Перечень работ по зачистке резервуара

6.1 Комплекс работ по зачистке резервуара включает в себя следующий перечень, установленный в настоящем разделе.

6.2 Разработка дефектной ведомости на зачистку резервуара.

Дефектная ведомость составляется до 01 июня года, предшествующего работам по зачистке резервуара в соответствии с приложением А.

6.3 Замер уровня твердых донных отложений.

Для РВСПК замер выполняется через все люки, патрубки и через уплотнительный затвор не менее, чем в восьми точках на ПК резервуара. Для резервуаров типа РВСП и РВСПА – только через замерные люки. Запрещается выполнять замер уровня твердых донных отложений через пространство уплотнительного затвора понтона РВСП.

По результатам составляется акт замера количества твердых донных отложений в соответствии с приложением Б.

6.4 Разработка технологической карты для дополнительного размыва резервуара перед выводом из эксплуатации.

Технологическая карта размыва резервуара разрабатывается за три месяца до вывода резервуара из эксплуатации с учетом проведения внутритрубной диагностики линейной части магистрального нефтепровода и должна содержать мероприятия по определению среднего уровня донных отложений в резервуаре до начала дополнительного размыва и по окончанию дополнительного размыва. При уровне донных отложений выше нормативного дополнительный размыв резервуара разработка технологической карты и размыв резевуаров должен быть начат не менее, чем за три месяца до вывода резервуара из эксплуатации. Непосредственно перед выводом из эксплуатации резервуаров для нефти выполнить депарафинизацию пенопроводов СППТ с помощью агрегата для депарафинизации в соответствии с ОР-13.220.10-КТН-154-11 или ППУ.

6.5 Разработка ППР на вывод резервуара из эксплуатации.

6.6 Вывод резервуара из эксплуатации с установкой заглушек на трубопроводы ПРП, системы размыва донных отложений, аварийного сброса давления и ГУС.

При наличии технологической возможности предусмотреть вывод из работы дополнительного резервуара для применения его в качестве емкости-отстойника на период зачистки резервуара. При отсутствии технологической возможности вывода дополнительного резервуара из работы в ППР на зачистку резервуара должно быть предусмотрено применение оборудования по разделению нефти (нефтепродукта) и воды.

6.7 Разработка технологической карты эксплуатации резервуаров товарного парка с учетом выведенного из эксплуатации зачищаемого резервуара.

6.8 Разработка ППР на зачистку внутренней поверхности резервуара.

6.9 Выполнение предварительной дегазации.

Предварительная дегазация осуществляется путем принудительной или естественной вентиляции (аэрации) резервуара или пропаркой резервуара.

6.10 Выполнение откачки жидкой фракции.

Жидкая фракция, состоящая из нефти (нефтепродукта) и донных отложений откачивается из резервуара в технологические трубопроводы или в дополнительный резервуар. Работы по откачке следует проводить строго в межинвентаризационный период.

6.11 Выполнение лабораторного контроля содержания нефти (углеводородов) в донных отложениях (массовая доля).

Лабораторный контроль осуществляется с составлением протокола в соответствии
с ПНД Ф 16.1:2.2.22-98 [1].

6.12 Перевод стоек понтона из эксплуатационного в ремонтное положение.

Перевод стоек должен осуществляться в следующей последовательности:

- заполнение резервуара водой до уровня 2,5 м (для обеспечения всплытия понтона);

- вскрытие люков второго (третьего) пояса;

- замер концентрации паров углеводородов в надпонтонном пространстве;

- перевод стоек;

- опорожнение резервуара;

6.13 Размыв водой, в том числе с применением ПАВ или пропарка донных отложений резервуара с последующей откачкой в дополнительный резервуар, или технологический трубопровод через промежуточную емкость-отстойник.

Необходимость размыва водой, жидкостью с применением ПАВ, или пропарки донных отложений резервуара с последующей откачкой в дополнительный резервуар или технологический трубопровод должна быть указана в ППР. Используемые при выполнении указанных работ ПАВ не должны ухудшать показатели качества нефти, регламентируемые ГОСТ Р 51858.

6.14 Удаление пирофорных отложений (при их наличии).

При наличии в резервуаре пирофорных отложений резервуар пропаривается, заполняется водой с последующим опорожнением со скоростью не более 1 м/ч для обеспечения окисления пирофорных отложений.

6.15 Отделение нефти от воды.

Отделение нефти от воды осуществляется с помощью сепаратора для разделения нефти и воды или емкости отстойника, с последующей закачкой нефти в действующий резервуар или технологический трубопровод и сбросом воды в систему промышленной канализации.

6.16 Демонтаж затвора понтона для очистки стенки на уровне нахождения понтона.

6.17 Дозачистка резервуара.

Дозачистку резервуара следует осуществлять после проведения анализа ГВС скребками из искробезопасного материала с применением СИЗ в огнестойкой спецодежде и специальной обуви, не дающей искр.

6.18 Выполнение лабораторного контроля содержания нефти (углеводородов) в твердых донных отложениях, оставшихся в зачищаемом резервуаре после мойки и откачки.

