Резервуары и резервуарные парки.

Нефтяные резервуары, устанавливаемые на территории месторождения, представляют собой емкости различных размеров, предназначенных для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти.

Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком. Резервуарные парки, предназначенные для приема и хранения нефти, прошедшей на установках обезвоживания и обессоливания, являются товарными парками. В нефтесборном пункте обычно сооружаются резервуары объемом 2000, 3000 и 10000. Суммарный объем резервуарного парка зависит от плановых показателей на добычу нефти, от обводненности продукции и норм на проектирование. Согласно строительным нормам и правилам объем сырьевых резервуаров должен быть не менее пятикратного суточного объема добычи нефти, а товарных резервуаров – двукратного.

В связи с внедрением высоконапорной герметизированной системы сбора нефти и подготовки нефти строительство резервуарных парков резко сокращается, в связи с чем значительно сократятся и потери нефти от испарения легких фракций из-за негерметичности резервуаров.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении. Для сбора, хранения и замера нефти на нефтяных месторождениях в большинстве случаев сооружают стальные наземные резервуары, реже – бетонные и железобетонные, полностью или частично заглубленные в землю.

Стальные резервуары строят с постоянной или переменной толщиной стенок корпуса. В зависимости от объема и высоты резервуары изготавливают из листовой стали марок Ст2, СтЗ толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям в изготовлении резервуаров не может применяться листовая сталь толщиной менее 4 мм.

Толщину днища резервуара обычно не рассчитывают, поскольку гидростатическое давление, создаваемое столбом жидкости, воспринимается фундаментом, на котором установлен резервуар. Поэтому толщина листовой стали, идущей на изготовление днища резервуаров, не превышает 5 мм.

Крышка резервуара воспринимает внешние нагрузки от снега, внутреннюю нагрузку – от вакуума и избыточного давления в паровом пространстве резервуара. Обычно ее изготавливают из листовой стали толщиной не       более 5 мм.

Крыши вертикальных стальных резервуаров имеют коническую, сферическую или плоскую форму. На нефтяных месторождениях чаше всего сооружаются резервуары с плоской крышей. При этом уменьшается не заполненное нефтью газовое пространство, следовательно, потери легких фракций от малых и больших «дыханий» также уменьшаются. Крыша резервуара располагается на строительных перекрытиях (фермах), которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки.

Оборудование резервуаров должно обеспечивать их правильную и безопасную эксплуатацию, в частности, наполнение и опорожнение резервуаров, замер уровня нефти, отбор проб нефти, чистка и ремонт резервуаров, отстой нефти и удаление подтоварной воды, поддержание давления в резервуаре в безопасных пределах.

На нефтяных стальных резервуарах монтируются следующие технологические элементы и оборудование: приемо-раздаточные патрубки; клапан без принудительного закрытия; приемная труба; замерный люк; световой люк: люк-лаз; комбинированный дыхательный и предохранительный клапан; сифон.

Стальные резервуары подвергаются внешней и внутренней коррозии. Внешняя коррозия вызывается действием агрессивных компонентов атмосферы и почвы. Корпус и крышка резервуара подвергаются атмосферной коррозии. Она не отличается особой интенсивностью, и ее успешно предотвращают нанесением различных красок и масел, а также других коррозионностойких защитных покрытий.

Почвенной коррозии обычно подвергается днище резервуара. Она зависит в первую очередь от химического состава грунтов и их влажности. Наименее агрессивными грунтами являются чистые сухие пески, поэтому засыпка под резервуар песка является одним их способов борьбы с коррозией. Кроме того, против агрессивного действия грунтов и влажного грунта применяют катодную и протекторную защиту. Наиболее простым способом защиты днища резервуара является нанесение на внешнюю поверхность резервуара битумной изоляции.

Внутренняя коррозия резервуаров является более интенсивной, чем внешняя, особенно в присутствии влажного воздуха и сернистых соединений. В этих условиях быстро выходит из строя крышка резервуара, которая постоянно контактирует с газовоздушной смесью. Устранить коррозию крыши можно следующими способами: покрытием внутренней стороны крыши различными металлическими и пластмассовыми материалами, стойкими к воздействию сероводорода и серной кислоты. При покрытии углеродистой стали обыкновенного качества слоем легированной стали (0,1+3 мм) дело имеем с биметаллом; путем сооружения плавающих крыш, предотвращающих поступление кислорода воздуха и паров воды в газовое пространство (этот метод защиты резервуаров является наиболее рациональным); путем закачки в верхнее пространство резервуара азота (этот метод является современным, но дорогостоящим).

