Перемешивание нефти в резервуарах и их очистка

В практике эксплуатации установлено, что при температуре парафинистой нефти в резервуаре 12—20° С, из нее выпадает твердый парафин, который растворить в нефти не удается, так как кристаллы при нагреве только плавятся. Поэтому при хранении и транспорте нефти важно не допускать выпадения кристаллов парафина и обра­зования твердого осадка. С этой целью производят перемешивание нефти пропеллерными мешалками или струйными насосами, предот­вращающими накопление парафинистых осадков. Наиболее эффек­тивен метод, основанный на размывающем действии струи нефти, направленной на днище при помощи веерных кольцевых сопел, а также в сочетании с перемешивающими мешалками. Веерные сопла размещаются равномерно по днищу резервуара (объединенных си­стемой подающих труб) таким образом, чтобы радиусы действия веерных струй охватывали всю площадь днища, не оставляя застой­ных «мертвых» зон или сводя их до минимума (рис. 30). Для до­полнительного перемешивания нефти в этих зонах на корпусе резервуара устанавливают мешалки (рис. 31). Для предохранения сопел от засорения на подающем трубопроводе снаружи резервуара уста­навливают фильтр, а иногда и теплообменник для подогрева подава­емой нефти с целью лучшего перемешивания.

Очистная система вклю­чается периодически по мере накопления осадка. Под очисткой ре­зервуара понимается удаление из емкости насосами «мертвого» ос­татка нефти или нефтепродуктов, а также продуктов окисления, воды и других посторонних примесей. Длительная эксплуатация резер­вуаров без периодических очисток приводит к значительному на­коплению донных осадков, в от­дельных случаях доходящих до 1,5—2 м при хранении нефти и темных нефтепродуктов. Резерву­ар, подвергаемый очистке для ре­монта и смены сорта нефти или нефтепродукта, полностью осво­бождается от их остатков. Остав­шийся на днище нефтепродукт (или нефть) удаляется специальными зачистными устройствами. При отсутствии этих устройств резер­вуар заполняют водой выше зачистного или приемно-раздаточного патрубка, откачивают всплыв­ший нефтепродукт (или нефть), а воду спускают в канализационную систему.

 

Рис. 30.Схема размещения веер­ных кольцевых сопел на днище ре­зервуара:

1 — трубопровод для откачки отстоя; 2 —трубопровод для закачки горячей нефти; 3 — фильтр; 4 — насос; 5 — приемо-раздаточные трубопроводы;

 

 

Рис. 31. Схема установки электроприводного винтового перемешивающего устройства (мешалки):

1 — шаровой сальник; 2 — коробка скоростей; 3 — взрывобезопасный электродвигатель; 4 — люк-лаз; 5 — стенка резервуара;

6 — винт;

 

На рис. 32 показана механи­зированная установка для очистки резервуаров от остатков нефти и нефтепродуктов, состоящая из размывочных

машинок, насосов для перекачки разжиженной массы из резервуара. Наибольшее распространение имеет размывочная ма­шинка ММ-4, в которой головка с насадками вращается турбинкой, приводимой в действие моющим раствором, подаваемым под да­влением.

 

Рис. 32. Схема установки для очистки резервуара от остатков нефти и нефтепродуктов:

1 — насосный агрегат; 2 — резервуар с моющим раствором;

3 — фильтрующий стакан; 4 — рукав для подачи раствора; 5 — рукав для откачки эмульсии; 6 — тройник с двумя вентилями; 7 — водяной эжектор; 8 — моечная машина; 9 — тренога;

 

Моющий раствор (препарат МЛ) насосным агрегатом подается одновременно в моечную машинку 8 и водяной эжектор 7 под давле­нием 0,8—1,2 МПа (8—12 кгс/см²). Моющая жидкость при помощи брандсбойтов моечной машинки вращается в горизонтальной и вер­тикальной плоскостях, при этом она омывает внутреннюю поверх­ность резервуара. После очистки при ремонтных работах резервуар освобождают от нефтяных паров, для чего предварительно открывают все люки и другие отверстия и пропаривают его в течение 15—25 ч в зависимости от объема резервуара при температуре не более 60— 70° С. После пронаривания резервуар оставляют для вентиляции и полного охлаждения, а затем промывают его водой с температурой не выше 60° G и давлением 0,3 МПа (3 кгс/см²). При отсутствии пара в отдельных случаях ограничиваются проветриванием или искус­ственной вентиляцией с последующей внутренней промывкой резер­вуара водой. Подача вентилятора принимается с учетом 40—50-крат­ного обмена воздуха в резервуаре в течение 3—4 ч.

Железобетонные резервуары по виду храни­мого нефтепродукта подразделяются на резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Поскольку нефть и мазут практически не оказывают химического воздействия на бетон и обла­дают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол тампони­ровать (кальматировать) мелкопористые материалы, уменьшая со вре­менем их просачиваемость и проницаемость, при их хранении в железобетонных резервуарах не требуется специальная защита стенок, днищ и покрытия резервуаров. При хранении смазочных масел во избежание их загрязнения внутренние поверхности резер­вуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспаряющихся нефте­продуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон; кроме того, покрытие в данном случае должно обладать повышенной герметичностью (газонепроницае­мостью) с целью уменьшения потерь от испарения.

Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще рядом технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемых вязких нефтей и нефтепродуктов медленнее проис­ходит их остывание за счет малых теплопотерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьшаются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению. Резервуары этого типа по форме в плане сооружают круглыми (вертикальные и цилиндрические) и прямоугольными. Наиболее экономичны резервуары круглой формы, однако резервуары прямоугольной формы более просты в изгото­влении.

Для резервуаров одинакового объема площадь поверхности и расход материалов в круглых резервуарах меньше, чем в прямо­угольных; расход металла в резервуарах прямоугольной формы в среднем на 10% больше, чем в цилиндрических. Цилиндрические резервуары более удобны для предварительного напряжения арма­туры стенок, лучше работают на температурные воздействия и позво­ляют применять большие, чем в прямоугольных резервуарах, высоты.

При выборе резервуаров стремятся использовать возможно боль­шие объемы, так как с их увеличением уменьшается удельный расход материалов, что дает существенное снижение стоимости строитель­ства.

 

На рис. 33 показан сборный резервуар, стенка которого состоит из предварительно напряженных железобетонных панелей; швы между стеновыми панелями замоноличивают бетоном. Кольцевую арматуру на стенку резервуара навивают при помощи арматурно-навивочной машины. Покрытие резервуара выполняется из сборных железобетонных предварительно напряженных ребристых плит, опи­рающихся на кольцевые балки.

 

В резервуарах, предназначенных для светлых нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива), а также для различных масел, внутреннюю поверхность стен и днища офактуривают тонким стальным листом, например, путем предварительного офактурива-ния панелей в заводских условиях. Цилиндрические резервуары сооружают объемом 100—30 000 м³, а в отдельных случаях и более крупные резервуары объемом до 100 000 м³. Резервуары рассчитаны на внутреннее давление в газовом пространстве порядка 2000 Па (0,02 кгс/см²) и вакуум порядка 1000 Па (0,01 кгс/см²). В табл. 7 приве­дена характеристика типовых цилиндрических предварительно на­пряженных железобетонных резервуаров.

 

Рис. 33. Сборный железобетонный резервуар

 

В отдельных случаях железобетонные резервуары сооружают наземными, когда по эксплуатационным и технологическим усло­виям более целесообразно иметь наземный резервуарный парк, также в тех случаях,

когда по условиям строительной площадки затруднено строительство заглубленных резервуаров. Железобетон­ные резервуары оснащены приемо-раздаточными и зачистными уст­ройствами, дыхательно-предохранительной аппаратурой, а также приборами контроля и автоматики. На рис. 34 показано размеще­ние оборудования на цилиндрическом резервуаре для нефти.

Комплект приемо-раздаточного устройства (рис. 35) состоит из приемо-раздаточного патрубка (ввод в резервуар), запорного (донного) клапана и электроприводного подъемного механизма. Для удаления из резервуара скопившихся на дне остатков нефти и подтоварной воды на люке в покрытии резервуара устанавливают погружной насос подачей 50—150 м³/ч в зависимости от объема резервуара.