ООО Башкирская машино-испытательная станция выпускает малогабаритную парогенераторную установку предназначенную для технологической мойки и очистки оборудования.

Очистка резервуаров от отложений является опасной и трудоёмкой работой, которая требует значительных материальных затрат. Даже самый прогрессивный метод зачистки – химико-механизированный не исключает ручной труд и пребывание людей в загазованной зоне внутри резервуара. В зависимости от конкретных условий (типа, вместимости резервуара, наличия в нем стационарной системы размыва донных отложений, количества и механических свойств твердых нефтеостатков) для очистки резервуара могут применяться различные способы и технологические схемы.

Следует отметить, что способы очистки резервуаров подразделяются на три вида: ручной, механический (механизированный) и механизированный способ очистки с применением моющих средств (химико-механизированный).

При ручном способе очистки ёмкость после удаления твёрдых остатков пропаривают, промывают горячей (30 – 50) С водой из пожарного ствола при давлении (0,2 – 0,3) МПа. Промывочную воду с оставшимся нефтешламом откачивают насосом. Применение ручного метода очистки нефтяных резервуаров имеет следующие недостатки:

• Огромный риск для здоровья и безопасности людей, производящих очистку резервуаров ручными методами;
• Персонал, занимающийся очисткой резервуаров, обычно подготовлен значительно хуже персонала, занимающегося обслуживанием основного оборудования предприятий, связанных с добычей, переработкой и транспортировкой нефти. Этот фактор многократно увеличивает риск человеческих ошибок и даже преступной халатности. Не секрет что в России для выполнения подобных работ зачастую используется труд неквалифицированных низкооплачиваемых рабочих;
• При подобных методах очистки всегда происходит загрязнение окружающей среды (водного и воздушного бассейнов и почвы земли);
• Объем нефтеотходов, генерируемых при такой очистке, огромен. Это создает проблемы с их последующей транспортировкой, захоронением, повторной переработкой и/или обезвреживанием.

Механизированный способ очистки может осуществляться подачей горячей воды под давлением через специальные моечные машинки (гидромониторы), пропаркой поверхности резервуаров в течение нескольких суток перегретым паром и последующей механической очисткой, или же с помощью аппаратов струйной абразивной очистки. Такой способ очистки значительно сокращает время очистки, уменьшает простой резервуара, уменьшает объём тяжелых операций, вредных для здоровья человека, и снижает стоимость процесса очистки резервуара. К недостаткам механизированного способа очистки резервуаров следует отнести большой расход тепловой энергии на подогрев холодной воды, необходимость откачки загрязнённой воды на очистные сооружений, сравнительно большие потери легких фракций из нефтеостатков.

Суть химико-механизированного способа в том, что очистка резервуаров производиться с помощью растворов моющих средств, улучшающих отделение осадка от стенок, днища и внутренних конструкций резервуаров. Применение данных растворов способствует повышению качества очистки, интенсивности процесса очистки, характеризуется незначительной степенью применения ручного труда. Основными недостатками способа, которые ограничивают возможности его практического применения, являются дороговизна используемого специального реагента, необходимость дальнейшей очистки растворов моющих средств и утилизации реагента.

Наиболее распространенным методом очистки по всему миру остается ручная очистка резервуаров от нефтешламов. Очистка емкостей в технологическом процессе большинства нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий традиционно рассматривается как последняя по значимости для предприятия.

Кроме того, существуют комбинированные способы очистки емкостей и резервуаров. Вот примерный перечень мероприятий применения комбинированного способа очистки:

– Размыв моющим раствором нефтешламовых отложений, накопленных на днище резервуара;

– Смыв моющим раствором остатков нефтепродукта (нефти) со стенок резервуара;

– Отбор (откачка) нефтешлама, получаемого в процессе размыва отложений со дна резервуара, в емкость временного хранения;

– Отделение нефтепродукта (нефти) от моющего раствора и механических примесей;

– Закачка выделенного нефтепродукта (нефти) в автоцистерны, трубопровод или емкости;

– Дегазация резервуаров и емкостей с применением принудительной напорной вентиляции;

– Механизированная зачистка внутренних поверхностей резервуаров и емкостей;

– Ручная доочистка внутренних поверхностей резервуаров и емкостей;

– Сбор отходов в накопительных быстросборных емкостях.

