Совершенствование технологии очистки нефтяных резервуаров-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Совершенствование технологии очистки нефтяных резервуаров-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

История возникновения резервуаров в России связана с развитием Ба-кинской нефтяной промышленности. В 17 в. с увеличением добычи нефти в Баку начали возникать нефтяные склады — земляные резервуары (ямы) в глиняных грунтах. Первый стальной клепаный резервуар был построен в 1878 по проекту В.Г. Шухова и А.В. Бари. В 1935 впервые в России был сооружен металлический сварной резервуар емкостью 1000 м3. Этот про-грессивный метод сооружения приобрёл известность и позволил в дальнейшем перейти на индустриальный метод изготовления основных ча-стей резервуаров. Емкость отдельных резервуаров, построенных в России, достигает 50000 м3. Ведутся работы по созданию резервуаров емкостью до 100000 м3.
За рубежом наряду со строительством металлических резервуаров ем-костью до 100000 м3 решается проблема хранения большого количества нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов путем создания новых типов ем-костей с использованием естественных и искусственных пустот в земной тол-ще. Первое подземное хранилище в искусственных выработках залежей ка-менной соли для сжиженных газов построено в США в 1950. Емкость от-дельных резервуаров в соляных пластах и куполах достигает 1,5 млн. м3. Крупные хранилища обычно состоят из нескольких камер. Например, под-земное хранилище в штате Техас емкостью 905,7 тыс. м3 имеет шесть камер. Наблюдается тенденция строить резервуары значительных объемов с большим количеством камер. Сооружаются подземные изотермические хранилища для сжиженных газов. В Монреале (Канада) построен резервуар такого типа емкостью около 8000 м3. Глубина резервуаров, сооруженных в отложениях каменной соли, колеблется от 200 до 1200 м и определяется в зависимости от наиболее высокого ожидаемого давления паров нефтепро-дукта или сжиженного газа внутри емкости.
Резервуар - емкость, предназначенная для хранения, приема, откачки и измерения объема нефти. Резервуарный парк - группа (группы) резервуаров, предназначенных для приема, хранения и откачки нефти и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными про-ездами - при подземных резервуарах (СНиП 2.11.03).
На ряде месторождений поступающая на подготовку нефть сначала со-бирается в резервуарах сырой нефти ( РСН), а затем перекачивается через теплообменники в технологические резервуары, оборудованные маточника-ми для ввода обводненной нефти ( эмульсии) и стояками для отбора обезво-женной нефти. Эмульсия, прорываясь через слой пластовой воды, содержа-щей реагент ( деэмульгатор), освобождается от воды, а нефть отбирается из верхней части резервуара. Уровень нефти в резервуарах замеряют при по-мощи уровнемеров поплавкового типа УДУ-5М с обычным гидрозатвором и местным отсчетом показаний. За уровень водяной подушки в технологиче-ских резервуарах контролируют с помощью краников, врезанных в корпус резервуара. Обезвоженную нефть откачивают в магистральный нефтепровод. Товарную нефть учитывают с помощью счетчиков.
Стационарные складские и технологические резервуары часто приме-няют для измерения количества находящейся в них жидкости. Необходи-мость в таких измерениях возникает как при приеме и отпуске жидкостей, так и во время ревизий и учета. Таким образом, резервуары являются одновре-менно хранилищами для жидкостей и сосудами для измерения их количе-ства. При использовании резервуаров для целей измерения необходимо знать зависимость между высотой и объемом наполнения, а также иметь устройства, позволяющие в любой момент определить высоту наполнения резервуара.
С целью сокращения потерь нефти от испарения в технологических ре-зервуарах и снижения загазованности территории товарных парков на дей-ствующих объектах, а также обеспечения безопасности их эксплуатации и повышения эффективности работы сепарационных устройств, разработано несколько вариантов технологических схем сепарации газа от нефти, приня-тых к внедрению на промысловых товарных парках для работы в блоке как с установками комплексной подготовки нефти, так и с термохимическими обезвоживающими установками. Однако следует отметить, что разработан-ные схемы не решают проблемы предотвращения потерь легких фракций в полном объеме, так как вопрос полной герметизации товарных парков оста-ется открытым.
Применение в системе сбора и промысловой подготовки нефти технологических резервуаров вместо малогабаритных напорных ем-костей имеет несколько преимуществ, особенно при обустройстве месторож-дений с тяжелыми высоковязкими нефтями, а также вступивших в позднюю стадию эксплуатации и с разными по физико-химическим свойствам нефтя-ными залежами. Поэтому до настоящего времени у нас и за рубежом цен-тральные пункты сбора продукции скважин на многих крупных нефтяных месторождениях обустраиваются специально оборудованными технологиче-скими резервуарами, являющимися одними из основных аппаратов подго-товки нефти.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Назначение и классификация резервуаров

Нефтяные резервуары представляют собой емкости различных разме-ров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называется резервуарным парком.
Общий объем товарного резервуарного парка должен быть равен двухсуточной плановой производительности всех добывающих скважин данного месторождения.
Резервуары низкого давления служат для хранения воды, нефти и нефтепродуктов. В зависимости от положения в пространстве цилиндриче-ские резервуары делят на :
• резервуары вертикальные
• резервуары горизонтальные
Вертикальные цилиндрические резервуары имеют днище, стенку, крышу, эксплуатационное оборудование. В них хранятся нефтепродукты при малой их оборачиваемости (10-12 раз в год). При большей оборачивае-мости нефтепродуктов применяются резервуары с плавающей крышей и понтоном .
Вертикальные резервуары применяют для хранения легковоспламеня-ющихся жидкостей (например, бензина) при объемах до 20000 м3; для хранения горючих жидкостей — до 50000 м3.
Объем вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от 100 до 50000 м3 и более и регламентируется нормальным рядом: 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000 и 50000 м3. Все резервуары нормального ряда (исключая резервуары объемом 50000 м3) строят индустриальным методом из рулонных заготовок. Резервуары объе-мом 50000 м3 сооружают как из рулонных заготовок, так и полистовым спо-собом.
Проектирование резервуаров объемом более 50000 м3 выполняют по индивидуальным техническим условиям. В зависимости от объема и места расположения вертикальные резервуары подразделяются на три класса:
• класс I — особо опасные резервуары: объемами 10000 м3 и более, а также резервуары объемами 5000 м3 и более, расположенные непо-средственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской за-стройки;
• класс II — резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 до 10000 м3;
• класс III — опасные резервуары: объемами от 100 до 5000 м3.
Крупные резервуары для хранения нефтепродуктов в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхно-сти земли до 1,5 кПа включительно могут иметь плавающие крыши без стационарной крыши. Плавающие крыши могут быть следующих типов:
• однодечной конструкции (однодисковые) с герметичными коробами, расположенными по периметру;
• двудечной конструкции (двухдисковые), состоящей из герметичных коробов, образующих всю поверхность крыши;
• поплавкового типа.
Плавающие крыши двудечной конструкции характеризуются непотоп-ляемостью и высокой жесткостью. Однако из-за большой металлоемкости и трудоемкости изготовления они применяются в единичных случаях.
Предлагается плавающая крыша поплавкового типа из рулонных заго-товок, в которой повышена плавучесть и жесткость центральной части настила по сравнению с однодечной крышей.
Резервуары с плавающей крышей должны иметь верхнее кольцо жест-кости, шириной не менее 800 мм, устанавливаемое на верхнем поясе стенки и используемое в качестве обслуживающей площадки.
Резервуары с плавающей крышей должны иметь верхнее кольцо жест-кости, шириной не менее 800 мм, устанавливаемое на верхнем поясе стенки и используемое в качестве обслуживающей площадки. Доступ на плавающую крышу должен обеспечиваться катучей лестницей. Плавающие крыши долж-ны иметь опорные стойки высотой около 1800 мм для осмотра и ремонта крыши и днища, минимум один люк-лаз диаметром не менее 600 мм.
В северных снежных районах, а также в районах, где возможны пыль-ные бури, применяют резервуары со стационарной крышей и понтоном. Понтон состоит из понтонного кольца, обеспечивающего его плавучесть, и центральной части из плоских стальных листов толщиной 4 мм. Понтонное кольцо выполняется из замкнутых коробов или открытых отсеков, разделен-ных радиальными стенками. Между стенкой резервуара и наружной стенкой понтонного кольца имеется зазор шириной 200...275 мм, который заполня-ется уплотняющим затвором. Возможны варианты понтонов по типу плава-ющих крыш.
Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хра-нения нефтепродуктов под избыточным давлением до 70 кПа (7000 мм вод. столба). Резервуары имеют простую форму, транспортабельны по железной дороге, что ограничивает диаметр до 3,25 м. В отдельных случаях диаметр резервуара может доходить до 4,0 м. Наибольшее распространение получи-ли резервуары для нефтепродуктов объемом 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3. Го-ризонтальные резервуары могут быть надземного и подземного расположе-ния.
На каждом резервуаре должна быть четкая надпись «ОГНЕОПАСНО» (на уровне шестого пояса), а также должны быть указаны следующие сведе-ния:
- порядковый номер резервуара (на уровне третьего пояса);
- значение допустимого уровня нефтепродукта (внизу у маршевой лестницы и у измерительного люка);
- положение сифонного крана «Н», «С», «В» (у сифонного крана);
- значение базовой высоты (внизу около маршевой лестницы и у изме-рительного люка);
- при наличии понтона надпись «С понтоном».
Допускается не наносить на резервуар надпись «ОГНЕОПАСНО», если он находится на охраняемой территории, обозначенной предупреждающими плакатами того же содержания, в том числе с внешней стороны ограждения.
Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испа-рения, предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности используются резервуары с плавающими крышами и понтонами. Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно.
В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плаваю-щей крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также техноло-гических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке ре-зервуара при заполнении и опорожнении резервуара.
Плавающая крыша должна контактировать с продуктом, чтобы ис-ключить наличие паровоздушной смеси под ней.
Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и пред-назначены для сокращения потерь продукта от испарения. Резервуары с понтоном эксплуатируются без внутреннего давления и вакуума.
Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте резервуара без перекосов. Понтон должен в состоянии наплаву или на опорных стойках безопасно удерживать двух человек (2 кН), которые перемешаются в любом направлении; при этом понтон не должен разру-шаться, а продукт не должен поступать на поверхность понтона.
Для исключения вращения понтона должны использоваться направля-ющие в виде труб, которые одновременно могут выполнять технологические функции - в них располагаются измерительное устройство и устройство для отбора проб продукта.
В резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз во втором или третьем поясах для осмотра понтона, рядом с кото-рым монтируется эксплуатационная площадка с лестницей, а световой люк должен иметь патрубок с заглушкой для отбора проб паровоздушной смеси.
При первом заполнении резервуара с понтоном нефтепродуктом необ-ходимо заполнить его до уровня, обеспечивающего отрыв понтона от опор-ных стоек, и выдержать в таком положении 24 часа, произвести осмотр пон-тона и убедиться в его герметичности. После чего ввести резервуар в эксплу-атацию.
Запрещается эксплуатация резервуаров, давших осадку более допу-стимого, имеющих негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование.
2.2 Эксплуатация резервуаров

Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков - это совокупность процессов по приему, хранению и сдачи нефти, испытанию и приемке резер-вуара в эксплуатацию, его техническому обслуживанию и ремонту.
Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков должна осуществ-ляться в пределах каждого предприятия собственными силами и силами при-влеченных организаций, имеющих лицензии на выполняемые работы.
Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков опре-деляется каждым предприятием и отражается в положениях по организации эксплуатации резервуаров и резервуарных парков в целом по предприятию и его филиалам, нефтеперекачивающим и наливным станциям, морским и речным терминалам и нефтебазам.
Основными видами работ (операций) в процессе эксплуатации резер-вуаров и резервуарных парков являются:
- определение вместимости и градуировка резервуаров;
- оперативно-технологическое обслуживание резервуаров и резервуар-ных парков (техническое использование резервуаров);
- техническое обслуживание и текущий ремонт резервуарных парков и их отдельных резервуаров;
- техническое диагностирование резервуаров;
- капитальный ремонт резервуаров.
Персонал, ответственный за техническую эксплуатацию резервуаров и резервуарных парков, обязан обеспечить:
- их надежную и безопасную работу; - разработку и внедрение меро-приятий по охране окружающей среды;
- организацию и своевременное проведение технической диагностики, технического обслуживания и ремонта;
- организацию обучения, инструктирование и периодическую проверку знаний подчиненного персонала;
- внедрение и освоение нового оборудования, осуществление автома-тизации и телемеханизации резервуаров и резервуарных парков;
- наличие и своевременную проверку защитных средств и противопо-жарного инвентаря.
На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должна иметься следующая эксплуатационная документация:
- паспорт резервуара с актами на замену оборудования;
- исполнительная документация на резервуар и на проведение ремон-та;
- схема нивелирования основания, акты, протоколы по нивелированию окрайки днища, проводимой в процессе эксплуатации;
- градуировочная таблица на резервуар;
- технологическая карта эксплуатации резервуара;
- журнал текущего обслуживания;
- журнал эксплуатации молниезащиты и защиты от статического элек-тричества;
- схема молниезащиты и защиты от статического электричества.
Заполнение и опорожнение резервуара должны проводиться в преде-лах параметров, установленных технологической картой (картами).
При заполнении после окончания строительства резервуара или после его капитального ремонта скорость движения нефти в приемо-раздаточном патрубке не должна превышать 1 м/с до полного затопления струи, а в ре-зервуарах с понтоном или плавающей крышей - до их всплытия, независимо от диаметра патрубка и емкости резервуара.
Для обеспечения электростатической безопасности скорость нефти в приемо- раздаточном патрубке при заполнении резервуаров всех типов по-сле затопления струи не должна превышать максимально допустимой вели-чины, представленной в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Максимально допустимая скорость истечения нефти в резервуары для обеспечения электростатической безопасности
Диаметр приемо-раздаточного па-трубка, мм Максимально допустимая скорость, м/с
200 10,9
300 10,3
500 9,4
600 9,1
700 8,8

Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резер-вуара, оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками, должна быть установлена с учетом мак-симально возможного расхода через них паровоздушной смеси. При этом расход паровоздушной смеси (воздуха) через все дыхательные клапаны или вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями, установленные на резервуаре, не должен превышать 85 % от их суммарной проектной про-пускной способности. Пропускную способность вентиляционных патрубков с огневыми предохранителями следует принимать по пропускной способности огневых предохранителей соответствующего диаметра. При необходимости увеличения подачи или откачки нефти из резервуаров следует привести про-пускную способность дыхательной арматуры в соответствие с новыми усло-виями.
Заполнение резервуара с плавающей крышей и резервуара с понтоном условно делится на два периода: - первый период - от начала заполнения до всплытия плавающей крыши (понтона);- второй период - от момента всплы-тия плавающей крыши (понтона) до максимальной рабочей высоты налива. Скорость подъема плавающей крыши или понтона в резервуаре от момента всплытия до окончания заполнения не должна превышать величины, указан-ной в проекте.
Опорожнение резервуаров с плавающей крышей или понтоном услов-но делится на 2 периода:
- первый период - от начала опорожнения до посадки плавающей крыши (понтона) на опоры. Опорожнение резервуара может производиться со скоростью опускания плавающей крыши (понтона), предусмотренной проектом;
- второй период - от посадки плавающей крыши или понтона на опоры до минимально допустимого остатка в резервуаре. Производительность опорожнения во втором периоде не должна превышать суммарной пропуск-ной способности огневых предохранителей во избежание смятия днища пла-вающей крыши или понтона.
Эксплуатации резервуаров в нормальном режиме соответствуют вто-рой период заполнения и первый период опорожнения.
При приеме нефти последовательно в несколько резервуаров необхо-димо проверить техническое состояние резервуаров и трубопроводов, от-крыть задвижку у резервуара, в который будет приниматься нефть, после этого закрыть задвижку резервуара, в который принималась нефть. Одно-временное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления и возможности контроля изменения уровня в резервуаре.
В резервуарах со стационарной крышей должны поддерживаться сле-дующие величины давления и вакуума (если не установлены другие ограни-чения в проекте или по результатам технической диагностики):
- во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом про-странстве должно быть не более 2 кПа (200 мм вод. ст.), вакуум - не более 0,25 кПа (25 мм вод. ст.);
- предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давле-ние 2,3 кПа (230 мм вод. ст.) и вакуум 0,4 кПа (40 мм вод. ст.).
На резервуарах с понтоном (плавающей крышей) при огневых предо-хранителях и вентиляционных патрубках давление и вакуум не должны быть больше 0,2 кПа (20 мм вод. ст.).
Максимально допустимый уровень нефти при заполнении резервуара устанавливается с учетом высоты монтажа пенокамеры, а в резервуарах с понтоном - пенокамеры и понтона, а также запаса емкости на возможное объемное расширение нефти и прием ее в течение времени передачи соответ-ствующих распоряжений и отключения резервуара.
Для резервуаров, находящихся в длительной эксплуатации и имеющих коррозионный износ и другие дефекты несущих элементов стенки, макси-мально допустимый уровень нефти устанавливается по результатам техниче-ского диагностирования состояния резервуара.
Минимально допустимым уровнем нефти в резервуаре является мини-мальный уровень, при котором предотвращаются кавитация в системе «ре-зервуар - насос» и воронкообразование в резервуаре.
Расчетный минимально допустимый уровень должен быть выше мини-мально допустимого уровня на величину, необходимую для устойчивой ра-боты откачивающих агрегатов в течение времени передачи соответствующих распоряжений по остановке агрегатов и отключения резервуаров.
Минимально допустимый уровень нефти в резервуаре с понтоном (плавающей крышей) устанавливается исходя из условия нахождения понто-на (плавающей крыши) на плаву.
В резервуарах, работающих в режиме «подключенных», устанавлива-ется технологический уровень.
При создании запаса нефти для обеспечения независимой работы НПС в течение заданного времени в части резервуаров парка остальная часть мо-жет откачиваться до минимально допустимого уровня.
Максимальные рабочие уровни в резервуарах, работающих в режиме «подключенных», определяются исходя из условия обеспечения запаса сво-бодной их емкости для сброса и приема нефти в течение 2-х часов работы нефтепровода с максимальной производительностью.
При невозможности создания запаса емкости для двухчасового приема нефти определяют возможный объем резервирования на данной НПС и вре-мя, необходимое для заполнения этой резервной емкости принимаемой нефтью.
При резервировании «свободной емкости» только в части резервуаров парка остальные резервуары могут заполняться до максимально допустимо-го уровня.
Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудова-ния должно проводиться на основании инструкций заводов-изготовителей, настоящих Правил и результатов осмотров, с учетом условий эксплуатации.
Технический надзор за эксплуатацией резервуара возлагается на ква-лифицированного работника и выполняется на основе осмотра основного оборудования.
Профилактический осмотр резервуаров и оборудования должен про-водиться по календарному графику и срокам, приведенным в таблице 2.2.
График осмотра утверждается главным инженером предприятия. Ре-зультаты осмотра вносятся в журнал осмотра основного оборудования и арматуры.
Осмотр резервуаров и оборудования проводится старшим по смене при вступлении на дежурство. Об обнаруженных дефектах следует сообщить руководству предприятия, принять меры к устранению неисправностей и за-нести соответствующие сведения в журнал.


Таблица 2.2
Сроки текущего обслуживания оборудования резервуаров
Наименование оборудования  Сроки обслуживания
Люк замерный, световой  При каждом пользовании, но не реже 1 раза в месяц (люки световые без вскрытия).
Дыхательный клапан  В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 2 раз в месяц в теплое время года и не реже 1 раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха. При температуре окружающего воздуха ниже -30°С (особен-но при хранении нефтепродуктов с положительными темпе-ратурами) слой инея может достигать нескольких сантимет-ров, что может привести к заклиниванию тарелок и пере-крытию сечения клапана. В таких случаях осмотр и очистку клапанов необходимо проводить через 3 - 4 дня, а иногда и чаще
Предохранительный (гидрав-лический) клапан  В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 2 раз в месяц в теплое время года и не реже 1 раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха.
Огневой предохранитель  В соответствии с инструкцией завода-изготовителя. При по-ложительной температуре воздуха 1 раз в месяц.
Диск-отражатель 1 раз в квартал
Вентиляционный патрубок 1 раз в месяц
Пеногенераторы 1 раз в месяц
Прибор для измерения уровня В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 1 раза в месяц.
Приемораздаточные патрубки Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц
Перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц.
Задвижка (запорная) Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц.
Сифонный кран Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц.
Устройства измерения массы В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Местные дистанционные из-мерители уровня В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Приборы измерения темпера-туры В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Сигнализаторы максимально-го уровня В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Пожарные извещатели и сред-ства включения системы по-жаротушения В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Дистанционный сигнализатор загазованности В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Сигнализатор верхнего поло-жения понтона В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Осадка основания каждого резервуара систематически контролируется. Первые четыре года при эксплуатации резервуаров (до стабилизации осад-ки) необходимо проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайков днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, не реже, чем через 6 месяцев. В последующие годы после стабилизации осадки следует си-стематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное ниве-лирование основания.
В процессе текущего обслуживания резервуара и его оборудования необходимо проверять герметичность разъемных соединений, а также мест присоединения арматуры к корпусу резервуара. При обнаружении течи необходимо подтянуть болтовые соединения, исправить сальниковые уплот-нения и заменить прокладки.
При осмотре резервуарного оборудования необходимо:
- следить за исправным состоянием измерительного люка, его шарнира и прокладочных колец, исправностью резьбы гайки-барашка, направляющей планки, плотностью прилегания крышки;
- обеспечивать эксплуатацию дыхательных клапанов и огневых предо-хранителей в соответствии с технической документацией и инструкциями предприятий-изготовителей;
- проверять качество и проектный уровень масла в предохранительном (гидравлическом) клапане, поддерживать горизонтальность колпака, содер-жать в чистоте сетчатую перегородку. В зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с промывкой в теплом масле. В мем-бранных клапанах следить за состоянием мембраны, чистотой соединений, каналов, уровней рабочей жидкости в блок-манометре;
- следить за горизонтальностью положения диска-отражателя, прочно-стью его подвески;
- следить за правильностью положения герметизирующей крышки в пеногенераторах ГВПС-2000, ГВПС-600, ГВПС-200 (прижим крышки дол-жен быть равномерным и плотным), за целостностью сетки кассет, следить нет ли внешних повреждений, коррозии на проволоке сетки. В случае обна-ружения признаков коррозии кассета подлежит замене;
проводить контрольную проверку правильности показаний приборов измерения уровня и других средств измерения в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;
- проверять исправность ручного насоса и клапанов воздушной и гид-равлической систем в пробоотборнике стационарного типа, следить нет ли на наружной части узла слива пробы следов коррозии, грязи и т.п.; следить за плотным закрытием крышки пробоотборника;
- проверять правильность действия хлопушки или подъемной (шар-нирной) трубы в приемо-раздаточных патрубках (подъем должен быть лег-ким и плавным); следить за исправным состоянием троса и креплением его к лебедке; следить за герметичностью сварных швов приварки укрепляющего кольца и фланца, патрубков, а также плотностью фланцевых соединений;
- проверять наличие надежного утепления резервуарных задвижек в зимнее время и, в необходимых случаях, во избежание их замерзания, спус-кать из корпуса задвижки скопившуюся воду, выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечи-вать плотное закрытие плашек клинкета), свободное движение маховика по шпинделю, своевременную набивку сальников;
- проверять нет ли течи в сальниках сифонного крана (поворот крана должен быть плавным, без заеданий); следить, чтобы в нерабочем состоянии приемный отвод находился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт кожухом на запоре;
- следить за состоянием окрайков днища и уторного сварного шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированных участков), отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать величин в соответствии с «Инструкцией по ремонту резервуаров»;
- следить за состоянием сварных швов резервуара (нет ли отпотеваний, течи, трещин в основном металле и сварных швах);
- следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соединения, прокладки, сварных соединений);
- следить за исправностью автоматизированных средств измерения уровня, объема, массы нефтепродуктов в соответствии с инструкциями заво-дов-изготовителей;
- следить за наличием и исправностью устройств молниезащиты;
- следить за состоянием отмостки (нет ли просадки, растительного по-крова, глубоких трещин), должен быть отвод ливневых вод по лотку;
- следить за наружным и внутренним состоянием трассы канализаци-онной сети резервуарного парка, ливневых и специальных колодцев (нет ли повреждений кладки стен, местах входа и выхода труб, хлопушки, тросе хлопушки, не переполнены ли трубы, не завалены ли грунтом или снегом), следить за состоянием крышек колодцев.
Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея, не допуская уменьшения зазора между тарелкой и стенкой корпуса клапана, что может препятство-вать нормальному подъему тарелок клапана и уменьшать их пропускную способность. Сроки между осмотрами устанавливаются в зависимости от ми-нимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации.
Обслуживание средств измерения уровня нефти и отбора проб в резер-вуаре выполняется в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих средств.
Устройства учета и отбора проб должны подвергаться контролю тех-нического состояния с периодичностью, установленной технической доку-ментацией на указанное средство. О результатах контроля технического со-стояния делается запись в журнале текущего обслуживания резервуара. О всех замеченных недостатках должно быть сообщено руководству с одно-временным принятием соответствующих мер и обязательной записью в жур-нале.
Конструкция используемых средств измерения уровня и отбора проб должна предусматривать возможность проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от нефти.
Средства измерений должны быть в исправном состоянии и поверены.
При отборе проб нельзя допускать разлив нефти. В случае разлива нефти ее следует удалить. Запрещается оставлять на кровле резервуара ве-тошь, паклю, посторонние предметы.


2.3 Требования к оборудованию и автоматизации резервуаров

Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом обору-дования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и усло-вий эксплуатации. В паспорте на резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.
Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.
Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование:
- дыхательные клапаны;
- предохранительные клапаны;
- стационарные сниженные пробоотборники;
- огневые предохранители;
- приборы контроля и сигнализации;
- противопожарное оборудование;
- сифонный водоспускной крап;
- вентиляционные патрубки;
- приемораздаточные патрубки;
- люки-лазы;
- люки световые;
- люки измерительные;
- диски-отражатели.
Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенным оборудованием: дыхательными клапанами, огневыми предохранителями, измерительными люками, измерительными трубами и другими необходимы-ми устройствами.
Для контроля давления в резервуарах рекомендуется устанавливать автоматические сигнализаторы предельных значений давления и вакуума и другие приборы.
Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепро-дуктами с температурой выше 0°С, следует оснащать непромерзающими ды-хательными клапанами. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные резервуары.
В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует устано-вить диски-отражатели. Диаметр диска выбирают, исходя из условия сво-бодного пропуска его через монтажный патрубок в сложенном положении.
Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный кон-троль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уро-вень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (не менее двух), передающими сигнал на прекращение приема нефтепродукта или от-ключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сиг-нализаторов уровня, работающих параллельно.
При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.
Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки, а резервуары с понтоном (плавающей крышей), кроме того, должны иметь не менее одного люка, расположенного на высоте, обес-печивающей выход на понтон (или плавающую крышу) при положении его на опорных стойках. Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм.
Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на кры-ше резервуара (световые люки).
Средства автоматики, телемеханики и контрольно-измерительные при-боры (КИП), применяемые в резервуарных парках, предназначены для кон-троля и измерений показателей технологического процесса храпения, приема и отпуска нефтепродуктов.
Основной задачей автоматизации резервуарных парков является обес-печение коммерческою учета, баланса и управления технологическими про-цессами приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.
Эксплуатация средств автоматики, телемеханики и КИП резервуарных парков магистральных нефтепродуктопроводов осуществляется согласно «Правилам технической и безопасной эксплуатации средств автоматики, те-лемеханики и контрольно-измерительных приборов» РД 153-112ТНП-028-97.
Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и средствами автоматики:
- местным и дистанционным измерителями уровня нефтепродукта в ре-зервуаре;
- сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в резервуаре;
- сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре;
- дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в резервуаре;
- местным и дистанционным измерителями температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устрой-ством для подогрева;
- пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;
- дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;
- сниженным пробоотборником;
- сигнализатором верхнего положения понтона,
Средства автоматики, телемеханики и КИП должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями, государственными стандартами, а также в соответствии с инструкциями по эксплуатации. Все средства измере-ний должны быть внесены в Государственный реестр СИ и иметь сертификат об утверждении типа согласно ПР 45.2.009-94 «ГСП. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений».
Перед вводом в эксплуатацию средства автоматики, телемеханики должны пройти наладку и приемочные испытания, подготовлен обслужива-ющий персонал.
Все импортные приборы и изделия должны иметь Разрешение Госгор-технадзора России на их применение, паспорта и сертификаты на соответ-ствие применения на промышленных производствах России, все взрывоза-щищенные приборы - сертификаты соответствия взрывобезопасности требо-ваниям Госстандарта России.
Перед началом смены обслуживающий персонал обязан проверить со-стояние работающих средств автоматики, телемеханики и КИП, проверить наличие и осмотреть первичные средства пожаротушения, инструменты, мелкие запасные части и вспомогательные материалы, ознакомиться с изме-нениями в схемах, записями и распоряжениями.
Исправность и достоверность показаний средств измерений должны проверяться в соответствии с графиками ППР и метрологических поверок. Работы по техническому обслуживанию и ремонту средств автоматики, теле-механики и КИП должны обеспечивать надежную работу средств автомати-ки, телемеханики, точность средств измерений в соответствии с требованиями эксплуатационной документации, норм и правил Госстандарта России.
Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, систем авто-матизации и сигнализации должны выполняться специально подготовленным и аттестованным персоналом.
Техническое обслуживание и ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов проводятся с периодичностью, установленной дей-ствующей системой Планово-предупредительных ремонтов и рекомендация-ми заводов-изготовителей. График ППР утверждает главный инженер пред-приятия:
- техническое обслуживание не реже одного раза в квартал;
- текущий ремонт - не реже одного раза в год (кроме приборов систем контроля и защиты по загазованности приборов по технике безопасности).
Капитальный ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов должен выполняться не реже одного раза в 5 лет.
После капитального ремонта средства автоматики и КИП должны удо-влетворять требованиям, предъявляемым к новому оборудованию.
Для обеспечения единства и требуемой точности измерений средства измерений, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодической поверке или калибровке согласно перечню средств измерений, составленному экс-плуатирующим предприятием и согласованному с местным органом Гос-стандарта. Поверка осуществляется органами Государственной метрологи-ческой службы (ГМС) в соответствии с ПР 50.2.006-94 «ГСИ Порядок про-ведения поверки средств измерений».
При нарушениях в работе средств автоматики, телемеханики или кон-трольно-измерительных приборов необходимо устранить или правильно оценить повреждение, при необходимости перейти на ручное управление и сделать запись в оперативном журнале.
Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность про-ведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого нефтепродукта, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечи-вать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды).
Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по первому классу герметичности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Крышки, заглушки и соединения фланцев, патрубков, штуцеров и т.п. должны быть снабжены прокладками, выполненными из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях эксплуатации.




2.4 Требования к территории резервуарных парков

Резервуарные парки должны соответствовать нормам проектирования промышленных предприятий. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепро-дуктов. Противопожарные нормы».
На каждый резервуарный парк должна быть составлена технологиче-ская карта по эксплуатации резервуаров с указанием для каждого резервуа-ра:
- тип резервуара, наличие понтона (плавающей крыши);
- номер резервуара по технологической схеме;
- фактическая высота резервуара до верхнего уторного уголка, м;
- фактическая высота резервуара до врезки пеногенератора, м;
- максимально допустимый уровень нефтепродукта, м:
- минимально допустимый уровень нефтепродукта, м;
- аварийный уровень нефтепродукта, м;
- максимально допустимая производительность закачки, м3/ч;
- максимально допустимая производительность откачки, м3/ч;
- геометрическая вместимость резервуара, м3;
- пропускная способность дыхательного клапана, м3/ч;
- пропускная способность предохранительного (гидравлического) клапана, м3/ч;
- тип и количество дыхательных клапанов:
- тип и количество предохранительных клапанов;
- тип и количество огневых предохранителей;
- средства измерения и контроля уровня;
- средства измерения и контроля температуры;
- средства измерения массы нефтепродукта.
Технологическая карта должна находиться на рабочем месте персона-ла, производящего оперативные переключения и отвечающего за правиль-ность их выполнения.
Технологические карты резервуарных парков утверждает и пере-утверждает каждые 2 года (при изменении технологических схем резервуар-ных парков, условий эксплуатации и др.) главный инженер предприятия.
Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживаю-щего персонала. Изменение действующих схем расположения трубопрово-дов без ведома главного инженера предприятия запрещается.
При наличии в одной группе резервуаров нескольких сортов нефте-продуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта.
При смене сортов нефтепродуктов подготовка резервуара к заполне-нию должна соответствовать ГОСТ 1510-84* «Нефть и нефтепродукты. Мар-кировка, упаковка, транспортирование и хранение». Резервуары с понтона-ми рекомендуется использовать только для хранения бензинов.
При эксплуатации газоуравнительной системы в резервуарном парке объединяют резервуары с нефтепродуктами, близкими по своим физико-химическим свойствам.
Запрещается объединять резервуары с этилированным и неэтилиро-ванными бензинами обшей газовой обвязкой.
В пределах одной группы наземных резервуаров согласно действую-щих нормативно-технических документов следует отделять внутренними земляными валами или ограждающими стенами:
- каждый резервуар вместимостью 20000 м3 и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20000 м3;
- резервуары с этилированными бензинами от других резервуаров группы.
Внутренний земляной вал или ограждающая стена должны быть вы-сотой 1,3 м для резервуаров вместимостью 10000 м3 и более, для остальных резервуаров - 0,8 м.
Для перехода через обвалование или ограждающую стену должны быть устроены лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м в количестве че-тырех для группы резервуаров и не менее двух - для отдельно стоящих ре-зервуаров. В отдельных случаях допускается по согласованию с органами Госпожнадзора МЧС РФ, устройство двух лестниц вместо четырех.
Между переходами через обвалование (ограждающую стену) и стаци-онарными лестницами на резервуарах устраиваются пешеходные дорожки (тротуары) шириной не менее 0,75 м.
Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов, которые не соединены с резервуарами.
Территория резервуарного парка должна содержаться в чистоте и порядке, своевременно очищаться от растительности.
Не допускается засорение территории, размещение на ней горючих материалов и предметов, а также загрязнение нефтепродуктами, скопление подтоварной воды.
Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к ре-зервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалования с подсыпкой грунта. Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков должно быть согласовано руководством предприятия с местными органами Госпожнадзора МЧС Российской Федерации.
Сточные воды, образующиеся при периодической зачистке резервуа-ров в процессе их эксплуатации, не допускается сбрасывать в сеть производ-ственно-ливневой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубо-проводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственно-ливневой канализации на очистные сооружения.
Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-ливневой кана-лизации даже в аварийных случаях не допускается.
В целях сохранения расчетной пропускной способн

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии произошло увеличение дебита скважины на 15,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объ-ема добычи нефти на 1409,26 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2164,84 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от проведения мероприятия в сумме 5,3 млн. руб. Факти-ческая сумма прибыли составила 12,43 млн. руб. и превысила сумму при-были получаемую до внедрения мероприятия на 9,43 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате внедрения мероприятия она выросла на 2164,84 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности применения технологии.










ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Следует признать, что все более актуальным становится вопрос приме-нения и в нашей стороне профессиональных и автоматизированных комплек-сов очистки резервуаров. Выбор таких комплексов, к сожалению, в мире не очень велик. Один из них — МегаМАКС — имеет все основания получить положительные оценки. Его преимущества:
• Безопасность проведения очистки резервуара:
• Безопасность при работе комплекса обеспечивается четырьмя уров-нями защиты.
• Комплекс располагается на расстоянии 150 м и более от резервуара;
• Все основное оборудование на комплексе исключительно гидропри-водное, включая вспомогательное, обеспечивающее удаление шлама из резервуара;
• Система контроля комплекса производит автоматический монито-ринг качества заземления всех элементов комплекса, находящихся внутри резервуара при очистке, с автоматическим отключением по-дачи моющих агентов в случае ухудшения качества заземления;
• Система контроля комплекса производит автоматический монито-ринг газовой среды в резервуаре с автоматическим отключением подачи моющих агентов в случае приближения к верхней или ниж-ней границам взрываемости.
• Безопасность для здоровья персонала
• Обеспечивается минимизацией времени нахождения персонала внутри резервуаре при проведении очистных работ. Присутствие персонала в резервуаре необходимо только в период установки вспомогательного оборудования (роботизированная пушка, бустер-ный насос, моющие головки). Непосредственно процесс извлечения шлама происходит без присутствия человека в резервуаре. Управ-ление роботизированной пушкой производится дистанционно опе-ратором, находящимся за пределами резервуара.
• Защита окружающей среды
• Комплекс позволяет не только механизированно извлекать нефтешлам из резервуара, но так же перерабатывать его методом фазоразделения. Современная центрифуга, спроектированная спе-циально для вязких нефтешламов, разделяет его на нефтяную, вод-ную и твердую «фазы». Нефтяная «фаза» возвращается в производ-ство, вода находится в обороте с частичным ее выводом из рецир-куляции на очистные сооружения (в случае наличия подтоварной воды в очищаемом резервуаре). Твердая фаза является отходом, подлежащим дальнейшему обезвреживанию или захоронению. Од-нако количество такого отхода снижается на 60-90% по сравнению с ручной зачисткой резервуаров.
• Экономическая целесообразность использования подобных ком-плексов продиктована тремя основными причинами, а именно, воз-вратом в производство нефтяной фракции, извлеченной из донного нефтешлама, многократным снижением объема нефтеотходов, под-лежащих вывозу и захоронению (или обезвреживанию), а так же увеличению скорости оборачиваемости резервуарного парка за счет снижения времени нахождения резервуаров под очисткой.
Указанные выше факторы с учетом быстрорастущих штрафов позво-ляют обычно окупить приобретение указанного комплекса за период 3-4 го-да. При этом срок службы комплекса при правильной его эксплуатации со-ставляет 15 лет.
Важным аспектом является воздействие углеводородов на здоровье че-ловека при ручном методе зачистки резервуаров. Не секрет, что длительное воздействие углеводородов, попадающих в органы дыхания человека, крайне отрицательно сказывается на здоровье, вызывая целый ряд тяжких заболеваний, включая раковые. Зачастую средства индивидуальной защиты, применяемые при очистке резервуаров ручными методами, крайне прими-тивны и фактически не защищают человека от крайне вредной атмосферы внутри резервуаров. Опыт нашей компании показывает, что в странах тра-диционно добывающих нефть на протяжении многих десятилетий, средства индивидуальной защиты рабочих, занятых на очистке резервуаров хуже, чем в странах, относительно недавно приступивших к добыче и переработке нефти.
Очистка нефтяных и нефтепродуктовых резервуаров – колоссальный источник загрязнения окружающей среды по всей планете. Созданные во многих странах институты защиты окрущающей среды, включая экологиче-скую полицию, считают приоритетными технологии, исключающие загряз-нения, по сравнению с технологиями, позволяющими утилизировать и обез-вреживать загрязнения, генерируемые в результате производственной дея-тельности.
При ручной очистке резервуаров от нефтешламов генерируется огромное количество отходов первого класса опасности, которые обычно сбрасываются в шламонакопители, загрязняя окружающую среду за счет ис-парений углеводородов, их биодеструкции и миграции с грунтовыми вода-ми. Перерабатывать такие нефтеотходы из шламонакопителей крайне сложно и затратно.
Как известно, нефтешламы из резервуаров на 60-90% состоят из угле-водородов. Если непосредственно в процессе очистки выделить эти углево-дороды и вернуть их в производство в качестве промпродукта, то объем нефтешлама подлежащего захоронению снизится соответственно на 60-90%. Особо следует отметить что переработать “свежий” нефтешлам извлеченный из резервуара при его очистке, значительно проще, чем пролежавший дли-тельное время в шламонакопителе.