способ очистки дисперсного материала от нефтепродуктов и устройство для его осуществления. Очистка от нефти паром


Очистка железнодорожных цистерн паром

15 февраля 2017

После перевозки нефти и нефтепродуктов в цистернах по железной дороге используемые емкости требуют обязательной очистки от остатков жидкостей. На стенках и дне вагонов образуется густой налет углеводородов, удаление которого без специализированного оборудования затруднительно. Тем не менее, ГОСТ №1510-84 требует, чтобы собственники железнодорожных цистерн обеспечивали их очистку от нефтепродуктов не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, без предварительной очистки емкости невозможно провести ее техническое освидетельствование.

Способы очистки цистерн от нефтепродуктов

В современной транспортной индустрии распространено несколько способов очистки емкостей от остатков нефти и продуктов ее переработки:

  • Ручное механическое удаление отходов с помощью щеток, скребков, швабр.
  • Очистка емкости струей жидкости с использованием моющих средств.
  • Очистка резервуаров с применением разных растворителей.
  • Криобластинг – использование низкой температуры для удаления продуктов нефтепереработки.

Все перечисленные выше методы отличаются недостаточной эффективностью и высокой трудоемкостью, а многие из них – еще и дороговизной. Токсичные испарения загрязняют окружающую среду и затрудняют работу персонала.

Анализ существующих методов очистки показывает, что наиболее эффективный способ промывки цистерн – использование нагретого водяного пара под давлением. Этот метод позволяет быстро удалить налет углеводородов, не причиняя вреда окружающей среде. В процессе очистки не используются химикаты.

Преимущества использования парогенераторов для промывки цистерн

В отличие от механической очистки и использования криобластинга использование водяного пара под давлением для удаления остатков углеводородов характеризуется следующими плюсами:

  • Процесс обработки объединяет в себе сразу несколько технологических процессов, что дает возможность уменьшить время работы с одной емкостью с 3 часов до 30-40 минут.
  • Под действием водяного пара температура внутри цистерны поднимается до 140-150 градусов Цельсия, что дает возможность расплавить даже тяжелый мазут и облегчить процесс его удаления из емкости.
  • Применение биологически нейтральной воды дает возможность минимизировать вред, который промывка цистерн наносит окружающей среде.
  • Высокое качество обработки внутренних и внешних поверхностей облегчает выполнение текущего ремонта цистерн после их промывки.

Оборудование для очистки от завода «Юнистим»

Вам необходима парогенераторная установка для промывки железнодорожных цистерн от остатков нефтепродуктов? Обратите внимание на продукцию торговой марки «Юнистим™». Для решения поставленных задач подойдут установки серий UNISTEAM™-S и UNISTEAM™-E.

Парогенераторные системы поставляются с завода полностью готовыми к использованию и не требуют дополнительного времени и навыков для монтажа. Парогенераторы производят нагрев воды с использованием магистрального газа, дизельного топлива или сжиженного бутана. Таким образом, они могут работать полностью автономно!

Допускается эксплуатация парогенераторов при температуре окружающей среды от -45 до + 45 градусов Цельсия. Внутреннее оборудование надежно защищено от механического воздействия, атмосферной влаги и сильных температурных колебаний. Парогенераторы UNISTEAM™-S и UNISTEAM™-E имеют длительный срок эксплуатации и просты в обслуживании.

Вся продукция, выпускаемая под торговой маркой Юнистим™, прошла проверку государственных органов РФ и допущена к эксплуатации Федеральной службой по экологическому контролю.

unisteam.com

Методы очистки внутренних поверхностей нефтепроводов от парафина

Методы очистки внутренних поверхностей нефтепроводов от парафина

23.05.2014

К числу нефтепродуктов, относящихся к твёрдым углеводородам, относятся церезины, петролатумы, озокериты, парафины и некоторые другие. Данные продукты нашли широкое применение в таких отраслях промышленности как пищевая, бумажная, электротехническая. Используются твёрдые углеводороды в медицине, а также в ходе изготовления пластичных смазочных материалов.

Парафиновая масса, выделяемая из нефти, является пористым скелетом, образованным из кристаллов парафина, соединённых между собой. Поры данного скелета заполняются водой и нефтью. Плавится данная масса при температуре около +40 °С. При уменьшении температуры прокачиваемой нефти и увеличении количества содержащегося в ней парафина, возрастает вязкость нефти и уменьшается её тягучесть.

В ходе добычи и перекачки нефтей с содержанием парафина, к сожалению, происходит отложение выраженного количества данного вещества на внутренних поверхностях трубопроводной системы. Данный процесс приводит к значительному уменьшению проходного сечения нефтепровода. Этот факт в свою очередь приводит к значительной закупорке трубопровода вплоть до полной остановки перекачки нефти.

На процесс отложения парафиновых масс на внутренней поверхности труб оказывают влияние следующие факторы:

• Физические и химические свойства самой нефти; • Снижение температуры нефти в ходе перекачки; • Режим перекачивания нефти; • Изменение количества растворённых в нефти газов.

Парафин откладывается неравномерно на поверхности нефтепровода. В самом начале трубопровода нефть ещё тёплая, а потому кристаллы парафина откладываются в незначительном количестве. Далее температура нефти снижается. Парафин начинает выделяться из продукта интенсивно. Естественно, и отложение парафина на стенках в этот период возрастает. Далее температура нефтяного потока не меняется на большом протяжении, так как она уравнивается с температурой самого грунта. И кристаллы парафина на трубах откладываются, соответственно, в малом количестве. В нижнем сечении трубопровода отложение сформированных парафиновых кристаллов становится незначительным, так как основная их масса отложилась уже на верхних участках нефтепровода. Также уменьшению отложений парафиновой массы способствуют механические примеси, которые способствуют удалению имеющихся на стенках труб отложений.

Для поддержания проходимости трубопровода требуется проведение ряда мер по профилактике отложений парафина на стенках трубопроводной системы, а также по очистке поверхностей нефтепровода от уже имеющихся отложений. Все мероприятия проводятся после тщательного изучения как условий отложения парафина, так и его свойств на каждом конкретном месторождении. Способы депарафинизации зависят от физических и химических условий пластовых флюидов. Выбирая способы борьбы с отложениями парафина предпочтение всё же отдают методам предупреждения отложений. Ведь всегда легче предупредить какой-либо процесс, нежели бороться с последствиями.

В настоящее время на территории нашей страны для профилактики отложения парафина в ходе добычи, хранения и транспортировки нефти используются следующие методы:

• Проведение теплоизоляционных работ для нефтепроводов; • Исключение закачки парафинистой взвеси из резервуаров в нефтепровод; • Регулярное очищение самих резервуаров от нефтяных остатков; • Смешивание нефтей с различным содержанием парафина; • Подогрев прокачиваемой нефти различными способами; • Поддержание давления в пластах на уровне, превышающем давление, при котором начинается разгазирование; • Добыча нефти в постоянном устойчивом режиме; • Методы, повышающие растворяющую способность нефти с применением растворителей; • Применение эффективных покрытий, наносимых на насосно–компрессорные трубы; • Использование ингибиторов отложения парафина.

Однако, ни один из методов очистки нефти от парафина на скважине не избавляет от последующего загрязнения насосно–компрессорных трубопроводов. Поэтому разрабатываются различные методики для удаления уже имеющихся отложений кристаллов парафина в процессе перегонки нефти.

Методы, применяемые для удаления парафиновых отложений с внутренней поверхности трубопровода:

• Гидрохимический метод, при котором скважины промывают горячей водой с ингибиторами или химреагентами; • Механический способ, при котором отложения удаляются при помощи различных по конструкции скребков; • Метод волнового воздействия, когда депарафинизация проводится при помощи акустических, ультразвуковых, взрывных волн; • Метод удаления отложений под воздействием магнитных полей; • Тепловой метод, при котором насосно-компрессорная труба прогревается паром или горячей жидкостью, электрическим током.

К сожалению, многие мероприятия требуют больших финансовых вложений, а также замедляют или временно приостанавливают процесс добычи нефти. Поэтому организации, сталкивающиеся с данной проблемой, разрабатывают различные методики, используемые без остановки процесса перекачки нефти. Рассмотрим некоторые виды обработки, проводимые без поднятия НКТ и остановки процесса перегони нефти.

Электродепарафинизация.

Электрический ток применяется с давних пор на промыслах Сахалина. В первое время применялся сердечник, на который подавался электрический ток от источника питания. В дальнейшем в ТатНИПИнефть стали применять индукционные нагреватели, обеспечивавшие надёжную и безопасную работу всей конструкции. Были попытки использования электропечи, спускаемой в скважину на канате. Все эти конструкции ненадёжны, а потому не нашли широкого применения. В настоящее время используется методика, при которой нагрев осуществляют специальным нагревательным кабелем. В ходе подготовительных мероприятий определяют зону максимального образования парафина. Затем рассчитывают длину нагревательного кабеля и температуру его нагрева. Важно при этом учитывать скорость нефтяного потока и содержание парафина в перекачиваемой нефти. Данный метод позволяет проводить высокоэффективную очистку нефтепровода в непрерывном режиме.

Физические методы депарафинизации.

Данные методы основаны на использовании различных полей, ультразвуковых и механических колебаний для воздействия на нефть, содержащую парафин в своём составе. Перспективным направлением является на нефть переменными электромагнитными полями. При этом учитывают состав и свойства обрабатываемой нефти, интенсивность поля и режим обработки. В ходе обработки нефтяного потока полем в нефти образуются дополнительные центры кристаллизации. Они позволяют снизить образование кристаллов на стенках трубопровода, так как кристаллы образуются в объёме нефти. В нашей стране применяют в последние годы магнитные цилиндры, подвешиваемые в трубах. В объеме нефти при воздействии электромагнитного поля возникают дополнительные центры кристаллизации и последующий флотационный вынос парафина. У данной методики есть минус. В ходе обработки вместе с кристаллами парафина удаляются мелкие механические примеси, а крупные остаются. Это сокращает межремонтный период работы скважины до нескольких месяцев.

Многие нефтеперерабатывающие компании в настоящее время ведут разработки новых методов депарафинизации и модернизация уже существующих методов с учётом особенностей нефтедобычи на конкретных промыслах.

necton-sea.ru

Способ очистки резервуаров от вязких нефтяных отложений и вязких отложений нефтепродуктов и устройство для его осуществления

 

Группа изобретений предназначена для очистки внутренней полости резервуаров, а также внутренних поверхностей резервуаров всех типоразмеров от вязких нефтяных отложений и вязких отложений нефтепродуктов. В способе разжижение, разогрев, перемещение и перемешивание нефтяных отложений осуществляют посредством устройства, описанного ниже, при этом через эжекторные головки подают в резервуар под давлением рабочее тело в виде водяного пара, газа или жидкости и осуществляют подсасывание, разогрев, разжижение, гомогенизацию отложений и перемещение разжиженных отложений. Устройство содержит средства для разжижения, разогрева, перемещения и перемешивания нефтяных отложений, включающие эжекторное средство и средство для отвода и транспортировки разжиженных отложений. Эжекторное средство выполнено в виде монитора, состоящего из полой штанги, предназначенной для подачи через нее в резервуар рабочего тела в виде водяного пара, или газа, или жидкости. В верхней части штанги установлено крепежное приспособление с нижней частью штанги жестко соединены две пары эжекторных головок, расположенных на разных уровнях под углом друг к другу, при этом каждая эжекторная головка выполнена в виде сопла с конфузорно-диффузорной насадкой для подсасывания, разогрева, разжижения, гомогенизации отложений и перемещения разжиженных отложений, причем ось, по меньшей мере, одной эжекторной головки расположена под углом к плоскости, перпендикулярной оси штанги. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности очистки полости резервуаров, в т.ч. его внутренней поверхности с одновременным усовершенствованием конструкции предназначенного для очистки устройства. 2 с. и 17 з.п.ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений предназначена для очистки внутренней полости резервуаров, а также внутренних поверхностей резервуаров всех типоразмеров от вязких нефтяных отложений и вязких отложений нефтепродуктов.

Известен способ очистки резервуаров от нефтяных отложений, включающий разжижение, разогрев, перемещение и перемешивание нефтяных отложений и отвод и транспортировку разжиженных отложений, описанный в патенте RU 2109583, кл. В 08 В 9/08, 27.04.1998. Известному способу присуща недостаточная эффективность очистки. В вышеуказанном источнике информации также описано устройство для очистки резервуаров от нефтяных отложений, содержащее устройство для разогрева отложений, средство для разжижения нефтяных отложений, средство для перемещения и перемешивания отложений и средство для отвода и транспортировки разжиженных отложений. Недостатком известного устройства является сложность конструкции. Предложенное решение устраняет вышеназванные недостатки ближайшего аналога. Техническим результатом изобретения для объекта "способ" является повышение эффективности очистки полости резервуаров, включая их внутреннюю поверхность, а для объекта "устройство" - усовершенствование его конструкции. Указанные технические результаты достигаются за счет того, что в способе очистки резервуаров от вязких нефтяных отложений и вязких отложений нефтепродуктов, включающем разогрев, разжижение, перемещение и перемешивание нефтяных отложений и отвод и транспортировку разжиженных отложений, согласно изобретению разогрев, разжижение, перемещение и перемешивание нефтяных отложений осуществляют посредством, по меньшей мере, одного монитора (пневмо-, паро- или гидромонитора), выполненного в виде установленной на полой штанге, по меньшей мере, одной эжекторной головки, через сопло которой подают в резервуар под давлением рабочее тело в виде водяного пара, газа или жидкости и осуществляют процесс подсасывания, разогрева, разжижения, гомогенизации отложений и перемещения разжиженных отложений внутри резервуара. Кроме того, разжижение основной массы отложений осуществляют потоком разогретых отложений, направляемых эжекторными головками. Для обеспечения разделения разжиженных отложений на углеводородную фракцию и механические примеси в резервуар вводят воду. Нефтяные отложения отводят с помощью, по меньшей мере, одного насоса или ряда насосов любых типоразмеров, или для этой цели используют установку, полученную путем последовательного агрегатирования (соединения) насосов. Осадок (отложения) удаляют в другой резервуар, или на утилизацию, или в технологический трубопровод с нефтью. После удаления осадка (отложений) из резервуара проводят очистку внутренней поверхности резервуара. Очистку осуществляют с помощью паровой струи с температурой от 95o до 250oС и давлением от 0,1 до 1000 атм. Очистку также осуществляют с помощью водяной струи с температурой от 0o до 100oС и давлением от 0,1 до 1000 атм. Кроме того, очистку осуществляют с помощью пескоструйной или дробеструйной обработки любого типа с приводом любого типа или с помощью любых возможных комбинаций. Под перемешиванием отложений подразумевается перемещение разжиженных слоев друг относительно друга, а под перемещением - доставка отложений внутри резервуара к месту расположения конструктивных элементов резервуара, через которые происходит откачка разжиженных отложений. Вязкие нефтяные отложения преимущественно представляют собой парафиновые и асфальтеновые фракции, различного состава смолы, соли, а также металлические и механические примеси массой до 50 объемных процентов, а к вязким отложениям нефтепродуктов относятся механические примеси большей, чем вышеуказанная, массы, при этом содержание в этих отложениях других примесей (парафиновых и асфальтеновых фракций и др.) меньше, чем в вышеназванных. Задача данного изобретения состоит в очистке полости резервуара как от одних, так и от других названных отложений. Указанная задача достигается также тем, что в устройстве для очистки резервуаров от вязких нефтяных отложений и вязких отложений нефтепродуктов, содержащем средства для разогрева и разжижения нефтяных отложений, а также для перемещения и перемешивания отложений, включающие эжекторное средство и средство для отвода и транспортировки разжиженных отложений, согласно изобретению монитор состоит из полой штанги, предназначенной для подачи через нее в резервуар рабочего тела в виде водяного пара или газа, или жидкости. В верхней части штанги установлено крепежное приспособление, например крестовина, а нижняя часть штанги соединена, по меньшей мере, с одной эжекторной головкой, выполненной в виде сопла с конфузорно-диффузорной насадкой для подсасывания, разогрева, разжижения, гомогенизации отложений и перемещения разжиженных отложений, причем, по меньшей мере, одна эжекторная головка, если их несколько, направлена под углом к горизонтали, т.е. плоскости, перпендикулярной оси штанги. Ось, по меньшей мере, одной эжекторной головки пересекает или не пересекает ось штанги. По одному из вариантов вышеназванного устройства монитор может содержать пару эжекторных головок, каждая из которых жестко зафиксирована на штанге под углом к горизонтали. По другому варианту монитор содержит две пары эжекторных головок, жестко зафиксированных на штанге и расположенных на одном уровне под углом друг к другу. В следующем варианте монитор содержит две пары эжекторных головок, жестко зафиксированных на штанге и расположенных на разном уровне под углом друг к другу, при этом монитор выполнен с возможностью вращения относительно оси штанги, а эжекторные головки - с возможностью вращения относительно самой штанги. Монитор может быть выполнен в виде паро-, пневмо- или гидромонитора, а его сопла, если их несколько могут иметь разные сечения. Штанга монитора выполнена с возможностью осевого перемещения относительно крепежной крестовины и фиксации на ней в выбранном положении и может состоять из нескольких частей для изменения ее длины. Средство для отвода и транспортировки разжиженных отложений выполнено в виде, по меньшей мере, одного трубопровода и насоса или установки, полученной при последовательном агрегатировании (соединений) нескольких насосов любых типоразмеров. Кроме того, устройство, при необходимости, может быть снабжено средством для ввода воды для обеспечения разделения отложений, а также средством для очистки внутренней поверхности резервуара. На фиг.1 изображен общий вид устройства для очистки с несколькими эжекторными головками; на фиг.2 - вид по стрелке А на фиг.1; на фиг.3 - вид по стрелке В на фиг.1. Устройство для очистки резервуаров от вязких нефтяных отложений и вязких отложений нефтепродуктов в одном из вариантов выполнения содержит средства для разжижения нефтяных отложений, для разогрева, для перемещений и перемешивания отложений и средство для отвода и транспортировки разжиженных отложений. Средства для разогрева, разжижения отложений представляют собой паромониторы, пневмомониторы или гидромониторы (фиг.1) с эжекторными головками 1, закрепленными на полой штанге 2 под любыми углами к ней и друг к другу и выполненными в виде сопел 3 (фиг.3) различных сечений для подачи рабочего тела, снабженных конфузорно-диффузорными насадками 4 для подсасывания, разогрева, разжижения, гомогенизации отложений и перемещения разжиженных отложений, причем, по меньшей мере, одна эжекторная головка направлена под углом к горизонтали (фиг.1). Как видно из фиг.1, одна пара эжекторных головок с соплами 3, находящимися, например, сверху, расположена в одной горизонтальной плоскости и предназначена для разогрева и перемешивания объема отложений, а другая пара, расположенная, например, снизу, обеспечивает вращение монитора относительно его вертикальной оси при подаче на ее сопла рабочего тела в виде, например, водяного пара. Указанное вращение осуществляется за счет изогнутой формы сопел 3, которые попарно сориентированы в противоположных направлениях (фиг. 3). В верхней части штанги 2 установлено крепежное приспособление в виде крепежной крестовины 5 (фиг. 2), которая позволяет закреплять монитор на фланцах резервуарных люков, имеющих различный диаметр. Кроме того, крестовина выполнена с возможностью осевого перемещения относительно штанги и фиксируется на ней посредством элемента 6 (фиг.1). Пневмо-, паро- и гидромониторы снабжены механизмами вращения их относительно вертикальной образующей штанги (не показаны). Устройство также снабжено насосами любых типоразмеров или установками, полученными при последовательном агрегатировании (объединении) таких насосов, для отвода и транспортировки разжиженных отложений. Кроме того, устройство, при необходимости, может быть снабжено средством для ввода воды, предназначенной для обеспечения разделения отложений, а также средством для очистки внутренней поверхности резервуара после отвода осадка из него. Устройство работает следующим образом. Осадок разогревают и перемещают и/или перемешивают с помощью мониторов, представляющих собой полую штангу 2 и прикрепленные к ней под любыми углами (зависящими от условий применения) относительно друг друга и самой штанги эжекторные головки 1, которые состоят из сопел 3, через которые подается рабочее тело в виде водяного пара, газа, жидкости под давлением, снабженных конфузорно-диффузорными насадками, обеспечивающими подсасывание и перемещение разжиженного осадка. Мониторы могут быть выполнены в любой конфигурации, любого типоразмера, устройства и состава. Кроме того, они могут быть снабжены механизмами вращения любого типа (в том числе и блокируемыми) самого монитора относительно вертикальной образующей штанги, а также механизмами любого типа (в том числе и блокируемыми), обеспечивающими вращение эжекторных головок относительно самой штанги. Мониторы должны иметь как минимум одну эжекторную головку, не направленную горизонтально. Для обеспечения разделения разжиженных отложений на углеводородную фракцию и механические примеси в резервуар может быть добавлена вода. Перемешанные, разжиженные и разделенные таким образом отложения удаляют из резервуара через его конструктивные элементы с помощью вакуумных, мембранных, шнековых (оседиагональных), центробежных, консольных, шестеренчатых, поршневых насосов любых типоразмеров (в зависимости от условий и задач) или установок, полученных при последовательном соединении (агрегатировании) таких насосов. Отложения удаляют в другой резервуар, технологический трубопровод, отстойник, фильтр, сепаратор (в том числе, на центрифугу либо декантор). После удаления этих отложений из резервуара в зависимости от условий и задачи может проводиться очистка его внутренних поверхностей. Очистка может проводиться с помощью паровой струи любой насыщенности, с температурой от 95 до 250oС и давлением от 0,1 до 1000 атмосфер; либо водяной струи с температурой от 0 до 100oС и давлением от 0,1 до 1000 атмосфер; либо с помощью пескоструйной или дробеструйной обработки любого типа с приводом любого типа; либо с помощью любых возможных их комбинаций. Примеры использования пневмо- или гидромонитора Пример 1. Стальной вертикальный резервуар без понтона. На крыше резервуара вскрываются люки, через них в резервуар вводят мониторы с эжекторными головками. Мониторы выполнены таким образом, что в верхней части штанги имеют универсальную крепежную крестовину, позволяющую крепить монитор к фланцам люков любого диаметра, встречающегося на резервуарах подобного типа, а также позволяющего перемещать штангу в вертикальном направлении относительно самой крестовины. Закреплять штангу в любой точке относительно крестовины можно специальной струбциной большего диаметра, чем внутренний диаметр отверстия крестовины. Штанга состоит из частей, снабженных арматурой для наращивания (или сокращения) ее длины в зависимости от необходимости (высоты конкретного резервуара и т.д.). Монитор с двумя негоризонтальными, противоположно направленными, жестко закрепленными (или заблокированными) эжекторными головками. Преимущественно применяют, когда уровень осадка в резервуаре не превышает 0,5 метра. Особенностью резервуаров без понтона является минимальное количество конструкций внутри резервуара, препятствующих потокам разогретого осадка, организуемых работой монитора. Поэтому в данном случае наиболее эффективным является применение мониторов с фиксированными головками, т.к. это позволяет контролировать и регулировать направление потоков вращением монитора вокруг оси штанги. Кроме того, такой монитор потребляет меньше пара для осуществления работы по сравнению с другими типами мониторов, что позволяет при одном и том же количестве пара, находящемся в распоряжении производителя работ, охватить большую площадь обработки осадка за счет увеличения общего количества мониторов, смонтированных на резервуаре. Может быть использован монитор с двумя парами головок, находящихся под углами друг к другу на одном уровне, когда головки жестко закреплены и, как минимум, одна из них направлена не горизонтально (что позволяет создать поток разогретого осадка под углом к горизонтальной образующей, обеспечивая, тем самым, наилучший теплообмен между слоями осадка). Такие мониторы преимущественно устанавливаются вблизи крупных внутренних конструкций резервуаров (размывающая система, хлопуши и т.д.), что позволяет вымывать осадок из-под конструкций, разогревая максимально возможную площадь по днищу. Также может использовать монитор с двумя парами головок, попарно находящихся на разных уровнях, жестко закрепленных (или заблокированных) на штанге и попарно направленных под углами друг к другу, при этом одна пара направлена не горизонтально. Преимущественно применяется в резервуарах с большим уровнем осадка (больше 0,5 метра) с целью равномерного разогрева и перемешивания осадка по всей толщине слоя. На резервуарах такого типа, но небольшого диаметра (до 40 метров) могут также применяться мониторы всех перечисленных выше вариантов, но снабженные механизмами вращения: как эжекторов относительно штанги - при высоком уровне осадка, обеспечивающие разогрев и перемешивание осадка с установкой одного такого монитора в центре резервуара, так и всей конструкции относительно вертикальной образующей штанги - при низком уровне осадка обеспечивающие оптимальное спиралевидное движение потока разогретого осадка с установкой такого монитора в центре резервуара. На мониторы подается пар давлением выше 1 атмосферы. Пар пропускается через сопла эжекторных головок, разогревая осадок и приводя к тому, что на одном конце головки появляется разрежение и происходит втягивание осадка в полость эжектора, а на другом - давление, создаваемое паром, позволяющее разогревать и выталкивать разогретый осадок из полости эжектора. Происходит образование разнонаправленных потоков разогретого осадка, приводящее к эффективному разжижению и перемешиванию всего объема осадка в резервуаре. У резервуара монтируются трубопроводы и, по меньшей мере, один насос, применяемый для откачки разжиженного и перемешанного продукта. Шнековый (оседиагональный) насос эффективнее всего применять для осуществления откачки разжиженных отложений из резервуаров с высоким содержанием механических примесей (в том числе с включениями крупных частиц) через сифонный кран в отстойник, на центрифугу (другой декантор), свободный фильтр, другими словами - на объекты, не создающие или создающие незначительное сопротивление. Не рекомендуется применять данный тип насосов для откачки отложений через длинный (более 100 метров) трубопровод либо в технологический трубопровод с давлением выше 3 атмосфер. Данный тип насосов мало чувствителен к наличию механических примесей в осадке (неизбежно перемешанных благодаря эжекторам с основным объемом углеводородного осадка), а также обладает определенной высотой всасывания, что обеспечивает возможность эффективнее использовать возможности сифонного крана, но ограничен по характеристикам давления. Поршневой насос эффективен при перекачке хорошо разогретого осадка с минимальным содержанием механических примесей на большие расстояния, либо в коллекторы, находящиеся под высоким давлением. Снижение содержания механических примесей может быть достигнуто путем работы мониторов на фоне воды, предварительно введенной в резервуар (по объему - не меньше, чем объем осадка), с последующим отстоем осадка для достижения его естественной сепарации внутри резервуара на углеводородный слой, воду и механические примеси, после чего отстоянный углеводородный слой откачивается через сифонный кран с регулировкой его качества (наличия в нем воды) поворотом крана. Вакуумные насосы эффективны при перекачке осадка любой степени нагрева, разжижения и практически любой консистенции. Основной их недостаток - низкая производительность по перекачиваемому продукту. Пример 2. Стальной вертикальный резервуар с понтоном или плавающей крышей. Конструкция таких резервуаров отличается тем, что на плавающих крышах и понтонах таких резервуаров либо вообще отсутствуют люки, позволяющие вводить мониторы в полость, либо таких люков относительно площади резервуара недостаточно. Поэтому при разогреве осадка в таких резервуарах применяются мониторы особой конструкции. Она основана на том, что общей чертой всех понтонов и плавающих крыш является наличие опор, закрепленных на внешней их части, и наличие зазора между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара. Демонтаж опор понтона высвобождает отверстия диаметром 80 мм, через которые и возможен ввод мониторов в полость. При этом монитор закрепляется на фланце, к которому ранее крепилась опора. Кроме того, возможен ввод монитора и в зазор между понтоном и стенкой резервуара. Во всех случаях применяется монитор либо с одним соплом, либо с несколькими соплами, направленными в одну сторону. Пример 3. Подземный (заглубленный) резервуар. Аналогично резервуару без понтона. При откачке разжиженных отложений лучше всего применять либо погружные насосы различных типов, либо вакуумные насосные комплексы с довольно низкой производительностью, либо группировать насосы различных типов. Наиболее удачной компоновкой является последовательное агрегатирование погружного насоса (подъем разогретого осадка с глубины) и шнекового (оседиагонального) насоса (транспорт осадка на большое расстояние). После удаления из резервуара осадок, в зависимости от его физического и реологического состава, а также от решаемых задач, может направляться: - на смешение с товарной нефтью; - на сепарацию и последующую утилизацию отсепарированных фракций; - на диспергацию; - на захоронение.

Формула изобретения

1. Устройство для очистки резервуара от вязких нефтяных отложений и вязких отложений нефтепродуктов, содержащее средства для разогрева, разжижения, перемещения и перемешивания указанных отложений, включающие эжекторное средство, и средство для отвода и транспортировки разжиженных отложений, отличающееся тем, что указанное эжекторное средство выполнено в виде монитора, состоящего из полой штанги, предназначенной для подачи через нее в резервуар рабочего тела в виде водяного пара, или газа, или жидкости, установленного в верхней части штанги крепежного приспособления и жестко соединенных с нижней частью штанги двух пар эжекторных головок, расположенных на разных уровнях под углом друг к другу, при этом каждая эжекторная головка выполнена в виде сопла с конфузорно-диффузионной насадкой для подсасывания, разогрева, разжижения, гомогенизации отложений и перемещения разжиженных отложений, причем ось, по меньшей мере, одной эжекторной головки расположена под углом к плоскости, перпендикулярной оси штанги.2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что ось, по меньшей мере, одной эжекторной головки пересекает ось штанги.3. Устройство по 1 или 2, отличающееся тем, что ось, по меньшей мере, одной эжекторной головки не пересекает ось штанги.4. Устройство по любому из пп.1 и 2, отличающееся тем, что эжекторные головки одной пары монитора расположены под углом к горизонтали.5. Устройство по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что монитор выполнен с возможностью вращения относительно оси штанги, а эжекторные головки - с возможностью вращения относительно самой штанги.6. Устройство по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что монитор выполнен в виде паро-, пневмо- или гидромонитора, а его сопла имеют разные сечения.7. Устройство по любому из пп.1-5, отличающееся тем, что штанга выполнена с возможностью осевого перемещения относительно крепежного приспособления и фиксации на нем в выбранном положении.8. Устройство по любому из пп.1-6, отличающееся тем, что крепежное приспособление выполнено в виде крестовины.9. Устройство по любому из пп.1-7, отличающееся тем, что штанга состоит из нескольких частей для изменения ее длины.10. Устройство по любому из пп.1-8, отличающееся тем, что средство для отвода и транспортировки разжиженных отложений выполнено в виде, по меньшей мере, одного трубопровода и насоса.11. Способ очистки резервуара от вязких нефтяных отложений и вязких отложений нефтепродуктов, включающий разогрев, разжижение, перемещение и перемешивание нефтяных отложений и отвод и транспортировку разжиженных отложений, отличающийся тем, что разогрев, разжижение, перемещение и перемешивание отложений осуществляют посредством устройства, описанного в любом из пп.1-10, при этом через эжекторные головки подают в резервуар под давлением рабочее тело в виде водяного пара, или газа, или жидкости и осуществляют процесс подсасывания, разогрева, разжижения гомогенизации отложений и перемещения разжиженных отложений внутри резервуара.12. Способ по п.11, отличающийся тем, что разжижение основной массы отложений осуществляют потоком разогретых отложений, направляемых эжекторами.13. Способ по любому из пп.11 и 12, отличающийся тем, что для обеспечения разделения разжиженных отложений на углеводородную фракцию и механические примеси в резервуар вводят воду.14. Способ по любому из пп.11-13, отличающийся тем, что разжиженные нефтяные отложения отводят с помощью, по меньшей мере, одного насоса или установки, полученной при последовательном агрегатировании насосов.15. Способ по п.14, отличающийся тем, что отложения удаляют в другой резервуар, или на утилизацию, или в технологический трубопровод с нефтью.16. Способ по п.15, отличающийся тем, что после удаления отложений из резервуара проводят очистку внутренней поверхности резервуара.17. Способ по п.16, отличающийся тем, что очистку осуществляют с помощью паровой струи с температурой от 95 до 250С и давлением от 0,1 до 1000 атм.18. Способ по п.16, отличающийся тем, что очистку осуществляют с помощью водяной струи с температурой от 0 до 100С и давлением от 0,1 до 1000 атм.19. Способ по п.16, отличающийся тем, что очистку осуществляют с помощью пескоструйной или дробеструйной обработки.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 10.02.2006        БИ: 04/2006

NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Дата, с которой действие патента восстановлено: 27.10.2007

Извещение опубликовано: 27.10.2007        БИ: 30/2007

www.findpatent.ru

Способ очистки резервуаров от нефтяных отложений и установка для его осуществления

 

Изобретение предназначено для очистки внутренней поверхностей резервуаров от нефтяных отложений. Резервуар разогревают изнутри теплоносителем, закачивают размывочную жидкость, образующийся разжиженный продукт циркулируют с введением депрессоров, в период циркуляции разогрев резервуара проводят с использованием его конструктивных элементов теплоносителем, осуществляют сепарацию продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси внутри резервуара и удаляют их из резервуара, а перед окончательной очисткой резервуара проводят дополнительную очистку водной фракции в присутствии коагулянтов. Установка для очистки резервуаров содержит средство для перекачивания нефтяных отложений, состоящее из вакуумного насоса для закачивания жидкой фракции через выводы резервуара в промежуточную емкость и агрегата давления, подогреватель, в качестве которого использован источник горячего газа и/или парогазовой смеси, и/или пара, соединенный с теплообменником, и приспособление для размыва отложений в виде эжекторов и гидромониторных головок, предназначенных для циркуляции разогретого продукта. 2 с и 14 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к методам и конструкциям для очистки поверхностей от твердых отложений и, в частности, может быть использовано в нефтяной промышленности при очистке от отложений солей и асфальто-смолопарафиновых осадков.

Для резервуаров, используемых для хранения нефти, битумов и мазутов, характерен длительный и трудоемкий процесс очистки. Вследствие этого владельцы резервуаров стараются возможно больше увеличить периоды времени между очистками, обычно это происходит через каждые 10 - 12 лет эксплуатации резервуара. Однако в последние годы принято жесткое законодательство, требующее более частого проведения инспекции состояния резервуаров и проведения профилактических ремонтных работ. В связи с этим возникает необходимость в более частой очитке резервуаров для последующих инспекций и ремонта, в среднем через каждые 4 - 6 лет. Известен способ очистки поверхностей труб от твердых отложений в нефтяной промышленности путем воздействия ударной волны от детонирующих шнуров [1]. Данный способ плохо применим при очистке резервуаров и взрывоопасен. Известны способ и устройство для удаления осадка из нефтяного резервуара, имеющего люк над днищем, путем использования небольшого самоходного устройства с гидроприводом, которое запускают через люк, дистанционно управляя самоходным устройством, его останавливают в определенных местах резервуара и нагнетают с его помощью разжижающий агент, а затем агент с осадком отсасывают устройством обратно [2]. Данные способ и устройство обеспечивают очистку преимущественно резервуара, оставляя загрязненными боковые стенки и, кроме того, система дистанционного управления быстро выходит из строя. Известен также способ очистки резервуаров от нефтяных отложений, включающий разогрев очищаемого резервуара, закачивание воды, циркуляцию образующегося потока разжиженного продукта, сепарацию продукта на нефть, водную размывочную жидкость и механические примеси, удаление их из резервуара и окончательную очистку внутренних поверхностей резервуара [3]. Недостатками данного способа являются большие объемы рабочих жидкостей и невысокое качество очистки поверхностей резервуара. Известна установка для очистки резервуаров от нефтяных отложений, содержащая средство для перекачивания нефтяных отложений, подогреватель и приспособление для размыва нефтяных отложений [3]. Недостатком известной установки является поглощение токсичных веществ масляными вакуумными насосами, в результате чего нарушается их работоспособность, кроме того, наблюдается замерзание остатков жидких фаз, которые впоследствии трудно удаляются, что приводит к низкому качеству очистки. Ближайшим аналогом изобретения как в части способа, так и устройства является известный способ очистки резервуаров от нефтяных отложений, включающий закачивание размывочной жидкости, циркуляцию разжиженного продукта, введение депрессоров, воздействующих на асфальто-смолопарафиновые отложения и обеспечивающих текучесть и сепарацию продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси, и устройство для очистки резервуаров от нефтяных отложений, содержащее средство для перекачивания нефтяных отложений, подогреватель и приспособление для размыва нефтяных отложений [4]. Этим известным способу и устройству присущи те же недостатки, что и вышеописанным. Техническим результатом изобретения является повышение качества очистки, а также интенсификация процесса и сокращение времени очистки. Система очистки согласно изобретению обеспечивает быструю автоматизированную очистку резервуаров от нефтяных отложений. Используемый процесс обеспечивает разделение отложений на три фракции: нефть, воду и механические примеси. Нефть и нефтепродукты в различных температурных интервалах могут рассматриваться как условно-молекулярные растворы или в виде обратимых, либо необратимых дисперсных систем. При температурах не выше 100oC, как правило, при нормальном или небольшом избыточном давлении нефтяные системы представляют собой обратимые дисперсные системы, дисперсной фазой которых являются твердые углеводороды, включающие высокомолекулярные парафины, церезины, смолисто-асфальтеновые вещества, полициклические ароматические углеводороды и т.п. Вводимые в систему присадки депрессоров улучшают текучесть нефти и существенно увеличивают производительность перекачки. В настоящее время в основном используют резервуары с плавающей крышей или понтоном, подземные бетонные резервуары и резервуары со стационарной крышей. Указанный результат достигается тем, что в способе очистки резервуаров от нефтяных отложений, включающем закачивание размывочной жидкости, циркуляцию разжиженного продукта, введение депрессоров, воздействующих на асфальто-смолопарафиновые отложения и обеспечивающих текучесть, и сепарацию продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси, осуществляют разогрев резервуара с использованием конструктивных элементов резервуара теплоносителем, при этом депрессоры вводят в период циркуляции потока разжиженного продукта, закачивают размывочную жидкость так, чтобы ее верхний уровень не превышал нижнего уровня приемораздаточных патрубков, сепарацию осуществляют внутри резервуара и удаляют продукты сепарации из него, а перед окончательной очисткой внутренних поверхностей резервуара проводят дополнительную очистку водной фракции в присутствии коагулянтов. В качестве депрессоров используют присадки, содержащие полимеры и углеводородный растворитель, а в качестве коагулянтов используют сорбенты, например растительный торф. Окончательную очистку внутренних поверхностей резервуара осуществляют острым паром и/или горячим паром, и/или их смесью. При очистке металлического резервуара с плавающей крышкой и/или понтоном его стенки очищают поярусно по мере понижения уровня нефтяного продукта с использованием крыши и/или понтона в качестве опоры. Циркуляцию потока разжиженного продукта осуществляют с выводом части продукта и его подогревом вне резервуара. Вывод части продукта осуществляют периодически. При циркуляции потока с выводом части продукта осуществляют дополнительное введение размывочной жидкости. Сепарацию разжиженного продукта проводят внутри резервуара методом флотации с использованием пузырькового эффекта, возникающего при вводе теплоносителя. В качестве теплоносителя используют печной газ и/или пар, и/или их смесь, и/или поток разжиженного продукта. Температуру потока внутри резервуара поддерживают в интервале 20 - 100oC, а соотношение депрессоров к общей массе разжиженного продукта составляет 1/1000 - 1/5000. Указанный технический результат достигается и тем, что в установке для очистки резервуаров от нефтяных отложений, содержащей средство для перекачивания нефтяных отложений, подогреватель и приспособление для размыва нефтяных отложений, средство для перекачивания нефтяных отложений выполнено в виде комплекса, состоящего из вакуумного насоса для закачивания жидкой фракции через выводы резервуара в промежуточную емкость и агрегата давления, в качестве подогревателя использован источник горячего газа и/или пара, и/или парогазовой смеси, соединенный с теплообменником, а приспособление для размыва нефтяных отложений выполнено в виде введенных в резервуар эжекторов и гидромониторных головок, предназначенных для циркуляции разогретого продукта. В качестве вакуумного насоса в установке использован водокольцевой вакуумный насос. В качестве источника горячего газа или пара использована газовая турбина, свободно-поршневой двигатель, дизельный двигатель, парогенератор. В установке использованы пневматические или гидроэжекторы. Способ очистки резервуаров от нефтяных отложений осуществляют следующим образом. Пример 1. Резервуар с плавающей крышей или понтоном. Из резервуара откачивают нефтепродукты до уровня, обеспечивающего положение плавающей крыши или понтона ниже пояса, подлежащего очистке. Очистка ведется острым паром и/или газом, и/или парогазовой струей. При этом поверхность плавающей крыши или понтона используется как технологическое оснащение для расположения персонала и оборудования при очистке стенок. Одновременно через конструктивные выводы (отверстия) резервуара (в частности, сифонные краны) в вакуумируемую водокольцевым насосом емкость закачивают жидкую фракцию, а в другое технологическое отверстие вводят газообразный теплоноситель, обеспечивающий общий разогрев продукта. Жидкость прокачивается через подогреватель и подается внутрь резервуара через его размывочную систему и/или другие конструктивные элементы. Эта операция осуществляется неоднократно до достижения температуры внутри резервуара 20 - 100oC и помогает поддерживать ее. После окончания очистки одного пояса вновь откачивают нефтепродукт до уровня, открывающего следующий пояс для очистки. Таким образом осуществляется ярусная очистка стен надпонтонного пространства до момента установки крыши или понтона на опоры. Через люки вводят пневмо- и/или гидромониторные головки, которые обеспечивают циркуляцию, сердукцию и флотацию разогретого продукта. При этом с помощью перекачивающего комплекса в объем резервуара вводят полимерные присадки (депрессоры) в пропорции 1/1000 - 1/5000, снижающие вязкость и сдвиговые напряжения высокопарафинистых нефтей. Длительность циркуляции обусловлена скоростью флюидизации отложений и контролируется по результатам проб из донной области. Продукт откачивается до уровня приемораздаточных патрубков и заканчивается поярусная зачистка надпонтонного пространства. Перед продолжением работ полость резервуара заполняется дымовым газом или паром. Через конструктивные элементы производится закачки размывочной жидкости, в частности воды, в резервуар с одновременным подогревом и циркуляцией с помощью эжекторных головок. Воду закачивают так, чтобы верхний ее уровень не превышал нижнего уровня приемораздаточных патрубков. В период циркуляции воды дополнительно вводят депрессоры. В процессе циркуляции эмульсии и введения теплоносителя непосредственно в жидкость происходит сепарация продукта внутри резервуара на углеводородную жидкость, воду и механические примеси с использованием пузырькового эффекта. (В местах, где нет источника воды, вышеприведенный техпроцесс может проводиться без ее присутствия, что незначительно увеличивает сроки проведения работ). Через приемораздаточные патрубки откачивается углеводородная жидкость. Через сифонный кран откачивается вода до уровня ниже боковых люков-лазов. При этом забор воды осуществляется ниже раздела фаз нефть-вода и выше раздела фаз вода-мехпримеси. Оставшуюся воду дополнительно обрабатывают сорбентами и откачивают для утилизации. Внутренние поверхности резервуара очищают газовой и/или паровой, и/или газопаровой струей через перемещающиеся по вертикальной направляющей вращающиеся головки. Механические примеси удаляют из резервуара с помощью перекачивающего комплекса на утилизацию. Пример 2. Подземный бетонный резервуар. Через конструктивные выводы (отверстия) резервуара (в частности, люки) в вакуумируемую водокольцевым насосом емкость закачивают жидкую фракцию, а в другое технологическое отверстие вводят газообразный теплоноситель, обеспечивающий общий разогрев продукта. Жидкость прокачивается через подогреватель и подается внутрь резервуара через его размывочную систему и/или другие конструктивные элементы. Эта операция осуществляется неоднократно до достижения температуры внутри резервуара 20 - 100oC и помогает поддерживать ее. Одновременно в полость резервуара вводят дымовые газы или пар. Через люки вводят пневмо- и/или гидромониторные головки, которые обеспечивают циркуляцию, сердукцию и флотацию разогретого продукта. При этом с помощью перекачивающего комплекса в объем резервуара вводят полимерные присадки (депрессоры) в пропорции 1/3000, снижающие вязкость и сдвиговые напряжения высокопарафинистых нефтей. Длительность циркуляции обусловлена скоростью флюидизации отложений и контролируется по результатам проб из донной области. Периодически производится откачка флюидизированного продукта. При необходимости для более полной сепарации в резервуар вводят воду и депрессоры с одновременным ее разогревом. В процессе циркуляции эмульсии и введения теплоносителя непосредственно в жидкость происходит сепарация продукта внутри резервуара на углеводородную жидкость, водную фракцию и механические примеси с использованием пузырькового эффекта. Сперва откачивается углеводородная жидкость. Оставшуюся воду дополнительно обрабатывают сорбентами и откачивают для утилизации. Внутренние поверхности резервуара очищаются газовой и/или паровой, и/или газопаровой струей через перемещающиеся по вертикальной направляющей вращающиеся головки. Механические примеси удаляются из резервуара с помощью перекачивающего комплекса на утилизацию. Пример 3. Металлический резервуар со стационарной крышей. Через конструктивные выводы (отверстия) резервуара (в частности, сифонные краны) в вакуумируемую водокольцевым насосом емкость закачивают жидкую фракцию, а в другое технологическое отверстие вводят газообразный теплоноситель, обеспечивающий общий разогрев продукта. Жидкость прокачивается через подогреватель и подается внутрь резервуара через его размывочную систему и/или другие конструктивные элементы. Эта операция осуществляется неоднократно до достижения температуры внутри резервуара 70oC и помогает поддерживать ее. Одновременно в полость резервуара вводят дымовые газы или пар. Через люки вводят пневмо- и/или гидромониторные головки, которые обеспечивают циркуляцию, сердукцию и флотацию разогретого продукта. При этом с помощью перекачивающего комплекса в объем резервуара вводят полимерные присадки (депрессоры) в пропорции 1/2000, снижающие вязкость и сдвиговые напряжения высокопарафинистых нефтей. Длительность циркуляции обусловлена скоростью флюидизации отложений и контролируется по результатам проб из донной области. Периодически проводится откачка флюидизированного продукта. При необходимости для более полной сепарации в резервуар вводят размывочную жидкость и депрессоры с одновременным ее разогревом. В процессе циркуляции эмульсии и введения теплоносителя непосредственно в жидкость происходит сепарация продукта внутри резервуара на углеводородную жидкость, водную фракцию и механические примеси с использованием пузырькового эффекта. Сперва откачивается углеводородная жидкость. Оставшуюся воду дополнительно обрабатывают сорбентами и откачивают для утилизации. Внутренние поверхности резервуара очищаются газовой и/или паровой, и/или газопаровой струей через перемещающиеся по вертикальной направляющей вращающиеся головки. Механические примеси удаляются из резервуара с помощью перекачивающего комплекса на утилизацию. На чертеже схематично изображена предлагаемая установка для очистки резервуаров. Средство для перекачивания нефтяных отложений 1 выполнено в виде комплекса, состоящего из вакуумного насоса 3, промежуточной емкости 2 и агрегата давления 1. Подогреватель II - источник 4 горячего газа и/или пара соединен с теплообменником 5, а приспособление для размыва нефтяных отложений III выполнено в виде эжекторов 7 и устройства для очистки внутренних поверхностей 6. В резервуар, подлежащий очистке от отложений, через люки вводят пневмо- или гидромониторные эжекторные головки и осуществляют их соединение, а также соединение конструктивных элементов резервуара с установкой для очистки резервуаров. Через конструктивные элементы резервуара (размывочная система, сифонные краны, люки), подогреватель (теплообменник II.1, источник горячего газа и газопаровой струи II.2) и с помощью перекачивающего комплекса (насос вакуумный I.3, промежуточная емкость I.2, агрегат давления I.1) пропускают потоки разогреваемых отложений. С каждым циклом прокачки объем разогретых разжиженных отложений возрастает, и часть разогретого потока отводится на гидравлическую эжекторную головку III.2 для организации разнонаправленных потоков внутри резервуара, а также для сердукции отложений. В случае, если объем разжиженных отложений еще недостаточен, начинает работать пневматическая эжекторная головка от пневмоагрегата (компрессор, теплоагрегат, другой агрегат давления), что усиливает благодаря пузырьковому эффекту, а также обеспечивает сердукцию отложений. Одновременно в основной поток вводят депрессоры, используя перекачивающий комплекс. Все это позволяет обеспечить сепарацию разжиженных отложений внутри резервуара, после чего углеводородная жидкость по частям отводится на сброс в технологическую линию. В случае, если отложения были разжижены не в полном объеме, откаченная углеводородная жидкость замещается водой и организуются ее циркуляция и разогрев. В разогреваемый водный поток дополнительно вводят депрессоры. Прокачивание жидкости производится через конструктивные элементы резервуара, а также через эжекторные головки подается газовая или парогазовая струя, что обеспечивает флотацию, а также пузырьковый эффект, интенсифицирующие сепарацию отложений. Углеводородный продукт выводят на сброс в технологический трубопровод, а вода обрабатывается коагулянтами. Затем очищенная вода откачивается из резервуара. Механические примеси откачиваются из резервуара с помощью перекачивающего комплекса на утилизацию. Внутренние поверхности резервуара очищают острым паром и/или газом, и/или парогазовой струей через головки III.1, закрепленные на вертикальных стойках на переменных уровнях. Особенность техпроцесса очистки надпонтонного пространства в резервуарах с понтоном или плавающей крышей заключается в том, что очистка ведется острым паром или газом, и/или парогазовой струей. При этом поверхность плавающей крышки или понтона используется как технологическое оснащение для расположения персонала и оборудования при очистке стенок. После окончания очистки одного пояса вновь откачивают нефтепродукт до уровня, открывающего следующий пояс для очистки. Таким образом осуществляется ярусная очистка стен подпонтонного пространства до момента установки крыши или понтона на опоры. Процесс позволяет осуществлять очистку резервуаров от отложений. Используемый процесс обеспечивает нагрев внутри резервуара и разделение отложений внутри резервуара на три компонента: чистую нефть (углеводороды), воду и твердые вещества (неорганические компоненты). Скорость удаления жидких компонентов более 400 м3 в смену, а неорганических компонентов не менее 100 м3 в смену.

Формула изобретения

1. Способ очистки резервуаров от нефтяных отложений, включающий закачивание размывочной жидкости, циркуляцию разжиженного продукта, введение депрессоров, воздействующих на асфальтосмолопарафиновые отложения и обеспечивающих текучесть, и сепарацию продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси, отличающийся тем, что осуществляют разогрев резервуара с использованием конструктивных элементов резервуара теплоносителем, при этом депрессоры вводят в период циркуляции потока разжиженного продукта, закачивают размывочную жидкость так, чтобы ее верхний уровень не превышал нижнего уровня приемораздаточных патрубков, сепарацию осуществляют внутри резервуара и удаляют продукты сепарации из него, а перед окончательной очисткой внутренних поверхностей резервуара проводят дополнительную очистку водной фракции в присутствии коагулянтов. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве депрессоров используют присадки, содержащие полимеры и углеводородный растворитель. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве коагулянтов используют сорбенты, например растительный торф. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что окончательную очистку внутренних поверхностей резервуара осуществляют острым паром и/или горячим паром, и/или их смесью. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что при очистке металлического резервуара с плавающей крышей и/или понтоном его стенки очищают поярусно по мере понижения уровня нефтяного продукта с использованием крыши и/или понтона в качестве опоры. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что циркуляцию потока разжиженного продукта осуществляют с выводом части продукта и его подогревом вне резервуара. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что вывод части продукта осуществляют периодически. 8. Способ по п.6, отличающийся тем, что при циркуляции потока с выводом части продукта осуществляют дополнительное введение размывочной жидкости. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что сепарацию разжиженного продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси проводят внутри резервуара методом флотации с использованием пузырькового эффекта, возникающего при вводе теплоносителя. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя используют печной газ и/или пар, и/или их смесь, и/или поток разжиженного продукта. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что температуру потока внутри резервуара поддерживают в интервале 20 - 100oС. 12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что соотношение содержания депрессоров к общей массе разжиженного продукта составляет 1/1000 - 1/5000. 13. Установка для очистки резервуаров от нефтяных отложений, содержащая средство для перекачивания нефтяных отложений, подогреватель и приспособление для размыва нефтяных отложений, отличающаяся тем, что средство для перекачивания нефтяных отложений выполнено в виде комплекса, состоящего из вакуумного насоса для закачивания жидкой фракции через выводы резервуара в промежуточную емкость и агрегата давления, в качестве подогревателя использован источник горячего газа и/или пара, и/или парогазовой смеси, соединенный с теплообменником, а приспособление для размыва нефтяных отложений выполнено в виде введенных в резервуар эжекторов и гидромониторных головок, предназначенных для циркуляции разогретого продукта. 14. Установка по п.13, отличающаяся тем, что в качестве вакуумного насоса использован водокольцевой вакуумный насос. 15. Установка по п.13, отличающаяся тем, что в качестве источника горячего газа или пара использована газовая турбина, свободно-поршневой двигатель, дизельный двигатель, парогенератор. 16. Установка по п.13, отличающаяся тем, что использованы пневматические или гидроэжекторы.

РИСУНКИ

Рисунок 1

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 20.02.2005        БИ: 05/2005

www.findpatent.ru

Зачистка резервуаров и емкостей гсм от нефтепродуктов: цена в Ростове-на-Дону

 

Стоимость основной работы по зачистке топливных резервуаров от остатков нефтепродуктов

Объем резервуара Количество резервуаров/стоимость
1 2 3 4 5
до 10 м3 12 000 руб 11 800 руб 11 600 руб 11 400 руб 11 200 руб
до 15 м3 13 200 руб 13 000 руб 12 800 руб 12 600 руб 12 400 руб
до 20 м3 14 400 руб 14 200 руб 14 000 руб 13 800 руб 13 600 руб
до 25 м3 16 200 руб 16 000 руб 15 800 руб 15 600 руб 15 400 руб
до 30 м3 17 800 руб 17 600 руб 17 400 руб 17 200 руб 17 000 руб
до 35 м3 19 000 руб 18 800 руб 18 600 руб 18 400 руб 18 200 руб
до 40 м3 20 000 руб 19 800 руб 19 600 руб 19 400 руб 19 200 руб
до 45 м3 22 400 руб 22 200 руб 22 00 руб 21 800 руб 21 600 руб
до 50 м3 22 600 руб 22 400 руб 22 200 руб 22 000 руб 21 800 руб
до 60 м3 23 800 руб 23 600 руб 23 400 руб 23 200 руб 23 000 руб
до 75 м3 25 000 руб 24 800 руб 24 600 руб 24 400 руб 24 200 руб

Стоимость дополнительных работ по зачистке топливных резервуаров

Наименование работы Стоимость
Разлючивание топливных резервуаров 2 000 руб
Залючивание топливных резервуаров 2 000 руб
Отделение нефтешлама от товарного нефтепродукта 2 000 руб
Вывоз загрязненных нефтепродуктов до 3 м3 8 000 руб
Утилизация нефтешлама с предоставлением актов, литр 18
Дегазация резервуаров емкостью до 10 м3 4 600 руб
Дегазация резервуаров емкостью от 10 до 25 м3 5 800 руб
Дегазация резервуаров емкостью от 25 до 50 м3 7 000 руб
Дегазация резервуаров емкостью свыше 50 м3 договорная
Обследование резервуаров с предоставлением документов из Горгстехнадзора договорная

Стоимость дополнительных работ

Наименование работы Стоимость
Замеры сопротивления электроизоляции и молниезащиты договорная
монтаж и ремонт емкостей,трубопроводов и ТРК договорная
Градуировка объемным методом до 5 м3 12 000 руб
Градуировка объемным методом 5-10 м3 21 000 руб
Градуировка объемным методом 10-25 м3 25 800 руб
Градуировка объемным методом 25-50 м3 31 800 руб
Градуировка объемным методом 50-75 м3 37 000 руб
Градуировка объемным методом свыше 75 м3 договорная
Градуировка геометрическим методом от 5 до 10 м3 9 200 руб
Градуировка геометрическим методом от 10 до 25 м3 10 800 руб
Градуировка геометрическим методом от 25 до 50 м3 12 000 руб
Градуировка геометрическим методом от 50 до 75 м3 13 400 руб
Градуировка геометрическим методом от 75 до 100 м3 14 000 руб

Цены указаны без учета НДС.

Одним из направлений деятельности компании «Стройтриумф» выступает технологическая чистка специализированных емкостей и резервуаров от внутренних наслоений и загрязнений. Для промышленных организаций и производств мы предлагаем следующие услуги:

  • Технологическую очистку резервуаров и емкостей для хранения и транспортировки горюче смазочных материалов;
  • Очистку емкостей хранения пищевых и промышленных масел;
  • Очистку резервуаров АЗС;
  • Очистку емкостей хранящих битум, мазут, дизельное топливо и других горюче-смазочных материалов перед сменой хранимого содержимого вида топлива.

Постоянное использование резервуаров для хранения веществ, содержащих нефтепродукты и жиры, со временем, приводит к отложению на стенках и дне различного рода отложений, начиная от обычной жировой пленки, до стойкого асфальтового слоя из полимерных соединений и загустевших остатков нефтепродуктов. Такие нежелательные отложения не только приводят к ухудшению качества хранения продукции, но и, как показывает практика, к существенному уменьшению объема емкости и угрозы поломки насосного оборудования. Своевременная очистка резервуаров ГСМ, используемых для хранения высокооктановых видов топлива, позволяет поддерживать высокое качество нефтепродуктов и дает гарантию качественной заправки автомобильного транспорта.

Качественная очистка резервуаров от нефтепродуктов, проводимая нашей компанией, дает возможность обеспечить полное удаление нежелательных отложений и, впоследствии, осуществить заполнение емкости чистыми, соответствующими ГОСТ стандартам, веществами:

  • Бензином;
  • Дизельным топливом;
  • Авиационным топливом;
  • Мазутом;
  • Нефтью;
  • Продуктами переработки и полуфабрикатами из нефти;
  • Специальными присадками и маслами;
  • Маслами и жирами, применяемыми в пищевой промышленности;
  • Различными видами специальных жидкостей и растворов.

Очистка емкостей от жировых отложений проводится:

  • С применением сертифицированного производственного оборудования, с использованием самых современных разработок в области обеспечения экологической безопасности, применением химических средств, оборудования и технологии очистки резервуаров ГСМ проводимыми только высококвалифицированными специалистами с большим опытом работы;
  • Выполнение работ со строгим выполнением всех необходимых регламентов и стандартов безопасности работ по очистке резервуаров от нефтепродуктов;
  • Обеспечению качества проведения работ, результата очистки емкостей от жировых отложений, соответствующих нормативным показателям;
  • Широкий перечень обслуживаемого оборудования от стандартных цистерн для хранения и перевозки ГСМ, нефти, масел и жиров, до емкостей нефтехранилищ, подземных резервуаров хранения, автомобильных и железнодорожных цистерн, автотопливозаправщиков, до стандартных бочек и канистр для хранения бензина и дизельного топлива.
  • Очистке промышленного оборудования и емкостей для хранения нефтепродуктов и их переработки – нефтеловушки, жироуловители, шламонакопительные баки, резервуары для хранения авиационного топлива;
  • Применением при очистке технологии сухой паровой очистки и технологии мягкого бластинга, как наиболее эффективными и безопасными методами чистки емкостей от наслоения жиросодержащих соединений, остатков нефтепродуктов, топлива, продуктов жизнедеятельности живых микроорганизмов.

Деятельность компании «Стройтриумф» распространяется не только на стандартные случаи, связанные с очисткой резервуаров от ГСМ, таких как цистерны или бочки, мы предоставляем свои услуги по монтажу специального нефтеулавливающего оборудования на автозаправочных станциях, топливозаправочных пунктах, станциях технического обслуживания и автомойках. Специалисты компании в кратчайшие сроки проведут оценку состояния оборудования, разработают оптимальный план работы оперативно установят необходимое оборудование.

Сегодня мы предоставляем наиболее полный пакет услуг по очистке емкостей от ГСМ. Специалисты могут работать не только со стационарными промышленными объектами, но и проводить очистку с выездом к частным заказчикам. Нашими клиентами сегодня являются как крупные предприятия нефтеперерабатывающего комплекса, транспортной сферы, энергогенерирующие компании, а так же небольшие фирмы и частные лица.

Специалисты компании постоянно работают над совершенствованием технологии очистки различных емкостей, при этом постоянно внедряются в производственный процесс новые более современные и экономически выгодные методы и технологии. Применяя на практике весь арсенал оборудования, обладая большим практическим опытом мы предлагаем заказчикам зачистку резервуаров от нефтепродуктов, цена услуг которых является самой привлекательной в регионе. Рассчитывая на долгосрочное сотрудничество с каждым клиентом, наша компания индивидуально подходит к каждому конкретному случаю, предлагает наиболее рациональный метод и способ проведения работ.

Достаточный опыт работы на рынке услуг, предоставляемый компанией «Стройтриумф», делает сотрудничество с нами для наших заказчиков обоюдовыгодным и удобными, ведь сроки, качество и цена работ по очистке сегодня наиболее привлекательны и доступны. Заказать эту и другие услуги можно написав на электронную почту компании или обратившись по контактным телефонам, размещенным на сайте.

Периодичность обязательной (плановой) зачистки резервуаров

ГОСТ 1510-84 “НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение” регламентирует периодичность плановой зачистки резервуаров с нефтепродуктами.

Хранимый в резервуаре продукт: Периодичность плановой зачистки:
топливо для ракетных двигателей не реже 2-х раз в год
авиационные бензины
авиационные масла и компоненты
прямогонные бензины
топливо для ракетных двигателей не реже 1 раза в год
авиационные бензины
авиационные масла и компоненты
прямогонные бензины
присадки к смазочным маслам и масла с присадками не реже 1 раза в год
автомобильные масла не реже 1 раза в 2 года
автомобильные бензины
дизельные топлива
парафины
аналогичные (по физики-химическим свойствам) нефтепродукты
нефть по по мере необходимости
мазуты
моторные топлива
аналогичные (по физики-химическим свойствам) нефтепродукты

Очищение емкостей и резервуаров от продуктов нефтепереработки выполняется при смене вида жидкости, хранящейся в резервуаре. Работы могут производиться, чтобы предоставить возможность проведения ремонтных работ или для проверки сохранности защитного покрытия и диагностирования возможных повреждений. Для предотвращения снижения качества хранящихся нефтепродуктов и служит своевременное проведение работ по очищению поверхностей.

Работы, производимые при очищении поверхностей.

Уровень и технологические условия работ по зачистке резервуара могут меняться при выборе необходимой цели операции. По уровню загрязнения стенок и дна хранилища нефтепродуктов и химическому составу воздуха в нем специалисты нашей компании определят сложность и величину очищения.

Тип очищения емкости Величина и степень очистки
Стенки Дно
Плановое проведение работ чистки продуктов нефтепереработки Допускается небольшой налет окисления металла и пленки вещества Допускается пленка вещества. Осадок и отложение механических примесей возможны объемом не более 1 десятой процента от общего
Очистка для замены вещества Допускается небольшая ржавчина Неприемлем осадок.
Очищение для проведения дефектоскопии
Зачищение резервуара для последующих ремонтных работ без использования сварки или резки металла Допускается наличие пленки нефтепродуктов, моющего средства и окислов металла в предельно допустимых концентрациях. Допускается наличие всех ранее перечисленных загрязнений с добавлением донного осадка в размере предельного допуска.
Очищение резервуара для проведения ремонтных огневых работ.     В этом виде обслуживания допускается наличие в допустимых пределах пленки от моющего вещества. Наличие остатков нефтепродуктов запрещено. Остаточное содержание донного осадка и продуктов перегонки нефти не допускается. Разрешаются только пары моющих средств в рамках допустимых значений.
Очистка для производства работ по градуировке резервуара.
Для проведения работ по нанесению защитного покрытия.

После выполнения всего цикла зачистных работ, проводится визуальная оценка качества, и берутся пробы воздуха для экспресс – анализа в наших лабораториях. По результатам всех проверок составляется акт приемки произведенных работ.

Технологический процесс проведения зачисток емкостей.

Выполнение очистки разделено на несколько этапов:

1) Подготовительные работы.

При заключении договора, руководители компании и фирмы заказчика согласовывают места подсоединения к источникам электричества, теплоносителей и куда временно должно быть убраны нефтепродукты из резервуара. На данном этапе технологи разрабатывают инструкции по проведению ключевых моментов процесса зачистки. Оформляются специальные наряды – допуски на проведение особо опасных работ. В них должны быть указаны места расположения оборудования для проведения зачистки и схемы временных трубопроводов и сетей электроэнергии.

После выполнения подготовительных работ, компания и высококвалифицированные специалисты, берут на себя ответственность за проведение зачистки и составления всей документации.

2) Подготовка места работы.

Для этого выполняются следующие работы:

  • монтируется ограждение на месте выполнения зачистки;
  • предусматривается быстрое развертывание средств пожаротушения;
  • обустройство бытовых и производственных помещений;
  • прокладывание подъездных путей к месту выполнения работ;
  • монтаж трубопроводов для откачки отходов и установка насосов;
  • установка системы подвода моющих растворов, паропровода;
  • установка и монтаж емкости для отстаивания грязных масс;
  • монтируются устройства для очистки от газов;
  • производится завоз расходников;
  • устанавливается заземляющий контур;
  • откачиваются остатки нефтепродуктов;
  • демонтируется оборудование резервуара;
  • проводится инструктаж перед работой;
  • проводится анализ по всем параметрам.
3) Выполнение процесса удаления несобранных остатков нефтепродуктов.

Для этого используется несколько типов технологий проведения работ в зависимости от резервуара и находящегося в нем вещества. Перед удалением, путем нагрева нефтепродуктов, проводится размягчение и доведения их до жидкого состояния. Для выполнения данной операции применяется несколько высокотехнологичных методов:

  • Работа производится с использованием пара или нагретой воды. При этом способе в резервуар закачивают теплоноситель (температура порядка 900), слой которого должен быть равен слою вещества. Применяется заполнение емкости горячим паром.
  • Вносится аналогичный разогретый нефтепродукт. Затем при помощи насосов проводят циркуляцию вещества с параллельным разогревом в теплообменнике в течение 15 часов.
  • Гидромониторы создают большое давление разогретой воды и струей удаляется с днища и стенок резервуара вещество, с параллельной откачкой его на место временного хранения. Здесь следует отметить, что проводить работы со светлыми нефтепродуктами легче. Остаток данного вида поднимается вверх и его легко отобрать и откачать.
4) Работы по дегазации объекта.

Для обеспечения безопасности при проведении зачистки, выполняется очистка воздуха в емкости от загазованности. При этом берутся пробы воздуха и проводится анализы концентрации газа в резервуаре.

Наша компания применяет для этого 2 способа очищения воздуха:

  • Откачка паров и нагнетание чистого воздуха. Естественная вентиляция емкости – это самый простой и надежный метод. Высокие бочки можно вентилировать даже при скорости ветра 1 м/сек.
  • Принудительное нагнетание чистого воздуха и замещение им паров нефтепродуктов. Для этого компания использует вентиляторы и пароэжекторы с надежной изоляцией от искр и вызрывобезопасными свойствами.
  • При зачистке от мазута и других темных продуктов применяется пропаривание резервуара. Пар подается с температурой 900. Также предусмотрена возможность заполнения горячей водой – лучший способ дегазации подземных бочек.
  • Флегмантация воздуха и паров. При нем в емкость закачивают инертный газ. Он тяжелее воздуха, заполняя все поры и пустоты, вытесняет пары горючего вещества. Используют даже охлажденный дым котельной трубы.
5) Операция чистовой зачистки поверхностей, проводится, используя следующие работы:
  • Проведения первичной мойки осуществляется подачей горячей воды под большим давлением. При этом удаляются остаточные загрязнения и ржавчина. Для этого проводится мойка специальными ручными приборами с верха резервуара к дну.
  • Затем производится откачка грязной воды и платов ржавчины с применением пневмотранспортеров. На небольших объектах после этой операции осадок собирается без применения громоздкого инструмента.
  • Затем моется оборудование самого резервуара. Здесь самой кропотливой и ответственной операцией станет удаление ржавчины и загрязнения с приборов нагрева.
  • Окончательное наведение чистоты в резервуаре. При этом сначала стены и дно обрабатывают с помощью растворителя, затем промываются горячей водою. Откачав воду, поверхности доводят до чистоты, протирая их ветошью.
  • Производится вывоз грязи и ржавчины, отходы перерабатываются. Из них выделяются вторичные нефтепродукты. Все остальное утилизируется. Это производится при помощи химической, термической, бактериологической обработок отходов производства.

Перевозят отходы и грязь с помощью вакуумных машин и специальных цистерн.

www.st61.ru

способ очистки дисперсного материала от нефтепродуктов и устройство для его осуществления - патент РФ 2173223

Изобретение относится к технологии очистки материалов, таких как почва, грунты и нефтешламы, от нефтепродуктов. Очищаемый материал подают в реакционную зону узла обработки и нагревают в среде водяного пара при массовом соотношении "водяной пар - нефтепродукты" не менее чем 1/15 до 250 - 600°С. Образующуюся газовую пароуглеводородную смесь охлаждают в холодильнике-конденсаторе до температуры, превышающей температуру конденсации паров воды, при этом большую часть сконденсированных нефтепродуктов собирают в сборной емкости, определенную часть неконденсируемой пароуглеводородной смеси возвращают в реакционную зону узла паровой обработки, а оставшуюся часть направляют в печь, в которую подают также из сборной емкости нефтепродукты. Газы сжигания из печи направляют в зону нагрева узла паровой обработки. Преимущества способа и устройства: высокая степень очистки - остаточное содержание нефтепродуктов в виде малотоксичных соединений не более 1 мас.%, выделение безводных нефтепродуктов, высокая экономичность процесса - автотермический режим при 4 - 8 мас.% нефтепродуктов, сохранение плодородия почв. 2 с. и 1 з.п.ф-лы, 1 ил. Изобретение относится к технологии очистки дисперсных материалов от загрязнений, преимущественно нефтепродуктами, и может быть использовано при очистке от нефти и нефтепродуктов почв, грунтов и нефтешламов на предприятиях, занимающихся добычей, транспортировкой и переработкой нефти, нефтехимических и химических предприятиях. Известен способ [1] очистки почв, грунтов и нефтяных шламов от нефтепродуктов, по которому загрязненный материал, содержащий в том числе и влагу, нагревают с последовательным испарением воды и нефтепродуктов, при этом пары воды отводят из реакционного узла до начала испарения нефтепродуктов, а нефтепродукты подвергают высокотемпературной деструкции, нагревая до температур 450-500oC, с получением на выходе газовой смеси органических соединений и минеральной части почв и грунтов с неиспарившейся частью нефтепродуктов в виде полукокса. Отходящую газовую смесь органических соединений охлаждают с получением жидкой фазы нефтепродуктов и неконденсируемой газовой фазы, последнюю из которых направляют в топку, куда также подают минеральную часть с полукоксом. Тепло сжигания топлива в топке используют для поддержания процесса очистки почв и грунтов. Устройство, реализующее данный способ-аналог [1], содержит рабочие органы забора и подачи загрязненного материала, реакционный узел в виде вращающейся горизонтальной трубчатой печи с внешней зоной нагрева, конденсатор для выделения жидких нефтепродуктов и топку. К недостаткам способа и устройства для его осуществления следует отнести: - двухстадийность очистки материала; - высокотемпературную обработку почв, в результате которой полностью теряется плодородный гумус; - за счет частичного спекания и остекловывания значительно ограничивается область дальнейшей переработки и вторичного использования минеральной части очищенных грунтов и нефтешламов. Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ [2], по которому загрязненный нефтепродуктами материал нагревают водяным паром с вытеснением жидких нефтепродуктов конденсирующейся горячей водой. Смесь жидких нефтепродуктов и конденсата сжигают в печи с генерацией водяного пара для процесса очистки. Устройство, реализующее данный способ-прототип [2], содержит рабочие органы забора и подачи загрязненного и выгрузки очищенного материала, узел паровой обработки с реакционной зоной, емкость для сбора жидких нефтепродуктов и конденсата, соединенную с печью сжигания, и парогенератор, размещенный в печи и соединенный с реакционной зоной узла паровой обработки. К недостаткам способа и устройства для его осуществления следует отнести: - обработка загрязненного материала водяным паром с получением непосредственно на выходе из узла паровой обработки жидких нефтепродуктов и водяного конденсата включает нагрев материала до температур не более 150-200oC, что обеспечивает удаление только низко- и, частично, среднекипящих фракций нефтепродуктов, a следовательно, достигается недостаточно высокая степень очистки материалов от нефтепродуктов - порядка 70-90% при остаточном содержании нефтепродуктов в дисперсном материале 8-15 мас.%; - конденсация на выходе из узла паровой обработки водяных паров с получением смеси жидких нефтепродуктов и водяного конденсата не позволяет выделить чистые товарные нефтепродукты; - конденсация водяных паров после обработки материала, а затем испарение конденсата при совместном сжигании с нефтепродуктами в печи снижает экономические показатели процесса - происходит перерасход выделенных нефтепродуктов. Задачей предлагаемого изобретения является повышение качества очистки и качества выделяемых нефтепродуктов, улучшение экономических показателей процесса. Поставленная задача решена за счет того, что в способе очистки дисперсных материалов от загрязнений, преимущественно нефтепродуктами, включающем нагрев загрязненного дисперсного материала, обработку его водяным паром и отвод воды и нефтепродуктов, обработку в среде водяного пара проводят при температуре 250-600oC при массовом соотношении "водяной пар - нефтепродукты" не менее чем 1/15. При этом отводимую смесь паров воды и нефтепродуктов охлаждают до температуры, превышающей температуру конденсации паров воды. Кроме того, задача решена тем, что устройство для очистки, содержащее смонтированные на общем основании рабочие органы забора, подачи и выгрузки материала, узел паровой обработки загрязненного материала с реакционной зоной, емкость для сбора жидких нефтепродуктов и печь для сжигания собранных нефтепродуктов, дополнительно снабжено холодильником-конденсатором, размещенным между узлом паровой обработки и емкостью для сбора жидких нефтепродуктов, а узел паровой обработки имеет дополнительную внешнюю зону нагрева, соединенную с выходом печи, при этом верхняя газовая зона емкости соединена с печью и реакционной зоной узла паровой обработки. За счет повышенных температур и высокого парциального давления паров воды в газовой смеси достигается более высокая степень очистки дисперсных материалов от нефтепродуктов, в том числе и высококипящих фракций. На чертеже представлена схема установки, на которой реализуется предлагаемый способ очистки дисперсных материалов, в основном почв, грунтов и нефтешламов, преимущественно от нефтепродуктов. Устройство содержит рабочие органы забора и подачи исходного материала 1 и выгрузки очищенного материала 2, узел паровой обработки материала 3 с реакционной зоной 3а и зоной нагрева 3в, холодильник-конденсатор 4, емкость сбора жидких нефтепродуктов 5, выполняющую роль узла разделения парогазовой и жидких фаз, резервуар жидких нефтепродуктов 6, печь для сжигания органического топлива 7 с вентилятором 8 подачи воздуха, газодувку 9 для возврата части парогазовой смеси из верхней газовой зоны емкости 5 в реакционную зону узла 3, емкость с водой 10, причем нижняя часть емкости 5 через насос 12 соединена с печью, выход которой подсоединен к зоне нагрева узла паровой обработки, а емкость 10 соединена с реакционной зоной узла 3 либо непосредственно, либо через парогенератор 11, который может быть установлен на выходе из зоны нагрева узла паровой обработки. Узел паровой обработки материала выполнен преимущественно в виде барабанной горизонтальной вращающейся печи с внешней рубашкой нагрева, а печь может представлять собой газожидкостное горелочное устройство либо преимущественно печь кипящего слоя. Способ реализуется на предлагаемом устройстве следующим образом. Материал, загрязненный нефтепродуктами и имеющий остаточную влажность, с помощью рабочих органов забора и подачи 1 подают в реакционную зону узла паровой обработки 3, при этом нагрев реакционной зоны 3а до температур 250-600oC осуществляют за счет контактного теплообмена с внешней зоной нагрева узла 3в, куда подают топочные газы из печи 7. В реакционную зону подают также неконденсируемую парогазовую смесь и в случае необходимости для создания заданного соотношения "водяной пар - нефтепродукты" подают в заданном количестве воду из емкости 10 или водяной пар из парогенератора 11. По мере продвижения материала от входа к выходу реакционной зоны узла обработки 3 происходит испарение влаги и нефтепродуктов. Образующуюся парогазовую смесь после прохождения реакционной зоны в контакте с материалом направляют в холодильник- конденсатор 4. Охлаждение проводят до температуры, превышающей температуру конденсации паров воды, при этом большая часть газообразных нефтепродуктов конденсируется и собирается в емкости 5. Из верхнего газового отдела емкости 5 часть неконденсируемой парогазовой смеси газодувкой 9 возвращают в реакционную зону узла паровой обработки. Другую часть неконденсируемой парогазовой смеси направляют в печь 7, куда из емкости 5 подают также насосом 12 собранные жидкие нефтепродукты и вентилятором 8 воздух. Количество подаваемого жидкого топлива устанавливают исходя из заданной температуры топочных газов, обеспечивающей нагрев реакционной зоны узла 3, и теплотворной способности парогазовой смеси, поступающей из емкости 4. Топочные газы из печи направляют в зону нагрева узла паровой обработки 3, откуда они могут поступать в парогенератор. В парогенератор воду подают из емкости 10. Избыток жидких нефтепродуктов из емкости 5 собирают в резервуаре 6. Пример 1. В узел паровой обработки подают загрязненную почву в количестве 1 т/ч следующего состава: влажность 1 мас.%, нефтепродукты (бензин-керосиновая фракция) - 30 мас.%, органическое вещество почвы (гумус) - 10 мас. %, остальное - минеральное составляющее почвы. Максимальная температура в реакционной зоне 250oC, общее время нахождения обрабатываемого материала около 40 минут. В реакционную зону подают парогазовую смесь после холодильника-конденсатора в объеме 20 куб.м/ч, имеющую состав: 63 мас.% водяной пар, остальное неконденсируемые органические соединения. Общее соотношение "водяной пар - нефтепродукты" в реакционной зоне составляет 1/13,6. Выходящую из узла обработки парогазовую смесь в количестве около 355 кг/ч охлаждают в холодильнике-конденсаторе до 98oC (температура конденсации паров воды 93oC), при этом выделяют 304 кг/ч жидких обезвоженных нефтепродуктов. Большую часть, около 56%, неконденсируемой парогазовой смеси возвращают в узел паровой обработки, остальное направляют в газожидкостное горелочное устройство, куда также подают 25 кг/ч нефтепродуктов из сборной емкости. Степень очистки почвы от нефтепродуктов составляет 99,8%. Пример 2. В узел паровой обработки подают загрязненную почву в количестве 1 т/ч следующего состава: влажность 2,3 мас. %, нефтепродукты (дизельное топливо, мазут) - 18 мас.%, органическое вещество почвы (гумус) - 18 мас. %, остальное - минеральное составляющее почвы. Максимальная температура в реакционной зоне 370oC, общее время нахождения обрабатываемого материала около 1 часа. В реакционную зону подают 8 кг/ч водяного пара из парогенератора, кроме того, в реакционную зону поступает парогазовая смесь после холодильника-конденсатора в объеме 25 куб.м/ч, имеющая состав: 31 мас.% водяной пар, остальное неконденсируемые органические соединения. Общее соотношение "водяной пар - нефтепродукты" в реакционной зоне составляет 1/3,9. Выходящую из узла обработки парогазовую смесь в количестве около 316 кг/ч охлаждают в холодильнике-конденсаторе до 100oC (температура конденсации паров воды 89oC), при этом выделяют 201 кг/ч жидких обезвоженных нефтепродуктов. Часть неконденсируемой парогазовой смеси (48%) возвращают в узел паровой обработки, остальное направляют в газожидкостное горелочное устройство, куда также подают 32 кг/ч нефтепродуктов из сборной емкости. Степень очистки почвы от нефтепродуктов составляет 99,2%. В примерах 1 и 2 выход жидких нефтепродуктов несколько выше их общего содержания в исходном материале за счет выделения жидких дегтеобразных соединений при частичном пиролизе гумуса. Пример 3. В узел паровой обработки подают загрязненный грунт в количестве 1 т/ч следующего состава: влажность 3,2 мас.%, нефть - 32 мас.%, остальное - песок. Максимальная температура в реакционной зоне 480oC, общее время нахождения обрабатываемого материала около 1 часа. В реакционную зону подают парогазовую смесь после холодильника-конденсатора в объеме 50 куб.м/ч имеющую состав: 82 мас. % водяной пар, остальное неконденсируемые органические соединения. Общее соотношение "водяной пар - нефтепродукты" в реакционной зоне составляет 1/4,6. Выходящую из узла обработки парогазовую смесь в количестве около 395 кг/ч охлаждают в холодильнике-конденсаторе до 110oC (температура конденсации паров воды 98oC), при этом выделяют 307 кг/ч жидких обезвоженных нефтепродуктов. Часть неконденсируемой парогазовой смеси (60%) возвращают в узел паровой обработки, остальное направляют в горелочное устройство типа печи кипящего слоя, куда также подают 43 кг/ч нефтепродуктов из сборной емкости. Степень очистки грунта от нефти составляет около 99%. Пример 4. В узел паровой обработки подают нефтешлам (шламы нефтеперерабатывающих предприятий, донные осадки нефтяных амбаров) в количестве 1 т/ч следующего состава: влажность 24 мас.%, нефтепродукты - 36 мас.%, минеральная часть - остальное. Максимальная температура в реакционной зоне 600oC, общее время нахождения обрабатываемого материала около 1 часа. В реакционную зону подают парогазовую смесь после холодильника-конденсатора в объеме 10 куб. м/ч, имеющую состав: 91 мас.% водяной пар, остальное неконденсируемые органические соединения. Общее соотношение "водяной пар - нефтепродукты" в реакционной зоне составляет 1/1,4. Выходящую из узла обработки парогазовую смесь в количестве около 606 кг/ч охлаждают в холодильнике-конденсаторе до 115oC (температура конденсации паров воды около 100oC), при этом выделяют 335 кг/ч жидких обезвоженных нефтепродуктов. Часть неконденсируемой парогазовой смеси (около 3%) возвращают в узел паровой обработки, остальное направляют в горелочное устройство типа печи кипящего слоя, куда также подают 63 кг/ч нефтепродуктов из сборной емкости. Степень очистки от нефтепродуктов составляет более 99%. При соотношении "водяной пар - нефтепродукты" менее чем 1/15 степень очистки снижается до 80-90%. Проведение процесса при температурах ниже 250oC также приводит к снижению глубины очистки материала вследствие неполного удаления средне- и высококипящих фракций нефтепродуктов. Верхняя температура очистки в 600oC в присутствии водяного пара является достаточной для практически полного удаления нефти или различных нефтепродуктов из дисперсных материалов. Заявляемый способ позволяет проводить очистку почв, грунтов или нефтешламов от нефти и нефтепродуктов до остаточного содержания органических веществ 1 маc.% и ниже, причем данные вещества представлены, главным образом, высокоуглеродистыми инертными малотоксичными соединениями. Предлагаемое устройство позволяет при исходной влажности материала 1-50 мас.% проводить процесс очистки в автотермическом режиме при содержании нефтепродуктов 4-8 мас.%. С использованием данного способа может быть произведена очистка плодородных почв от нефти и нефтепродуктов с сохранением гумуса до 40-80% от исходного. Проведение процесса очистки по предлагаемому способу с максимальной температурой обработки материала 600oC при отсутствии кислорода позволяет в достаточной степени сохранить исходные физико-химические характеристики минеральной части очищаемого сырья, что делает возможным вторичное его использование или переработку. Используемая литература: 1. Голубцов Н.В., Омаров С.С. Рынок нефтегазового оборудования СНГ, N 9, 1997, 85-87. 2. Авторское свидетельство СССР N 1783038, кл. E 01 H 12/00, 1990.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ очистки дисперсного материала, преимущественно от загрязнений нефтепродуктами, включающий нагрев загрязненного материала, обработку его водяным паром и отвод воды и нефтепродуктов, отличающийся тем, что обработку в среде водяного пара проводят при 250 - 600°С при массовом соотношении "водяной пар - нефтепродукты" не менее чем 1/15. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отводимую смесь паров воды и нефтепродуктов охлаждают до температуры, превышающей температуру конденсации паров воды. 3. Устройство для очистки дисперсного материала, преимущественно от загрязнений нефтепродуктами, включающее смонтированные на общем основании рабочие органы забора, подачи и выгрузки материала, узел паровой обработки загрязненного материала с реакционной зоной, емкость для сбора жидких нефтепродуктов и печь для сжигания собранных нефтепродуктов, отличающееся тем, что оно снабжено холодильником-конденсатором, размещенным между узлом паровой обработки и емкостью для сбора жидких нефтепродуктов, а узел паровой обработки имеет дополнительную внешнюю зону нагрева, соединенную с выходом печи, при этом верхняя газовая зона емкости соединена с печью и реакционной зоной узла паровой обработки.

www.freepatent.ru

Способ очистки резервуаров от нефтяных отложений и установка для его осуществления

Изобретение предназначено для очистки внутренней поверхностей резервуаров от нефтяных отложений. Резервуар разогревают изнутри теплоносителем, закачивают размывочную жидкость, образующийся разжиженный продукт циркулируют с введением депрессоров, в период циркуляции разогрев резервуара проводят с использованием его конструктивных элементов теплоносителем, осуществляют сепарацию продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси внутри резервуара и удаляют их из резервуара, а перед окончательной очисткой резервуара проводят дополнительную очистку водной фракции в присутствии коагулянтов. Установка для очистки резервуаров содержит средство для перекачивания нефтяных отложений, состоящее из вакуумного насоса для закачивания жидкой фракции через выводы резервуара в промежуточную емкость и агрегата давления, подогреватель, в качестве которого использован источник горячего газа и/или парогазовой смеси, и/или пара, соединенный с теплообменником, и приспособление для размыва отложений в виде эжекторов и гидромониторных головок, предназначенных для циркуляции разогретого продукта. 2 с и 14 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к методам и конструкциям для очистки поверхностей от твердых отложений и, в частности, может быть использовано в нефтяной промышленности при очистке от отложений солей и асфальто-смолопарафиновых осадков. Для резервуаров, используемых для хранения нефти, битумов и мазутов, характерен длительный и трудоемкий процесс очистки. Вследствие этого владельцы резервуаров стараются возможно больше увеличить периоды времени между очистками, обычно это происходит через каждые 10 - 12 лет эксплуатации резервуара. Однако в последние годы принято жесткое законодательство, требующее более частого проведения инспекции состояния резервуаров и проведения профилактических ремонтных работ. В связи с этим возникает необходимость в более частой очитке резервуаров для последующих инспекций и ремонта, в среднем через каждые 4 - 6 лет. Известен способ очистки поверхностей труб от твердых отложений в нефтяной промышленности путем воздействия ударной волны от детонирующих шнуров [1]. Данный способ плохо применим при очистке резервуаров и взрывоопасен. Известны способ и устройство для удаления осадка из нефтяного резервуара, имеющего люк над днищем, путем использования небольшого самоходного устройства с гидроприводом, которое запускают через люк, дистанционно управляя самоходным устройством, его останавливают в определенных местах резервуара и нагнетают с его помощью разжижающий агент, а затем агент с осадком отсасывают устройством обратно [2]. Данные способ и устройство обеспечивают очистку преимущественно резервуара, оставляя загрязненными боковые стенки и, кроме того, система дистанционного управления быстро выходит из строя. Известен также способ очистки резервуаров от нефтяных отложений, включающий разогрев очищаемого резервуара, закачивание воды, циркуляцию образующегося потока разжиженного продукта, сепарацию продукта на нефть, водную размывочную жидкость и механические примеси, удаление их из резервуара и окончательную очистку внутренних поверхностей резервуара [3]. Недостатками данного способа являются большие объемы рабочих жидкостей и невысокое качество очистки поверхностей резервуара. Известна установка для очистки резервуаров от нефтяных отложений, содержащая средство для перекачивания нефтяных отложений, подогреватель и приспособление для размыва нефтяных отложений [3]. Недостатком известной установки является поглощение токсичных веществ масляными вакуумными насосами, в результате чего нарушается их работоспособность, кроме того, наблюдается замерзание остатков жидких фаз, которые впоследствии трудно удаляются, что приводит к низкому качеству очистки. Ближайшим аналогом изобретения как в части способа, так и устройства является известный способ очистки резервуаров от нефтяных отложений, включающий закачивание размывочной жидкости, циркуляцию разжиженного продукта, введение депрессоров, воздействующих на асфальто-смолопарафиновые отложения и обеспечивающих текучесть и сепарацию продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси, и устройство для очистки резервуаров от нефтяных отложений, содержащее средство для перекачивания нефтяных отложений, подогреватель и приспособление для размыва нефтяных отложений [4]. Этим известным способу и устройству присущи те же недостатки, что и вышеописанным. Техническим результатом изобретения является повышение качества очистки, а также интенсификация процесса и сокращение времени очистки. Система очистки согласно изобретению обеспечивает быструю автоматизированную очистку резервуаров от нефтяных отложений. Используемый процесс обеспечивает разделение отложений на три фракции: нефть, воду и механические примеси. Нефть и нефтепродукты в различных температурных интервалах могут рассматриваться как условно-молекулярные растворы или в виде обратимых, либо необратимых дисперсных систем. При температурах не выше 100oC, как правило, при нормальном или небольшом избыточном давлении нефтяные системы представляют собой обратимые дисперсные системы, дисперсной фазой которых являются твердые углеводороды, включающие высокомолекулярные парафины, церезины, смолисто-асфальтеновые вещества, полициклические ароматические углеводороды и т.п. Вводимые в систему присадки депрессоров улучшают текучесть нефти и существенно увеличивают производительность перекачки. В настоящее время в основном используют резервуары с плавающей крышей или понтоном, подземные бетонные резервуары и резервуары со стационарной крышей. Указанный результат достигается тем, что в способе очистки резервуаров от нефтяных отложений, включающем закачивание размывочной жидкости, циркуляцию разжиженного продукта, введение депрессоров, воздействующих на асфальто-смолопарафиновые отложения и обеспечивающих текучесть, и сепарацию продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси, осуществляют разогрев резервуара с использованием конструктивных элементов резервуара теплоносителем, при этом депрессоры вводят в период циркуляции потока разжиженного продукта, закачивают размывочную жидкость так, чтобы ее верхний уровень не превышал нижнего уровня приемораздаточных патрубков, сепарацию осуществляют внутри резервуара и удаляют продукты сепарации из него, а перед окончательной очисткой внутренних поверхностей резервуара проводят дополнительную очистку водной фракции в присутствии коагулянтов. В качестве депрессоров используют присадки, содержащие полимеры и углеводородный растворитель, а в качестве коагулянтов используют сорбенты, например растительный торф. Окончательную очистку внутренних поверхностей резервуара осуществляют острым паром и/или горячим паром, и/или их смесью. При очистке металлического резервуара с плавающей крышкой и/или понтоном его стенки очищают поярусно по мере понижения уровня нефтяного продукта с использованием крыши и/или понтона в качестве опоры. Циркуляцию потока разжиженного продукта осуществляют с выводом части продукта и его подогревом вне резервуара. Вывод части продукта осуществляют периодически. При циркуляции потока с выводом части продукта осуществляют дополнительное введение размывочной жидкости. Сепарацию разжиженного продукта проводят внутри резервуара методом флотации с использованием пузырькового эффекта, возникающего при вводе теплоносителя. В качестве теплоносителя используют печной газ и/или пар, и/или их смесь, и/или поток разжиженного продукта. Температуру потока внутри резервуара поддерживают в интервале 20 - 100oC, а соотношение депрессоров к общей массе разжиженного продукта составляет 1/1000 - 1/5000. Указанный технический результат достигается и тем, что в установке для очистки резервуаров от нефтяных отложений, содержащей средство для перекачивания нефтяных отложений, подогреватель и приспособление для размыва нефтяных отложений, средство для перекачивания нефтяных отложений выполнено в виде комплекса, состоящего из вакуумного насоса для закачивания жидкой фракции через выводы резервуара в промежуточную емкость и агрегата давления, в качестве подогревателя использован источник горячего газа и/или пара, и/или парогазовой смеси, соединенный с теплообменником, а приспособление для размыва нефтяных отложений выполнено в виде введенных в резервуар эжекторов и гидромониторных головок, предназначенных для циркуляции разогретого продукта. В качестве вакуумного насоса в установке использован водокольцевой вакуумный насос. В качестве источника горячего газа или пара использована газовая турбина, свободно-поршневой двигатель, дизельный двигатель, парогенератор. В установке использованы пневматические или гидроэжекторы. Способ очистки резервуаров от нефтяных отложений осуществляют следующим образом. Пример 1. Резервуар с плавающей крышей или понтоном. Из резервуара откачивают нефтепродукты до уровня, обеспечивающего положение плавающей крыши или понтона ниже пояса, подлежащего очистке. Очистка ведется острым паром и/или газом, и/или парогазовой струей. При этом поверхность плавающей крыши или понтона используется как технологическое оснащение для расположения персонала и оборудования при очистке стенок. Одновременно через конструктивные выводы (отверстия) резервуара (в частности, сифонные краны) в вакуумируемую водокольцевым насосом емкость закачивают жидкую фракцию, а в другое технологическое отверстие вводят газообразный теплоноситель, обеспечивающий общий разогрев продукта. Жидкость прокачивается через подогреватель и подается внутрь резервуара через его размывочную систему и/или другие конструктивные элементы. Эта операция осуществляется неоднократно до достижения температуры внутри резервуара 20 - 100oC и помогает поддерживать ее. После окончания очистки одного пояса вновь откачивают нефтепродукт до уровня, открывающего следующий пояс для очистки. Таким образом осуществляется ярусная очистка стен надпонтонного пространства до момента установки крыши или понтона на опоры. Через люки вводят пневмо- и/или гидромониторные головки, которые обеспечивают циркуляцию, сердукцию и флотацию разогретого продукта. При этом с помощью перекачивающего комплекса в объем резервуара вводят полимерные присадки (депрессоры) в пропорции 1/1000 - 1/5000, снижающие вязкость и сдвиговые напряжения высокопарафинистых нефтей. Длительность циркуляции обусловлена скоростью флюидизации отложений и контролируется по результатам проб из донной области. Продукт откачивается до уровня приемораздаточных патрубков и заканчивается поярусная зачистка надпонтонного пространства. Перед продолжением работ полость резервуара заполняется дымовым газом или паром. Через конструктивные элементы производится закачки размывочной жидкости, в частности воды, в резервуар с одновременным подогревом и циркуляцией с помощью эжекторных головок. Воду закачивают так, чтобы верхний ее уровень не превышал нижнего уровня приемораздаточных патрубков. В период циркуляции воды дополнительно вводят депрессоры. В процессе циркуляции эмульсии и введения теплоносителя непосредственно в жидкость происходит сепарация продукта внутри резервуара на углеводородную жидкость, воду и механические примеси с использованием пузырькового эффекта. (В местах, где нет источника воды, вышеприведенный техпроцесс может проводиться без ее присутствия, что незначительно увеличивает сроки проведения работ). Через приемораздаточные патрубки откачивается углеводородная жидкость. Через сифонный кран откачивается вода до уровня ниже боковых люков-лазов. При этом забор воды осуществляется ниже раздела фаз нефть-вода и выше раздела фаз вода-мехпримеси. Оставшуюся воду дополнительно обрабатывают сорбентами и откачивают для утилизации. Внутренние поверхности резервуара очищают газовой и/или паровой, и/или газопаровой струей через перемещающиеся по вертикальной направляющей вращающиеся головки. Механические примеси удаляют из резервуара с помощью перекачивающего комплекса на утилизацию. Пример 2. Подземный бетонный резервуар. Через конструктивные выводы (отверстия) резервуара (в частности, люки) в вакуумируемую водокольцевым насосом емкость закачивают жидкую фракцию, а в другое технологическое отверстие вводят газообразный теплоноситель, обеспечивающий общий разогрев продукта. Жидкость прокачивается через подогреватель и подается внутрь резервуара через его размывочную систему и/или другие конструктивные элементы. Эта операция осуществляется неоднократно до достижения температуры внутри резервуара 20 - 100oC и помогает поддерживать ее. Одновременно в полость резервуара вводят дымовые газы или пар. Через люки вводят пневмо- и/или гидромониторные головки, которые обеспечивают циркуляцию, сердукцию и флотацию разогретого продукта. При этом с помощью перекачивающего комплекса в объем резервуара вводят полимерные присадки (депрессоры) в пропорции 1/3000, снижающие вязкость и сдвиговые напряжения высокопарафинистых нефтей. Длительность циркуляции обусловлена скоростью флюидизации отложений и контролируется по результатам проб из донной области. Периодически производится откачка флюидизированного продукта. При необходимости для более полной сепарации в резервуар вводят воду и депрессоры с одновременным ее разогревом. В процессе циркуляции эмульсии и введения теплоносителя непосредственно в жидкость происходит сепарация продукта внутри резервуара на углеводородную жидкость, водную фракцию и механические примеси с использованием пузырькового эффекта. Сперва откачивается углеводородная жидкость. Оставшуюся воду дополнительно обрабатывают сорбентами и откачивают для утилизации. Внутренние поверхности резервуара очищаются газовой и/или паровой, и/или газопаровой струей через перемещающиеся по вертикальной направляющей вращающиеся головки. Механические примеси удаляются из резервуара с помощью перекачивающего комплекса на утилизацию. Пример 3. Металлический резервуар со стационарной крышей. Через конструктивные выводы (отверстия) резервуара (в частности, сифонные краны) в вакуумируемую водокольцевым насосом емкость закачивают жидкую фракцию, а в другое технологическое отверстие вводят газообразный теплоноситель, обеспечивающий общий разогрев продукта. Жидкость прокачивается через подогреватель и подается внутрь резервуара через его размывочную систему и/или другие конструктивные элементы. Эта операция осуществляется неоднократно до достижения температуры внутри резервуара 70oC и помогает поддерживать ее. Одновременно в полость резервуара вводят дымовые газы или пар. Через люки вводят пневмо- и/или гидромониторные головки, которые обеспечивают циркуляцию, сердукцию и флотацию разогретого продукта. При этом с помощью перекачивающего комплекса в объем резервуара вводят полимерные присадки (депрессоры) в пропорции 1/2000, снижающие вязкость и сдвиговые напряжения высокопарафинистых нефтей. Длительность циркуляции обусловлена скоростью флюидизации отложений и контролируется по результатам проб из донной области. Периодически проводится откачка флюидизированного продукта. При необходимости для более полной сепарации в резервуар вводят размывочную жидкость и депрессоры с одновременным ее разогревом. В процессе циркуляции эмульсии и введения теплоносителя непосредственно в жидкость происходит сепарация продукта внутри резервуара на углеводородную жидкость, водную фракцию и механические примеси с использованием пузырькового эффекта. Сперва откачивается углеводородная жидкость. Оставшуюся воду дополнительно обрабатывают сорбентами и откачивают для утилизации. Внутренние поверхности резервуара очищаются газовой и/или паровой, и/или газопаровой струей через перемещающиеся по вертикальной направляющей вращающиеся головки. Механические примеси удаляются из резервуара с помощью перекачивающего комплекса на утилизацию. На чертеже схематично изображена предлагаемая установка для очистки резервуаров. Средство для перекачивания нефтяных отложений 1 выполнено в виде комплекса, состоящего из вакуумного насоса 3, промежуточной емкости 2 и агрегата давления 1. Подогреватель II - источник 4 горячего газа и/или пара соединен с теплообменником 5, а приспособление для размыва нефтяных отложений III выполнено в виде эжекторов 7 и устройства для очистки внутренних поверхностей 6. В резервуар, подлежащий очистке от отложений, через люки вводят пневмо- или гидромониторные эжекторные головки и осуществляют их соединение, а также соединение конструктивных элементов резервуара с установкой для очистки резервуаров. Через конструктивные элементы резервуара (размывочная система, сифонные краны, люки), подогреватель (теплообменник II.1, источник горячего газа и газопаровой струи II.2) и с помощью перекачивающего комплекса (насос вакуумный I.3, промежуточная емкость I.2, агрегат давления I.1) пропускают потоки разогреваемых отложений. С каждым циклом прокачки объем разогретых разжиженных отложений возрастает, и часть разогретого потока отводится на гидравлическую эжекторную головку III.2 для организации разнонаправленных потоков внутри резервуара, а также для сердукции отложений. В случае, если объем разжиженных отложений еще недостаточен, начинает работать пневматическая эжекторная головка от пневмоагрегата (компрессор, теплоагрегат, другой агрегат давления), что усиливает благодаря пузырьковому эффекту, а также обеспечивает сердукцию отложений. Одновременно в основной поток вводят депрессоры, используя перекачивающий комплекс. Все это позволяет обеспечить сепарацию разжиженных отложений внутри резервуара, после чего углеводородная жидкость по частям отводится на сброс в технологическую линию. В случае, если отложения были разжижены не в полном объеме, откаченная углеводородная жидкость замещается водой и организуются ее циркуляция и разогрев. В разогреваемый водный поток дополнительно вводят депрессоры. Прокачивание жидкости производится через конструктивные элементы резервуара, а также через эжекторные головки подается газовая или парогазовая струя, что обеспечивает флотацию, а также пузырьковый эффект, интенсифицирующие сепарацию отложений. Углеводородный продукт выводят на сброс в технологический трубопровод, а вода обрабатывается коагулянтами. Затем очищенная вода откачивается из резервуара. Механические примеси откачиваются из резервуара с помощью перекачивающего комплекса на утилизацию. Внутренние поверхности резервуара очищают острым паром и/или газом, и/или парогазовой струей через головки III.1, закрепленные на вертикальных стойках на переменных уровнях. Особенность техпроцесса очистки надпонтонного пространства в резервуарах с понтоном или плавающей крышей заключается в том, что очистка ведется острым паром или газом, и/или парогазовой струей. При этом поверхность плавающей крышки или понтона используется как технологическое оснащение для расположения персонала и оборудования при очистке стенок. После окончания очистки одного пояса вновь откачивают нефтепродукт до уровня, открывающего следующий пояс для очистки. Таким образом осуществляется ярусная очистка стен подпонтонного пространства до момента установки крыши или понтона на опоры. Процесс позволяет осуществлять очистку резервуаров от отложений. Используемый процесс обеспечивает нагрев внутри резервуара и разделение отложений внутри резервуара на три компонента: чистую нефть (углеводороды), воду и твердые вещества (неорганические компоненты). Скорость удаления жидких компонентов более 400 м3 в смену, а неорганических компонентов не менее 100 м3 в смену.

Формула изобретения

1. Способ очистки резервуаров от нефтяных отложений, включающий закачивание размывочной жидкости, циркуляцию разжиженного продукта, введение депрессоров, воздействующих на асфальтосмолопарафиновые отложения и обеспечивающих текучесть, и сепарацию продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси, отличающийся тем, что осуществляют разогрев резервуара с использованием конструктивных элементов резервуара теплоносителем, при этом депрессоры вводят в период циркуляции потока разжиженного продукта, закачивают размывочную жидкость так, чтобы ее верхний уровень не превышал нижнего уровня приемораздаточных патрубков, сепарацию осуществляют внутри резервуара и удаляют продукты сепарации из него, а перед окончательной очисткой внутренних поверхностей резервуара проводят дополнительную очистку водной фракции в присутствии коагулянтов. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве депрессоров используют присадки, содержащие полимеры и углеводородный растворитель. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве коагулянтов используют сорбенты, например растительный торф. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что окончательную очистку внутренних поверхностей резервуара осуществляют острым паром и/или горячим паром, и/или их смесью. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что при очистке металлического резервуара с плавающей крышей и/или понтоном его стенки очищают поярусно по мере понижения уровня нефтяного продукта с использованием крыши и/или понтона в качестве опоры. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что циркуляцию потока разжиженного продукта осуществляют с выводом части продукта и его подогревом вне резервуара. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что вывод части продукта осуществляют периодически. 8. Способ по п.6, отличающийся тем, что при циркуляции потока с выводом части продукта осуществляют дополнительное введение размывочной жидкости. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что сепарацию разжиженного продукта на нефть, водную фракцию и механические примеси проводят внутри резервуара методом флотации с использованием пузырькового эффекта, возникающего при вводе теплоносителя. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя используют печной газ и/или пар, и/или их смесь, и/или поток разжиженного продукта. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что температуру потока внутри резервуара поддерживают в интервале 20 - 100oС. 12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что соотношение содержания депрессоров к общей массе разжиженного продукта составляет 1/1000 - 1/5000. 13. Установка для очистки резервуаров от нефтяных отложений, содержащая средство для перекачивания нефтяных отложений, подогреватель и приспособление для размыва нефтяных отложений, отличающаяся тем, что средство для перекачивания нефтяных отложений выполнено в виде комплекса, состоящего из вакуумного насоса для закачивания жидкой фракции через выводы резервуара в промежуточную емкость и агрегата давления, в качестве подогревателя использован источник горячего газа и/или пара, и/или парогазовой смеси, соединенный с теплообменником, а приспособление для размыва нефтяных отложений выполнено в виде введенных в резервуар эжекторов и гидромониторных головок, предназначенных для циркуляции разогретого продукта. 14. Установка по п.13, отличающаяся тем, что в качестве вакуумного насоса использован водокольцевой вакуумный насос. 15. Установка по п.13, отличающаяся тем, что в качестве источника горячего газа или пара использована газовая турбина, свободно-поршневой двигатель, дизельный двигатель, парогенератор. 16. Установка по п.13, отличающаяся тем, что использованы пневматические или гидроэжекторы.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 13.03.2004

Извещение опубликовано: 27.11.2004        БИ: 33/2004

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 20.02.2005        БИ: 05/2005

bankpatentov.ru