Этапы производства работ:

1. Обследование резервуара:

Проводится с целью получения следующей информации:

– взрывные и пожарные характеристики;

– состояние газовоздушной среды в резервуаре;

– количество вязких и высоковязких сернистых, парафиновых и механических отложений

2. Подготовка к работе:

– Определение места проведения работ;

– Подключение переносного заземления к резервуарному контуру;

– Прокладка трубопроводов от места проведения работ до резервуара для подачи технического моющего средства (ТМС) и откачки эмульсии из промываемого резервуара;

– Подключение 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;

3. Определение наличия невыбираемого остатка и его откачка.

Перед началом работы при открытом люке резервуара или через замерной люк определяется 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.

Чистый нефтепродукт можно перекачивать в другой резервуар или бензовоз, а при их отсутствии – в накопительную емкость.

4. 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 для принудительной дегазации, должен соответствовать требуемым нормативам.

5.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 60-65оС раствора ТМС производится локальный разогрев нефтепродукта. ТМС подается под давлением 10 кгс/см2. Всасывающий патрубок погружного насоса располагается на расстояние 5-8 мм от дна очищенного резервуара. Металлические части паропроводов и рукавов для ТМС должны быть надежно заземлены. Концентрация паров углеводородов в газовоздушной среде составляет не более 2 г/м3, то есть 5% от нижнего предела взрываемости.

6. Промывка 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.

7. Дегазация газового пространства до санитарных норм:

Для проведения дегазации резервуара должны быть открыты все смотровые и замерные люки. Дегазация выполняется 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.

8. Доочистка 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.

Все вышеизложенное позволяет сделать вывод, что применяемые в настоящее время традиционные технологические процессы обработки поверхностей экологически опасны, длительны по времени, неэффективны и исключительно дорогостоящи. Составляющими высокой себестоимости являются большие теплоэнергозатраты, значительное водопотребление, необходимость в стационарных очистных сооружениях и оборудовании для сепарации нефтепродуктов.

В связи с этим становится крайне актуальна замена традиционных технологий на более прогрессивную, экономичную, повышающую качество очистки отмываемых поверхностей и позволяющую организовать замкнутый безотходный процесс отделения углеводородных соединений.

В качестве такой технологии может выступать микробиологический способ очистки емкостей от нефти и нефтепродуктов. Техническим результатом данного способа является полная очистка емкостей от нефти и нефтепродуктов без образования взрывоопасных смесей газов в полости емкости.

В резервуар с остатком нефти или нефтепродуктов добавляется эффлюент – раствор активного ила анаэробного происхождения максимальной влажности 91%, соотношения углерод/азот/фосфор 25/1/1, рН 7÷8.5. В результате микробиологической реакции и активного симбиоза консорциума микроорганизмов содержащихся в растворе активного ила анаэробного происхождения происходит деструкция нефти и нефтепродуктов до углерода, азота и их соединений с водородом, которые теряют механическую связь со стенками резервуара. Для разложения нефтепродуктов требуется поддерживать концентрацию кислорода в объеме раствора на уровне 2-5 мг/л, что достигается нагнетанием сжатого воздуха в раствор со скоростью 0,5-1,5 м3 воздуха/м3 воды в минуту. При температуре ниже 10 °С воздух необходимо подогревать. По окончании микробиологической активности и полного перехода нефти и нефтепродуктов до углерода, азота и их соединений с водородом производится дренажирование емкости. Полученный в результате очистки раствор активного ила нетоксичен, экологически безвреден и, следовательно, не требует дальнейшей очистки.

На сегодняшний день известны биотехнологии, основанные на способности микроорганизмов к деструкции углеводородов нефти, которые могут использоваться при очистке емкостей от нефтешламов. Преимущество предлагаемого способа заключается в том, что основной используемый продукт (эффлюент) является побочным продуктом переработки органических отходов на биогазовой установке и, следовательно, имеет меньшую себестоимость по сравнению с известными биопрепаратами-нефтедеструкторами.

Рецензенты:

Дерябин Д.Г., д.м.н., профессор, зав. кафедрой ФГБОУ ВПО ОГУ, г. Оренбург.

