Виды резервуаров и их технические характеристики

С целью защиты от статического электричества измерение уровня и отбор проб вручную через  замерный люк допускаются только после прекращения движения нефти в резервуаре (не ранее чем через 10 минут). Ручной отбор проб и измерение уровня в процессе заполнения резервуара нефтью запрещаются.

Каждый резервуар независимо от наличия уровнемера должен быть оборудован сигнализаторами предельных уровней (верхнего и нижнего).

При необходимости измерение  уровня и отбор проб через замерный люк следует выполнять в фильтрующем  противогазе в присутствии наблюдающего (страхующего) работника.

 Отбор проб нефти из резервуара

Отбор проб производится после двухчасового отстоя нефти в резервуаре. Пробу нефти из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны.

Точечные пробы нефти  отбирают стационарным или переносным пробоотборником с трех уровней:

- верхнего - на 250 мм ниже  поверхности нефти;

- среднего - с середины  высоты столба нефти;

- нижнего: для нефти  - нижний срез приемо-раздаточного  патрубка (хлопушки) по внутреннему  диаметру. Для резервуара, у которого  приемо-раздаточный патрубок находится  в приямке, за нижний уровень  отбора пробы нефти принимают уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара.

Объединенную пробу  нефти составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего  уровней в соотношении 1:3:1.

Точечные пробы при  высоте уровня нефти в резервуаре не выше

2000 мм отбирают с верхнего и нижнего уровней. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.

При отборе пробы с  целью определения температуры  и плотности нефти пробоотборник  необходимо выдержать на заданном уровне до начала его заполнения не менее пяти минут. Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течение пяти минут ополаскивать его нефтью, отобранной с уровня, на котором должна быть измерена температура или плотность.

Определение средней температуры

Температуру нефти в  резервуаре определяют с помощью  стационарных или переносных датчиков температуры или путем измерения  температуры проб, отбираемых из резервуара.

При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием одновременно определяют температуру нефти в резервуаре путем измерения температуры пробы.

При отборе точечных проб температуру нефти в пробе  определяют немедленно после отбора пробы. При этом переносной пробоотборник  выдерживают на уровне отбираемой пробы  до начала его заполнения не менее пяти минут.

Среднюю температуру  нефти в резервуаре рассчитывают по температуре точечных проб, используя  соотношение для составления  объединенной пробы.

Измерение температуры  нефти в резервуаре при высоте уровня более 2000 мм проводится по пробам нефти, отобранным с трех уровней.

Средняя температура  нефти в резервуаре (t) определяется расчетным путем по формуле:

где: t_в, t_c, t_н - температура нефти в пробе, отобранной с верхнего, среднего и нижнего уровней соответственно.

Измерение температуры  нефти в резервуаре при высоте уровня не выше 2000 мм производится по пробам нефти, отобранным с верхнего и нижнего  уровней.

Средняя температура  нефти определяется по формуле:

 

 

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ РЕЗЕРВУАРОВ  И РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ 

 

Организация технического обслуживанияи текущего ремонта  резервуаров и резервуарных парков

 

 Для поддержания  резервуарных парков и отдельных  резервуаров в работоспособном  состоянии в период между капитальными  ремонтами должны проводиться  их своевременное и качественное  техническое обслуживание и текущий  ремонт.

 Техническое обслуживание резервуарного парка заключается в периодическом осмотре, плановой организации и своевременном проведении регламентных работ по самим резервуарам, их оборудованию, приборам и системам, а также по трубопроводам обвязки резервуаров, системе пожаротушения и т.д. резервуарного парка. Техническое обслуживание проводится согласно инструкциям заводов- изготовителей, отраслевым руководящим документам и инструкциям по эксплуатации резервуаров, оборудования, приборов, систем, разработанным с учетом конкретных условий филиалов или его НУ.

