Эксплуатация скважин. Учебное пособие Эксплуатация. Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ

• Название: Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ
• Анкор: Эксплуатация скважин
• Дата: 24.05.2022
• Размер: 2.57 Mb.
• Имя файла: Учебное пособие Эксплуатация.docx
• Тип: Документы; #546464
• страница: 4 из 20

Рис. 3.4. Схема площадки

фильтров-грязеуловителей


Рис. 3.5. Схема

фильтра-грязеуловителя

а площадке фильтров-грязеуловителей находится три параллельно соединённых фильтра (рис. 3.4), представляющих собой конструкцию типа «труба в трубе» (рис. 3.5). Очистка фильтров производится через люк 1, расположенный на одном из торцов аппарата.

С

Рис. 3.8

истема сглаживания волн давления (ССВД) применяется на нефтепроводах диаметром 720 мм и выше для защиты линейной части магистралей и оборудования НПС от гидравлического удара – интенсивного нарастания давления при резком прикрытии задвижек, остановках насосов и т.п.

Сглаживание волн давления состоит в уменьшении скорости нарастания давления в трубопроводе путём сброса части нефти из приёмного трубопровода ПНПС в безнапорную ёмкость ЕБ. Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение.
4. Резервуары магистральных нефтепроводов
4.1. Эксплуатация резервуаров
4.1.1. Критерии эксплуатационной надёжности

Критериями, характеризующими эксплутационную надёжность резервуаров, являются:

• 
  работоспособность резервуара – состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроки текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов;
  
• 
  безотказность работы резервуара – свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надёжности (критерий прочности, устойчивости и выносливости);
  
• 
  долговечность резервуара и его элементов – свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов.Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы.
  

• 
  ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособлении элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность.
  

Основными факторами, обеспечивающими надёжность и долговечность резервуаров, являются:

• 
  Качественное сооружение оснований и фундаментов;
  
• 
  Качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка;
  
• 
  Соблюдение геометрической формы резервуара и его элементов;
  
• 
  Контроль качества строительных и монтажных работ;
  
• 
  Соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов;
  
• 
  Строгое соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.
  

Своевременная и качественная оценка технического состояния резервуаров и устранение выявленных дефектов повышает их надёжность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы и др.
4.1.2. Обслуживание резервуаров

На трубопроводы наливных и перекачивающих станций должны быть составлены технологические схемы.

Каждый трубопровод должен иметь определённое обозначение, а запорная арматура – нумерацию. Обслуживающий персонал должен знать схему расположения трубопроводов, а также расположение задвижек и их назначение.

Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером.

Все изменения, произведённые в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны заноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала.

Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах необходимо:

• 
  поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;
  
• 
  содержать в исправном эксплутационном состоянии всё резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, подъёмные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);
  
• 
  проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;
  
• 
  не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной воды из резервуаров.
  

Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов необходимо:

• 
  обеспечить полную герметизацию кровли;
  
• 
  осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости и по возможности в ночное время;
  
• 
  максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;
  
• 
  окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.
  

Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы необходимо:

• 
  поддерживать полную герметизацию системы;
  
• 
  регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;
  
• 
  систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;
  
• 
  утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов в зимнее время.
  

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

При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъёма (опускания) понтона (плавающей крыши) не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъёма понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают:

• 
  номер резервуара по технологической схеме;
  
• 
  вместимость резервуара, м³;
  
• 
  высоту резервуара, м;
  
• 
  базовую высоту резервуара, м;
  
• 
  диаметр резервуара, м;
  
• 
  максимальный уровень продукта в резервуаре, см;
  
• 
  минимальный уровень продукта в резервуаре, см;
  
• 
  тип и число дыхательных клапанов;
  
• 
  максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м³/ч;
  
• 
  максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.
  

Технологические карты на резервуары утверждаются руководством предприятия.

При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктов и повернуть в боковое положение.

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены.

Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчётную высоту.
4.1.3. Обслуживание технологических трубопроводов

резервуарных парков
Надёжная безаварийная работа трубопровода и безопасность их эксплуатации обеспечиваются постоянным наблюдением за состоянием трубопроводов, их арматуры и деталей, своевременным ремонтом в объёме, определённом при осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла.

На технологические трубопроводы, транспортирующие легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин, нефть), должны быть составлены паспорта. На остальные технологические трубопроводы необходимо завести эксплуатационные журналы в которые заносятся даты и данные о проведённых ревизиях и ремонтах.

Основной метод контроля надёжной и безопасной работы технологических трубопроводов – периодические ревизии, результаты которых служат основанием для оценки состояния трубопровода.

Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливает администрация предприятия в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но они должны быть не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.

При ревизии технологических трубопроводов необходимо провести наружный осмотр трубопровода, проверить состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепёжные детали, герметичность всех соединений, состояние опор и фундаментов, компенсаторов, арматуры, правильность работы дренажных устройств, осмотреть внутреннюю поверхность участка трубопровода, освобождённого от отложений (разобрать или вырезать указанный участок), установить наличие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов, фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры.

Надёжность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на плотность не реже одного раза в три года.

Давление испытания на прочность устанавливается проектом и должно быть:

• 
  для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0,5 МПа – 1,5, но не менее 0,2 МПа;
  
• 
  для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0,5 МПа – 1,25, но не менее.
  

Трубопровод выдерживают под испытательном давлением в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего. При испытании под рабочим давлением трубопровод осматривают, а сварные швы обстукивают молотком. Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено течи и отпотевания.


4.2. Обследование металлических резервуаров
Оценка технического состояния резервуара должна проводиться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса (отключения), без их опорожнения и очистки, с целью предварительной оценки их технического состояния. Полное обследование резервуаров проводится после вывода их из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки.

Частичное обследование включает:

1. ознакомление с технической документацией;

2. внешний осмотр резервуара;

3. измерение толщины поясов стенки резервуара;

4. измерение геометрической формы стенок и нивелирование днища;

5. проверку состояния основания и отмостки;

6. составление технического заключения по результатам обследования.

Полное обследование предусматривает выполнение следующих работ:

1. ознакомление с технической документацией;

2. внешний осмотр резервуара с внутренней и внешней стороны, внешний осмотр понтона и плавающей крыши;

3. измерение толщины поясов стенки кровли днища, понтона (плавающей крыши) резервуара;

4. контроль сварных соединений неразрушающими методами;

5. 
   5. механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений;
   

6.химический анализ металла;

5. 
   7.измерение расстояний между понтонами (плавающей крышей) и стенкой резервуара;
   
6. 
   8.измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;
   
7. 
   9.проверку состояния уплотнения между понтонами (плавающей крышей) и стенкой резервуара;
   
8. 
   10.проверку состояния основания и отмостки;
   
9. 
   11.составление технического заключения.
   

Данные технического обследования и дефектоскопии резервуара и его элементов служат основанием для установления возможности его дальнейшей эксплуатации.

Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, кровли, днища, ферм, связей, балок) или всего резервуара проводится на основании детального рассмотрения результатов технического обследования, полной дефектоскопии с учётом всех факторов, снижающих его надёжность при эксплуатации.

Все выявленные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, вертикальность, уклон корпуса и другое, должны быть сравнены с допускаемыми по действующим СНиП.

В случае выявления недопустимых отклонений от установленных СНиП, стандартами ТУ резервуар подлежит выводу из эксплуатации.

Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующим испытанием и проверкой.