Герасименко В.В., д.б.н., профессор кафедры химии, заведующий отделением химической технологии переработки нефти и газа и экологии, филиал Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Оренбурге, г. Оренбург.

Владельцы патента RU 2442632:

Изобретение относится к области добычи и переработки нефти, в частности к переработке и утилизации нефтесодержащих осадков – нефтешламов, накапливающихся в резервуарах хранения нефти и темных нефтепродуктов, с дальнейшим использованием получаемого продукта. Способ очистки резервуаров от нефтешлама включает подачу нефти на осадок нефтешлама в придонную часть резервуара для разрушения и разбавления нефтешлама, отвод образующейся при этом смеси из нижней части резервуара с последующим нагревом в теплообменнике до температуры плавления парафинов и возвращение в резервуар путем распределения над осадком в придонной части резервуара при помощи установленного над резервуаром распределителя потока, снабженного гибкими трубопроводами. Смесь подвергают многократной циркуляции по схеме «резервуар-теплообменник-распределитель потока» до образования продукта с температурой кристаллизации, не превышающей температуру окружающей среды. Изобретение позволяет снизить выбросы углеводородов при очистке резервуара и одновременно увеличить эффективность очистки и снизить энергозатраты. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи и переработки нефти, в частности к переработке нефтесодержащих осадков (нефтешламов), накапливающихся в резервуарах различного назначения, в частности в резервуарах для хранения нефти и темных нефтепродуктов, с дальнейшим использованием получаемого продукта.

Известен способ очистки резервуара от донных отложений с помощью передвижной установки. Способ заключается в размывании шламовой массы нагретой водой, при этом размытая шламовая масса откачивается из резервуара в шламосборник (В.Ф. Евтихин, С.Г. Малахова. Очистка резервуаров от остатков и отложений нефтепродуктов: Тематический обзор. – М., 1984, с.34).

Недостаток этого способа – низкая ее эффективность из-за образования в процессе очистки резервуара водой высокоустойчивых эмульсий. Кроме того, способ не обеспечивает утилизацию углеводородных составляющих нефтешлама.

Наиболее близким к заявляемому объекту является способ очистки резервуара и утилизации нефтешламов, накапливающихся в резервуарах различного назначения, включающий подачу нагретой нефти в резервуар для разрушения и разбавления нефтешламов одной струей, отвод образующейся смеси из верхней части резервуара (Пат. №2129534, кл. С02Р 11/18, B01D 17/00, опубл. 27.04.1999 г.).

Недостатки данного способа – высокие выбросы углеводородов из резервуара из-за нагрева верхнего слоя нефти и из-за ее турбулизации и перемешивания при подаче нефти одной горячей струей и отводе образующейся смеси из верхней части резервуара. Кроме того, способ характеризуется низкой эффективностью очистки резервуара: не обеспечивает полного очищения резервуара, требуя последующей доочистки вручную от механических примесей и воды, а также от парафинов, выпадающих в осадок из-за их кристаллизации. Кроме того, способ требует больших энергозатрат на нагрев нефти, подаваемой в резервуар для размыва нефтешлама.

Изобретение направлено на снижение выбросов углеводородов из резервуара при его очистке с одновременным увеличением эффективности процесса очистки и снижением энергозатрат.

Это достигается тем, что в способе очистки резервуара от нефтешламов, включающем подачу в придонную часть резервуара нефти для разрушения и растворения нефтешламов, отвод образующейся при этом смеси из резервуара, согласно изобретению указанную смесь выводят из нижней части резервуара, нагревают в теплообменнике до температуры плавления парафинов и возвращают в резервуар, распределяя над осадком в придонной части резервуара при помощи установленного над резервуаром распределителя потока, снабженного гибкими трубопроводами, причем смесь подвергают многократной циркуляции по схеме «резервуар-теплообменник-распределитель потока» до получения продукта с температурой кристаллизации, не превышающей температуру окружающей среды.

Целесообразно после нагрева смеси нефтешлама с нефтью отделить от нее мехпримеси и воду.

Кроме того, выведенную из резервуара смесь подвергают ультразвуковой обработке либо перед нагревом, либо после нагрева.

