Хранение нефтепродуктов. Режим хранения нефти


Правила эксплуатации резервуаров

Версия для печати

 

Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов. Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества.

Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.

Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных, коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без соответствующего согласования запрещается.

Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использованию в установленном порядке.

Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо: -обеспечить полную герметизацию крыши; -поддерживать давление в резервуаре, равное проектному; -осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости, по возможности, в ночное время; -максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов; -окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками; -применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для хранения застывающих нефтепродуктов.

Эксплуатация и обслуживание понтонов производится в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

При наполнении и опорожнении резервуаров с металлическими понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать для резервуаров: 700 м3 и менее - 3,5 м/ч; более 700 м3 - 6 м/ч. При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плавающей крыши для резервуаров 700 м3 и менее не должна превышать 2,5 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды (порядка 25 мм от днища резервуара).

При отрицательных температурах следует по мере необходимости сливать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, оборудованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

24 Сентября 2010 г.

gazovik-pgo.ru

способ хранения нефти и устройство для его осуществления - патент РФ 2286297

Изобретение относится к хранению нефти и может быть использовано в нефтяной, нефтехимической и других отраслях промышленности, связанных с производством, хранением и распределением нефти. Предлагаемый способ хранения нефти включает создание в придонной части резервуара ограниченной успокоительным слоем зоны жидкостной среды, имеющей плотность выше плотности хранимой нефти и не образующей с нефтью стойкую эмульсию, например воды, содержащей поверхностно-активные вещества (ПАВ), заполнение оставшегося объема резервуара нефтью. В процессе хранения нефти организуют периодически в зоне жидкостной среды режим перемешивания, а образующуюся при этом суспензию водного раствора ПАВ и осевших твердых частиц выводят при достижении заданного количества донного осадка, а в придонную часть резервуара до заданного объема зоны жидкостной среды подают свежую жидкостную среду или возвращают жидкостную среду, подвергнутую разделению на фазы, после вывода ее в смеси из резервуара. Предложено также устройство для хранения нефти. Предлагаемые изобретения обеспечивают очистку резервуара от донных отложений в процессе хранения нефти при повышении эффективности хранения нефти. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Рисунки к патенту РФ 2286297

Изобретение относится к хранению нефти и нефтепродуктов и может быть использовано в нефтяной, нефтехимической и других отраслях промышленности, связанных с производством, хранением и распределением нефти.

Известен способ хранения нефти, включающий частичное освобождение резервуара от содержимого, установку внутри резервуара перемешивающего приспособления, закачку в резервуар нефтесодержащего разбавителя, растворение донных осадков при оптимальных температурах с помощью паровых нагревателей, перемешивание полученной смеси до гомогенного состояния и откачивание, по крайней мере, части ее из резервуара в декантер для последующего механического центробежного разделения на фазы. Нефтяную фазу отстаивают и возвращают в резервуары технологических установок нефтеперерабатывающего предприятия для последующей переработки (см. пат. РФ №2150341, МПК В 08 В 9/08, опубл. 2000.06.10).

Общими признаками известного и предлагаемого способов являются: нагревание и перемешивание содержимого резервуара в месте установки нагревательного и перемешивающего устройства с целью получения гомогенизированной смеси и откачивание, по крайней мере, части ее.

Недостатками известного способа хранения нефти являются необходимость больших затрат на приобретение, хранение углеводородного разбавителя, а также на гомогенизацию содержимого резервуара после закачки разбавителя, так как в известном способе хранения нефти для удаления накопившихся донных осадков требуется частичное освобождение резервуара от содержимого, закачка разбавителя, который должен обеспечить гомогенизацию оставшегося продукта хранения и разбавителя при нагревании и перемешивании. Кроме того, после откачки из резервуара гомогенной суспензии, состоящей из смеси разбавителя и хранившегося продукта с механическими примесями, требуются дополнительные затраты на механическое центробежное разделение суспензии на фазы, на отделение разбавителя от хранившегося продукта для его повторного использования.

Поэтому известный способ практически не приемлем на автономных нефтехранилищах, на промыслах.

Известно устройство для хранения нефти и нефтепродуктов (Транспорт и хранение нефтепродуктов, 2003, №10, с.3-7), содержащее двойное коническое днище, между которыми расположен песчаный фундамент, двойной корпус и зачистной узел для удаления воды и механических примесей, состоящий из трубопровода, задвижки, фильтра.

Общим признаком известного устройства и заявляемого является зачистной узел для удаления воды и механических примесей.

