Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов - Ямуров Н.Р.
ISBN 5-94218-006-7
Скачать (прямая ссылка):
Величины Р|, Р2. Р) зависят от типа резервуара, периода года и их местоположения (климатической зоны).
Потери нефти на линейной части нефтепроводов вычисляют по уравнению
Ут = Рх • С,\ ¦ А / 100 ,
где P-j- норматив естественной убыли при перекачке нефти на расстояние 100 км. Г;-,— количество транспортируемой нефти, I, — дальность транспортирования нефти.
Потери нефти при се хранении в земляных амбарах и их зачистке вычисляют только для мангышлакской нефти по формулам
УХР РХ1>' ('ХР -
Уз=Рз-Схр.
где РХр — норматив естественной убыли нефти при ее хранении в открытых земляных амбарах, Р3 — норматив естественной убыли нефти
при удалении «мертвого осадка» из земляных амбаров при зачистке, GXp — количество хранимой нефти.
Способы переработки амбарной нефти и нсфтсотходок
При выходе разливов нефти из нефтепровода в окружающую среду вода и почва загрязняется углеводородами, входящими в ее состав.
В это время наблюдаются процессы испарения, растворения и проникания нефти в почву. На воде нефть распространяется слоем толщиной в несколько миллиметров. Попадание нефти в почву приводит к снижению ее биологической продуктивности. Наиболее токсичными признают углеводороды с пределами кипения от 150 до 275 (’С, более легкие фракции испаряются, не успевая влиться в растительную ткань. Тяжелые углеводороды также менее опасны для растений из-за их высокой вязкости.
Для сбора нефти с поверхности воды производят установку боновых заграждений и осуществляю! откачку тонкой нефтяной пленки нефтесборщиком в подготовленные танкеры, резервуары или котлованы.
Для сбора толстых пленок нефти в спокойной воде применяют малогабаритные скиммсры, оборудованные понтоном, емкостью и отсасывающим рукавом.
Нефтесборщик НД-1, разработанный специалистами ИПТЭР, также предназначен для сбора нефтяных пленок со стоящей воды и оснащается вакуумным насосом, создающим разряжение. Под действием вакуума происходит засасывание смеси пленки нефти с водой, которая отстаивается в приемном резервуаре и откачивается насосом в котлован, вода же возвращается обратно в водоем.
При попадании нефти в почву, разливающиеся се потоки отводят в естественные понижения местности, защитные амбары, либо роют котлованы, траншеи, либо оконтуривают участок разлива нефти земляными дамбами.
После ликвидации аварийной ситуации на нефтепроводе приступают к сбору и переработке разливов нефти путем выполнения комплекса мероприятий по разделению нефтсотходов (водо-нефтяной смеси) и утилизации амбарной нефти.
Физико-химические методы переработки
В отечественной и зарубежной практике накоплен значительный опыт такой переработки нефтеотходов амбарной нефти.
Например, при переработке амбарной нефти на объекте НГДУ «Крас-нохолмскнефть», содержащего 33--60% воды и 1,2-2,5% мехпримесей, применили схему циркуляции разогретой амбарной нефти в которую в ходе переработки дозировался деэмульгатор в количестве 0,9-1,2 кг/т продукта. Циркуляцию вели по схеме (рис.5.2) из резервуаров Р-1 насосом Н-1 через печь 11-1 и элсктрокоалесцер (ЭК) с возвратом обратного продукта в Р-1. Нагрев осуществляли до 57-62 °С в течение 70-72 часов. после отстоя продукта в Р-1 в течение 5 суток осуществляли разделение фаз и получили очищенну ю нефть с содержанием воды 0,92-1,12%, мехпримесей 0,17-0,23%.
Институтом I идровостокнсфть разработана технология обезвоживания нефтеогходов, основанная на применении углеводородного растворителя и ПАВ. Обработка нефтеогходов ведется при температуре 60 °С, соотношение растворитель (ШФЛУ) — нефтешлам 3:1 при подаче де-эмульгатора (0,5—1,0 кг/т) и промывной (пластовой) воды для ускорения раздела фаз в соотношении вода — нефтешлам 5:1. В результате контакта нефтешлама, воды, деэмульгатора в диспергаторе и барботажном контакторе осуществляется разделение смеси на 3 слоя — углеводородный, промежуточный и водный.
Исходные нефтеотходы, содержащие 45-62% нефтепродукта, 35-52% воды, 2-3% мехпримесей после разделения дают с выходом 40% нефтепродукт с содержанием воды 0,5%, мехпримесей 0,1% и промежуточную фракцию е выходом до 10% в которой содержится 7% воды и 1-2% мехпримесей. Кроме того, из контактора выводится вода с содержанием 1-2% мехпримесей.
Специалистами ИППЭиП разработана технология переработки неф-теотходов путем их разогрева и компаундирования с товарной нефтью. Такая установка введена в действие на ЛПДС «Черкассы». Схема установки дана на рис. 5.3.
Для подачи нефтешлама из земляных шламонакопитслей используется автоманипулятор (АМ-1) с большим вылетам стрелы и ковшом, обеспечивающим забор битумообразного нефтешлама. При этом ковш обеспечивает слив забранной шламом воды за время переноса порции нефтешлама в плавитель (ПЛ-1). Плавитель имеет обогревающую рубашку, в которую подастся паровоздушная смесь с температурой 200-250 °С, выводимая из теплогенератора (ТГ-1). Температура нагрева нефтешлама в плавителе достигает 60 -70 °С. Для ускорения процесса разогрева осуществляется циркуляция содержимого плавитсля насосом Н-3. После этого разогретый нефтешлам откачивается в емкость Е-1 и смешивается с нефтью, поступающей из резервуара Р-1 насосом Н-1 После циркуляции смеси по схеме: Р-1 -> Н-1 —> Е-1 —» Р-1 в течение 2 часов смесь перепускается в Р-2 и далее откачивается в нефтепровод После смешивания нефтешлама с нефтью в соотношении 1:10 конечная композиция соответствует требованиям по нефти ГОСТ 9965-76 по содержанию воды, мехпримесей и хлористых солей. Для очистки водного слоя нефтшлама проводится его отстой в одном из резервуаров