Кроме того, перед ультразвуковой обработкой в смесь добавляют диспергатор парафинов и/или депрессорную присадку для снижения температуры кристаллизации (застывания).

На фиг.1 представлена схема установки, иллюстрирующая предлагаемый способ очистки резервуара от нефтешламов, содержащая последовательно установленные резервуар, теплообменник для нагрева смеси нефти с нефтешламом, распределитель потока. Установка может дополнительно содержать сепаратор и/или ультразвуковой генератор, установленный до или после теплообменника. На фиг.2 показана схема установки, содержащая резервуар, теплообменник, сепаратор для отделения мехпримесей и воды, с ультразвуковой генератор, установленный перед теплообменником, распределитель потока.

Установка для осуществления способа очистки резервуара от нефтешламов содержит резервуар 1 с осадком нефтешлама, нижняя часть которого соединена с теплообменником 2. Над резервуаром 1 установлен распределитель 3 потока, снабженный гибкими трубопроводами 4 для распределения над осадком нефтешлама смеси, образованной в результате размыва нефтешлама. Выходная часть гибких трубопроводов снабжена соплами (не показано). Кроме того, установка может содержать сепаратор 5 для отделения мехпримесей и воды от смеси нефти с осадком нефтешлама, а также ультразвуковой генератор 6, установленный либо перед теплообменником 2, как показано на чертеже, либо после него.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале в придонную часть резервуара 1 с осадком нефтешлама подают нефть для разрушения и растворения нефтешлама. Образовавшуюся смесь нефти с суспендированным осадком нефтешлама выводят с низа резервуара, по меньшей мере, одним потоком. Выведенную из резервуара смесь нагревают до температуры плавления парафинов (50-60°С) в теплообменнике 2 для растворения парафинистых отложений в нефти, после чего подают ее в установленный над резервуаром распределитель 3 потока, откуда по гибким трубопроводам 4, снабженным соплами, смесь поступает для размыва осадка нефтешлама затопленными турбулентными струями. Образующуюся при этом смесь растворившегося осадка нефтешлама с нефтью подвергают многократной циркуляции через «резервуар 1 – теплообменник 2 – распределитель 3 потока» до получения продукта с температурой кристаллизации, не превышающей температуру окружающей среды. Окружающей средой является верхний слой нефти в резервуаре.

Желательно из нагретой в теплообменнике смеси нефти с осадком нефтешлама отделить мехпримеси и воду в сепараторе 5, так как механические примеси и вода являются загрязнителями нефти. Являясь центрами кристаллизации парафинов, они увеличивают температуру кристаллизации нефти и снижают растворимость парафинов в нефти и, следовательно, ухудшают эффективность процесса очистки нефтешламов.

Кроме того, смесь нефти с осадком нефтешлама подвергают ультразвуковой обработке в ультразвуковом генераторе 6 либо перед нагревом указанной смеси, либо после ее нагрева. Ультразвуковая обработка смеси нефти с осадком нефтешлама приводит к диспергации парафинов в нефти и снижению вязкости нефти, что также снижает температуру кристаллизации получаемого продукта (смеси нефти с нефтешламом).

Кроме того, перед ультразвуковой обработкой в смесь добавляют диспергатор парафинов и/или депрессорную присадку для снижения температуры кристаллизации нефти, что позволяет растворить большее количество парафинов в том же объеме нефти и, следовательно, увеличить эффективность процесса зачистки и снизить энергозатраты.

Предлагаемым способом создается турбулентный и температурный режим размыва осадка затопленными струями только в придонном слое резервуара. При этом кинетическая энергия струй используется непосредственно на размыв осадка и не затрачивается на турбулизацию и тепломассообмен во всем объеме резервуара. Таким образом, верхние слои нефти не подвергаются воздействию струй, не перемешиваются и не нагреваются (или незначительно нагреваются), а служат естественным защитным слоем, адсорбирующим газы и предотвращающим выбросы углеводородов, образующихся при нагреве придонного слоя нефтешлама.

