Вопрос 6.3: Основания и фундаменты под резервуары.

Особенностью сооружения резервуаров большой вместимости является усиленное основание. Давление заполненного резервуара на основание определяется из выражения

P=ρ*g*h+G_m/S,

где h - высота столба жидкости; р - плотность жидкости; G_m - масса резервуара; s - площадь поперечного сечения резервуара.

Парк промысловых резервуаров емкостью до 5000 м³ обычно монтируется на специальных фундаментах, состоящих из трех слоев: грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидрофильного слоя, предохраняющего поступление вод к днищу резервуара и затрудняющего воздухообмен под днищем. Гидрофильный слой состоит из песка или песчаного грунта, пропитанного битумом, гудроном или вязкой нефтью. Его основное назначение - предотвращение коррозионного разрушения днища резервуара. Толщина гидрофильного слоя колеблется в пределах 8 - 10 см; песчаной подушки 30 см. Слои уплотняют катком или виброустановкой.

Вопрос 6.4: Железобетонные резервуары, их типы, конструкция и область применения.

Железобетонные резервуары по сравнению со стальными обладают следующими преимуществами:

1. расход стали на 1 м³ объема в 2 раза меньше;

2. вследствие малой теплопроводности бетона потери нефти от испарения меньше (в 8-12 раз);

3. большие противопожарные преимущества.

Железобетонные резервуары по геометрической форме бывают цилиндрические и прямоугольные Наибольшее распространение получили цилиндрические резервуары, удобные в эксплуатации и имеющие конструктивные преимущества. Цилиндрические стенки железобетонных резервуаров имеют толщину 8-10 см. Днище резервуара при хорошем грунте может быть бетонное толщиной 30 - 50 см

Недостаток железобетонных резервуаров - высокая проницаемость нефти через бетон, что устраняется применением различных герметизирующих покрытий. Эффективное средство изоляции - пропитка синтетическими смолами.

1 – световой люк; 2 – вентиляционный патрубок; 3 – огневой предохранитель;

4 – дыхательный клапан; 5 – замерный люк; 6 – указатель уровня; 7 – люк лаз;

8 - сифонный клапан; 9 – подъемная труба; 10 – хлопушка; 11 – шарнир подъемной трубы; 12 – приемно-раздаточный патрубок; 13 – перепускное устройство; 14 – лебедка; 15 – управление хлопушкой; 16 – роликовый блок.

В опрос 6.5: Оборудование резервуаров.

Рис. 43 Схема расположения оборудования стальных цилиндрических резервуаров

1 - дыхательный клапан; 2 - огневой предохранитель; 3 - уровнемер дистанционный универсальный (УДУ-5); 4 - маршевая лестница; 5 - люк-лаз; 6 - шарнирная подъемная труба- 7 -хлопушка; 8 - задвижка; 9 - приемно-раздаточный нефтепровод; 10 - управление хлопушкой-11 - пенокамера; 12 - предохранительный клапан.

На товарном резервуаре устанавливается следующее оборудование:

1. люк-лаз на нижнем поясе резервуара для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара;

2. световой люк на крыше резервуара для его проветривания и освещения;

3. замерный люк для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия проб на исследование при выходе из строя автоматического уровнемера и пробоотборного устройства;

4. уровнемер УДУ-5;

5. пробоотоорник ПСР-4;

6. хлопушка; огневой предохранитель, предотвращающий попадание огня или искры в газовое пространство резервуара;

7. пенокамера для тушения возникшего в резервуаре пожара;

8. шарнирная подъемная труба для откачки нефти с различных уровней резервуара;

дыхательный и предохранительный клапаны, предотвращают резервуар от аварий при сливно-наливных операциях и существенно сокращают потери легких фракций нефти.

Рис. 3. Уровнемер УДУ-5: / — опора; 2 —указатель уровня с дистанционной приставкой; 3 и 6 — трубы; 4 — кронштейны; 5 — угловые коробки; 7 — люк; 8 — стальная лен­та; 9 — поплавок

В верхних слоях температура нефти выше, а содержание ка­пель воды меньше, чем в нижних слоях резервуара, поэтому плот­ность нефти в верхних слоях меньше и она чище по содержанию в ней воды. Учитывая это, отбирают с верхних слоев резервуара нефть с помощью шарнирно-подъемной трубы.

Рассмотрим работу основного оборудования.

Уровнемер УДУ-5 (рис. 3). Его принцип действия основан на передаче вертикального перемещения поплавка 9 с помощью стальной ленты 8 на счетчик барабанного типа, установленного в смотровой коробке 2. Показания счетчика соответствуют уровню нефти в резервуаре. Для герметизации ленту 8 пропускают через угловые коробки 5 (гидрозатворы), заполненные антифризом.

Пробоотборник ПСР-4 (рис. 4) предназначен для полу­автоматического отбора проб по всей высоте резервуара через специальные клапаны. Для получения пробы в воздушной трубе 5 пробоотборной колонны 1 ручным насосом создают давление 0,3 МПа, благодаря чему открываются клапаны, через которые нефть поступает в пробоотборную колонну 1. После снятия давления при помощи спускного клапана проба нажатием рукоятки сливается в пробоотборную емкость, установленную в панели 6, и передается в лабораторию для определения в ней воды и солей.

Хлопушка (рис. 5) предназначена для предотвращения потерь нефти при разрыве трубопровода или выходе из строя резервуарной задвижки. Она состоит из корпуса с наклонным сре­зом и плотно прилегающей к нему крышкой, соединенной с корпу­сом рычажным механизмом. На основной крышке смонтирована перепускная крышка, закрывающая перепускное отверстие 5. На перепускной крышке закреплен трос, при помощи которого пере­пускная и основная крышки последовательно открываются. Хло­пушка может управляться электроприводом 3 или вручную (см. рис. 2).

Рис. 3. Уровнемер УДУ-5: / — опора; 2 —указатель уровня с дистанционной приставкой; 3 и 6 — трубы; 4 — кронштейны; 5 — угловые коробки; 7 — люк; 8 — стальная лен­та; 9 — поплавок

Рис. 4. Пробоотборник ПСР-4:

1 — двухклапанная секция пробоотборной колонны; 2 — концевая секция с одним клапа­ном; 3 — люк; 4 — фланец; 5 — воздушная труба; 6— панель управления отбором и сливом пробы

Рис. 5. Хлопушка с электроприводным механизмом управления:

/ — приемно-раздаточный патрубок; 2 — хлопушка; 3 — электроприводной механизм управления; 4 — стальной канат; 5 — пропускное отверстие; 6 — прокладка

Рис. 44 Уровнемер УДУ-5.

1 - опора; 2 - указатель уровня с дистанционной приставкой; 3 и 6 - трубы; 4 - кронштейны; 5 - угловые коробки; 7 - люк; 8 - стальная лента; 9 - поплавок.

Рис. 45 Пробоотборник ПСР-4.

1 - двухклапанная секция пробоотборной колонны; 2 - концевая сек­ция с одним клапаном; 3 - люк; 4 - фланец; 5 - воздушная труба; 6 - панель управления отбором и сливом пробы.

Пробоотборник предназначен для полуавтоматического отбора проб по всей высоте резервуара че­рез специальные клапаны. Для получения пробы в воздушной трубе 5 пробоотборной колонны 1 ручным насосом создают давление 0,3 МПа, благодаря чему открываются клапаны, через которые нефть поступает в пробоотборную колонну 1. После снятия давления при помощи спускного клапана проба нажатием руко­ятки сливается в пробоотборную емкость, установленную в панели 6, и передается в лабораторию для оп­ределения в ней воды и солей.

Хлопушка (рис. 46) предназначена для предотвращения потерь нефти при разрыве трубопровода или выходе из строя резервуарной задвижки. Она состоит из корпуса с наклонным срезом и плотно приле­гающей к нему крышкой, соединенной с корпусом рычажным механизмом. На основной крышке смонтирована перепускная крышка, закрывающая перепускное отверстие 5. На перепускной крышке закреплен трос, при помощи которого перепускная и основная крышки последовательно открываются.

Хлопушка может управляться

электроприводом 3 или вручную.

Рис. 46 Хлопушка с электроприводом.

1 - приемно-раздаточный патрубок; 2 - хло­пушка; 3 - электроприводной механизм управ­ления; 4 - стальной канат; 5 - пропускное отверстие; 6 - прокладка.

Дыхательный клапан (рис. 6) предназначен для регу­лирования давления газовоздушных паров в резервуаре в процес­се подачи или отбора нефти, а также при колебании температуры в течение суток. Он работает следующим образом. При повыше­нии давления внутри резервуара клапан 3 поднимается и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри ре­зервуара открывается клапан 1 и в резервуар поступает воздух. Клапаны 1 и 3 могут быть отрегулированы на определенное давление и поднимутся только в том случае, когда давление или разряжение внутри резервуара достигнет определенной величины. Над клапанами имеются съемные крышки 2, через которые выни­мают клапаны для осмотра и ремонта.

Рис. 6. Дыхательный механический клапан.

Размеры клапанов выбирают в зависимости от их допустимой про­пускной способности.

Размер проходного отверстия, мм ..…… 50 100 150 200 250 Пропускная способность, м³/ч ......…… 25 72 142 240 304

Предохранительный гидравлический клапан (рис. 7) служит для регулирования давления газовоздушных па­ров в резервуаре при неисправности дыхательного клапана или если сечение его окажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха. Клапан работает следующим образом: если давление внутри резервуара выше того, на который рассчитан дыхательный клапан, газовоздушная смесь внутри колпака 5 давит на поверхность незамерзающей жидкости 4 (диэтиленгликоль) и постепенно вытесняет ее за колпак 5. Для создания более спокой­ного прохода газовоздушной смеси или воздуха нижняя часть колпака 5 выполняется зубчатой, что обеспечивает его плавную работу. Уровень жидкости в межтрубном пространстве 6 повыша­ется до тех пор, пока газовоздушные пары не достигнут впадин зубьев, после чего эти пары барбатируются и выбрасываются в атмосферу. На схеме клапана показан момент выброса газовоз­душной смеси из ГП резервуара в атмосферу. При вакууме внутри резервуара клапан действует в обратном направлении: воздух отжимает уровень незамерзающей жидкости до впадин зубьев на колпаке 5 и, барбатируясь через эту жидкость, заполняет ГП ре­зервуара. В зависимости от темпов слива и налива нефти в резер­вуар применяют клапаны с различными условными проходами приемных патрубков 1. Во время эксплуатации необходимо сле­дить за,уровнем незамерзающей жидкости при помощи щупа 8.

Рис. 7. Предохранительный гидравли­ческий клапан:

1 — приемный патрубок; 2 — пробка; 3 — корпус клапана; 4 — незамерзающая жид­кость; 5 — колпак; 6 — межтрубное про­странство; 7 — крышка; 8 — указатель уровня незамерзающей жидкости