Внутренняя поверхность днища и нижних поясов стальных резервуаров находится в непосредственном контакте с подтоварной водой, которая является электролитом. Металл резервуара, как правило, неоднороден по составу и в присутствии электролита отдельные части днища и нижних поясов образуют гальванопары, являющиеся источником электрохимической коррозии. Этот вид коррозии носит питтинговый характер. Коррозионному разрушению днищ и нижних поясов резервуара в значительной степени также способствует подогрев нефти и пластовой воды в установках подготовки нефти.

Защита от коррозии внутренней поверхности днищ осуществляется следующими способами: периодическим добавлением в подтоварную воду щелочей, нейтрализующих кислоты; покрытием днища слоем каменноугольного пека толщиной 3-5 см, который не растворяется в нефтях и в нефтепродуктах; установлением протекторной защиты.

Резервуарный парк- это группа резервуаров разных типов или однотипных резервуаров. Резервуа́р (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. Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразной формы и размеров. 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. . В нефтесборном пункте обычно сооружаются резервуары объемом 2000, 3000 и 10000, реже 400 м. Суммарный объем резервуарного парка зависит от плановых показателей на добычу нефти, от обводненности продукции и норм на проектирование. 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. Стальные резервуары строят с постоянной или переменной толщиной стенок корпуса. В зависимости от объема и высоты резервуары изготавливают из листовой стали марок Ст2, СтЗ толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям в изготовлении резервуаров не может применяться листовая сталь толщиной менее 4 мм, если даже расчетная толщина стенки получается меньше 4мм.

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. Расстояния между резервуарами принимают равными: для резервуаров с плавающими крышами не менее - 0,5 диаметра; для резервуаров со стационарными крышами и понтонами – 0,65 диаметра; для резервуаров со стационарными крышами, но без понтонов – 0,75 диаметра. Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков – это совокупность процессов по приему, хранению и сдачи нефти, испытанию и приемке резервуара в эксплуатацию, его диагностированию, техническому обслуживанию и ремонту.
Резервуары средней и большой емкости в целях экономии материала изготавливаются с переменной толщиной стенки по высоте. Стенки вертикальных цилиндрических резервуаров при отсутствии избыточного давления над поверхностью жидкости испытывают давление, зависящее от высоты столба.

Подземные резервуары для хранения нефтепродуктов Резервуары подземные — это разновидность горизонтальных стальных резервуаров, используемые для хранения нефтепродуктов, воды и других жидкостей под различным избыточным давлением. Емкости заглубляются в грунт или обсыпаются грунтом, при этом наивысший уровень жидкостей, которые хранятся в подземном резервуаре, находится более чем на 0,2 метра ниже минимальной планировочной отметки площадки, прилегающей к резервуару. Для межсезонного хранения нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, керосин) большое значение приобретают подземные емкости, сооружаемые в отложениях каменной соли на глубине от 100 м и ниже. Такие хранилища создаются путем размыва (выщелачивания) соли водой через скважины, которые используются впоследствии при эксплуатации хранилища.

Подземное хранение нефтепродуктов осуществляют в следующих типах хранилищ: 1) хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания ( размыва); 2) хранилища в пластичных породах, сооружаемые методом глубинных взрывов; 3) шахтные хранилища; 4) льдогрунтовые хранилища. Горизонтальные резервуары используют для наземного и подземного хранения нефтепродуктов. При наземной установке резервуар устанавливают на две бетонные опоры высотой 1 - 3 м над уровнем земли. При подземной установке резервуар заглубляют на 1 2 м и кладут да песчаную подушку высотой 200 - 300 мм

1.2. Надземные резервуары

Надземные резервуары – это разновидность стальных горизонтальных резервуаров для хранения нефти, нефтепродуктов, СПГ. И других жидкостей. В России распространены наземные металлические, полуподземные железобетонные резервуары, которые изготавливаются согласно ПБ 03-605-03. Наземные резервуары выполняют, как правило, металлическими (сварными). По форме бывают цилиндрические (вертикальные, горизонтальные), сферические и каплевидные.

Резервуары наземные горизонтальные — важнейшая часть технического оснащения на нефтебазах, складах ГСМ и других различных промышленных объектах, которые не обойдутся без хранения продуктов переработки нефти.

8 Борьба с коррозией при эксплуатации трубопроводов и нефтепромыслового оборудования.

3.1 Виды коррозии и их физико-химические сущности

Коррозией называется разрушение материала в результате химического или электрохимического взаимодействия с внешней средой. Трубопроводы системы сбора могут подвергаться трем видам коррозии: атмосферной, внешней (почвенной) и внутренней (жидкостной).

Атмосферная коррозия - это обычное ржавление (окисление) труб, уложенных на поверхности земли. Разрушительное действие атмосферной коррозии невелико и легко может быть устранено путем окраски поверхности труб масляными красками и лаками, липкими лентами. Атмосферная коррозия обычно бывает равномерной.

Внешняя (почвенная) коррозия трубопроводов наиболее опасна и методы борьбы с ней более сложны и дороги. Почвенная коррозия, возникающая вследствие химического или электрохимического процесса в окружающем трубу грунте, может в некоторых случаях вызвать очень быстрое появление сквозных свищей в металле трубы и вывести трубопровод из строя.

Основной причиной внешней коррозии трубопроводов являются электрохимические процессы.

3.2 Способы защиты труб от внешней коррозии

Защита трубопроводов от почвенной коррозии делится на пассивную защиту и активную защиту. При пассивной защите поверхность трубопроводов покрывается защитными покрытиями и изоляциями. При активной защите устраняются причины, вызывающие коррозию. Пассивную защиту можно осуществлять путем окраски поверхности трубопровода различными красками и лаками или покрытиемтрубопроводов битумной изоляцией. Наиболее распространены защитные покрытия из нефтяных битумов с увеличением их механической прочности путем обертывания гидроизолом. Тип битумного покрытия определяют в зависимости от коррозионной активности грунта.

К активным средствам относятся катодная защита от почвенной коррозии и электрозащита от коррозии, вызываемой блуждающими токами. При активной защите процессы коррозии переносятся с трубопровода на заземляющие устройства. Средства электрозащиты применяют на изолированных трубопроводах, уложенных в грунт с омическим сопротивлением не более 100 Ом'М и в зонах действия блуждающих токов.

Принцип катодной защиты подземных трубопроводов основан на электрохимической теории почвенной коррозии, согласно которой коррозия является результатом образования на поверхности металла трубы гальванопар, в которых движется электрический ток. Коррозия металла трубы происходит в местах выхода положительно заряженных ионов в почву, т.е. в анодах. При катодной защите электрический ток от постороннего источника пропускается в трубопровод и тем самым превращает его в катод, благодаря чему процесс коррозии на поверхности трубы прекращается и переносится на искусственно созданные аноды, состоящие из обрезков металла, зарытых в землю и соединенных электрически с плюсовой клеммой источника постоянного тока.

Для повышения эффективности катодной защиты и сокращения затрат электроэнергии защищаемый участок трубопровода отделяется от соседних фланцевым соединением с изолирующей прокладкой из диэлектрического материала: заземлители (аноды) делают из старых труб, обрезков рельсов.

Для борьбы с электрохимической коррозией металлов применяют также и специфические электрохимические методы, основанные на том, что защищаемый металл подвергается катодной поляризации. В одной из разновидностей катодной защиты, называемой протекторной защитой, это достигается присоединением к защищаемому металлу более активного металла (протектора), который становится анодом, благодаря чему анодные участки поверхности защищаемого металла превращаются в катод по отношению к протектору.

Протекторы изготавливают из металлов, электрический потенциал которых больше потенциала материала трубопровода. При возникновенииразности потенциалов между трубой и почвой протекторы становятся разрушаемыми анодами, в результате чего трубопровод сохраняется от коррозии.

Такими металлами являются магний, рафинированный цинк, алюминий и др.

Преимущества протекторной защиты следующие:

•  отпадает необходимость в сооружении катодных станций;

•  простота схемы;

•  отсутствие эксплуатационных расходов.

К недостаткам следует отнести:

•  сравнительно большие капитальные затраты;

•  необходимость расходования цветных металлов;

•  возможность защиты труб ограниченной длины (до 15 м).

Способы защиты труб от блуждающих токов

Блуждающие токи - электрические токи, идущие по земле от рельсов трамвая, метрополитена, от электрических подстанций и др. В местах выхода электронов трубопровод имеет положительную полярность относительно земли, вследствие чего идет процесс переноса металла (катионов) в землю. На этом участке и происходит разрушениетрубопровода.Поэтому защита трубопроводов от блуждающих токов осуществляется присоединением их к отрицательному полюсу (катоду) катодной станции.Эффективным методом является также прокладка экранирующего трубопровода на пути блуждающих токов.

Способы защиты труб от внутренней коррозии

Как правило, от внутренней коррозии защищают путем ввода ингибиторов коррозии, которые, адсорбируясь поверхностным слоем трубы, образуют защитную пленку от действия коррозионной среды. Наиболее действенными в настоящее время являются ингибиторы ИКБ-2, ИКБ-4, ИКБ-8.

Для предупреждения коррозионных разрушений также применяются различные покрытия внутренней поверхности трубопроводов.Метод нанесения заключается в формировании равномерного слоя покрытия небольшой толщины в процессе движения эластичных пробок с раствором изоляции под действием сжатого воздуха.

Кардинальным является зашита трубопровода от коррозии введением в его состав различных химических добавок, т.е. легирование.

В настоящее время первостепенное значение имеет сокращение числа порывов трубопроводов, которое происходит из-за интенсивной коррозии труб. Коррозией называется разрушение материала в результате химического или электрохимического взаимодействия с внешней средой. Проблема решается комплексной защитой трубопроводов и оборудования. Основными направлениями борьбы с коррозией, которых следует придерживаться при проектировании новых и реконструкции старых месторождений, являются: максимальное приближение объектов предварительного обезвоживания нефти, подготовки и закачки пластовой воды к скважинам; создание эмульсионных режимов перекачки; применение труб в коррозионно-стойком исполнении; восстановление существующих трубопроводов путем протаскивания полиэтиленовых рукавов; использование ингибиторной защиты с периодической очисткой полости трубопроводов, например, пропуском очистных устройств 'или вязкоупругих составов, гелей, саморазрушающихся поршней, строительство установок обескислороживания и закачки бактерицидов.

Трубопроводы системы сбора могут подвергаться трем видам коррозии: атмосферной, внешней (почвенной) и внутренней (жидкостной).

Атмосферная коррозия – это обычное ржавление (окисление) труб, уложенных на поверхности земли. Разрушительное действие атмосферной коррозии невелико и легко может быть устранено путем окраски поверхности труб масляными красками и лаками, липкими лентами. Атмосферная коррозия обычно бывает равномерной.

Внешняя (почвенная) коррозия трубопроводов наиболее опасна и методы борьбы с ней более сложны и дороги. Почвенная коррозия, возникающая вследствие химического или электрохимического процесса в окружающем трубу грунте, может в некоторых случаях вызвать очень быстрое появление сквозных свищей в металле трубы и вывести трубопровод из строя. Основной причиной внешней коррозии трубопроводов являются электрохимические процессы.

Защита трубопроводов от почвенной коррозии делится на пассивную защиту и активную защиту. При пассивной защите поверхность трубопроводов покрывается защитными покрытиями и изоляциями. При активной защите устраняются причины, вызывающие коррозию. Пассивную защиту можно осуществлять путем окраски поверхности трубопровода различными красками и лаками или покрытием трубопроводов битумной изоляцией. Наиболее распространены защитные покрытия из нефтяных битумов с увеличением их механической прочности путем обертывания гидроизолом.

К активным средствам относятся катодная защита от почвенной коррозии и электрозащита от коррозии, вызываемой блуждающими токами. При активной защите процессы коррозии переносятся с трубопровода на заземляющие устройства. Средства электрозащиты применяют на изолированных трубопроводах, уложенных в грунт с омическим сопротивлением не более 100 Ом·м и в зонах действия блуждающих токов.

При катодной защите электрический ток от постороннего источника пропускается в трубопровод и тем самым превращает его в катод, благодаря чему процесс коррозии на поверхности трубы прекращается и переносится на искусственно созданные аноды, состоящие из обрезков металла, зарытых в землю и соединенных электрически с плюсовой клеммой источника постоянного тока.

Для промысловых трубопроводов, транспортирующих нефть с большим содержанием пластовых сильноминерализованных вод или с большим содержанием сернистых соединений, особую опасность представляет внутренняя коррозия. Причинами, вызывающими внутреннюю коррозию трубопроводов, также являются электрохимические процессы, с той только разницей, что роль электролита в этом случае играет минерализованная вода – хороший проводник электрического тока. Зоной коррозии обычно является внутренняя поверхность нижней образующей трубопровода. Это говорит о том, что внутренняя коррозия трубопроводов особенно опасна при расслоенном (ламинарном) режиме движения жидкости.

Как правило, от внутренней коррозии защищают путем ввода ингибиторов коррозии, которые, адсорбируясь поверхностным слоем трубы, образуют защитную пленку от действия коррозионной среды. Наиболее действенными в настоящее время являются ингибиторы ИКБ-2, ИКБ-4, ИКБ-8.

Для предупреждения коррозионных разрушений также применяются различные покрытия внутренней поверхности трубопроводов. Во ВНИИСПТнефти разработан метод нанесения вязких быстротвердеющих полимерных композиций на внутреннюю поверхность протяженных трубопроводов движущимися пробками. Метод нанесения заключается в формировании равномерного слоя покрытия небольшой толщины в процессе движения эластичных пробок с раствором изоляции под действием сжатого воздуха.

Кардинальным является зашита трубопровода от коррозии введением в его состав различных химических добавок, т.е. легирование. Характер действия таких добавок может быть различным. Одни из них повышают термодинамическую устойчивость анодной фазы, другие – пассивируемость ее, третьи благотворно влияют на катодные участки поверхности. Некоторые добавки приводят к лучшему экранированию поверхности металла защитным слоем, образуемым продуктами коррозии. Так, для изготовления нержавеющих труб широкое применение получили хромоникелевые и хромистые стали.