Ежедневно в светлое  время суток обслуживающим персоналом в соответствии с должностными инструкциями осуществляется обход резервуарного  парка с одновременным осмотром состояния плавающих крыш резервуаров (при их наличии).

 Текущий ремонт  проводится с целью поддержания  технико-эксплуатационных характеристик,  выполняется без освобождения  резервуаров от нефти.

Текущий ремонт резервуарного  парка в целом или отдельных  его резервуаров и составных  частей осуществляется по мере необходимости по результатам осмотра резервуарных парков ПДК всех уровней и ответственными лицами станций, НУ, филиалов.

 Определение  вместимости и базовой высоты  резервуаров 

 

 Для каждого резервуара, используемого в системе магистрального  транспорта нефти, должна быть определена его вместимость.

 Определение вместимости  резервуара - это метрологическая  операция, в результате которой  определяется градуировочная характеристика  резервуара - зависимость между уровнем  заполнения резервуара жидкостью  и вместимостью резервуара, составленная в виде таблицы или уравнения.

 Для определения  вместимости резервуаров используются  геометрический или объемный  методы.

При применении геометрического  метода измеряются геометрические размеры  резервуара и рассчитывается зависимость объема жидкости от уровня заполнения резервуара.

Объемный метод заключается  в непосредственном измерении объема жидкости, залитой в резервуар, и  ее уровня с целью получения градуировочной характеристики резервуара.

 Основанием для  проведения работ по измерениям вместимости резервуаров являются истечение срока действия градуировочных таблиц, ввод резервуаров в эксплуатацию после строительства, ремонта, конструктивных изменений и монтажа различных устройств внутри резервуара

 

Особенности обслуживания резервуаров с высокосернистой нефтью 

 

 При перекачке и  хранении в резервуарах высокосернистой  нефти необходимо учитывать возможность  выделения сероводорода, образования  и накопления пирофорных отложений,  способных к самовозгоранию при  невысоких температурах.

Резервуары, в которых  хранятся высокосернистые нефти, должны подвергаться периодическим осмотрам, диагностированию и ремонту по отдельному графику, утвержденному главным  инженером предприятия.

В резервуарах с высокосернистыми нефтями дыхательные патрубки, клапаны, люки должны регулярно очищаться от пирофорных отложений и продуктов коррозии для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений.

Резервуары, используемые для высокосернистых нефтей, должны быть, как правило, оборудованы приборами, исключающими замер уровня и отбор проб нефти через замерный люк.

При необходимости замера уровня и отбора проб через замерный люк, а также при дренировании воды операторы должны проводить  работы в фильтрующих противогазах.

Резервуары с высокосернистыми нефтями должны иметь внутренние защитные покрытия от коррозии.

 Перед зачисткой  освобожденного от высокосернистой  нефти резервуара необходимо  провести его пропарку. Пропарка проводится заполнением резервуара в течение 24 ч водяным паром с интенсивностью, достаточной для поддержания давления внутри резервуара выше атмосферного.

Для обеспечения безопасности проведения работ очищаемую поверхность  резервуара следует содержать во влажном состоянии.

Пропарку РВС следует  проводить при закрытом нижнем люке резервуара, а конденсат дренировать в канализацию.

После окончания работ  необходимо взять пробу воздуха  для анализа на содержание в нем  опасных концентраций нефтяных паров  и газов, проба из РВС отбирается через нижний люк.

 Пирофорные отложения,  извлеченные из резервуара, поддерживаются в увлажненном состоянии, обезвреживаются специальных установках или размещаются в отведенных местах, согласованных с территориальными органами уполномоченными в области охраны окружающей среды и экологической безопасности. 

 

Предотвращение накопления и размыв асфальтосмолистых и парафиновых осадков 

 

 В целях предотвращения  накопления на днище резервуара  осадков, а также для их удаления  должны устанавливаться размывающие  системы или винтовые мешалки.

 Одним из типов  размывающей системы является система размыва и предотвращения накопления осадка, состоящая из группы пригруженных веерных кольцевых сопел, обвязывающих их трубопроводов, насосного агрегата. Осадок размывается распространяющейся по днищу резервуара нефтью в виде веерной струи.

 В процессе длительного накопления структура осадка изменяется. Он переходит из рыхлого состояния в уплотненное. Следует не допускать образования уплотненного осадка на днище резервуара.

 Предотвращение накопления  осадка следует осуществлять  включением системы размыва по графику при высоте рыхлого осадка не более 10 см. Наиболее эффективный размыв рыхлого осадка происходит при расходе нефти (150 - 250) м³/ч на одно сопло.

 При образовании  в резервуаре уплотненного осадка  его следует размывать прокачиванием  нефти через систему в течение нескольких последовательных циклов заполнения и опорожнения. Наиболее эффективный размыв уплотненного осадка происходит при расходе нефти (200 – 300) м³/ч на одно сопло.

 Высоту донного  осадка в резервуарах определяют  через люки, расположенные на стационарной крыше или через дополнительные патрубки в резервуарах с понтоном или плавающей крышей.

 Включать в работу  систему размыва необходимо после  дренирования подтоварной воды  и при уровне нефти в резервуаре  не менее 1,0 м. Контроль за работой системы следует осуществлять по манометру, установленному на приемной трубе системы или на выходе насоса, по расходу нефти, замеряемому по счетчику или изменению уровня нефти в резервуаре.

После окончания размыва  донных осадков нефть следует  откачать до минимального допустимого технологического (рабочего) уровня взлива.

 По окончании размыва  осадка и откачки нефти из  резервуара, необходимо произвести  замер высоты донных осадков  в установленных точках. При неудовлетворительных  результатах цикл размыва следует повторить. 

 

Дренирование  подтоварной воды 

 

 На НПС, оснащенных  очистными сооружениями или имеющих  возможность очистки сточных  вод, подтоварная вода, образующаяся  в резервуарах при отстое нефти,  должна периодически отводиться  в производственно-дождевую канализацию.

 Частота дренирования  подтоварной воды зависит от  содержания воды в нефти, режима  работы резервуаров (для резервуаров,  работающих в режиме «прием-сдача», - перед проведением каждого измерения).

 При удалении подтоварной  воды необходим контроль за ее стоком. Не допускается вытекание нефти.

 Подтоварная вода  из РВС удаляется через сифонный  кран.

Сифонный кран следует  осматривать при каждом приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц. При  этом проверяется отсутствие течи в  сальниках крана. Сифонный кран при плохо набитом сальнике или непритертых поверхностях пробок может служить источником потерь нефти. Поворот крана должен быть плавным, без заеданий. В нерабочем состоянии приемный отвод должен находиться в горизонтальном положении, а спускной кран закрыт кожухом на запоре. 

 

Контроль за осадкой основания резервуаров

 

Для обеспечения надежной работы резервуаров в процессе эксплуатации необходимо осуществлять наблюдение за осадкой основания резервуаров.

 Контроль за осадкой  основания РВС. Наблюдение за осадкой основания РВС заключается в нивелировании окрайки днища по наружному периметру резервуара в процессе его эксплуатации и днища внутри резервуара при проведении полного обследования. По результатам нивелирования составляются акты и отчеты по обследованию резервуаров.

Нивелировку окрайки  днищ стальных вертикальных резервуаров  необходимо проводить через 6 м по точкам, совпадающим в большинстве  случаев с вертикальными швами  нижнего пояса резервуара, если листы  нижнего пояса имеют длину 6 м. Обход резервуара должен быть по часовой стрелке.

 

Обслуживание  задвижек, трубопроводов обвязки  резервуаров, газоуравнительной системы  

 

 Обслуживание газоуравнительной  системы. Газоуравнительная система (ГУС) включает в себя газовые пространства резервуаров, газопроводы, огневые предохранители, компенсаторы, задвижки, дренажные и заземляющие устройства.