Очистка резервуаров от отложений нефтепродуктов

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное  образовательное учреждение высшего профессионального образования

 «Национальный  исследовательский Томский политехнический  Университет»

Кафедра химической технологии топлива и

 химической кибернетики 

Химическая технология природных

энергоносителей и углеводородных материалов

УЧЕБНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ РАБОТА СТУДЕНТА

Индивидуальное задание № 1

Вариант 6.

«Отчистка резервуаров от отложений нефтепродуктов».

Томск ¾ 2015

Содержание

Введение………………………………………………………………………3

1 Понятие резервурного парка. Нефтешламы (теоретическая часть)……4

2 Влияние  отложений на состояние и эксплуатацию  резервуаров………5

3 Способы  очистки резервуаров от отложений……………………………8

3.1Размыв  водой………………………………………………………………8

3.2Размыв отложений нефтью………………………………………………9

3.3Разжижение с помощью растворителей………………………………..10

3.4Разжижение  и перемешивание с помощью  теплоносителя…………..11

4 Технологическая схема процесса очистки резервуаров от отложений..12

4.1 Дегазационные мероприятия…………………………………………….13

4.2 Удаление технологического осадка……………………………………..14

4.3 Промывание емкостей……………………………………………………15

5 Мобильный комплекс «МегаМАКС»……………………………………..16

6 Методы предупреждения появления отложений…………………………22

7 Заключение………………………………………………………………….23

8 Список литературы…………………………………………………………24

Приложение……………………………………………………………………25

ВВЕДЕНИЕ

Очистка резервуаров является важнейшей проблемой их эксплуатации.

На дне резервуаров при длительном использовании накапливается осадок, который сокращает полезную емкость и затрудняет их эксплуатацию.

Физически, отложения представляют собой плотную не текучую массу, располагающуюся по днищу резервуара крайне неравномерно. Уровень осадка колеблется от 0,3 до 3 метров, а объем – от 300 до 6000м3.[1] Отложения препятствуют движению нефти и перемешиванию различных ее слоев в резервуаре, что способствует появлению и накоплению концентрированных агрессивных растворов солей и развитию коррозионных процессов. Одновременно происходит уменьшение рабочего (полезного) объема резервуара. Все это снижает эксплуатационные характеристики объекта. Поэтому нормативными документами предусматривается периодическое (раз в 5 лет) обследование технического состояния резервуара нефтепродуктов с проведением очистки. Очистка резервуаров от отложений нефтепродуктов – технологически обязательная операция, помогающая повысить рабочий объем резервуарных паков, оценить техническое состояние резервуара и подготовить их ремонту.

В данном реферате мы рассмотрим виды очистки резервуаров от нефтепродуктов.

1 ПОНЯТИЕ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА. НЕФТЕПРОДУКТЫ.

Резервуарный парк - это группа резервуаров разных типов или однотипных резервуаров. Резервуар (фр. réservoir) происходит от слова «резерв» (фр. réserve от лат. reservare — сберегать, сохранять). Представляет собой герметично закрываемый или открытый, стационарный сосуд, наполняемый жидким или газообразным веществом. Резервуарный парк предназначен для оперативного учета нефти по приему, хранению, откачке. Резервуары являются наиболее ответственными сооружениями, в них хранятся в больших количествах ценные жидкости. В зависимости от материала, из которого они изготавливаются, резервуары делятся на металлические и неметаллические. Металлические сооружают преимущественно из стали, иногда из алюминия. К неметаллическим относятся железобетонные и пластмассовые резервуары. Резервуары по форме бывают: вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, прямоугольные, каплевидные и др. По схеме установки резервуары делятся на:  наземные, у которых днище находится на уровне или выше планировочной отметки прилегающей площадки;  подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м) не менее чем на 0,2м. В зависимости от объема и месторасположения резервуары подразделяют на три класса: 1)Класс 1 – особо опасные резервуары объемом 10 000 м3 и более, а также резервуары объемом от 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки; 2)Класс 2 – резервуары повышенной опасности объемом от 5000 до 10 000м3; 3)Класс 3 – опасные резервуары объемом  100 до 5000 м3.[2]

Нефтепродукты — смеси углеводородов, а также индивидуальные химические соединения, получаемые из нефти и нефтяных газов. К нефтепродуктам относятся различные виды топлива (бензин, дизельное топливо, керосин и др.), смазочные материалы, электроизоляционные среды, растворители, нефтехимическое сырьё.

2 ВЛИЯНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА СОСТОЯНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЮ РЕЗЕРВУАРОВ, И ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ОЧИСТКИ. 

При длительном хранении жидких материалов различной плотности и вязкости с учетом постоянно меняющегося температурного режима хранения, вызванного переменой климатических условий, на днище и стенках резервуара происходит скапливание отложений. Особенно это касается резервуаров, в которых хранят нефть и продукты ее перегонки.

Нефтешламы (нефтяные шламы) — это сложные физико-химические смеси, которые состоят из нефтепродуктов, механических примесей (глины, окислов металлов, песка) и воды. Соотношение составляющих нефтешлам элементов может быть самым различным. В зависимости от способа образования и, соответственно, физико-химического состава нефтяные шламы подразделяются на несколько групп или видов:

1. Придонные, образующиеся на дне различных водоёмов после произошедшего разлива нефти.
2. Образующиеся при бурении скважин буровыми растворами на углеводородной основе.
3. Образующиеся в процессе добычи нефти, а, точнее, в процессе её очищения. Дело в том, что добытая из скважины нефть содержит многочисленные соли, выпавшие твёрдые углеводороды, механические примеси (в том числе и частицы горных пород).
4. Резервуарные нефтешламы — отходы, которые образуются при хранении и транспортировке нефти в самых разнообразных резервуарах.
5. Грунтовые, являющиеся продуктом соединения почвы и пролившейся на неё нефти (причиной этого может быть как технологический процесс, так и авария). Этот вид нефтешламов (загрязненных почв) относится к отходам только после размещения в накопителях отходов или на полигонах для переработки отходов.

Нефтешлам, скапливающийся на днище резервуара, представляет собой не текучее плотное вещество, неравномерно распределенное по всей площади днища. В некоторых резервуарах уровень накопления этого осадка достигает до 3 м и объемов до 6000 м³.[3] На стенках резервуара осадок выглядит в виде мягкой плотной массы.

Эти донные отложения нефтепродуктов способствуют развитию коррозии на днище, мешают проведению производственных операций, оказывают влияние на свойства хранимого продукта и уменьшают полезный объем резервуара.

Любая организация, деятельность которой связана с необходимостью хранения различных продуктов нефтепереработки (горюче-смазочные материалы, разнообразные масла, мазут, битум и пр.) рано или поздно обнаруживает себя в ситуации, когда должна быть проведена зачистка резервуаров от нефтепродуктов и нефтешламов.

В процессе работы АЗС, ТЭС, хранилищ ГСМ, при эксплуатации емкостей, функция которых - хранение нефтепродуктов, происходит накопление осадков различной консистенции, а также влаги и твердых минеральных частиц. Все это оказывает негативное воздействие на хранящуюся в емкостях продукцию, способствуя возникновению загрязнений и приводя к снижению ее качества. Помимо этого, накопление отложений становится причиной сокращения полезного объема резервуара, оказывает отрицательное влияние на его рабочие характеристики и уменьшает время службы.

Очистка резервуаров от остатков нефтепродуктов является непременным условием проведения мероприятий, способствующих экологической и пожарной безопасности, которые включают в себя оценку состояния емкостей и ликвидацию обнаруженных дефектов. Периодичность проведения таких мероприятий регламентируется опубликованным в 2004 году документом «Правила технической эксплуатации резервуаров», в котором указывается необходимость осуществления полного обследования раз в 10 лет, и частичного обследования самое меньшее раз в 5 лет.

ГОСТ 1510-84 предъявляет определенные требования касательно того, как часто должна производиться зачистка резервуаров от нефтепродуктов и нефтешламов. На эту периодичность оказывают влияние такие факторы:

• наличие смены нефтепродуктов в емкостях с течением времени,
• условий их хранения, а также состояния, в котором пребывают емкости в данный момент времени.
• может появиться необходимость в очистке резервуаров с мазутом, моторным топливом.

Основная цель – не допустить потери продукцией ее потребительских качеств и обеспечить дальнейшее нормальное использование емкостей.

Резервуары, находящиеся на складах ГСМ, часто содержат масла для смазки и различные присадки – очистку таких емкостей осуществляют раз в год. В случае с дизельным топливом, парафинами, автомобильным бензином зачистку резервуаров производят раз в два года.

3 СПОСОБЫ  ОЧИСТКИ РЕЗЕРВУАРОВ ОТ ОТЛОЖЕНИЙ  НЕФТЕПРОДУКТОВ

3.1Размыв водой.

 Размыв  водой – наиболее дешевый и  относительно быстрый способ  подготовки отложений к изъятию  из резервуара.

Для такого размыва могут быть применены автономные размывающие головки, которые можно установить в резервуаре. Но опыт показывает, что закрепление таких устройств в резервуаре в условиях затемненности, многократного превышения уровня взрывоопасных концентраций паров углеводородов (работа в изолирующих противогазах), на фоне высокого уровня осадка (невозможность свободного перемещения в полости), отсутствия специальных крепежных устройств внутри резервуара (невозможность надежно закрепить устройство, работающее под давлением) – практически невозможно. Кроме того, уровни осадков зачастую делают невозможным вскрытие люков и технологических отверстий. Поэтому на практике автоматизированный (без присутствия людей в полости резервуара) размыв водой не применяется. Наибольшее применение нашел способ размыва отложений с помощью ручных мониторов (типа брандспойт). Работники входят в резервуар и струей воды размывают отложения, откачивая суспензию на разделение, переработку и утилизацию (а во многих случаях – просто на захоронение).

Механизированный способ удаления отложений с помощью ручного размыва водой нашел применение в технологии очистки нефтяных резервуаров фирмы «SUPERMAX». Отложения размываются струями воды и собираются всасывающим устройством (гидроприводным шнековым насосом). Для перемещения всасывающего устройства в данной технологии применяется минитрактор на гидроприводе. Несмотря на то, что размыв водой наиболее дешевый способ изъятия отложений, его применение вынуждает предпринимать серьезные и дорогостоящие меры по отделению от осадка воды и утилизации самого осадка. Так, комплекс по переработке суспензии, входящий в комплект оборудования «SUPERMAX», стоит от 3 до 6 млн. долларов США в зависимости от комплектации. Необходимой частью такого процесса утилизации является разогрев суспензии в бойлере с помощью факела горящего дизельного топлива. В этой установке производится нагрев и переведение в текучее состояние объема суспензии равного не менее чем двум объемам осадка (вода, идущая на размыв, очищается и нагревается многократно). Соответственно, в стоимости работ необходимо учитывать стоимость большого объема дизельного топлива.

Существуют решения, предусматривающие добавление в воду различных веществ, улучшающих отделение осадка от стенок, днища и внутренних конструкций резервуаров. Это могут быть поверхностно активные вещества, либо расклинивающие вещества различного состава. Существенным недостатком их применения является сложность их последующего отделения и утилизации, а также увеличение себестоимости работ. Нельзя забывать и тот факт, что струя воды под давлением способствует увеличению статического электричества и его потенциала. При этом в резервуаре работают люди. Кроме того, стенки вскрытого резервуара доступны перемещению масс воздуха, а значит – и кислорода. При наличии пирофорных отложений возможно их самовоспламенение.

3.2Размыв отложений нефтью (нефтепродуктами) – одно из исторически первых решений, примененных при очистке резервуаров. Разработаны различные варианты применения этой технологии. Общая черта - размыв осуществляется в закрытом резервуаре.

В резервуар вводятся размывающие мониторы и закрепляются там.

В первом варианте струи нефти направляются вращающимися мониторами на отложения, разбивают их, растворяют и перемешивают. Смесь нефти и отложений откачивается из резервуара либо на блок центрифуг для удаления механических примесей, «структурной» воды, тяжелых углеводородов (направляемых затем на утилизацию), а очищенная нефть дополнительно разогревается и вновь направляется на размыв отложений. Так как струи нефти, под давлением бьющие в отложения и конструкции резервуара, вызывают увеличение статического электричества и его потенциала, а также вызывают значительные нагрузки на конструктивные элементы (что недопустимо при очистке ветхих резервуаров, в том числе мазутных и нефтяных), применяется второй вариант, где струи нефти под давлением направляются под уровень отложений, насыщая их, перемешивая и растворяя. Такой способ требует создания очень высокого давления нефти, а также размещения нескольких мониторов, что не всегда возможно. К недостаткам данного решения можно отнести все то, что сказано выше о механизированном размыве водой. Кроме того, данный способ требует очень высокой степени надежности оборудования, трубопроводов, специальных средств контроля статического электричества, непрерывного мониторинга концентрации паров углеводородов в полости резервуара, высокого уровня ответственности и компетентности персонала организации, выполняющей очистку. К недостаткам может также быть отнесена высокая стоимость блоков центрифуг, обеспечивающих отделение тяжелых углеводородов и мехпримесей от промывочной нефти, а также высокое энергопотребление.

3.3Разжижение с помощью растворителей. Этот метод может быть реализован различными способами. Например, технология компании NALCO CHEMICAL. Суть его в том, что в объем отложений вводится растворитель, разжижающий осадок и придающий ему текучесть. У этого метода множество достоинств. Недостаток – дороговизна и необходимость использования промежуточного резервуара в качестве отстойника, а также необходимость специальной переработки суспензии. Кроме того, для эффективного разжижения объема отложений необходим сопоставимый с ним объем растворителя.

В России этот способ не нашел широкого применения в связи :

- с дороговизной  реагента,

- необходимостью  отделения и утилизации реагента,

- большими  объемами осадка и, соответственно, большими объемами реагента,

- удаленностью  объектов производства работ  от НПЗ и ж/д путей.

3.4Разжижение и перемешивание с помощью теплоносителя. Этот метод был разработан, запатентован и внедрен специалистами нашей компании. В его основе идея осуществлять предварительную сепарацию отложений внутри нефтяного резервуара, избегая затрат на дорогостоящие сепараторы (полнообъемная сепарация осадка). В резервуар через верхние люки под уровень отложений вводятся мониторы - открытые теплообменники пар-жидкость оригинальной конструкции и крепятся на фланцах этих люков. На мониторы подается насыщенный водяной пар, с помощью которого происходит разогрев (разжижение) и перемешивание отложений. Одновременно паровой конденсат, скапливаясь, формирует буферный слой. После разогрева и перемешивания отложений, их отстаивают, в результате чего происходит выпадение механических примесей на дно резервуара. С помощью сифонного поворотного крана верхний слой (разогретый парафин) откачивается в технологический трубопровод со скоростью, регламентированной количеством прокачиваемой товарной нефти и расчетами изменения ее качества при добавлении разжиженных парафинов. При необходимости данная фракция может направляться на переработку нефтешлама или обессоливание и обезвоживание с использованием специализированного оборудования ООО «ПКП РЕМОС» После удаления верхнего слоя, из резервуара откачивается вода, фильтруется и после проведения соответствующих анализов – сбрасывается в техническую канализацию. Резервуар дегазируется, в него входят люди и осуществляют сбор выпавшего шлама, состоящего из механических примесей, асфальтов, смол и т.д. Шлам пакуется и обезвреживается в специальной высокотемпературной печи.

4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОЦЕССА.

Процесс очистки может осуществляться в соответствии с различными схемами, однако существует последовательность стадий, которые реализуются в любом случае:

Данная последовательность работ способствует устранению пожароопасных факторов и угроз окружающей среде. Во время очистки возможно осуществление огневых работ, может быть проведена замена содержащихся в емкостях нефтепродуктов.

3.1Дегазационные мероприятия

Зачистка резервуаров от нефтепродуктов и нефтешламов – работа, напрямую связанная с выделением газов, обладающих взрывоопасными или токсичными свойствами. Имеет место также ограниченное поступление кислорода. Поэтому при проведении работ всегда существует риск причинения вреда здоровью людей, что заставляет особое внимание уделить соблюдению требований техники безопасности.

Для повышения уровня безопасности работ емкости подвергают вентилированию, естественному или с применением специального оборудования, что является составной частью мероприятий по дегазации.

3.2 Удаление технологического осадка

После откачки насосом содержимого емкости, приступают к работам по устранению покрывающего дно технологического осадка. Состав его может быть разным и находится в сильной зависимости от того, какой вид нефтепродуктов находился в резервуаре. В случае с керосином, бензином, дизельным топливом и другими «легкими» нефтепродуктами осадок может включать в себя ржавчину, загрязнители минерального происхождения, воду. В емкостях с вязкими нефтепродуктами может образовываться осадок с содержанием парафинов, окислов, примесей механического характера.

Перед тем, как заняться устранением отложений на дне емкости, бригада специалистов проводит ее дегазацию, для создания наиболее безопасной в санитарно-гигиеническом отношении рабочей среды. Затем проводится зачистка каждой из емкостей, с внутренних стенок при помощи специально предназначенных для этого инструментов удаляются скопившиеся на них остатки нефтепродуктов.

3.3 Промывание емкостей

При проведении зачистки резервуаров летом, когда имеются проблемы с подачей горячей воды, для промывки может быть использована вода из водопровода. С этой целью организуют постоянный слив из люка перемешанной с остатками нефтепродуктов воды. По заполнении резервуара водой ждут около 12 часов, пока не произойдет подъем остатков нефтепродуктов на поверхность. Затем происходит добавление чистой воды в резервуар, а вода, перемешанная с нефтепродуктами сливается, пока не завершится удаление поднявшихся на поверхность нефтепродуктов.

Далее вода из резервуара полностью сливается, и осуществляется его промывка мощным напором воды. Затем резервуар подвергается проветриванию, после чего стенки изнутри протираются мешковиной или другим подходящим материалом.

При зачистке резервуаров может также применяться водяной пар. При использовании данной технологии после устранения осадка все отверстия и люки закрываются и осуществляется постоянная подача пара в резервуар на протяжении 2-3 часов. После этого отверстия и люки открываются, осуществляется проветривание резервуара и протирка его внутренних поверхностей.

Очищение внутренних поверхностей резервуаров осуществляется также с применением специально предназначенных для этого механизированных моющих устройств.

Очистка пескоструйным способом

При механизированной очистке используют нагретую до средних температур воду с добавлением специального моющего состава. Эта смесь подается в резервуар под давлением, в результате чего остатки нефтепродуктов размягчаются и смываются со стенок.

Образующиеся в результате мойки стоки при помощи насосов перекачиваются в подготовленные для этого отстойники, в дальнейшем проводится их утилизация.

Следует признать, что все более актуальным становится вопрос применения в нашей стране профессиональных и автоматизированных комплексов очистки резервуаров. Выбор таких комплексов, к сожалению, в мире не очень велик. Один из них — МегаМАКС.

5 МОБИЛЬНЫЙ КОМПЛЕКС МЕГАМАКС

Мобильный комплекс «МегаМАКС», состоит из основного процессного модуля и  модуля фазоразделения. Все основные блоки и вспомогательное оборудование комплекса гидроприводные. Уникальность комплекса состоит в его мобильности, энергонезависимости, технологической гибкости, а также в высокой эффективности и производительности. Комплекс МегаМАКС является высокоэффективной мобильной системой очистки резервуаров с одновременной утилизацией нефтепродуктов.[4]

Блок – схема комплекса МегаМакс представлена в приложении 1.

Технология очистки комплексом МегаМАКС (разжижающий агент - вода).

До начала процесса извлечения донных осадков из резервуара главная процессная емкость МегаМАКСа на 80% объема заполняется водой, которая с помощью главного моющего насоса проходит через теплообменник и возвращается в процессную емкость. Такая рециркуляция по малому контуру продолжается до тех пор, пока вода в процессной емкости не достигнет требуемой температуры. После этого нагретая вода начинает циркулировать по большому контуру: процессная емкость - главный моющий насос - теплообменник - роботизированная пушка и бустерный насос, с помощью которого она вместе с размытым пушкой донным осадком резервуара возвращается назад в процессную емкость МегаМАКСа, расположенного на расстоянии до 100-150 метров от резервуара. Соотношение: донный осадок / вода перед откачкой составляет примерно 1:4-5. Смесь нефти, воды и твердых частиц, откачиваемая бустерным насосом. При поступлении на МегаМАКС поток разжиженного шлама проходит через вибросепаратор, где на сетке отделяются твердые частицы размером более 6 мм, которые затем удаляются с помощью шнекового конвейера в контейнер для мусора. Прошедшая через вибросепаратор смесь поступает в главную процессную емкость.[5]

Поступившая в процессную емкость смесь под действием силы тяжести проходит первичное фазораделение: на дне высаживаются твердые частицы, легкие нефтяные углеводороды всплывают, а в средней части емкости собирается осветленная вода. Эта вода забирается главным моющим насосом и циркулирует по большому контуру в собранном с помощью шлангов комплексе очистки резервуаров.

Всплывшая в главной процессной емкости нефтяная фракция собирается с помощью плавающего скиммерного механизма и скиммерным насосом подается на центрифугу, при этом к нефти добавляется также донный осадок из процессной емкости МегаМАКСа, откачиваемый грязевым насосом. Содержание воды в нефтяной "фазе", удаляемой из процессной емкости скиммерным насосом составляет 15-30% (вес). Перед поступлением этой смеси на центрифугу, в нее добавляется горячая вода, для улучшения процесса сепарации. Для улучшения процесса фазоразделения, в линию подачи этой смеси может инжектироваться полимерный флоккулянт. При поступлении потока в центрифугу происходит его глубокое фазоразделение по фазам в поле центробежных сил с ускорением на уровне 3100 G.[5]

Твердые частицы, которые тяжелее чем жидкие фракции отбрасываются центробежными силами к стенке вращающегося ротора центрифуги. Перемещение твердой фазы к выгружному отверстию, а через него в приемный сборник твердой фазы центрифуги, производится посредством шнека, вращающегося внутри ротора центрифуги со скоростью выше на 1,5 - 2,0 %, чем скорость вращения ротора (что достигается с помощью дифференциального редуктора). Из приемного сборника твердая фаза выгружается шнековым конвейером в контейнер для последующего обезвреживания или захоронения.

Вода, содержащая суммарно до 1,5% (вес.)[5] нефтяной "фазы" и твердых частиц, выводится из центрифуги в приемную емкость, откуда она насосом перекачивается в процессную емкость МегаМАКСа и начинает циркулировать в системе по большому контуру.

Поскольку количество воды в системе растет за счет поступления содержащейся в донном осадке очищаемого резервуара избыточной "подтоварной" воды, последняя сбрасывается насосом из приемной емкости центрифуги на очистные сооружения или в отстойные емкости.

Нефтяная "фаза", выделенная в процессе центрифугирования, выходит из центрифуги самотеком и под действием силы тяжести сливается в приемную емкость, откуда насосом откачивается в сборники Заказчика для последующего использования или продажи.

Суммарное содержание воды и твердых частиц в нефтяной "фазе" центрифугирования обычно (без применения химреагентов) не более 5,0 % (вес), а с применением химреагентов - (1,5-2,0)% (вес). Твердая фаза центрифугирования содержит суммарно до 50% (вес) воды и жидких углеводородов.[5]

Разжижающий агент (дизтопливо или другой нефтепродукт) в объёме 10 - 15 м3 закачивается в главную процессную емкость МегаМАКСа. Операторы заносят в очищаемый резервуар через люк разобранную роботизированную пушку, собирают ее и устанавливают в рабочую позицию. Далее операторы заносят в резервуар через люк бустерный насос и устанавливают его напротив роботизированной пушки. Затем операторы собирают линии шлангов подачи горячего разжижающего агента на роботизированную пушку и откачки бустерным насосом разжиженных донных отложений в главную процессную емкость МегаМАКСа, линии гидрошлангов к бустерному насосу и к роботизированной пушке. После того, как все линии собраны, главный моющий насос начинает подавать разжижающий агент через теплообменник на роботизированную пушку, с помощью которой производится разжижение донных отложений. Разжиженные отложения откачиваются из резервуара бустерным насосом и поступают в систему рециркуляции разжижающего агента.[5]