Однако известное устройство имеет недостатки, основными из которых являются сложность конструкции, невозможность зачистки механических примесей от содержащихся на них нефтепродуктов, так как зачистка осуществляется при отпуске нефтепродукта из резервуара: сначала по трубопроводу зачистного узла удаляется вода, примеси «мертвый остаток», а затем через этот же трубопровод - нефтепродукт, сложность ремонтных работ в случае попадания нефтепродуктов в песчаный фундамент между днищами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ хранения, включающий заполнение резервуара средой, имеющей плотность выше плотности хранимой нефти и не образующей с нефтью стойкой эмульсии, - пресной водой с биологически разлагаемыми добавками ПАВ и ингибитором коррозии для образования жидкостной подушки, которую размещают в резервуаре таким образом, чтобы ее уровень был расположен ниже уровня установки погрузочно-разгрузочных патрубков резервуара. Далее способ включает заполнение и опорожнение резервуара нефтью, отбор и утилизацию из парового пространства резервуара выделившихся углеводородов и их последующую перекачку (см. пат. РФ №2093442, МПК6 B 65 D 90/30, опубл. 1997.10.20).

Общими признаками предлагаемого и известного способов являются:

- создание в придонной части резервуара зоны жидкостной среды;

- подача и откачивание нефти из резервуара;

- жидкостная среда имеет плотность выше плотности хранимой нефти и не образует с нефтью стойкой эмульсии;

- в качестве жидкостной среды используют воду с добавками ПАВ.

Однако данный способ не эффективен для хранения нефти, содержащей твердые частицы (песок, глина, ил и т.д.), так как в процессе хранения такие твердые частицы, адсорбируя на себе продукты хранения и оседая на дно, увлекают часть продукта хранения, при этом уплотняясь и образуя трудноудаляемый слой под жидкостной подушкой в донной части резервуара, что приводит к потерям продуктов хранения. Кроме того, известный способ не обеспечивает очистку резервуара от донных отложений, которые нужно не только удалять, но и очищать от адсорбированных на них нефтепродуктов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому устройству для хранения нефти является известное устройство, включающее резервуар, внутри которого установлено перемешивающее приспособление, паровые нагреватели, патрубки ввода и вывода продуктов хранения, и дополнительный аппарат (декантер) для последующего механического центробежного разделения выводимой из резервуара жидкостной смеси на фазы (см. пат. РФ №2150341, МПК В 08 В 9/08, опубл. 10.06.2000).

Общими признаками предлагаемого и известного устройств являются резервуар, включающий нагревательное устройство, патрубки входа и выхода продуктов хранения.

Однако известное устройство не обеспечивает эффективное хранение продукта, так как при осуществлении очистки резервуара необходимо предварительно частично освободить его от содержимого (т.е. предусмотреть резервную емкость, перекачивающие устройства, что уже на этой стадии приведет к потерям продукта и повышению эксплуатационных затрат), затем закачать нефтесодержащий разбавитель и с помощью перемешивающего приспособления и паровых нагревателей обеспечить гомогенизацию смеси, при этом нагревается и перемешивается все содержимое резервуара, включая разбавитель, оставшийся продукт хранения с донными отложениями, а затем эту гомогенную смесь откачивают в декантер для последующего центробежного разделения ее с выделением осадка, при этом необходимы дополнительные аппараты для разделения хранимого продукта от разбавителя для повторного его использования, что делает невозможным использование известного способа на автономных хранилищах и на промыслах. Дополнительные затраты потребуются на утилизацию донных осадков с адсорбированными на них углеводородами.

Техническая задача предлагаемых изобретений заключается в обеспечении очистки резервуара от донных отложений в процессе хранения нефти при повышении эффективности хранения нефти.

Поставленная задача достигается тем, что в предлагаемом способе хранения нефти, включающем создание в придонной части резервуара зоны жидкостной среды, имеющей плотность выше плотности хранимой нефти, например воды, содержащей поверхностно-активные вещества (ПАВ), подачу и откачивание нефти из резервуара, новым является то, что зону жидкостной среды ограничивают успокоительным слоем, причем периодически в процессе хранения нефти в зоне жидкостной среды создают режим перемешивания, а образующуюся при этом суспензию водного раствора ПАВ и осевших твердых частиц выводят при достижении заданного количества донного осадка, а в придонную часть резервуара до заданного объема зоны жидкостной среды подают свежую жидкостную среду или возвращают жидкостную среду, подвергнутую разделению на фазы, после вывода ее в смеси из резервуара.

Кроме того, на границе зоны жидкостной среды с нефтью создают тепловое поле.