Метод ремонта назначается в соответствии с картами исправлений дефектов, указанных в Руководстве по ремонту металлических резервуаров для хранения нефти.
4.2.1. Дегазация резервуаров
При подготовке резервуаров к ремонтным работам и дефектоскопии производятся операции по их дегазации. Применяемые на практике процессы дегазации основаны на вытеснении паров горючих жидкостей в атмосферу. Это обстоятельство определяет пожарную и экологическую опасность этих операций. Пары нефтепродуктов тяжелее воздуха, они способны накапливаться на территории резервуарного парка в различных углублениях и в смеси с воздухом быстро образовывать взрывоопасные концентрации (особенно в пасмурные дни и при малой скорости ветра). Пары могут скапливаться в зонах аэродинамической тени резервуаров и обваловании. Большое количество паров вытесняется из резервуаров с нефтью и бензином вследствие их высокой концентрации.

Взрывоопасные концентрации паров в смеси с воздухом создаются при дегазации и во внутреннем объёме резервуаров, что при наличии источников зажигания (разряды статического электричества, самовозгорание пирофорных отложений, искры вентиляторов и др.) может привести к воспламенению паровоздушных смесей внутри резервуаров или снаружи, которые сопровождаются разрушением аппаратов, возникновением пожара, а иногда поражением людей.

Образование взрывоопасных концентраций паров и газов внутри резервуаров, выход паров и возможность образования взрывоопасных концентраций на территории резервуарного парка, возможность появления источников зажигания на территории нефтебазы. Процесс аэрации из-за такой высокой пожарной опасности был прекращён.

Перспективным методом дегазации является принудительная вентиляция. Подбирается вентилятор (а в некоторых случаях эжектор), обеспечивающий требуемую кратность воздухообмена. При вместимости резервуара 3000 м³ и более устанавливают несколько вентиляторов.

Дегазацию резервуаров инертными газами (азотом, углекислым газом, продуктами сгорания) применяют при проведении ремонтных работ снаружи резервуаров, без их полной очистки. Безопасное содержание кислорода в объёме резервуара с парами нефтепродуктов зависит от вида применяемого разбавителя и составляет от 6,5 до 10 %. Такой уровень достигается при подаче в резервуар на продувку 45 объёмов инертного газа.

При подготовке к ремонту резервуаров небольшой вместимости вытеснения паров горючих жидкостей достигают заполнением водой.

Представляет интерес дегазация путём заполнения резервуаров воздушно-механической пеной средней или высокой кратности. В некоторых случаях заполнение резервуаров производят легкоразрушающей пеной, газифицированной инертным газом. После заполнения резервуара пена быстро разрушается и резервуар остаётся заполненным инертным газом. Такие способы дегазации позволяют проводить ремонтные или демонтажные работы без полной очистки резервуаров.

В последнее время при подготовке резервуаров к ремонту применяют ПАВ. Растворы ПАВ используют для отмывки отложений в ёмкостях. Дегазацию ёмкостей путём замещения груза нефтепродуктом, обладающим более высокой температурой вспышки. Этот способ применяют для перевода взрывоопасной среды объёмов танков в пожароопасную перед проведением подготовки танкеров к ремонту.
5. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РЕЗЕРВУАРАХ

Резервуары можно классифицировать по следующим признакам.

По материалу:

– металлические;

– железобетонные;

– каменные;

– земляные;

– синтетические;

– ледогрунтовые;

– горные.

По отношению к уровню земли:

– подземные;

– наземные.

По величине избыточного давления:

– резервуары низкого давления, у которых избыточное давление мало отличается от атмосферного (Р_н ≤ 0,002 МПа);

– резервуары высокого давление (Р_н ≥ 0,002 МПа).

По технологическим операциям:

– резервуары для хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов;

– резервуары для хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов;

– резервуары–отстойники;

– резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефтепродуктов с высоким содержанием насыщенных паров.

По конструкции:

– стальные резервуары вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые;

– железобетонные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные).

Несмотря на многообразие конструкций резервуаров наибольшее распространение в нашей стране получили наземные вертикальные цилиндрические резервуары, которые в зависимости от их назначения или условий эксплуатации можно разделить на следующие типы:

– типовые сварные вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей;

– с понтоном и плавающей крышей;

– резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах.