Зачистка резервуаров от отложений, способы очистки

     Зачистка резервуаров перед ремонтами предполагает проведение следующих работ: освобождение резервуара от нефтепродуктов; длительная пропарка и проветривание резервуара с целью его дегазации; промывка внутренней поверхности крыши, корпуса и днища резервуара; удаление твердых отложений, могущих оказаться в резервуаре; протирка насухо стенок крыши и днища резервуаров.

     Работы  по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности.   После того как основная часть нефти из резервуара слита, остатки нефтепродуктов «поднимаются на воду» и сливаются в подготовленные заранее емкости. Перед спуском из резервуара остатков в нем открывают люки и лазы, от резервуара отсоединяют трубопроводы и на приемо-раздаточный патрубок так же, как и на отсоединенные трубопроводы, устанавливают плотные заглушки на прокладках. Примерно за двое суток до зачистки резервуары интенсивно пропариваются острым паром с целью нагрева паров нефтепродуктов и их удаление через люки, а также частичное разрыхление твердых отложений (пульпы) на стенках, днище и крыше резервуара.

     В зависимости от продукта, хранившегося в резервуаре, и в зависимости  от того, насколько резервуар загрязнен  твердыми отложениями, пропаривания назначается  продолжительностью от 15 до 24 часов. При большом количестве отложений простым пропариванием разрыхлить пульпу не удается. В таких случаях может быть рекомендуется пропуск пара через специальные насадки, из которых пар, выходя с большой скоростью, не только нагревает пульпу, но также производит и механическое ее разрушение. Наиболее перспективным для этой цели считается применение гидропультов или специальных стволов, через которые осуществляется подача пара или воды под значительным давлением.

     При зачистке резервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов должны проводиться специальные мероприятия по безопасности. Такие резервуары еще перед вскрытием для зачистки подвергают пропариванию в течение 4-5 суток. Помимо обычных твердых отложений в таких резервуарах образуются пирофорные отложения, состоящие в основном из сернистого железа и способные к самовозгоранию при невысоких температурах.

     Этапы производства работ. В начале происходит обследование резервуара. Проводится с целью получения следующей информации: конструкция резервуара; взрывные и пожарные характеристики; состояние газовоздушной среды в резервуаре; количество вязких и высоковязких сернистых, парафиновых и механических отложений.

     Подготовка Комплекса к работе. Определение места расположения Комплекса для ее развертывания по согласованию с Заказчиком. Ограждение Комплекса предупредительными знаками и лентой. Подключение переносного заземления к резервуарному контуру. Прокладка трубопроводов от Комплекса до резервуара для подачи технического моющего средства (ТМС) и откачки эмульсии из промываемого резервуара. Подключение Комплекса к паромагистрали для подогрева ТМС и откачиваемого нефтепродукта – не обязательное условие, возможно применение собственной транспортабельной котельной установки (ТКУ). Пробное включение двигателей для определения направления вращения и проверки герметизации соединения.

     Определение наличия невыбираемого остатка и его откачка. Перед началом работы Комплекса мастер совместно с представителем Заказчика при открытом люке-лаза резервуара или через замерной люк определяет уровень невыбираемого остатка нефтепродукта метрштоком. Результаты измерений сопоставляется с показателями градуировочных таблиц данного резервуара. После определения остатков в резервуар на определенную глубину опускается всасывающий рукав, либо погружной оседиагональный насос с гидроприводом, для откачки товарного нефтепродукта, который подается в систему очистки и фильтрации, после чего поступает в накопительную емкость Комплекса. Чистый нефтепродукт, по согласованию с Заказчиком, можно перекачивать в другой резервуар или бензовоз, а при их отсутствии - в накопительную емкость Комплекса. Максимальный объем емкости с габаритами 40-футового железнодорожного контейнера - 12 м3.

     Предварительная дегазация резервуара до взрывобезопасного состояния. Для создания условий безопасности использования струйной мойки под давлением, с использованием моечной машины или брандспойта (для темных нефтепродуктов), внутри резервуара необходимо обеспечить взрывобезопасное состояние, которое достигается дегазацией. Взрывобезопасное состояние газовоздушной среды устанавливается по результатам газового анализа, который производится по мере необходимости при проведении работ. Безопасная концентрация паров нефтепродуктов в резервуаре достигается путем промывки внутренней поверхности резервуара ТМС с использованием моечной машины или брандспойта за три полных цикла при постоянном распылении раствора ТМС по поверхности резервуара в течение 20–25 минут. При недостаточном качестве мойки циклы повторяются. После откачки эмульсии и нефтешлама из резервуара при концентрации паров ниже 0,8 нижнего предела воспламенения по прибору (газоанализатор) начинается принудительная дегазация. При снижении в резервуаре концентрации паров нефтепродукта, равного 50 % от нижнего предела воспламенения (0,5 НВП), допустимая скорость поточной струи увеличивается до 50 м/сек. В целях предотвращения в резервуаре застойных зон с малой подвижностью воздуха скорость в начальной стадии принудительной дегазации должна быть не менее 2 м/сек. Вентилятор, установленный в Комплексе для принудительной дегазации, соответствует требуемым нормативам.

     Удаление технологического остатка темного нефтепродукта. В резервуаре из-под высоковязких нефтепродуктов невыбираемый остаток содержит в себе механические примеси, парафиновые отложения и продукты коррозии металла резервуара. В резервуаре при использовании подогретого до 90-100В°С раствора ТМС производится локальный разогрев нефтепродукта. В разогретый резервуар вводится 3-5% моющий раствор «Транс-Нефть» или «ЧистКлин НБ» (в зависимости от загрязнений) в количестве, приблизительно равном количеству оставшегося нефтепродукта. ТМС подается под давлением 10 кгс/см2. Всасывающий патрубок погружного насоса располагается на расстояние 5-8 мм от дна очищенного резервуара. Образующаяся в резервуаре эмульсия подается в Комплекс, где происходит ее очистка и разделение. Металлические части паропроводов и рукавов для ТМС надежно заземлены. Концентрация паров углеводородов в газовоздушной среде составляет не более 2 г/м3, то есть 5% от нижнего предела взрываемости.

     Рассмотрим промывку внутренних поверхностей резервуаров. После удаления технологического остатка нефтепродукта производится промывка резервуара раствором ТМС. Рабочая температура раствора должна быть не ниже 5° С. Для тёмных нефтепродуктов температура раствора должна быть 50-60° С. Давление струи обеспечивает проникновение раствора ТМС в поверхностный слой нефтепродукта без создания брызг, которые при отрыве от поверхности могут заряжаться статическими электричеством. Давление струи на выходе с сопла машинки составляет 10 атм., длина струи равна 12 метров. Производительность и количество циклов промывки зависит от степени загрязнённости и группы нефтепродукта по вязкости.

     Дегазация газового пространства до санитарных норм. Для проведения дегазации резервуара должны быть открыты все смотровые и замерные люки. Дегазация выполняется вышеуказанным вентилятором, промежуточно, по 20 минут в течение 1,5-2 часов для достижения предельно допустимой концентрации: паров бензина в воздухе 100мг/м3; сероводорода - 10 мг/м3; тетраэтилсвинца – 0,005 мг/м3. В резервуарах с понтонами дегазация газового пространства производится последовательно под понтонами и над ними. Вентиляция резервуаров из-под этилированного бензина выполняется посредством промывки раствором ТМС с добавлением в него или распылением отдельно раствора перманганата калия (KMnO4), концентрация которого 0,025%. В течение всего процесса дегазации и в течение каждого часа производится замер концентрации газов с регистрацией данных в графике замеров уровня концентрации газов.

     Рассмотрим доочистку внутренней поверхности резервуара, визуальный контроль за днищем и стенами. Перед заходом оператора в резервуар производится контрольный анализ воздуха в нём на содержание паров нефтепродукта, а во время нахождения оператора в резервуаре для гарантии непрерывно работает вытяжная вентиляция, обеспечивающая 3-4 кратный обмен воздуха. Оператор оснащён специальным костюмом и обувью. Для работы в резервуаре применяется противогаз с панорамной маской, страховочный пояс с крестообразными лямками и сигнально-страховой фал. При работе внутри резервуара задействованы три человека (двое возле люка-лаза, один в резервуаре). Время нахождения оператора в резервуаре составляет 15 минут, отдых – 15 минут. Выбираемые остатки нефтешламов и механические примеси при очистке резервуаров утилизируются по согласованию с Заказчиком. По окончании работ подписывается Акт сдачи-приёмки промытого резервуара.

     Таким образом, проведенный обзор показывает, что очистка резервуара довольно трудоемкий процесс, сопровождается выводом резервуара из эксплуатации на длительный срок. Для предотвращения накопления донных отложений и увеличения продолжительности эксплуатации резервуара между его зачистками рекомендуется сначала производить разогрев резервуара паром до температуры 90-100В°С, а уже потом в разогретый резервуар ввести 3-5% моющий раствор «Транс-Нефть» в количестве, приблизительно равном количеству оставшегося нефтепродукта. Подобная технология сокращает затраты времени и труда.