Кроме того, в качестве ПАВ используют ОП-10 или Пемокс.

Кроме того, концентрацию ПАВ в водном растворе поддерживают в пределах не выше 0,2-0,5%.

Заявляемая совокупность признаков позволяет в процессе хранения нефти за счет создания в зоне жидкостной среды периодически режима перемешивания обеспечить промывку оседающих твердых частиц (неорганических осадков) от продуктов хранения жидкостной средой (водой, содержащей ПАВ), которые за счет меньшей плотности, чем жидкостная среда всплывают из зоны жидкостной среды, присоединяясь к хранимому продукту. Поэтому из резервуара выводят при очередном перемешивании уже отмытые от продуктов хранения твердые частицы (неорганические осадки) в образующейся суспензии с жидкостной средой при достижении в ней заданного количества донного осадка, что обеспечивает эффективную очистку резервуара от донных отложений в процессе хранения, при этом исключаются потери продуктов хранения и необходимость очистки донных осадков. Кроме того, выводимую жидкостную среду после отделения от твердых частиц, например, сепарацией или отстоем возвращают в резервуар до заданного объема зоны жидкостной среды, что обеспечивает низкие эксплуатационные затраты и позволяет сочетать предлагаемый способ хранения нефти с эффективной очисткой резервуаров от донных отложений в процессе хранения даже на объектах, удаленных от технологических производств (промыслах, нефтехранилищах). Ограничение зоны жидкостной среды успокоительным слоем локализует создаваемый режим перемешивания жидкостной среды в этой зоне, исключая попадание хранимого продукта в зону жидкостной среды, что также исключает потери этого продукта, повышая эффективность хранения. Создание на границе зоны жидкостной среды с нефтью теплового поля создает предварительную ступень десорбции продуктов хранения, адсорбированных твердыми частицами, оседающими в зону жидкостной среды, что позволяет более тщательно промыть твердые частицы в процессе перемешивания в этой зоне и, как следствие, повышает эффективность хранения продуктов и удаления донных отложений.

Кроме того, использование в качестве ПАВ ОП-10 или Пемокс и других ПАВ при его концентрации в воде не выше 0,2-0,5% позволяет эффективно очищать частицы мехпримеси от адсорбированных на них нефтепродуктов.

Поставленная задача достигается также тем, что в предлагаемом устройстве для хранения нефти, включающем резервуар с патрубками входа и выхода нефти, нагревательное устройство, новым является то, что нагревательное устройство выполнено в виде трубчато-решетчатого полотна, имеющего патрубки подвода и отвода теплоносителя, установленного в поперечном сечении придонной части корпуса, патрубки входа и выхода нефти расположены выше трубчато-решетчатого полотна, а в придонной части ниже трубчато-решетчатого полотна выполнены патрубки входа и выхода жидкостной среды, которые соединены между собой через установленный с наружной стороны резервуара циркуляционный насос.

Описанная совокупность признаков предлагаемого устройства позволяет создать в придонной части резервуара локальную зону жидкостной среды и обеспечивать периодически режим перемешивания в этой зоне резервуара в процессе хранения, осуществляя промывку оседающих твердых частиц (неорганических осадков) от продуктов хранения жидкостной средой (водой, содержащей ПАВ). Поэтому из резервуара выводят при очередном перемешивании уже отмытые от продуктов хранения твердые частицы (неорганические осадки), диспергированные в жидкостной среде при достижении в ней заданного количества донного осадка, что обеспечивает эффективную очистку резервуара от донных отложений в процессе хранения, при этом исключая потери продуктов хранения. Кроме того, выводимую жидкостную среду после отделения от твердых частиц (неорганические осадки), например, отстоем или сепарацией возвращают в резервуар до заданного объема зоны жидкостной среды, что обеспечивает низкие эксплуатационные затраты и позволяет сочетать предлагаемый способ хранения нефти с эффективной очисткой резервуаров от донных отложений в процессе хранения даже на объектах, удаленных от технологических производств (промыслах, нефтехранилищах). Подвод тепла в трубчато-решетчатое полотно создает предварительную ступень десорбции продуктов хранения, адсорбированных оседающими твердыми частицами, что позволяет более тщательно промыть твердые частицы в процессе перемешивания, повышая эффективность хранения нефти и удаления донных отложений.

Предлагаемые изобретения иллюстрируются на фиг.1. На фиг.2 представлено поперечное сечение трубчато-решетчатого полотна.

Предлагаемый способ осуществляется в следующей последовательности. Перед заполнением резервуара продуктом для хранения (нефтью) создают в придонной части резервуара зону жидкостной среды, имеющей плотность выше плотности хранимой нефти и не образующей с нефтью стойкой эмульсии. Для этого в резервуар подают воду, содержащую поверхностно-активные вещества (ПАВ). В качестве ПАВ используют ОП-10 или Пемокс и другие, а концентрацию ПАВ в водном растворе поддерживают в пределах не выше 0,2-0,5%. Зона жидкостной среды ограничена успокоительным слоем, а после создания жидкостного слоя оставшийся объем резервуара заполняют нефтью. В процессе ее хранения в донную часть осаждаются твердые частицы, увлекая адсорбированные ими продукты хранения. Создание периодически в зоне жидкостной среды (в процессе хранения нефти) режима перемешивания, при котором перемешивают образующуюся в процессе хранения нефти суспензию осевших твердых частиц с жидкостной средой, обеспечивает отмывание с поверхности твердых частиц адсорбированного продукта хранения, который всплывает за счет меньшей плотности и присоединяется к основной массе продукта хранения. Образовавшуюся при очередном перемешивании суспензию выводят после достижении заданного количества донного осадка, подвергая ее последующему разделению на фазы, после чего жидкостную среду возвращают в придонную часть резервуара до заданного объема жидкостной среды (до уровня успокоительного слоя), а твердый осадок, освобожденный от продуктов хранения, используют, например, как строительный материал.

На границе зоны жидкостной среды с нефтью может быть создано тепловое поле, которое обеспечивает частичную отпарку адсорбированного продукта хранения с поверхности оседающих твердых частиц.

Пример.

Предлагаемый способ был апробирован на лабораторной установке, представленной на фиг.1.

Для проведения опыта использовали образец нефти, отобранный на пункте подготовки нефти №4 Славянского месторождения Краснодарского края после предварительного обессоливания и обезвоживания. Плотность нефти - 0,92 г/см3, содержание механических примесей - 3,7% вес.

В 15-литровый резервуар через нижний тубус заливали 3 л водного раствора ОП-10 или Пемокс с концентрацией не выше 0,2% вес. для ОП-10 и 0,05% вес. для Пемокс. Концентрации ПАВ выбрали по литературным дынным, которые являются оптимальными для выбранных ПАВ. Созданную зону водного раствора ограничили трубчатым змеевиком, который соединили с термостатом, обеспечив тепловое поле на заданном уровне резервуара. Затем в резервуар осторожно заливали 8 л нефти. Далее, ежедневно, дважды в день в зоне водного раствора ПАВ в течение 10 мин создавали режим перемешивания с помощью мешалки с диаметром штока 3 мм. Предварительно, перед созданием режима перемешивания в течение одного часа в трубчатый змеевик подавали из термостата воду, нагретую до 80°С. Через неделю жидкостную среду сливали через сливной патрубок в предварительно подготовленную емкость. После фильтрации водный раствор ПАВ возвращали в резервуар через воронку и продолжали опыт до следующего слива водного раствора ПАВ.

Осадок анализировали на содержание углеводородов. Содержание углеводородов колебалось от 0,2 до 0,5% вес.

Результаты проведенного опыта сведены в таблицу.

N п/п ПАВКонц. ПАВ, % вес. Нагрев Разделит. зоны,°С Количество отфильтрованного осадка, г Итого % от общего содержанияПримечание
Через 1 неделю Через 2 неделиЧерез 3 недели
1ОП-10 0,22247,1 33,623,6 38,3С возвращением жидкостной среды после центрифугирования
2 ОП-100,280 92,476,4 58,383,4С еженедельной заменой жидкостной среды
3 ОП-101,3 8088,780,7 56,182,8 -«»-
4Пемокс 0,522 50,232,9 26,440,2-«»-
5Пемокс 0,580110,3 83,443,587,1 -«»-
6 Пемокс1,780 93,782,7 59,186,5-«»-

Полученные результаты подтверждают эффективность предлагаемого способа, и при длительном хранении из нефти будут удаляться и более мелкие частицы неорганических соединений, которые первоначально присутствовали в исходном продукте.