Вследствие многократной циркуляции смеси нефти с осадком нефтешлама через размывочные устройства (распределитель потока с гибкими трубопроводами, снабженными соплами) происходит размыв осадка и растворение его в нефти до получения продукта с температурой кристаллизации, не превышающей температуру окружающей среды, после чего смесь откачивается на смешивание с товарной нефтью, а в резервуар подают следующую порцию нефти.

Температура кристаллизации образующегося продукта (смеси нефти с нефтешламом) контролируется отбором пробы с линии циркуляции и анализом в лаборатории.

Температура образующегося продукта (циркулирующей смеси нефти с нефтешламом) и температура верхнего слоя нефти в резервуаре измеряется термопарами, установленными после теплообменника на трубопроводе и в верхнем слое нефти в резервуаре.

Способ иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Согласно предлагаемому способу производилась очистка резервуара для хранения нефти объемом 50000 м 3 , в котором в процессе хранения нефти образовался осадок нефтешлама высотой 2 метра. С целью разрушения и растворения нефтешлама в придонную часть резервуара, на осадок нефтешлама, была подана нефть, имеющая температуру кристаллизации -15°С, при помощи установленного над резервуаром распределителя потока, соединенного с гибкими трубопроводами, снабженными соплами. Нефть размывала осадок нефтешлама. При этом смесь, образовавшаяся при разбавлении нефтешлама нефтью, была выведена из нижней части резервуара, нагрета в теплообменнике до 60°С для растворения парафинистых отложений нефти и возвращена в придонную часть резервуара по гибким трубопроводам с соплами через установленный над резервуаром распределитель потока. При помощи сопел смесь вновь размывала осадок нефтешлама с образованием новой порции смеси, причем смесь подвергалась многократной циркуляции (45 циклов) по схеме «резервуар-теплообменник – распределитель потока» до образования продукта с температурой кристаллизации 18°С. Температура верхнего слоя нефти в резервуаре составляла 20°С. Полученный продукт был откачан для смешивания с товарной нефтью. Таким образом, в процессе осуществления описанного способа произошло повышение температуры кристаллизации размывающего продукта от -15°С (для нефти), до 18°С (для смеси нефти с нефтешламом). При этом высота осадка уменьшилась на 0,2 м. Температура верхнего слоя нефти оставалась постоянной – 20°С.

Очистка резервуара была продолжена после подключения сепаратора, установленного после теплообменника для нагрева нефти (смеси нефти с нефтепродуктом) – Пример 2. Так же как и в вышеописанном случае, в придонную часть резервуара, на осадок нефтешлама, была подана нефть с температурой кристаллизации -15°С, которая размывала осадок нефтешлама. Образованная при этом смесь нефти с нефтешламом подвергалась многократной циркуляции, при этом при помощи сепаратора на каждом цикле циркуляции отделялись мехпримеси и вода. Продукт с температурой кристаллизации 18°С был получен через 40 циклов и откачан для смешивания с товарной нефтью. Высота осадка уменьшилась еще на 0,2 м. Температура верхнего слоя нефти составляла 20°С. Снижение осадка на 0,2 м во втором случае произошло за 40 циклов циркуляции, что свидетельствует о повышении процесса очистки резервуара по сравнению с его очисткой без сепаратора.

Пример 3. Далее очистка резервуара была продолжена после подключения ультразвукового генератора, установленного перед теплообменником. Очистка производилась так же, как и в примере 2, с той разницей, что перед нагревом в теплообменнике смесь нефти с нефтешламом подвергалась ультразвуковой обработке. При этом происходила диспергация парафинов в смеси и снижение вязкости нефти. Продукт с температурой кристаллизации 18°С образовался через 38 циклов циркуляции смеси нефти с нефтешламом. При этом высота осадка нефтешлама снизилась еще на 0,2 м. Температура верхнего слоя нефти в резервуаре составляла 21°С.

Очистка резервуара с ультразвуковым генератором, установленным после теплообменника, не проводилась, так как ранее проведенные эксперименты показали одинаковые результаты независимо от места расположения ультразвукового генератора (до или после теплообменника).

Пример 4. Процесс очистки резервуара был продолжен с добавлением новой порции нефти и осуществлялся так же, как и по примеру 3, но перед ультразвуковой обработкой в смесь был добавлен диспергатор парафинов КХ-100 НР-1. После многократной циркуляции в 35 циклов была достигнута температура кристаллизации смеси 18°С. Высота осадка нефтешлама снизилась на 0,2 м. Температура верхнего слоя нефти в резервуаре составляла 21°С.

