очистка резервуаров от нефтешламов – cccp-online.ru

очистка резервуаров от нефтешламов

Вашему вниманию предлагается статья, опубликованная в журнала Экология Производства в октябре 2009 года

Е.В. Птицына
Группа компаний «ЭкоИнвест»

Разнообразие состава и свойств шламов резервуарного типа требует дифференцированного подхода к их утилизации. Но общим остаётся вопрос: что учитывать при выборе подрядчика для этой работы?

Все резервуары, эксплуатируемые для добычи, переработки и хранения нефтепродуктов, со временем требуют зачистки. На дне и стенках резервуаров накапливаются отложения – нефтяной шлам, который уменьшает полезную площадь резервуара и мешает нормальному продвижению топлива.

Зачистку резервуаров производят в следующие сроки: не менее
1 раза в 2 года при хранении автомобильных бензинов и дизельных топлив;
не менее 1 раза в год при хранении смазочных масел, имеющих компоненты присадок.
Резервуары, предназначенные для других аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов, зачищают по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефтепродуктов и техническим состоянием резервуаров.

Зачистку резервуаров делают так же перед сменой заливаемого в резервуар нефтепродукта, перед подготовкой резервуара к очередному или внеочередному ремонту, при освобождении от пирофорных высоковязких осадков, содержащих влагу, ржавчину и т. д., что в отдельных случаях может произойти и раньше установленных сроков.

За своевременностью проведения такой зачистки строго следят контролирующие органы, но и сами владельцы напрямую заинтересованы в том, чтобы зачистка резервуаров проводилась качественно и в срок, потому что от того, как тщательно она проведена, зависит качество топлива.

Также зачистки требуют резервуары, предназначенные для хранения прочих спецжидкостей (кислот и т.п.). По результатам многих исследований в нефтешламах резервуарного типа соотношение нефтепродуктов, воды и механических примесей (частиц песка, глины, ржавчины и т. д.) колеблется в очень широких пределах: углеводороды составляют от 5 до 90%, вода – от 1 до 52%, твердые примеси- от 0,8 до 65%. Как следствие столь значительного изменения состава нефтешламов диапазон их физико-химических характеристик тоже очень широк. Плотность нефтешламов колеблется в пределах 830-1700 кг/м3, температура застывания – от -3 °С до +80 °С. Температура вспышки лежит в диапазоне от 35 до 120 °С.

Из приведенных данных по составу и свойствам разных типов нефтешламов резервуарного происхождения следует, что в процессе зачистки и переработки шламов могут быть применены различные технологические приёмы в зависимости от их физико-механических характеристик. В большинстве случаев основная часть резервуарных нефтешламов состоит из жидковязких продуктов с высоким содержанием органики и воды и небольшими добавками механических примесей.
Традиционно собранные в процессе зачистки резервуаров нефтепшамы жидко-вязкой консистенции подвергаются разделению на нефтепродукт, воду и твердые механические примеси.

Большинство резервуарных нефтешламов подлежат прямой утилизации.
Довольно часто работы по зачистке резервуаров, вывозу и утилизации нефтешламов выполняются в комплексе одной подрядной организацией. Это позволяет избежать складирования шлама на территории предприятия. Напомню, что на основании Федерального закона от 30.12.2008 № 309-ФЗ с 01.07.2009 срок временного хранения отходов на предприятии сокращен до 6 месяцев. Современное мобильное оборудование позволяет проводить переработку нефтешлама на объекте заказчика, что значительно снижает затраты на транспортировку.

Нередко организациям трудно определиться с выбором подрядчика для выполнения данного вида работ. Что необходимо учитывать в этой ситуации?

Один из наиболее часто задаваемых вопросов – нужна ли лицензия для проведения зачистки резервуаров? Наше мнение, которое подтверждается ответами на запросы от разных территориальных управлений Ростехнадзора, что данный вид деятельности подлежит лицензированию в соответствии с требованиями Федерального закона от 08.08.2001 № 128-ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности», так как в процессе зачистки происходит сбор опасных отходов в резервуаре, их выемка и транспортировка по территории предприятия и за его пределы. Поэтому организация, проводящая зачистку, обязана иметь лицензию на осуществление деятельности по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке, размещению отходов I-IV классов опасности (ст. 9 Федерального закона от 24.06.1998 . № 89-.ФЗ «Об отходах производства и потребления»). Согласно природоохранительному законодательству и требованиям Ростехнадзора и Росприроднадзора, ответственность за выполнение работ по зачистке резервуаров организацией, не имеющей такой лицензии, лежит на предприятии, допустившем про-ведение работ данного вида.

Кроме этого, работы по зачистке резервуаров относятся к работам с повышенной опасностью, и поэтому в соответствии со ст. 16 Федерального закона от 21.071997 № 116-ФЗ «О про-мышленной безопасности опасных производственных объектов» для проведения этих работ необходимы протоколы и удостоверения об аттестации в области промышленной безопасности руководителей, специалистов и работников подрядной организации.

Немаловажно также выяснить, есть ли у подрядчика сертифицированное оборудование и каково его состояние, имеется ли опыт выполнения данного вида работ.

Таким образом, основными критериями при выборе подрядной организации для производства работ по зачистке резервуаров являются:

  • наличие у подрядчика лицензии на сбор, использование, обезвреживание, транспортировку, размещение опасных отходов. Лицензия должна действовать на территории региона, где находится предприятие, в приложении обязательно должны быть указаны вид отхода, зачистку которого производят, и вид деятельности – сбор, транспортировка, обезвреживание;
  • наличие опыта работы и положительных отзывов;
  • соответствующая квалификация персонала подрядчика в области охраны труда и промышленной безопасности;
  • наличие современного мобильного оборудования, позволяющего утилизировать отходы на месте.

С учётом всех этих условий можно выбрать подрядную организацию, полностью соответствующую всем необходимым стандартам, что обеспечит высокое качество производства работ и отсутствие претензий со стороны контролирующих органов.

Резервуары для хранения нефти начали использоваться в нефтедобывающий отрасле еще в начала XIX в. Большинство стандартов, широко применяемых в нефтяной индустрии по всему миру, разработаны Американским нефтяным институтом и Американским обществом инженеров-механиков. Эти стандарты устанавливают такие аспекты хранения нефти и нефтепродуктов, как геометрические размеры резервуаров, материалы для их изготовления, налив нефти в резервуары, их разгрузка и ремонт. Однако в указанных стандартах вскользь говорится об удалении донных нефтешламов из резервуаров и об их мойке. Удивительно, но через 100 лет после постройки первого резервуара для хранения нефти ручная очистка от нефтешламов остается наиболее распространенным методом по всему миру.

На многих предприятиях, хранящих, транспортирующих и использующих в технологическом процессе производства горюче-смазочные материалы, резервуары для их хранения чаще зачищают вручную, что подвергает опасности жизни работников. Для того чтобы емкости исправно работали, необходимо своевременное проведение ремонтных и сервисных работ, к числу которых относят промывку и очистку . Чрезвычайно важная задача – их безопасная организация. К сожалению, пока эта работа не обходится без ручного труда, который пагубно влияет на здоровье и довольно опасен.

Примером может служить несчастный случай, происшедший 4 января 2012 г. с промывальщиком-пропарщиком в г. Ишимбай (Республика Башкортостан). Необходимо было очистить цистерны от остатков печного топлива под налив дизельного. Рабочий одел спецодежду, спецобувь, страховочное снаряжение и приступил к работе с напарником. Подойдя к цистерне и надев шланговый дыхательный прибор (далее ШДП), он по внутренней лестнице спустился внутрь котла цистерны. Напарник передал рабочему инструмент для зачистки внутренней поверхности котла и остался у горловины цистерны, держа в руках страховочную веревку и шланг ШДП. Рабочий приступил к зачистке. Пройдя 2 м от торца цистерны, он поскользнулся, упал и ударился головой о днище котла. Напарник, увидев отсутствие движения страховочного каната, окликнул рабочего, но ответа не последовало. Заглянув внутрь, напарник увидел лежащего на дне рабочего, с помощью других работников были приняты меры по его извлечению из котла цистерны. Полученные им повреждения относят к категории тяжелых: отравление парами нефтепродукта, кома 2-й степени, ушиб и ссадина лба. В крови этиловый спирт не обнаружен. Причина несчастного случая — неосторожные действия рабочего при очистке с помощью швабры внутренней поверхности котла, приведшие к падению с последующими срывом маски ШДП и отравлением парами нефтепродуктов.

Резервуары зачищают не менее 1 раза в 2 года при хранении автомобильных бензинов и дизельного топлива, не менее 1 раза в год при хранении смазочных масел, имеющих компоненты присадок. Резервуары, предназначенные для других аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов, зачищают по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефтепродуктов и техническим состоянием резервуаров. Зачистку делают также перед сменой заливаемого в резервуар нефтепродукта, перед подготовкой к очередному или внеочередному ремонту, при освобождении от пирофорных высоковязких осадков, содержащих влагу, ржавчину и т.д., что в отдельных случаях может произойти и раньше установленных сроков.

Резервуары зачищают специальные бригады. Перед началом работ все члены бригады проходят инструктаж по правилам безопасного ведения работ и оказания первой помощи при несчастных случаях. Ответственное лицо заносит в наряд-допуск фамилии всех членов бригады, делает отметку о прохождении ими инструктажа и оформляет акт о готовности резервуара для проведения зачистных работ, в котором отражает следующие данные:

  • от какого нефтепродукта будет освобожден резервуар;
  • какие будут отсоединены трубопроводы и открыты люки;
  • будет ли пропарка и в течение какого времени; будет ли заливаться вода в резервуар;
  • результаты анализа воздуха на содержание углеводородов, сероводородов и тетраэтилсвинца (далее ТЭС);
  • перечень средств, которыми предусматривается зачистка.

При зачистке резервуаров в первую очередь удаляют осадок, оставшийся в нижней части резервуара, — смесь хранимого нефтепродукта с грязью, ржавчиной, присадками, а в некоторых случаях и с водой. Осадок из резервуара убирают при помощи подъездных средств, насосов или вручную. При увеличении в резервуаре концентрации вредных паров выше регламентированных санитарными нормами значений работы прекращают. Рабочие уходят из резервуара, после чего проводят его дегазацию до тех пор, пока концентрация вредных паров не достигнет значений, предусмотренных санитарными нормами.

Ручной метод очистки нефтяных резервуаров имеет недостатки:

1) огромный риск для здоровья и безопасности людей, проводящих очистку; загрязнение окружающей среды (водного и воздушного бассейнов и почвы);

2) объем нефтеотходов, генерируемых при такой очистке, огромен.

Это создает проблемы с их последующими транспортированием, захоронением, повторной переработкой и (или) обезвреживанием.

Существуют две основные причины, угрожающие безопасности при очистке резервуаров. Во-первых, ручная очистка силами сервисных компаний вошла в нормальную практику по всему миру. При этом заказчик уделяет мало внимания оценке подрядчика с точки зрения безопасности проведения работ. Причем данный факт характерен и для ряда российских предприятий.

Во-вторых, стадия очистки резервуаров в технологическом процессе нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий традиционно рассматривается как последняя по значимости и откладывается на как можно более поздние сроки. Когда с очисткой уже нельзя больше тянуть, предприятие спешно ищет подрядчика, руководствуясь при этом не безопасностью и качеством работ, а стоимостью оказываемых услуг. Зачастую даже не проводят анализ методов очистки резервуаров, которыми будет пользоваться нанятая для этих целей сервисная компания. В результате указанных выше факторов низкоквалифицированные чистильщики работают внутри резервуаров, уровень нефтешлама в которых доходит иногда до 5 м, используя при этом далеко не безопасные методы очистки.

В большинстве стран при выборе сервисной компании для оказания подобных услуг минимальная цена очистки резервуара превалирует над риском пожара или даже взрыва. Статистически более 80 % всех несчастных случаев – следствие человеческого фактора, а в отношении очистки резервуаров данная цифра приближается к 100 %. Данный замкнутый круг, при котором низкая безопасность очистных работ – следствие их низкой стоимости, многократно повышает риски как для работников предприятия, так и для его инфраструктуры в целом. К сожалению, картина очистки резервуаров от донных нефтешламов практически не изменилась со времени, когда был введен в действие первый резервуар (100 лет назад), который чистили лопатами и швабрами.

Еще одна проблема — воздействие углеводородов на здоровье человека при ручном методе зачистки резервуаров. Не секрет, что длительное воздействие углеводородов, попадающих в органы дыхания человека, крайне отрицательно сказывается на здоровье, вызывая ряд тяжких заболеваний, включая раковые. Зачастую средства индивидуальной защиты, применяемые при очистке, примитивны и фактически не защищают человека от крайне вредной атмосферы внутри резервуаров. Отметим, что в странах, традиционно добывающих нефть на протяжении многих десятилетий, средства индивидуальной защиты рабочих, очищающих резервуары, хуже, чем в странах, относительно недавно приступивших к добыче и переработке нефти .

Очистка нефтяных и нефтепродуктовых резервуаров — колоссальный источник загрязнения окружающей среды по всей планете. Созданные во многих странах институты защиты окрущающей среды, включая экологическую полицию, считают приоритетными технологии, исключающие загрязнения, по сравнению с технологиями, позволяющими утилизировать и обезвреживать загрязнения, генерируемые в результате производственной деятельности.

При ручной очистке резервуаров от нефтешламов образуется огромное количество отходов 1-го класса опасности, которые обычно сбрасывают в шламонакопители, загрязняя окружающую среду за счет испарений углеводородов, их биодеструкции и миграции с грунтовыми водами. Перерабатывать такие нефтеотходы из шламонакопителей крайне сложно и затратно.

Как известно, нефтешламы из резервуаров на 60—90 % состоят из углеводородов. Если непосредственно в процессе очистки выделить эти углеводороды и вернуть их в производство в качестве промежуточного продукта, то объем нефтешлама, подлежащего захоронению, снизится соответственно на 60—90 %. Подчеркнем, что переработать «свежий» нефтешлам, извлеченный из резервуара при его очистке, значительно проще, чем пролежавший длительное время в шламонакопителе.

Донные нефтешламы могут быть удалены только специальными методами. Их невозможно откачать так, как откачивают нефть. Затраты складываются из оплаты труда работников, удаляющих шлам из резервуаров, а также из расходов на утилизацию и (или) захоронение нефтяных шламов — отходов 1-го класса опасности. Последняя статья расходов определяющая.

В России ежегодно образуется более 3 млн т неф-тешламов: нефтедобывающие компании — более 1 млн т нефтешламов и нефтезагрязненных грунтов; нефтеперерабатывающие предприятия — 0,7 млн т; нефтяные терминалы — 0,3 млн т; другие источники, включая железнодорожный транспорт, аэропорты, морские порты, — 0,5 млн т .

Большинство крупных российских нефтяных компаний используют услуги сторонних организаций для переработки и захоронения нефтешламов. В зависимости от региона стоимость захоронения нефтешлама в России варьируется от 700 до 1300 руб. за 1 м3 (24—45 долл. США). В связи с принятием Правительством Российской Федерации более жестких законов, связанных с охраной окружающей среды, данные цифры имеют тенденцию к постоянному увеличению. При использовании специализированного оборудования удаляемый из резервуаров нефтешлам перерабатывают с извлечением из него нефтяной (углеводородной) составляющей, которую возвращают в производство вместе с нефтью. При этом количество шлама, подлежащего дальнейшему обезвреживанию или захоронению, снижается в 6—10 раз.

Ручную зачистку внутренней поверхности резервуара выполняют в два этапа: на первом — при помощи лопаток и скребков, изготовленных из цветных металлов или неметаллических материалов, снимают слой осадка с внутренних стенок резервуара с его последующим удалением, что может привести к отравлениям, возгораниям и травмам; на втором — стенки внутренней поверхности резервуара промывают и протирают. Если зачистку проводят в летний период, когда источники горячей воды, пара не работают, то используют воду из водопроводной сети. Для этого резервуар заполняют водой так, чтобы вода вместе с частичками нефтепродуктов непрерывно сливалась через заливной или замерный люк, что может стать причиной значительного загрязнения окружающей среды.

Для экономии воды резервуар, полностью заполненный водой, оставляют на 10—12 ч, давая возможность всплыть на поверхность частичкам нефтепродуктов. По истечении данного времени в резервуар добавляют чистую воду, а смесь нефтепродуктов с водой сливают до тех пор, пока не будет удален слой нефтепродуктов с поверхности воды. Затем воду из резервуара сливают и промывают его водой из брандспойта. После этого резервуар проветривают, открыв для этого все люки и задвижки. Окончательно его внутреннюю поверхность протирают мешковиной или деревянными сухими опилками с их последующим удалением. Для зачистки резервуаров применяют и пар, что в случае нарушения технологии производства работ может привести к ожогам персонала, а также к разрыву эксплуатируемого оборудования. При использовании пара после снятия и удаления осадка полностью закрывают люки, задвижки и в течение 2—3 ч непрерывно подают пар в резервуар. Прекратив подачу пара, одновременно открывают люки и задвижки и проветривают резервуар с последующей протиркой.

Все более актуально применение в нашей стране профессиональных и автоматизированных комплексов очистки резервуаров. Выбор таких комплексов в мире, к сожалению, не очень велик. Так, механизированную зачистку горизонтальных резервуаров вместимостью до 50 м3 из-под бензинов, дизельных топлив и смазочных масел выполняют моечной установкой УМ-1. При помощи данной установки проводят частичную или полную зачистку.

Преимущество данного способа — питание электродвигателей и электроподогревателя осуществляется от щита автозаправочной станции или нефтебазы по кабелю, пульт управления которыми во время зачистных работ снимают с УМ-1 и выносят из зоны, загазованной парами углеводородов, что не допускает наличия источника зажигания во взрывопожароопасной среде и обеспечивает безопасность персонала. Установкой УМ-1 проводят сокращенную и полную зачистку резервуаров из-под бензинов, дизельного топлива и масел. Операции сокращенной зачистки (согласно ГОСТ 1510—84):

  • откачка остатка нефтепродукта в специально подготовленную емкость для дальнейшей утилизации либо вторичного использования, что обеспечивает экологическую безопасность процесса;
  • мойка гидромонитором струями воды под давлением. В холодное время года с температурой воздуха ниже 10 °С применяют (и для резервуаров из-под масел) горячую воду (40—50 °С), летом — воду без подогрева. Мойку проводят с одновременной откачкой промывочной воды и эмульсии эжектором (ее продолжительность 1—2 ч, давление промывочной воды не менее 0,5 МПа), т.е. по замкнутому циклу, что обеспечивает высокую экологичность производства, снижает количество сточных вод;
  • выборка осадка, протирка насухо (продолжительность 10—15 мин), что позволяет наливать продукт непосредственно после проведенных работ.

Полную зачистку проводят перед ремонтом. Ее операции:

  • откачка остатка нефтепродукта;
  • мойка гидромонитором по замкнутому циклу (продолжительность мойки 1—2ч);
  • дегазация принудительным вентилированием в течение 4 ч;
  • мойка внутренней поверхности резервуара чистой водой с помощью распылителя. Продолжительность мойки 10—15 мин (200 л). Одновременно проводят выкачку этой воды эжектором;
  • отбор проб воздуха из резервуара (0,3 м от днища) на содержание в нем углеводородов и ТЭС (продолжительность отбора проб 1 ч);
  • выборка осадка вручную (время выполнения операции 10—15 мин).

Перед ведением огневых работ повторно отбирают и анализируют пробы воздуха из резервуара на содержание в нем углеводородов и ТЭС. В случае повышения их предельно допустимых концентраций после выборки осадка осуществляют дополнительное вентилирование в течение 1—2 ч, что снижает опасность возникновения чрезвычайных ситуаций .

Наиболее эффективный способ, исключающий выбор донного осадка вручную, реализован на установке «МегаМАКС». Безопасная работа комплекса обеспечена рядом факторов: расстояние от резервуара 150 м и более; гидроприводное оборудование, включая вспомогательное, обеспечивающее удаление шлама из резервуара; автоматический мониторинг качества заземления всех элементов комплекса, находящихся внутри резервуара при очистке, с автоматическим отключением подачи моющих агентов в случае ухудшения качества заземления, а также газовой среды в резервуаре с автоматическим отключением подачи моющих агентов в случае приближения к границам взрываемое™.

Безопасность персонала обеспечена минимальным временем его нахождения внутри резервуара

при проведении очистных работ. Присутствие рабочих в резервуаре необходимо только при установке вспомогательного оборудования (роботизированная пушка, бустерный насос, моющие головки). Непосредственно процесс извлечения шлама проходит без присутствия человека в резервуаре, однако шламовый экстрактор собирают вручную внутри цистерны. Роботизированной пушкой дистанционно управляет оператор, находящийся за пределами резервуара.

Комплекс позволяет не только механизированным способом извлекать нефтешлам из резервуара, но также перерабатывать его методом разделения фаз, тем самым обеспечивая его экологичность. Современная центрифуга, спроектированная специально для вязких нефтешламов, разделяет их на нефтяную, водную и твердую фазы. Нефтяная фаза возвращается в производство, вода находится в обороте с частичным ее выводом из рециркуляции на очистные сооружения (в случае наличия подтоварной воды в очищаемом резервуаре). Твердая фаза — отход, подлежащий дальнейшему обезвреживанию или захоронению. Однако количество такого отхода снижается на 60—90 % по сравнению с ручной зачисткой резервуаров.

Экономическая целесообразность использования подобных комплексов продиктована тремя их основными достоинствами: возвратом в производство нефтяной фракции, извлеченной из донного нефтешлама; многократным снижением объема нефтеотходов, подлежащих вывозу и захоронению (или обезвреживанию); увеличением скорости оборачиваемости резервуарного парка за счет снижения времени нахождения резервуаров под очисткой.

Сделаем вывод, что основные производственные процессы при подготовке цистерн к наливу нефтепродуктов, крытых и других вагонов к перевозке должны быть максимально автоматизированы и механизированы. Следует предусматривать наиболее оптимальный режим выполнения операций по обработке емкостей, направленный на повышение безопасности работ: сведение к минимуму ручного труда; сокращение времени пребывания работника внутри цистерны или емкости .

Дополнительным способом повышения безопасности может стать замена шламового экстрактора на установку фрезы для выборки шлама на телескопическую основу, исключающую повреждение внутренних стенок цистерны, посредством чего будет исключена его ручная сборка внутри емкости, что обезопасит данный технологический процесс..

Реализация предложенного метода выборки донных отложений (шлама) поможет привести к снижению человеческих жертв, связанных со взрывами, с отравлениями парами углеводородов, экологическими катастрофами и другими чрезвычайными происшествиями, причина которых — человеческий фактор.

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.

Проблемы очистки нефтяных резервуаров глазами специалистов

От трех до пяти процентов от всей добываемой нефти в конечно счете не может быть использовано для последующей переработки. При транспортировке нефти нефтеналивными судами и ее хранении в резервуарах, на дне осаждается нефтешлам состоящий из частиц минерального (не нефтяного происхождения) и наиболее тяжелых углеводородов в основном парафинового ряда, удельный вес которых выше плотности нефти и воды.

Нефтедобывающие предприятия начали использовать резервуары для хранения нефти с начала 19-ого века. Большинство стандартов, широко применяемых в нефтяной индустрии по всему миру, разработаны Американским Нефтяным институтом (API – American Petroleum Institute) и Американским Обществом Инженеров Механиков (ASME – American Society of Mechanical Engineers). Эти стандарты покрывают такие аспекты хранения нефти и нефтепродуктов как геомертические размеры резервуаров, материалы для их изготовления, налив нефти в резервуары и их разгрузка, ремонт резервуаров. Однако в указанных стандартах буквально вскользь говорится об удалении донных нефтешламов их резервуаров и их мойке. Удивительно, но через 100 лет после того, как был построен первый резервуар для хранения нефти, ручная очистка резервуаров от нефтешламов остается наиболее распространенным методом очистки по всему миру.

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.

II. Безопасность очистки резервуаров – фундаментальная проблема

Две основные причины создают проблемы безопасности при очистке резервуаров. Первая заключается в том, что ручная очистка силами сервисных компаний вошла в нормальную практику повсеместно по всему миру. При этом Заказчик обычно мало уделяет внимания оценке подрядчика с точки зрения безопасности проведения работ. Причем данный факт характерен и для ряда Российских предприятий. Некоторые компании, такие как SAUDI ARAMCO (Саудовская Аравия) или CHEVRON (США) проводят тщательную предварительную экспертизу на предмет безопасности производства работ по очистке резервуаров, которые осуществляют сервисные компании, однако это скорее исключение, чем правило.

Второй аспект проблемы даже более важен и критичен в плане безопасности выполнения указанных работ. Очистка резервуаров в технологическом процессе нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий традиционно рассматривается как последняя по значимости для предприятия. По этой причине очистка резервуаров откладывается на как можно более поздние сроки. В конечном счете, когда с очисткой уже нельзя больше тянуть, предприятие в спешном порядке ищет подрядчика, руководствуясь при этом в своем выборе, прежде всего не на безопасном и качественном проведении работ по очистке, а на стоимости оказываемых услуг. Зачастую даже не проводится анализ методов очистки резервуаров, которым будет пользоваться нанятая для этих целей сервисная компания.

В результате указанных выше факторов низкоквалифицированные чистильщики работают внутри резервуаров, уровень нефтешлама в которых доходит иногда до 5 метров, используя при этом далеко не безопасные методы очистки резервуаров с взрывоопасной средой.

В большинстве стран при выборе сервисной компании для оказания подобных услуг, минимальная цена очистки резервуара превалирует над риском пожара или даже взрыва. Статистически более 80% всех несчастных случаев являются следствием человеческого фактора, а при очистке резервуаров данная цифра приближается к 100%. К сожалению, данный замкнутый круг, при котором низкая безопасность очистных работ является следствием низкой стоимости работ по очистке резервуаров, многократно повышает риски как для работников предприятия, на котором производятся очистные работы, так и для инфраструктуры предприятия в целом.

К сожалению, картина очистки резервуаров от донных нефтешламов практически не изменилась со времени, когда был введен в действие первый резервуар (100 лет назад), который чистили лопатами и швабрами.

III. Здоровье людей

Другим важным аспектом является воздействие углеводородов на здоровье человека при ручном методе зачистки резервуаров. Не секрет, что длительное воздействие углеводородов, попадающих в органы дыхания человека, крайне отрицательно сказывается на здоровье, вызывая целый ряд тяжких заболеваний, включая раковые. Зачастую средства индивидуальной защиты, применяемые при очистке резервуаров ручными методами, крайне примитивны и фактически не защищают человека от крайне вредной атмосферы внутри резервуаров. Опыт нашей компании показывает, что в странах традиционно добывающих нефть на протяжении многих десятилетий, средства индивидуальной защиты рабочих, занятых на очистке резервуаров хуже, чем в странах, относительно недавно приступивших к добыче и переработке нефти.

IV. Загрязнение окружающей среды

Очистка нефтяных и нефтепродуктовых резервуаров – колоссальный источник загрязнения окружающей среды по всей планете. Созданные во многих странах институты защиты окрущающей среды, включая экологическую полицию, считают приоритетными технологии, исключающие загрязнения, по сравнению с технологиями, позволяющими утилизировать и обезвреживать загрязнения, генерируемые в результате производственной деятельности.

При ручной очистке резервуаров от нефтешламов генерируется огромное количество отходов первого класса опасности, которые обычно сбрасываются в шламонакопители, загрязняя окружающую среду за счет испарений углеводородов, их биодеструкции и миграции с грунтовыми водами. Перерабатывать такие нефтеотходы из шламонакопителей крайне сложно и затратно.

Как известно, нефтешламы из резервуаров на 60-90% состоят из углеводородов. Если непосредственно в процессе очистки выделить эти углеводороды и вернуть их в производство в качестве промпродукта, то объем нефтешлама подлежащего захоронению снизится соответственно на 60-90%. Особо следует отметить что переработать “свежий” нефтешлам извлеченный из резервуара при его очистке, значительно проще, чем пролежавший длительное время в шламонакопителе.

V. Экономический аспект

Донные нефтешламы могут быть удалены только какими-либо специальными методами. То есть их невозможно откачать так, как откачивается нефть. Затраты складываются из оплаты труда работников связанных с работами по удалению шлама из резервуаров, а так же из затрат по утилизации и/или захоронению нефтяных шламов, являющихся отходами первого класса опасности. Последняя статья расходов является определяющей.

В России ежегодно образуется более 3 миллионов тонн нефтешламов. Структура образования нефтешламов примерно следующая:

  • Нефтедобывающие компании – более 1 миллиона тонн нефтешламов и нефтезагрязненных грунтов;
  • Нефтеперерабатываюие предприятия – 0,7 миллионов тонн ежегодно;
  • Нефтяные терминалы – 0,3 миллиона тонн;
  • Другие источники, включая ж/д транспорт, аэропорты, морские порты – 0,5 миллионов тонн.

Большинство наиболее крупных Российских нефтяных компаний используют услуги сторонних организаций для переработки и захоронения нефтешламов. В зависимости от региона, стоимость захоронения нефтешлама в России варьирует от 700 до 1300 руб за 1 куб.м (24 – 45 долл. США). В связи с принятием правительством России более жестких законов, связанных с охраной окружающей среды, данные цыфры имеют тенденцию к постоянному увеличению. При использовании специализированного оборудования, удаляемый из резервуаров нефтешлам перерабатывается с извлечением из него нефтяной (углеводородной) составляющей, которая возвращается в производство вместе с нефтью. При этом, количество шлама подлежащего дальнейшему обезвреживанию или захоронению снижается от 6 до 10 раз.

VI. Что делать?

Следует признать, что все более актуальным становится вопрос применения и в нашей стороне профессиональных и автоматизированных комплексов очистки резервуаров. Выбор таких комплексов, к сожалению, в мире не очень велик. Один из них — МегаМАКС — имеет все основания получить положительные оценки автора данной статьи.

Итак, чем он понравился:

    Безопасность проведения очистки резервуара:

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий