Источники воды. Один из наиболее важных вопросов при заводнении - где найти достаточное количество воды. По данным Форест Грея [2], на начальной стадии подачи воды в коллектор (период заполнения) требуется ее высокий расход - 150-300л на участок слоя площадью 0,4га и толщиной 0,3м. По окончании начального заполнения расход снижается и становится менее 150л на тот же участок пласта. В итоге объем воды должен составлять примерно 150-170% суммарного объема пор в пласте.

Разработчик может в зависимости от конкретных условий и факторов заводнения использовать как соленую, так и пресную воду. Если это не противоречит экономическим соображениям, соленая вода более предпочтительна. На большинстве месторождений над или под нефтяными зонами имеются пласты, насыщенные соленой водой. Можно бурить специальные скважины соответствующей глубины, выкачивать воду на поверхность, а затем снова закачивать ее в нагнетательные скважины. Если работы ведутся около моря, можно пользоваться морской водой. Однако в некоторых случаях ее необходимо обрабатывать.

Пресную воду можно найти в поверхностных водоемах и водотоках: озерах, искусственных водоемах и реках, если это не противоречит местным правилам водопользования. Однако эти источники могут иметь ограниченную емкость во время засушливых периодов и, кроме того, часто требуют дорогостоящей подготовки. Более предпочтительный способ - использование грунтовых вод аллювиальных водоносных горизонтов близи рек. В такие водоносные пласты бурятся неглубокие скважины; единственный недостаток заключается в том, что эта вода требует антибактериальной обработки. Наконец, пресную или маломинерализованную воду можно найти под поверхностью обычно на глубине до 300м. И снова необходимые затраты на водоизвлечение и водоподготовку следует соотносить с предполагаемыми доходами от заводнения.

Подготовка воды. Разработчики месторождений знают, что плохая подготовка воды может нанести проекту заводнения столько же вреда, как и любой другой фактор. Поэтому, после того как источник воды выбран, разработчик проводит ее анализ, чтобы узнать следующее:

-совместимость с водой коллектора;

-наиболее подходящий способ нагнетания воды;

-вид обработки, необходимый для получения воды, приемлемой для данного коллектора и вызывающей минимальную коррозию оборудования.

Такой анализ следует проводить периодически, чтобы обнаружить наличие трех нежелательных примесей: растворенных газов, минеральных компонентов и бактерий.

1.4 Характеристика природных и сточных пластовых вод

Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5...2 м3 - при площадном заводнении и 2...2,5 м3 - при законтурном заводнении.

Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (~ 85 %), пресных (~ 10 %) и ливневых (~ 5 %) вод.

Приисследований пригодности воды для заводнения исходят из следующих требований [2].

Требования к воде заводнения.

1. Вода должна быть по возможности чистой, не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа. Предельное наличие механических примесей - 20-30мг/л, а иногда (кратковременно) до 150мг/л.

2. Вода не должна содержать сероводорода и углекислоты.

3. Закачиваемая вода не должна вступать с пластовой в химическое взаимодействие, которое сопровождается выпадением осадков, закупоривающих поры и трещины пласта.

4. Вода не должна содержать органических примесей (бактерий и водорослей).

Одно из главных затруднений, связанных с минеральными компонентами, - осаждение осадка. Когда минералы осаждаются из раствора, они перекрывают поры в породе и уменьшают, таким образом, пористость пласта. Во избежание такого процесса в воду добавляют изолирующие или хелатирующие агенты. Изолирующий агент отделяет катион металла от аниона раствора посредством хлопьеобразования, что решает проблему осаждения.

Таблица 1.5 Фракционный состав сухого вещества речной воды.

Размер частиц	Более 5	5….3	3…..2	2…..1	1…..0	0.5…..0.1	Менее 0.1
Среднее содержание ,%	0,62	0,73	11,34	12,28	11,47	33,78	29,7
Предельные значения %	0.3…0.8	0.5….0.8	8.5…14.3	7.4…17.2	9….12.2	27.6…38.7	19.6… 42.8

Полученные данные хорошо совпадают с результатами многих исследователей изучающих физико-механический состав природных вод поверхностных источников.

Природные воды в частности речная вода представляют собой полидисперную систему, обладающую свойствами ньютоновской жидкости. Тонкодисперная фаза, образованная коллоидами и частицами с невысокой плотностью длительное время может находится в надосадочном слое и очень трудно выделяется в осадок при отстаивании.

Характеристика пластовых сточных вод месторождения .

Для исследования брались пробы сточных пластовых вод из отсойников системы очистки пластовых вод открытого типа используемых для обратной закачки в скважину №16 Чинаревскогог месторождения. Исследование физико-механических свойств проводились по стандартной методике. Многообразие компонентов взвешенных веществ является характерным для этих стоков.

В зависимости от массовой доли перечисленных компонентов влажность стоков может составлять 98…….99%

Фракционный состав взвешенных частиц (табл.1.6) весьма разнообразен и завист от многих факторов/12/.

Таблица 1.6 Фракционный состав сухого вещества сточных вод

Размер частиц	Более 5	5….3	3…..2	2…..1	1…..0	0.5…..0.1	Менее 0.1
Среднее содержание ,%	6.55	7.6	13.95	29.75	14.47	19.77	8.1
Предельные значения %	5.7-7.7	6.6-8.7	11.6-14.2	27.5-32.3	12.8-16.3	17.2-22.1	7.8- 1 1.8

Данные таблицы 1.6 совпадают с данными немецких специалистов /9/, утверждающих что сухое вещество городских стоков примерно 45% состоит из твердых частиц диаметром более 0.2 мм. Количество и свойства твердых частиц в основном зависят от вида загрязнения преобладающего в канализации.

Сточные воды являются полидисперсной системой.

Твердые частицы различных размеров находятся в виде суспензий и частично в коллоидном состоянии. Все растворенные соли и низкомолекулярные органические соединения находятся в молекулярно-дисперсном состоянии и плохо отстаиваются.

Однако при значительном разбавлении стоков водой скорость осаждения /7/ увеличивается(табл.1.7)

Содержание абсолютно сухого вещества в фильтрате стоков составляет 3.5…7.7%, а количество взвешенных частиц -примерно 50…70% от общего количества абсолютно сухого вещества /18/. Данные, полученные в ВИМе при двухсуточном отстаивании стоков (табл.1.8)

Таблица 1.7 Осаждение твердых частиц в стоках при различной его влажности

Влажность массы, %	Время осаждения ,мин	Количество осаждаемых твердых частиц, %
До 89	-	5
81..94	15…21	41
95	1.5….2.1	82

Таблица 1.8 Физико- механические свойства фильтратов (при двухсуточном отстаивании)

Наименование	Плотность кг/м3	Температура С0	Содержание абсолютно сухого вещества, %	Вязкость х103
Фильтрат стоков	1016	17	3,56	9,75
Верхняя светлая	1012	20	2,85	6,53
Менее светлая	1011	20	2,94	6,52
Мутная	1012	20	3,13	6,46
Осадочная	1013	20	3,17	7,51
Густой осадок	1018	20	4,27	8,08

Эти данные свидетельствуют о том, что в осветленном слое жидкости присутствуют большое количество взвесей, плотность которых незначительно отличается от плотности среды. Поэтому тонкодисперсная фаза продолжительное время остается в надосадочном слое. Эти частицы можно выделить лишь с помощью коагуляции, обработкой в осадительных центрифугах с высоким фактором разделения или же с помощью гидроциклонов под воздействием больших центробежных сил , в сотни и тысячи раз превышающие силы гравитации..

1.5 Необходимость предварительной подготовки воды для закачки

Природные и сточные воды могут содержать примеси органического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидрозакисьFe(OH)2 и гидроокись Fe(OH)3 железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать капельки нефти, а также большое количество солей, доходящее до 300 г/л.

Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащиеся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать нежелательные соединения. Так, сульфатовосстанавливающие бактерии при своей жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количестве до 100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разрушению трубопроводы, аппараты и оборудование.

Сероводород вместе с углекислым газом может присутствовать в пластовых водах и в растворенном состоянии. Углекислый газ, находящийся в воде приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, чем интенсифицирует его коррозию. Растворенный в поверхностной воде кислород также является нежелательным компонентом, поскольку он является обязательным элементом реакции кислородной деполяризации, протекающей при электрохимической коррозии трубопроводов и оборудования.

Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также может стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция CaS04 с метаном может образовываться сероводород.

Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, предназначенная для закачки в пласты, должна содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа.

Подготовка воды для закачки в пласт

Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование.

Осветление мутных вод коагулированиемосуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, железный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуются хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.

Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.

Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.

В ходе аэрации - процесса обогащения воды кислородом воздуха - из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды.

При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.

Ингибированием называется обработка воды ингибиторами -веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.

Реагенты-бактерициды используют для подавления жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий. Одним из наиболее эффективных реагентов является формалин.



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты

Типовая схема установки подготовки природных вод показана на рис. 2.2. Насос 1 забирает воду и подает ее в смеситель 3. По пути дозировочное устройство 2 вводит в нее коагулянт. В смесителе 3 коагулянт интенсивно перемешивается с водой, после чего обработанная вода поступает в осветлитель 4, где образуются и задерживаются хлопья. Окончательная очистка воды от хлопьев осуществляется в фильтре 5, откуда она самотеком направляется в резервуары 6. Затем насос 7 перекачивает воду на кустовые насосные станции (КНС), которые через нагнетательные скважины закачивают ее в пласт. Насос 8 служит для периодической очистки фильтра 5 от взвешенных частиц путем прокачки через него чистой воды.

Для предупреждения коррозии и стабилизации химического состава воды в нее при помощи дозировочных насосов добавляют реагент гексаметафосфат натрия в количестве 2...3 r/м1. С целью уничтожения бактерий и других микроорганизмов применяют обработку воды хлором - ее хлорирование.

Рис. 2.2 Принципиальная схема установки подготовки природных вод.

1,7,8 - насос; 2 - дозировочное устройство; 3 - смеситель; 4 - осветлитель; 5 - фильтр; 6 - резервуары

I - неподготовленные природные воды; II - коагулянт; III - подготовленная вода на кустовые насосные станции; IV - вода для очистки фильтра

В отличие от природныхсточные воды могут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно их подготовка предусматривает: 1) отстаивание от нефти и газа; 2) уничтожение микроорганизмов. Для подготовки сточных вод на промыслах используют схемы открытого и закрытого типа.

Принципиальная схема установки очистки пластовых сточных вод открытого типа приведена на рис. 2.3. Отделенная при подготовке нефти вода сбрасывается по водоводу в песколовку 1 для удаления механических примесей. Далее вода, содержащая нефть, поступает в нефтеловушку 2, где за счет низкой скорости движения смеси капельки нефти успевают всплыть и откуда она периодически откачивается насосом 3 на УКПН. Далее вода с остаточным содержанием нефти (диаметр капель 70...80 мкм) самотеком поступает в два параллельно соединенных пруда-отстойника 4, в которых скорость воды не превышает 8 мм/с, в результате чего в ней всплывают практически все оставшиеся капельки нефти. Из прудов-отстойников вода самотеком поступает в приемную камеру 5, из которой забирается насосом 6 и через попеременно работающие фильтры 7 подается в емкость чистой воды 8. Затем эта вода насосом 9 откачивается на КНС. По мере загрязнения фильтры отключают и ставят на промывку чистой водой из емкости 8 с помощью насоса 10. Загрязненную после промывки воду сбрасывают в илонакопитель 11.

Схема водоподготовки открытого типа позволяет очищать пластовые и ливневые сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды, а также совместно закачивать их в нагнетательные скважины. Обычно ее рекомендуют использовать для сточных вод с большим содержанием сероводорода и углекислого газа, а кроме того, для более глубокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей. Однако на сооружение нефтеловушек и прудов-отстойников затрачиваются значительные средства. Кроме того, в результате контакта с кислородом воздуха увеличивается коррозионная активность воды.

Рис. 2.3. Схема установки очистки пластовых вод открытого типа

1 - песколовка; 2 - нефтеловушка; 3,6,9,10 - насосы; 4 - пруд-отстойник; 5 - приёмная камера; 7 - фильтр; 8 - ёмкость чистой воды; 11 -илонакопитель;

I - загрязнённая вода; II - мехпримеси; III - нефть на УКПН; IV - вода на КНС

2.2 Сооружения для нагнетания воды в пласт

К сооружениям для нагнетания воды в пласт относятся кустовые насосные станции (КНС), водораспределительные пункты (ВРП), высоконапорные водоводы (ВВ) и нагнетательные скважины.

Кустовые насосные станции предназначены для закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления. Они оснащаются центробежными насосами марки ЦНС (центробежный насос), сведения о которых приведены в табл. 2.1.



Таблица 2.1 Сведения о некоторых насосах КНС

Показатели	Величина показателей для насосов
	ЦНС 180-1050	ЦНС 180-1900	ЦНС 500-1900
Номинальная подача, м3/ч	180	180	500
Номинальный напор, м	1050	1900	1900
Число ступеней	8	15	8
К.п.д., %	73	73	80

Водораспределительные пункты строят для сокращения протяженности высоконапорных водоводов. Они предназначены для распределения воды, поступающей от КНС между несколькими нагнетательными скважинами.

Высоконапорные водоводы служат для транспортирования воды от КНС до нагнетательных скважин. Их протяженность зависитот принятой системы распределения воды по скважинам, числа нагнетательных скважин и расстояния между ними, а также от числа КНС.

Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуатационных скважин для добычи нефти или газа. Единственное - в оборудование устья входит регулятор расхода закачиваемой воды.

2.3 Обзор и анализ устроиств для подъема и обработки воды в системах водоподготовки

Насосные установки для закачки воды в пласт

В настоящее время при эксплуатации нефтяных месторождений с применением методов воздействия на нефтяные пласты для увеличения добычи нефти, в частности заводнения нефтяных пластов применяются в основном центробежные многоступенчатые секционные насосы ЦНС (ГОСТ 10407--70).

Центробежные насосы классифицируются по ряду признаков:

- по числу ступеней (рабочих колес) насосы подразделяются на одноступенчатые и многоступенчатые;

- по числу подвода жидкости к насосу с односторонним и двусторонним входом;

- по напору - низконапорные (Н<20м), средненапорные (Н=20…60м), высоконапорные (Н>60м);

- по коэффициенту быстроходности - тихоходные (50<<80), нормальной быстроходности (80<<150), быстроходные (150<<350);

- по роду перекачиваемой жидкости (среды) - водопроводные (предназначенные для подачи чистых жидких сред с температурой до 150?С), канализационные или фекальные и т.д.

- по расположению вала - горизонтальные, вертикальные;

- по плоскости разъема корпуса - горизонтальным, вертикальным разъемом и секционные;

- по условию монтажа - наземные, плавающие и погружные;

- по способу соединения с двигателем - приводные (со шкивом или редуктором), соединяемые непосредственно с двигателем через муфту, многоблочные (рабочее колесо установлено на удлиненном конце вала электродвигателя).

ЦНС предназначены для подачи чистой неагрессивной воды с содержанием механических примесей не более 0,1 % по массе и размером твердых частиц не более 0,1 мм, с подачей до 1000 куб.м/ч. и напором от 40 до 2000 м. КПД насосов в зависимости от типоразмера изменяется от 44 до 80 %. Материалы быстроизнашивающихся деталей обеспечивают наработку на отказ: для нержавеющих сталей -- не менее 10000 ч; для чугуна и углеродистых сталей -- не менее 5000 ч; для насосов, работающих на загрязненной неагрессивной воде с содержанием механических примесей до 0,5 % по массе и размером частиц до 0,2 мм -- 2400 ч. Ресурс насоса до первого капитального ремонта составляет соответственно не менее 20000, 10000 и 4800 ч.

Пример условного обозначения агрегата: АЦНС 180-1200 где: А отличительный индекс агрегата, ЦНС- центробежный насос ,секционный

90-подача, м3/ч, 1100-напор насоса, м.

Показатели назначения по перекачиваемым средам должны соответствовать указанным в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Показатели назначения насоса ЦНС

Наименование среды	Показатели среды	Значение показателя
Вода поверхностных и подземных источников,	Температура на входе в насос. К(0С)	278…318(5…45)
не содержащая агрессивных примесей, нефтепромысловые очищенные воды	Водородный показатель, ед. Рн Плотность, кг/м3 Максимальная массовая концентрация твердых частиц, % Максимальный размер твердых частиц, мм Общая минерализация, мг/л. не более Содержание, не более: -нефтяного газа л/м3 -нефти, мг/л	5,4…7,5 1000…1180 0,1 0,1 248000 100 60

Анализ машин и аппаратов, применяемых для разделения дисперсных систем

Для разделения на фракции грубодисперсных систем существуют несколько методов и различные конструкции машин и аппаратов. Все многообразие этих машин и аппаратов можно разделить на следующие классы: 1) флотационные, 2) фильтрующие, 3) отжимающие, 4) осадительные. На рис.1.2 представлена классификация разделителей, выполненная с учетом природы сил, действующих на материал, и характера процесса разделения.

Флотационные машины в зависимости от вида применяемого реагента делятся на: пенные, масляные, пленочные. Разделение в них основано на избирательной способности частиц смачивать свою поверхность реагентом. В последние годы все более широкое применение находят электрическая и электрохимическая флотация. При электрической флотации через разделяемую систему пропускают постоянный электрический ток. В результате электролиза выделяются пузырьки газа, которые всплывают и увлекают за собой взвешенные частицы. При электрохимической флотации в разделяемую систему добавляют различные реагенты /14,16,17/.

К фильтрующим аппаратам относятся: фильтры, в которых используются поверхностные силы, создаваемые столбом жидкости, насосом, компрессором или вакуум-установкой, или же силы инерции от колебательного движения фильтровальной перегородки; а также фильтрующие центрифуги, работающие под действием центробежных сил.

Из класса фильтрующих машин и аппаратов простейшей по устройству и эксплуатации является дуговое сито непрерывного действия /12,13,23/ .

Фильтрование идет интенсивнее на установке «барабанное сито» /12/, применяющееся на ряде комплексов для разделения стоков на фракции. При пропускной способности стоков до 40 м3/ч мощность провидя барабана 1,1 кВт. Эффект осветления суспензии достигает 50%. Однако из-за малого давления фильтрование в барабанном сите твердая фракция достаточно не обезвоживается, влажность на выходе составляет 86…88%.

Более производительными, но сложнее по конструкции являются виброгрохоты легкого типа ГИЛ, позаимствованные с углеобогатительных фабрик /26,27,29,37/. Они работают на разделении с влажностью 93…98% при одном или двух фильтровальных элементах. влажность получаемой твердой фракции составляет 78…88% при влажности исходного 80…96%. Основные недостатки виброгрохота - большая металлоемкость и громоздкость конструкций, а также низкая эффективность разделения при высоких эксплуатационных затратах /13,27,36,38/.

Основными недостатками всех вышеуказанных фильтрующих устройств являются: забивание фильтрующих элементов твердыми частицами навоза; быстрый износ сеток и, в связи с этим, низкая эксплуатационная надежность аппаратов.

Наиболее производительной и компактной фильтрующей установкой для разделения осадка первичных отстойников на твердую и жидкую фракции является фильтрующая центрифуга конструкции ВНИИМЖ /11…13…18/.

Первая УОН-966 и вторая УОН-700 модели имели невысокую производительность; они применялись в хозяйствах Молдавской ССР. /46,47/

Показатели работы центрифуги следующие:

Пропускная способность (т/ч) по исходной массе влажностью:

94…96% - 60…80;

97…98% - 100….120;

Влажность твердой фракции, % 73…75;

Эффект осветления суспензии, % 40…65;

Отжимающие устройства предназначены для удаления жидкой фазы из предварительно сгущенной суспензии путем сжатия его прессами винтовыми (шнековыми) или поршневыми.

В нашей стране нашли применение шнековые прессы ВПО-20, ВПНД-10 /19/, шнекороторные фильтр-прессы /18/, за рубежом в основном поршневые прессы /21/. Основным недостатком шнековых прессов является измельчение шнеком крупных включений и попадания последних в фильтрат.

В осадительных устройствах разделение суспензий происходит из-за разности плотностей твердой и жидкой фаз в поле действия центробежных или гравитационных сил. В зависимости от вида действующих сил осадители делятся на гравитационные и центробежные. В зависимости от способа создания центробежного поля последние подразделяются на гидроциклоны и центрифуги. В гидроциклонах центробежное поле возникает вследствие вращения неоднородных систем относительно неподвижных цилиндрических поверхностей, а в центрифугах центробежные силы возникают при вращении неоднородной системы вместе с рабочим органом, внутри которого находится разделяемая система.

В качестве гравитационных осадителей используются отстойники различных конструкций /11…13/.В зависимости от направления движения основного потока жидкого в отстойниках их подразделяют на вертикальные, горизонтальные и радиальные.

Горизонтальный отстойник представляет собой прямоугольный в плане резервуар, разделенный на несколько отделений /27/. Обычно строят два или несколько параллельно работающих отделений отстой-пика, чтобы при чистке или ремонте одного из них не выключать из работы все сооружения. Скорость перемещения взвешенной частицы в отстойнике представляет собой равнодействующую вертикальной скорости осаждения частицы под действием силы тяжести и скорости горизонтального движения воды вдоль отстойника.

Основными преимуществами горизонтальных отстойников являются: малая глубина, хороший эффект очистки, возможность использования одного сгребающего устройства для нескольких отделений. К недостаткам их относится необходимость применения большего числа отстойников вследствие ...