23. Типы и конструкции резервуаров

Вертикальные цилиндрические стальные резервуары типа РВС представляют собой сварную конструкцию из стальных листов толщиной от 4 до 14 мм. Наиболее распространенные размеры листов: 1000×2000 мм и 1250×2500 мм при толщине 6 – 4 мм и 1500×6000 мм при толщине δ > 4 мм.

Основные элементы вертикального стального резервуара – днище, корпус и крыша. Днище резервуара сварное из листов толщиной до 5 мм, расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от центра к периферии, равный 2 %. Уклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды. Вокруг фундамента для отвода ливневых вод устраивают кювет с уклоном в сторону канализации.

Корпус резервуара изготовляют в виде поясов, которые могут соединяться между собой тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык. Толщина поясов или одинакова по высоте, или возрастает к низу.

Крыши вертикальных стальных резервуаров бывают трех типов: плоские, конические и сферические. Резервуары с плоскими и коническими крышами рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 2000 Па и вакуум 250 Па, а резервуары со сферической крышей рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 0,02 МПа и вакуум 0,002 МПа.

Резервуары с плоскими крышами имеют наименьшее газовое пространство, поэтому в них меньшие потери нефти от испарения, что обеспечило наибольшее их использование на нефтяных месторождениях. Крышу резервуара собирают из крупноразмерных щитов заводского изготовления. Щиты представляют собой каркас из двутавров и швеллеров, к которому приварен листовой настил толщиной 2,5 мм. В середине резервуара щиты опираются на центральную стойку.

17.1. УЧЕТ НЕФТИ

В резервуарных парках учитывают количество добытой в НГДУ нефти и товарной нефти. Под товарной нефтью понимается нефть, которую НГДУ передает нефтепроводным управлениям для ее дальнейшего транспортирования по магистральным трубопроводам или другими средствами.

Количество нефти учитывают двумя способами: намерением объема нефти в резервуарах и с помощью специальных узлов учета нефти на базе турбинных счетчиков «Турбоквант», «Норд» и «МИГ-400».

Для измерения объема нефти в резервуарах для каждого резервуара определяют его вместимость градуировкой.

Градуировочная характеристика резервуара – это документ, на основании которого учитывается товарная нефть, сданная нефтегазодобывающим предприятием нефтепроводному управлению.

Учет количества добытой, а также товарной, нефти ведут в массовых единицах (т) в соответствии со следующими правилами: 1) измеряют объем нефти; 2) измеряют среднюю температуру нефти; 3) определяют среднюю плотность нефти и приводят ее к температуре 20°С; 4) определяют содержание воды, солей и механических примесей.

Объем нефти определяют измерением уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре с последующим нахождением их объемов по градуировочной характеристике. Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяют мерной лентой с миллиметровыми делениями и потом по специальной методике. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения уровня подтоварной воды посредством прикрепляемой к ним водочувствительной ленты. Для измерения применяют прорезные лоты длиной 300 мм. В качестве водочувствительного состава можно применять конторский клей, подкрашенный чернилами и нанесенный на бумажную ленту.

Измерение средней температуры нефти в резервуаре, определение средней плотности нефти и содержания воды, солей и механических примесей проводят при отборе и анализе проб нефти.

Поправку ∆V_t, м³, на объем нефти от изменения температуры стенки вычисляют по формуле

(17.1)

где V – объем нефти, определенный по градуировочной характеристике резервуара; α = 12·10^{–6 0}С^–1 – коэффициент линейного расширения стали; t_в — температура окружающего воздуха, °С; t_н — температура нефти.

Фактический объем нефти V_ф, м³, находящийся в резервуаре, с учетом температуры вычисляют по формуле

.

(17.2)

Для резервуаров, имеющих плавающее покрытие (плавающую крышку, понтон), вводят поправку на наличие плавающего покрытия одним из следующих способов: исключением объема, вытесненного плавающим покрытием, или внесением поправки на уровень нефти.

Объем, вытесненный плавающим покрытием V_н, м³, определяют по формуле

,

(17.3)

где G_н — масса плавающего покрытия c учетом находящегося на нем оборудования, кг; ρ – плотность нефти, кг/м³.

Фактический объем нефти в резервуаре V_ф, м³, определяют по формуле

,

(17.4)

где V_изм – объем нефти, определяемый по градуировочной характеристике резервуара. Поправку ∆H, мм, на уровень нефти от наличия плавающего покрытия рассчитывают по формуле

,

(17.5)

где L_н — длина окружности нижнего пояса, м.

Фактическую высоту уровня Н, мм, нефти в резервуаре с плавающим покрытием вычисляют по формуле

,

(17.6)

где H_изм – высота уровня нефти в резервуаре, мм.

Массу брутто нефти в данном резервуаре вычисляют по формуле

,

(17.7)

где G_бр – масса брутто нефти в резервуаре, т; V_ф – фактический объем нефти в резервуаре (без подтоварной воды), м³; ρ_н – средняя плотность нефти, приведенная к температуре t =20 °C, т/м³.

Счетчик нефти турбинный «МИГ-400» предназначен для измерения количества нефти на пунктах учета. В его состав входят турбинный преобразователь расхода, магнитоиндукционный датчик НОРД-М2 и электронный блок НОРД-ЗМ.

Техническая характеристика счетчика нефти турбинного «МИГ-400» приведена ниже.

Максимальный расход, м3/сут	400
Вязкость нефти, м /с	(3 – 40)·10–6
Условное давление, МПа	1,6; 2,5; 4,0; 6,3
Температура нефти, °С	0 – +60
Температура окружающей среды, °С	–50 – + 50
Потеря давления на преобразователе расхода, МПа, не более	0,05
Основная относительная погрешность в нормированном диапазоне расходов, %	0,15 – 0,25

17.2. СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ

Потери легких фракций нефти при хранении ее в резервуарах обусловлены нарушением фазового равновесия между газовой и жидкой фазами в резервуаре при изменении уровня нефти в нем. Когда нефть поступает в резервуар, то в соответствии с законом фазовых равновесий часть наиболее легких углеводородов переходит из жидкого состояния в газообразное, создавая определенное парциальное давление каждого компонента в газовой фазе. Если уровень нефти в резервуаре поддерживается постоянным, то между углеводородами, находящимися в газовой и жидкой фазах, наступает состояние динамического равновесия, т. е. переход углеводородов из жидкого состояния в газообразное прекращается.

При повышении уровня нефти в резервуаре углеводороды, находящиеся в газовой фазе, выбрасываются через дыхательный клапан в атмосферу. При понижении уровня нефти в резервуар поступает воздух, парциальное давление углеводородов в газовой фазе снижается, и часть легких углеводородов вновь переходит из жидкого состояния в газообразное, т. е. идет процесс испарения нефти. Таким образом при малых и больших дыханиях резервуара происходят потери нефти от испарения. Потери нефти будут меньше, если нефть подвергалась углубленной сепарации.

Способы снижения потерь нефти от испарения подразделяются на: 1) уменьшение амплитуды малых дыханий; 2) уменьшение амплитуды больших дыханий; 3) исключение объема газовой фазы в резервуаре.

Уменьшение амплитуды малых дыхаиий достигается покрытием поверхности резервуаров лучеотражательными красками. Применение лучеотражательных красок, обладающих малым коэффициентом поглощения лучей, изменяет температурный режим резервуаров, намного уменьшает амплитуду колебаний температуры нефти и газового пространства и сокращает потери нефти от малых дыханий.

Коэффициенты лучепоглощения стенок резервуаров, окрашенных в разные цвета, приведены ниже.

Белая меловая самовосстанавливающаяся краска	0,17
Новая алюминиевая краска	0,33
Алюминиевая краска, подвергавшаяся длительному воздействию атмосферы	0,65
Черная краска	0,99

Окраска резервуаров белой самовосстанавливающейся краской снижает потери нефти от испарения при малых дыханиях на 40 – 50 % по сравнению с окраской алюминиевой краской.

Уменьшение амплитуды больших дыханий достигается применением газоуравнительной системы, которая работает следующим образом. Газовые пространства резервуаров сообщаются между собой системой тонкостенных трубопроводов. Газовоздушная смесь из газового пространства наполняемого резервуара перетекает в опорожняемый резервуар. На газовой линии устанавливают задвижки и огневые предохранители, обеспечивающие возможность отключения каждого резервуара от газоуравнительной системы и исключающие попадание огня в другие резервуары в случае пожара в одном из резервуаров.

Исключение объема газовой фазы в резервуаре достигается использованием резервуаров с плавающей крышей или применением плавающих покрытий. Если понтон или другое покрытие плавает непосредственно на поверхности нефти, занимая практически всю площадь поверхности, то тем самым исключается наличие газового пространства в резервуаре и не происходит испарения нефти.

17.3. ОБСЛУЖИВАНИЕ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные парки, обязаны хорошо знать устройство и назначение каждого резервуара, схему расположения трубопроводов и назначение всех задвижек, чтобы безошибочно делать необходимые переключения.

При эксплуатации резервуаров наиболее ответственные операции – это наполнение и опорожнение.

Расход нефти при наполнении или опорожнении резервуара не должен превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных или вентиляционных патрубков. Скорость наполнения или опорожнения резервуаров с понтонами или плавающими крышами должна быть такой, чтобы скорость подъема (опускания) понтона (плавающей крыши) не превышала 3,5 м/ч. Если по измерениям уровня нефти в резервуаре или по другим данным обнаружено, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выяснению причины нарушения и к ее устранению. В необходимых случаях перекачка должна быть остановлена.

Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно быть плавное. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижек.

Одновременные операции с задвижками во время перекачки по отключению действующего резервуара и включению нового резервуара запрещаются. Действующий резервуар должен быть выведен из перекачки только после того, как будут полностью закончены операции с задвижками по вводу в перекачку нового резервуара.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления в случае неправильного переключения задвижек.

При наполнении резервуара необходимо строго следить за высотой уровня нефти, чтобы не допустить перелив нефти или подъем понтона выше верхнего крайнего положения. Уровень нефти должен быть установлен с учетом ее расширения от нагревания. Обычно нефтяные резервуары не заполняют до верха на 3 – 5%. При опорожнении резервуаров, оборудованных подогревателями, необходимо следить, чтобы уровень жидкости над подогревателем был не менее 0,5 м, так как действующий оголенный подогреватель создает пожарную опасность.

В резервуарах могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные деформацией металла, некачественной сваркой или другими причинами. Поэтому при вступлении на дежурство старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть уделено вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам упорного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла.

При появлении трещин в швах или основном металле днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен и зачищен.

При появлении трещин в швах или основном металле стенки действующий резервуар должен быть опорожнен полностью или частично, в зависимости от способа его ремонта.

Визуальный осмотр поверхности понтона необходимо проводить ежемесячно, а плавающей крыши – ежедневно с верхней площадки резервуара. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем положении – через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотре необходимо следить за плотностью прилегания затвора к стенке резервуара, к центральной стойке и к кожуху пробоотборника. При обнаружении на ковре понтона нефти ее необходимо удалить и выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности ковра понтона или коробок резервуар должен быть опорожнен и выведен на ремонт.

При осмотре резервуарного оборудования необходимо следить за состоянием прокладочных колец и шарнира замерного люка, плавностью движения и плотностью посадки тарелок дыхательных клапанов, качеством и уровнем масла в гидравлических предохранительных клапанах, чистотой сетки этих клапанов, ходом хлопушки, наличием и исправностью диафрагмы пеносливной камеры, чистотой пакетов с гофрированными пластинами огневых предохранителей, положением приемного отвода сифонного крана (в нерабочем состоянии он должен быть в горизонтальном положении).

За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. У вновь сооруженных резервуаров в первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках. В последующие годы, после стабилизации основания, следует систематически (не реже 1 раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование. Для измерения осадки основания резервуара на территории резервуарного парка должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания грунта.

Резервуары необходимо периодически очищать от осадков парафина и механических примесей. Особенно интенсивное накопление осадков происходит в резервуарах, в которых хранится малосмолистая парафинистая нефть. Сроки зачистки должны быть определены в зависимости от вида нефти, но не реже 1 раза в два года. Зачистку резервуаров должен осуществлять специально обученный и подготовленный персонал, допущенный медицинской комиссией.

Каждый резервуар должен периодически подвергаться текущему, среднему и капитальному ремонту. Текущий ремонт резервуара выполняют не реже 1 раза в шесть месяцев без освобождения его от нефти. При этом проверяют техническое состояние корпуса, крыши резервуара и оборудования, расположенного снаружи. Замеченные неисправности устраняются также в процессе эксплуатации. Средний ремонт резервуаров проводят не реже 1 раза в два года, при этом полностью сливают нефть, зачищают и дегазируют его, но газовое пространство заполняют негорючими (дымовыми) газами.

Капитальный ремонт резервуара следует проводить по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта назначают на основании результатов проверок технического состояния, осмотров при текущих ремонтах резервуара и его оборудования. При капитальном ремонте выполняют все работы, предусмотренные средним ремонтом, а также заменяют дефектные листы корпуса, днища и крыши, исправляют положение резервуара (при неравномерной осадке), ремонтируют основание, исправляют или меняют оборудование.