Предлагаемое устройство для хранения нефти, представленное на фиг.1, содержит резервуар 1 с патрубками входа и выхода нефти 2 и 3 соответственно. В придонной части резервуара 1 установлено трубчато-решетчатое полотно 4 (см. фиг.2), образуя зону для жидкостной среды 5. Патрубки 2 и 3 подсоединены к резервуару 1 выше трубчато-решетчатого полотна 4. В придонной части корпуса резервуара 1 ниже трубчато-решетчатого полотна 4 имеются патрубки для входа и выхода жидкостной среды 6 и 7 соответственно. Патрубок 6 может быть установлен тангенциально к корпусу резервуара 1 для повышения эффективности перемешивания жидкостной среды в зоне 5. Трубчато-решетчатое полотно 4 снабжено патрубками входа и выхода теплоносителя 8 и 9 соответственно. Патрубки 6 и 7 соединены между собой через циркуляционный насос 10, который установлен снаружи резервуара и обеспечивает перемешивание жидкостной среды, а при необходимости служит для откачки жидкостной суспензии в емкость-сепаратор 11 для отстоя ее или для подачи в придонную часть резервуара 1 свежей (новой) порции жидкостной среды из емкости ее приготовления 12 или жидкостной среды после отстоя ее в емкости-сепараторе 11. Емкости 11 и 12 соединены трубопроводом с всасывающим патрубком циркуляционного насоса 10, а выкидной патрубок насоса 10 соединен с патрубком 6 в придонной части резервуара 1 и с емкостью-сепаратором 11, куда периодически откачивают жидкостную среду со взвешенными частицами.

Устройство для хранения нефти работает следующим образом. В резервуар 1 через патрубок 6 в зону 5 из емкости 12 циркуляционным насосом 10 подают водный раствор ПАВ до заданного объема зоны 5, т.е. до трубчато-решетчатого полотна 4. Затем через патрубок 2 в резервуар 1 подают нефть. В процессе хранения нефти периодически в зоне 5 с помощью циркуляционного насоса 10 создают режим перемешивания. После очередного перемешивания в соответствии с заданным количественным или временным параметром относительно донного осадка осуществляют его удаление через патрубок 7 в емкость-сепаратор 11. В емкости-сепараторе 11 разделяют смесь на водный раствор ПАВ, который возвращают в зону 5, и осадок, освобожденный от нефтепродуктов, который используют далее как строительный материал.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ хранения нефти, включающий создание в придонной части резервуара зоны жидкостной среды, имеющей плотность выше плотности хранимой нефти, например воды, содержащей поверхностно-активные вещества (ПАВ), подачу и откачивание нефти из резервуара, отличающийся тем, что зону жидкостной среды ограничивают успокоительным слоем, причем периодически в процессе хранения нефти в зоне жидкостной среды создают режим перемешивания, а образующуюся при этом суспензию водного раствора ПАВ и осевших твердых частиц выводят при достижении заданного количества донного осадка, а в придонную часть резервуара до заданного объема зоны жидкостной среды подают свежую жидкостную среду или возвращают жидкостную среду, подвергнутую разделению на фазы, после вывода ее в смеси из резервуара.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на границе зоны жидкостной среды с нефтью создают тепловое поле.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют ОП-10 или Пемокс.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрацию ПАВ в водном растворе поддерживают в пределах не выше 0,2-0,5%.

5. Устройство для хранения нефти, включающее резервуар с патрубками входа и выхода нефти, нагревательное устройство, отличающееся тем, что нагревательное устройство выполнено в виде трубчато-решетчатого полотна, имеющего патрубки подвода и отвода теплоносителя, установленного в поперечном сечении придонной части корпуса резервуара, патрубки входа и выхода нефти расположены выше трубчато-решетчатого полотна, а в придонной части ниже трубчато-решетчатого полотна выполнены патрубки входа и выхода жидкостной среды, которые соединены между собой через установленный с наружной стороны резервуара циркуляционный насос.

www.freepatent.ru

Хранение нефти и нефтепродуктов

Хранение нефти и нефтепродуктов
   
Хранение нефти и нефтепродуктов
 
Хранение нефти и нефтепродуктов

Формат PDF

Хранение нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие/ В.Н. Антипьев, Г.В. Бахмат, Г.Г. Васильев и др.; Под общей ред. Ю.Д. Земенкова. — М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 560 с.

Современные предприятия системы нефтепродуктообеспечения — это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, обеспечивающие прием, хранение, транспортировку и снабжение потребителей нефтью и нефтепродуктами. Одним из таких комплексов являются нефтебазы и склады нефти и нефтепродуктов. В предлагаемом вниманию пособии систематизированы и приведены общие и специальные сведения о нефтебазах и автозаправочных станциях, рассмотрены методы эксплуатации различных сооружений нефтебаз и АЗС. Даны сведения о свойствах нефтей и нефтепродуктов, проблемах их хранения и организации учета при технологических операциях. Уделено внимание контролю производственных опасностей и защите окружающей среды. Учебное издание предназначено для студентов и магистрантов нефтегазовых вузов, обучающихся по направлению 650700 — «Нефтегазовое дело». В подготовке работы к изданию активное участие приняли студенты специальности 090700 Т.А. Имаев и А.А. Сафонов, которым авторы выражают свою признательность.

Содержание:

Введение 8

Глава 1. СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДОСОДЕРЖАЩИХ ВЕЩЕСТВ И МЕТОДЫ ИХ РАСЧЕТА

1.1. Общие положения 9

1 2 Классификация и физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов 11

1.3. Фракционный состав 12

1 4. Плотность и молекулярная масса 18

1.5. Давление насыщенных паров 29

1.6. Вязкость 42

1.7. Теплофизические свойства нефти и нефтепродуктов 56

1.8. Технические характеристики 60

Глава 2. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

2.1. Удельный вес транспорта в общем грузообороте 64

2.2. Перевозки нефтепродуктов железнодорожным транспортом 70

2.2.1. Железнодорожные вагоны-цистерны 70

2.2.2. Классификация и оборудование железнодорожных цистерн 72

2.3. Цистерны для перевозки застывающих грузов 74

2.4. Сливо-наливные операции 78

2.5. Установки нижнего слива и налива нефтепродуктов 93

2.5.1. Назначение и технические характеристики УСН 93

2.5.2. Устройство и принцип работы УСН 93

2.6. Установка для слива вязких нефтепродуктов в междурельсовый желоб 98

2.7. Расчет времени слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн 99

2.8. Перевозка застывающих нефтей и нефтепродуктов 102

2.8.1. Способы слива и устройства, применяемые при сливе грузов с двухфазной средой 105

2.8.2. Методика расчета (нормирования) времени слива

высоковязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн 111

2.8.3. Расчет времени выгрузки из цистерн застывающих и кристаллизирующихся грузов 116

2.9. Особенности перевозки нефтепродуктов в железнодорожных емкостях 119

2.9.1, Подготовка транспортных средств 119

2.9.2. Расчет железнодорожных перевозок 125

2.10. Железнодорожные сливо-наливные эстакады 126

2.10.1. Правила обустройства сливо-наливных эстакад 127

2.10.2. Требования к размещению эстакад 131

2.11. Правила проведения сливо-наливных операций 134

2.12. Максимально допустимые сроки на слив и налив цистерн 138

2.13. Вспомогательное оборудование на железнодорожных эстакадах 139

2.13.1. Водоснабжение и канализация 139

2.13.2. Электротехнические устройства 141

2.13.3. Механизация, контроль и автоматизация 142

2.13.4. Связь и пожаротушение 143

Глава 3. АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ

3.1. Общие положения 146

3.1.1. Характеристики АЗС 148

3.1.2. Основные положения проектирования автозаправочных станций 150

3.2. Нефтепродукты на АЗС 161

3.2.1. Нормы естественной убыли нефтепродуктов 161

3.2.2. Качество и физико-химические свойства нефтепродуктов 167

3.2.3. Общие сведения о пожаро- и взрывоопасности нефтепродуктов 174

3.3. Резервуары, резервуарное оборудование, автоцистерны и топливораздаточные колонки 175

3.3.1. Резервуары и резервуарное оборудование 175

3.3.2. Автомобили для транспортировки нефтепродуктов 177

3.3.3. Колонки топливораздаточные 180

3.4. Противопожарные правила и нормы для автозаправочных станций 183

Глава 4. РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

4.1. Классификация нефтебаз 186

4.2. Основные сооружения нефтебаз 187

4.3. Номенклатура отечественных стальных резервуаров 188

4.4. Технические характеристики резервуаров 191

4.4.1. Вертикальные изотермические резервуары 191

4.4.2. Осесимметричные каплевидные резервуары 193

4.4.3. Горизонтальные резервуары 194

4.5. Технико-экономические показатели 196

4.5.1. Специфические особенности экономики резервуаростроения 196

4.5.2. Технико-экономические показатели резервуаров различных типов и объемов 197

4.5.3. Удельный расход металла в стальных резервуарах различных конструкций 206

4.6. Эксплуатация резервуарных парков 206

4.6.1. Содержание оснований и обвалований резервуаров 206

4.6.2. Эксплуатационный уход за корпусом и оборудованием резервуаров 207

4.6.3. Производственные операции 209

4.6.4. Зачистка резервуаров 213

4.6.5. Потери нефти и нефтепродуктов при эксплуатации резервуарных парков 215

4.6.6. Диски — отражатели 218

4.6.7. Понтоны и плавающие крыши 218

4.7. Резервуары с плавающей крышей 219

4.8. Общий порядок ремонта резервуаров на нефтебазах 224

4.9. Тушение пожаров 226

4.10. Определение объёма резервуарного парка и выбор типов резервуаров 230

Глава 5. ПРОБЛЕМЫ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

5.1. Показатели качества нефтепродуктов 233

5.1.1. Ассортимент нефтепродуктов 233

5.1.2. Эксплуатационные требования, предъявляемые к топливам 234

5.1.3. Показатели качества бензинов 235

5.1.4. Топлива дизельные 238

5.1.5. Показатели качества смазочных материалов 241

5.1.5.1. Общие эксплутационные требования 241

5.1.5.2. Ассортимент масел 243

5.1.5.3. Масла моторные 244

5.1.6. Рабочие жидкости для гидросистем 248

5.1.7. Нефтепродукты различного назначения 250

4.2. Изменение качества топлива и смазочных материалов 254

5.2.1. Причины изменения качества нефтепродуктов 255

5.2.1.1. Испарение 256

5.2.1.2. Обводнение 259

5.2.1.3. Образование смол 260

5.2.1.4. Загрязнение топлива и смазочных материалов 260

5.3. Сохранение качества нефти и нефтепродуктов 268

5.3.1. Правила хранения нефтепродуктов 268

5.3.2. Нормы естественной убыли нефтепродуктов 272

5 3.3. Специальные мероприятия по сохранению качества нефтепродуктов 280

5.4. Восстановление качества нефти и нефтепродуктов 285

5.5. Контроль качества нефтепродуктов 292

Глава 6. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ УЧЕТ НА ОБЪЕКТАХ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

6.1. Технологические процессы количественного учета на объектах хранения нефти и нефтепродуктов 295

6.2. Методы количественного учета нефти и нефтепродуктов 297

6.2.1. Основные способы измерения больших масс нефтепродуктов и нефти 297

6.2.1.1. Тензометрический способ 298

6.2.1.2. Объемно-весовой способ 299

6.2.1.3. Гравиметрический способ 303

6.2.1.4. Пьезометрический способ 304

6.3. Средства и методика измерений нефти и нефтепродуктов 306

6.3.1. Объемно-массовый метод измерений 306

6.3.1.1 .Приборы и средства измерения 306

6.3.1.2. Проведение измерений 309

6.3.1.3. Обработка результатов измерений 312

6.3.2. Массовый метод измерений 313

6.3.2.1. Средства измерения 313

6.3.2.2. Проведение взвешивания 313

6.3.3. Объемный метод измерений 314

6.3.3.1. Средства измерений 315

6.3.3.2. Проведение измерений 315

6.3.4. Гидростатический (пьезометрический) метод измерения 315

6.3.4.1. Средства измерений 316

6.3.4.2. Проведение измерений и обработка результатов 316

6.3.5. Измерение вместимости резервуара для составления калибровочных таблиц 316

6.3.5.1. Методы измерений 318

6.3.5.2. Нормы точности измерений 320

6.3.5.3. Погрешности измерения количества нефти в резервуарах 321

6.4. Учет расхода нефтепродуктов и статистическая отчетность на нефтебазах 322

6.5. Аппаратура коммерческого пьезометрического учёта нефти и нефтепродуктов 328

6.5.1. Информационно-измерительные системы коммерческого учета «Радиус» и «Квант» 328

6.5.2. Испытания ИИС количественного учета «Радуга» и «Квант» 333

6.5.3. Система КОР-ВОЛ 334

6.6. Монтаж приборов измерения уровня 341

6.7. Автоматизированные системы управления резервуарными парками 343

6.8. Условия приема и поставки нефти и учет количества нефти на нефтепроводе 344

6.9. Измерение количества нефти и нефтепродуктов на потоке 346

6.9.1. Типы используемых счетчиков 346

6.9.2. Средства для безрезервуарного товарного учета нефти и нефтепродуктов 349

6.9.3. Система КОР-MAC 353

6.10. Зарубежный опыт проведения товарно-учетных операций 353

6.10.1. Учёт нефтепродуктов на нефтебазах Великобритании 353

6.10.2. Ошибки измерений при товарно-учетных операциях 356

6.10.3. Обработка документации на отпущенные нефтепродукты в США 358

6.10.4. Отдельные примеры и сведения об устройствах и методах измерения количества нефти в резервуарах и на потоке для КУ и ОУ 360

6.10.4.1.Система измерения уровня взлива в резервуарах GL-90 фирмы «Enraf Nonius» (Великобритания) 360

6.10.4.2.Сигнализатор уровня взлива повышенной надежности 360

6.10.4.3.Определение количества хранимых нефти и нефтепродуктов 361

6.10.4.4.Стабилизатор для точных измерений уровня взлива жидкостей 362

6.10.4.5.Измерение температуры 362

6.10.4.6.Метод калибровки резервуара 366

6.10.4.7.Измерение расхода на потоке 368

6.10.4.8.Система Минилект 370

Глава 7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

7.1. Назначение и устройство технологических трубопроводов 375

7.1.1. Назначение и состав трубопроводов 375

7.1.2. Условные проходы 376

7.1.3. Классификация трубопроводов 377

7.2. Трубы, детали и соединения стальных трубопроводов 380

7.2.1. Стальные трубы и их применение 380

7.2.2. Способы и типы соединений трубопроводов 383

7.2.3. Приварные детали трубопроводов 388

7.2.4. Опоры, подвески и опорные конструкции 392

7.2.5. Трубы, детали и соединения трубопроводов из пластмасс 394

7.2.6. Резинотканевые трубопроводы 395

7.3. Трубопроводная арматура, детали контрольно-измерительных

приборов и компенсаторы -398

7.3.1. Классификация и применение арматуры 398

7.3.2. Виды, обозначение и отличительная окраска арматуры 400

7.3.3. Компенсаторы 406

7.3.4. Контроль качества сварных соединений 411

7.4. Монтаж стальных межцеховых трубопроводов общего назначения 412

7.4.1. Способы прокладки межцеховых трубопроводов 412

7.4.2. Монтаж надземных трубопроводов 415

7.4.3. Монтаж подземных трубопроводов 417

7.4.4. Монтаж компенсаторов 419

7.4.5. Монтаж трубопроводов с обогревом 420

7.4.6. Защита подземных трубопроводов от почвенной коррозии .424

7.4.7. Тепловая изоляция трубопроводов 427

7.4.8. Приемка и техническое освидетельствование смонтированных трубопроводов 428

7.4.9. Методы испытаний трубопроводов и испытательное давление 429

7.4.10. Защитная и опознавательная окраска трубопроводов 431

7.4.11. Сдача и приемка трубопроводов в эксплуатацию 433

7.5. Насосные станции 434

7.6. Технологические схемы трубопроводов 441

7.7. Технологический расчет трубопроводов 444

7.7.1. Механический расчет трубопроводов 445

7.7.2. Гидравлический расчет изотермических трубопроводов 448

7.7.3. Гидравлический расчет неизотермических трубопроводов 455

7.7.4. Гидравлический расчет коллекторов 456

7.7.5. Гидравлический расчет сифонных трубопроводов 457

7.7.6. Гидравлический расчет разветвленных трубопроводных коммуникаций 460

Глава 8. КОНТРОЛЬ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОПАСНОСТЕЙ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

8.1. Опасные и вредные производственные факторы 462

8.2. Опасные свойства углеводородных смесей 469

8.3. Выбросы углеводородов при их транспорте и хранении 486

8.4. Проблемы мониторинга при эксплуатации трубопроводов 490

8.4.1. Проблемы мониторинга природной среды 492

8.4.2. Понятия и термины экологической безопасности 492

8.5. Контроль за загрязнениями при эксплуатации магистральных нефтепроводов 501

8.5.1. Загрязнение водных участков 501

8.5.2. Загрязнения почвенно-растительного слоя земли 512

8.5.3. Методы расчета выбросов углеводородов в атмосферу 521

8.6. Проблемы охраны окружающей среды 525

8.6.1. Законодательство Российской Федерации о защите окружающей природной среды 525

8.6.2. Характеристика питьевой воды 527

8.6.3. Методы очистки сточных вод 530

8.6.4. Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов 535

8.6.5. Методы подготовки питьевой воды 537

8.6.6. Способы сбора нефти с водной поверхности 538

8.6.7. Способы очистки земель от нефтяных загрязнений 541

8.6.8. Определение объёмов работ при рекультивации земель 542

8.6.9. Источники загрязнения атмосферного воздуха на НПС и меры борьбы с ними 544

8.6.10.Метод определения ущерба от загрязнения окружающей среды 544

8.6.11. Топливно-энергетический комплекс и окружающая среда 546

Список использованной литературы 549

Сайт управляется системой uCoz

oil-book.narod.ru