По результатам контроля должен быть составлен соответствующий акт.

6.19 Промывка твердых донных отложений с содержанием углеводородов
более 15 %.

Промывку следует осуществлять с помощью ТМС с применением ПАВ или органическими растворителями с целью снижения концентрации углеводородов в них
менее 15 %.

6.20 Удаление из резервуара твердых донных отложений.

6.21 Отделение нефти и воды от твердых донных отложений.

Отделение нефти и воды от твердых донных отложений следует осуществлять с помощью оборудования типа центрифуги (для снижения концентрации углеводородов в твердых донных отложениях менее 15 %) с последующей закачкой нефти в действующий резервуар или технологический трубопровод и сбросом воды в систему промышленной канализации.

6.22 Выполнение лабораторного контроля содержания углеводородов в твердых донных отложениях, удаленных из зачищаемого резервуара.

По результатам контроля должен быть составлен соответствующий акт.

6.23 Осуществление контроля качества зачистки внутренней поверхности резервуара и проверка концентрации паров углеводородов в резервуаре после зачистки.

6.24 Зачистка канализационных колодцев резервуара от остатков нефтяных загрязнений, образовавшихся в процессе эксплуатации и при зачистке резервуара.

6.25 По результатам зачистки должен быть составлен акт в соответствии с приложением В.

6.26 Утилизация нефтешламов (при наличии) в соответствии с подразделом 7.12.

6.27 Организация осмотра места проведения работ в конце каждой рабочей смены ответственным лицом за надзор при производстве работ от эксплуатирующей организации и в соответствии с ОР-03.100.30-КТН-150-11.

6.28 Оформление исполнительной документации.

Исполнительная документация по зачистке резервуара хранится в филиале ОСТ (РНПУ, УМН) в течение 5 лет после окончания работ по зачистке.

Выполнение работ

7.1 Общие требования

7.1.1 Размыв донных отложений в резервуаре производится с использованием стационарной системы (для резервуаров для нефти), состоящей из трубной разводки и размывающих сопел (раздельным способом в соответствии с 7.5 или совмещенным способом в соответствии с 7.6), и с использованием устройств «Диоген» в соответствии с 7.7.

7.1.2 Перед выводом резервуара из эксплуатации производится размыв донных отложений стационарно установленной системой размыва.

Технологические операции по размыву и удалению из резервуара донных отложений осуществляются в следующей последовательности:

- заполнение резервуара нефтью до уровня, обеспечивающего безопасную работу оборудования, согласно таблице 7.1;

- размыв донных отложений с подачей нефти через систему размыва;

- откачка размытых донных отложений в смеси с нефтью.

7.1.3 Продолжительность размыва зависит от уровня донных отложений. Параметры системы размыва приведены в таблице 7.1.

7.1.4 Размыв резервуара для обеспечения нормативного уровня донных отложений (замер производится через замерный люк) должен быть завершен за сутки до вывода резервуара из эксплуатации.

Т а б л и ц а 7.1 – Параметры системы размыва

№ п/п	Основные показатели	Резервуары, м^3
	Расход (производительность закачки) нефти через систему, м^3/ч	От 200 до 500	От 500 до 1250	От 1000 до 2500	От 2000 до 5000
	Минимальная продолжительность размыва осадка, ч (рекомендуемая)	Уровень осадка, м	Размыв донных отложений, ч
0,1	5,0	3,5	4,0	4,0
0,5
Более 1
	Минимальное значение уровня нефти перед началом заполнения резервуара через систему размыва, м	Резервуары со стационарной крышей
Резервуары с понтоном или ПК

7.1.5 Технология размыва отложений раздельным способом

7.1.5.1 Раздельный способ заключается в последовательном осуществлении операций заполнения нефтью резервуара через систему размыва, донные отложения приводятся во взвешенное состояние и удаляются из резервуара путем откачки нефти из резервуара. Разрыв по времени между операциями заполнения и откачки не должен превышать 2 ч.

7.1.5.2 Уровень нефти перед началом размыва резервуара через стационарную систему должен быть не менее приведенного в таблице 7.1.

7.1.5.3 Заполнение резервуара через систему размыва проводится в соответствии с инструкцией по эксплуатации стационарных систем размыва, утвержденной главным инженером РНУ (РНПУ, УМН). Производительность заполнения и опорожнения резервуара не должна превышать значения расчетной производительности заполнения и опорожнения, указанной в технологической карте резервуарного парка.

7.1.5.4 Откачка нефти из резервуара производится зачистным насосом через трубопроводы ПРП до минимального возможного уровня нефти. Для резервуаров, оснащенных понтоном (ПК), откачка нефти должна производиться со скоростью движения понтона (ПК) согласно паспорту завода-изготовителя, либо в соответствии с
РД-23.020.00-КТН-018-14.

7.1.5.5 Через 2 ч после выполнения технологической операции по откачке нефти из резервуара проводится замер уровня донных отложений не менее, чем в трех точках, замерной рулеткой с лотом через замерный люк и световые люка в стационарной и ПК. Для резервуаров типа РВСП замер производится в одной точке через замерный люк. Результаты заносятся в журнал, оформленный в соответствии с приложением Г.

7.1.5.6 Работы по вскрытию световых люков для проведения замеров уровня донных отложений выполняются по наряду-допуску на газоопасные работы. Работник, проводящий замер осадка, и страхующий его работник должны иметь фильтрующие противогазы
марки А с опознавательной окраской фильтрующих коробок коричневого цвета.

7.1.6 Особенности размыва отложений совмещенным способом

7.1.6.1 Совмещенный способ размыва донных отложений заключается в одновременном проведении операций заполнения резервуара через систему размыва и откачки через трубопроводы ПРП. В этом случае приведение во взвешенное состояние и удаление донных отложений происходит одновременно.

7.1.6.2 Параметры работы системы размыва должны соответствовать таблице 7.1.

7.1.7 Технология размыва отложений устройством «Диоген»

7.1.7.1 Размыв донных отложений в резервуаре проводится устройством «Диоген», установленным в люке первого пояса резервуара.

7.1.7.2 Продолжительность размыва донных отложений зависит от высоты донных отложений. Параметры устройства «Диоген» приведены в таблице 7.2.

7.1.7.3 При размыве донных отложений устройством «Диоген» проводятся работы:

- контроль уровня нефти и донных отложений до начала размыва;

- размыв донных отложений не менее 20 ч;

- откачка нефти с взвешенными отложениями до минимально возможного уровня;

- контроль уровня нефти и донных отложений после размыва.

Работы выполняются за несколько циклов для обеспечения нормативного уровня донных отложений.

7.1.7.4 Перед началом размыва проводится проверка уровня нефти в резервуаре и, при необходимости, заполнение резервуара до уровня, обеспечивающего безопасную работу устройства «Диоген», как указано в таблице 7.2.

7.1.7.5 Контроль за уровнем взлива нефти в резервуаре осуществляется по показаниям уровнемера.

7.1.7.6 После закрытия задвижек на ПРП устройство «Диоген» включается в работу и проводится размыв отложений.

7.1.7.7 Параметры работы устройств «Диоген», не оснащенных системой контроля и сигнализации, контролируемые дежурным оперативным персоналом НПС устанавливаются в соответствии с таблицей 7.2 непосредственно на устройстве:

- максимальная величина потребляемого тока электродвигателем устройства;

- величина вибрации устройства.

Т а б л и ц а 7.2 – Параметры безопасной работы устройств «Диоген»

№ п/п	Наименование параметра	Значение параметров по базовым моделям
«Диоген-500»	«Диоген-700»	«Диоген- 700 м»
	Время одного цикла (углового горизонтального перемещения) поворота вала пропеллера, ч
	Время непрерывной работы не менее, ч

Окончание таблицы 7.2

№ п/п	Наименование параметра	Значение параметров по базовым моделям
«Диоген-500»	«Диоген-700»	«Диоген- 700 м»
	Максимальное давление нефти со стороны резервуара удерживаемое уплотнительными узлами устройства не менее, МПа	0,22	0,22	0,22
	Вибрация не более, мм/с	2,8
	Максимальная величина потребляемого тока электродвигателем устройства, А
	Минимальный уровень нефти для безопасной работы устройства в резервуарах, м	РВС
РВСП, РВСПА, РВСПК
	Минимальное время размыва донных отложений, ч

7.1.7.8 Замер уровня вибрации производится по трем точкам на крышке люка-лаза, где установлено устройство «Диоген». Датчики вибрации устанавливаются в соответствии с приложением Д.

При превышении параметров вибрации или величины потребляемого тока дежурный оперативный персонал НПС обязан отключить устройство «Диоген» и сообщить начальнику НПС (ЛПДС, ПНБ).

7.1.7.9 Параметры работы устройств «Диоген», оснащенных системой контроля и сигнализации, контролируются дежурным оперативным персоналом НПС дистанционно из помещения операторной.

7.1.7.10 Открытие задвижек и откачку нефти с взвешенными отложениями в технологический трубопровод производить при работающем устройстве «Диоген». В процессе откачки нефти из резервуара устройство «Диоген» необходимо выключить при достижении минимального уровня нефти для безопасной работы устройства в резервуаре в соответствии с таблицей 7.2. Откачку продолжить зачистным насосом до минимального возможного уровня нефти.

7.1.7.11 Через 2 ч после окончания откачки нефти из резервуара проводится замер уровня донных отложений (не менее чем в трех точках) замерной рулеткой с лотом через замерный и световые люки резервуара. Для резервуаров типа РВСП, РВСПА замер производится в одной точке через замерный люк. Запрещается проводить замеры уровня нефти и донных отложений при поступлении или откачке нефти из резервуара.

7.1.7.12 Размыв донных отложений за один цикл должен быть не менее значений, указанных в таблице 7.2, и обеспечивать по результатам размыва уровень донных отложений не более 20 мм.

7.1.7.13 Результаты размыва заносятся в журнал, оформленный в соответствии с приложением Г.