Пример 5. Процесс очистки резервуара был продолжен с добавлением новой порции нефти и осуществлялся так же, как и по примеру 4 с той разницей, что перед ультразвуковой обработкой в смесь была добавлена депрессорная присадка Dewaxol-73. До достижения температуры кристаллизации смеси 19°С со снижением высоты осадка нефтешлама на 0,2 м было осуществлено 34 цикла циркуляции смеси. Температура верхнего слоя нефти в резервуаре составляла 22°С.

Пример 6 (по прототипу). Для сравнения процесс очистки резервуара был продолжен путем подачи в придонную часть резервуара над осадком нефтешлама нагретой до 50°С нефти при помощи трубопровода, расположенного в нижней части резервуара. В данном случае процесс растворения нефтешлама происходило одной струей нефти, а образовавшуюся при разрушении и разбавлении нефтешлама смесь откачивали из верхней части резервуара и подавали новую порцию нагретой до 50°С нефти. При этом нефть в верхней части нагрелась до 45°С в результате перемешивания нефти, находящейся в резервуаре, за счет турбулизации, создаваемой струей новой порции подаваемой горячей нефти и откачки горячей смеси с верха резервуара.

Как видно, в примерах 1-5 нефть (имеющая температуру 20°С), поданная в начале цикла для разрушения и растворения осадка нефтешлама, циркулировала многократно, в то время как в способе по прототипу (пример 6) для тех же целей постоянно поступала новая порция горячей нефти, а это требовало дополнительных затрат на нагрев каждой порции нефти. При этом температура верхнего слоя нефти по примерам 1-5 составляла 20°С-22°С, а в примере 6 – 45°С, что свидетельствует о том, что при использовании предлагаемого способа снижаются выбросы углеводородов в атмосферу.

Таким образом, использование предлагаемого способа очистки нефтешламов, накапливающихся в резервуарах различного назначения, в частности в резервуарах для хранения нефти и темных нефтепродуктов позволит по сравнению с прототипом снизить выбросы углеводородов за счет обеспечения размыва осадка затопленными струями в придонной части резервуара с созданием защитного слоя нефти в верхней части и за счет размыва осадка струями смеси, распределенными по всей площади резервуара, что исключает турбулизацию всего объема нефти в резервуаре.

Кроме того, многократная циркуляция смеси нефти с осадком нефтешлама даст возможность полностью очистить резервуар от осадка нефтешлама без дополнительной очистки вручную, как это имеет место в прототипе. Более эффективной очистке резервуара способствуют очистка смеси нефти с нефтешламом в сепараторе от мехпримесей и воды, а также ультразвуковая обработка смеси и использование диспергаторов парафинов и/или депрессорных присадок.

Кроме того, многократное использование поданной в начале цикла нефти для разрушения и растворения осадка нефтешлама позволит снизить энергозатраты по сравнению с прототипом на очистку резервуара по предлагаемому способу.

1. Способ очистки резервуара от нефтешламов, включающий подачу нефти на осадок нефтешлама в придонную часть резервуара для разрушения и разбавления нефтешламов, отвод образующейся при этом смеси из резервуара, отличающийся тем, что указанную смесь выводят из нижней части резервуара, нагревают в теплообменнике до температуры плавления парафинов и возвращают в резервуар, распределяя над осадком в придонной части резервуара при помощи установленного над резервуаром распределителя потока, снабженного гибкими трубопроводами, причем смесь подвергают многократной циркуляции по схеме «резервуар-теплообменник-распределитель потока» до образования продукта с температурой кристаллизации, не превышающей температуру окружающей среды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после нагрева смеси нефтешлама с нефтью от нее отделяют мехпримеси и воду.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что выведенную из резервуара смесь подвергают ультразвуковой обработке либо перед ее нагревом, либо после нагрева.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что перед ультразвуковой обработкой в смесь добавляют диспергатор парафинов и/или депрессорную присадку для снижения температуры кристаллизации.

Поделиться ссылкой: