Содержание к диссертации
Введение
1 Исследование причин образования отложений в нефтяных емкостях 8
1.1 Изучение процесса формирования осадков в резервуарах 8
1.2 Определение факторов, влияющих на процесс образования отложений 18
2 Анализ существующего опыта разработки способов борьбы с отложениями в нефтяных емкостях 31
2.1 Изучение способов борьбы с отложениями в резервуарах различного типа 34
2.1.1 Удаление отложений из резервуаров 34
2.1.1.1 Зачистка резервуаров ручным способом 3 4
2.1.1.2 Гидромеханический метод очистки резервуаров от нефтяных отложений 3 5
2.1.1.3 Удаление донных отложений вакуумным способом 63
2.1.1.4 Очистка резервуаров с помощью микроорганизмов 73
2.1.1.5 Гидрохимический способ очистки резервуаров 77
2.1.1.6 Удаление отложений химико-тепловым способом 84
2.1.2 Предотвращение образования и накопления отложений в резервуарах 92
2.1.2.1 Механический способ предотвращения накопления донного осадка 92
2.1.2.2 Гидравлический способ предотвращения накопления отложений 96
2.1.2.3 Гидромеханический способ борьбы с накоплением отложений 107
2.1.2.4 Предотвращение накопления осадка вакуумным методом 115
2.1.2.5 Акустический способ предотвращения образования отложений 119
2.2 Удаление отложений из нефтяных танков водного транспорта 122
2.2.1 Удаление отложений гидравлическим способом 122
2.2.2 Очистка морских танков химическим способом 124
2.3 Борьба с отложениями в цистернах 126
2.3.1 Удаление гидравлическим способом 126
3 Исследование параметров работы технических средств, систем размыва и предотвращения накопления осадка в нефтяных емкостях
3.1 Изучение параметров гидравлических струй 133
3.1.1 Свободные затопленные турбулентные струи 134
3.2 Исследование факторов, влияющих на скорость срыва осадка 138
3.3 Определение рациональных параметров работы струйного гидравлического смесителя 145
3.4 Сравнительный анализ параметров струй, создаваемых устройствами размыва, применяемыми на предприятиях ТЭК России 153
Выводы и рекомендации 162
Список использованной литературы
- Определение факторов, влияющих на процесс образования отложений
- Зачистка резервуаров ручным способом
- Гидравлический способ предотвращения накопления отложений
- Исследование факторов, влияющих на скорость срыва осадка
Введение к работе
Актуальность работы. В настоящее время в связи с увеличением нефтедобычи, ростом экспорта и внутреннего потребления нефти и нефтепродуктов остро встает вопрос их транспортировки и хранения. В процессе хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов в емкостях, особенно в емкостях большого объема, происходит образование и накопление отложений, количество которых иногда достигает 'Л полезного объема емкости в год. Наличие отложений приводит к недоиспользованию объема нефтяных емкостей, а также к возникновению коррозионно-опасных зон под осадком, к затруднению обследования состояния резервуаров. Кроме снижения полезного объема емкостей, накопление отложений ведет к осложнению процесса их эксплуатации, к затруднению количественного и качественного учета нефти, к снижению технико-экономических показателей работы нефтяных резервуаров и транспортной системы в целом. Для повышения эффективности использования мощности нефтяных емкостей необходимо сохранение их полезного объема.
Научное прогнозирование и разработка конкретных предложений по развитию способов борьбы с отложениями в нефтяных емкостях возможны только на основе анализа исторического опыта. Несмотря на существование значительного количества работ, посвященных борьбе с нефтяными отложениями, комплексного и обобщающего исследования не проводилось.
Настоящая работа посвящена комплексному анализу проблем борьбы с образованием, накоплением и удалением отложений в нефтяных емкостях и выявлению наиболее перспективных методов и технических средств для удаления осадка. Изучение существующих технологий и устройств для удаления и предотвращения образования и накопления отложений весьма актуально и представляет большой практический интерес для разработки новых и усовершенствованию существующих систем, позволяющих эффективнее бороться с нефтяными отложениями.
Целью исследования является изучение и анализ развития технологий и технических средств борьбы с отложениями в нефтяных емкостях, выявление и усовершенствование наиболее эффективного устройства, применяемого на предприятиях топливно-энергетического комплекса России.
Задачи исследования:
-
провести исторический анализ причин образования и накопления отложений в нефтяных емкостях;
-
провести комплексный анализ существующих технологий и технических средств для предотвращения накопления и удаления уже образовавшихся нефтеосадков;
-
разработать классификацию способов борьбы с нефтеосадком в емкостях. Рассмотреть технико-экономические показатели различных способов, применяемых для борьбы с придонными отложениями, и определить наиболее перспективный способ борьбы с нефтяными отложениями;
-
определить рациональные параметры струйного гидравлического смесителя (СГС) для использования его в конкретных резервуарах различной вместимости с использованием усовершенствованных математических зависимостей и провести исследования работы СГС, а также сравнительный анализ смесителя СГС и применяемых на предприятиях топливно-энергетического комплекса России других систем и устройств.
Научная новизна. Впервые произведен анализ развития отечественных и зарубежных технологий и устройств для борьбы с нефтяными отложениями, выявлены их достоинства и недостатки.
На основе анализа существующих технологий и устройств предложена классификация способов борьбы с отложениями в нефтяных емкостях, определены наиболее эффективные способы борьбы с отложениями в нефтяных емкостях - гидравлический и гидромеханический.
Впервые определены рациональные параметры эффективной работы смесителя СГС (производительность, рабочее давление, скорость струй, геометрические размеры) в резервуарах различных объемов.
Проведен анализ технико-экономических показателей СГС и применяемых на предприятиях топливно-энергетического комплекса России других систем и устройств, принцип действия которых основан на гидравлическом и гидромеханическом способах предотвращения накопления нефтяных отложений, выявивший перспективность применения СГС.
Практическая значимость. Определены рациональные параметры
работы СГС, которые были использованы при разработке конструкции СГС для размыва и предотвращения накопления осадка в товарных резервуарах на ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».
Основные положения работы использованы при написании учебного пособия «Борьба с отложениями в нефтяных емкостях», которое используется в учебном процессе факультета трубопроводного транспорта Уфимского государственного нефтяного технического университета при подготовке студентов по направлению 130500 «Нефтегазовое дело».
Материалы диссертационной работы могут быть использованы при создании обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию нефтяного дела в России и зарубежом.
Апробация работы. Основные положения и результаты
диссертационной работы докладывались на: SS-ой научно-технической
конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ: Уфа - 2004;
Международной учебно-научно-практической конференции
«Трубопроводный транспорт-2005»: Уфа - 2005; Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2006»: Уфа
2006; Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2007»: Уфа - 2007; VII конференции молодых ученых и специалистов организаций группы «ЛУКОЙЛ»: Бургас (Болгария) -2007; 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ: Уфа - 2008; IV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2008»: Уфа —2008.
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 15 печатных трудов, в том числе 4 статьи, из них 3 статьи опубликованы в журналах перечня ВАК Министерства образования и науки РФ.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов, библиографического списка и приложений. Содержание работы изложено на 178 страницах машинописного текста, содержит 30 таблиц, 118 рисунков. Библиографический список включает 112 наименований.
Определение факторов, влияющих на процесс образования отложений
Одну из работ В.Ф. Нежевенко в 1961 году посвятил вопросу образования парафинистого осадка в емкости малого объема в условиях нефтепромысла. Основная цель данной работы заключалась в определение скорости образования осадка и составлении рекомендаций о возможности отстоя нефти от взвешенного парафина. Процесс отстоя нефти малых плотностей и вязкости исследовали в течение 5 суток, при температурах нефти от 15,3 до 10,7 С и окружающего воздуха от 8,2 до минус 2,1 С. В результате чего было установлено, что снижение температуры в резервуаре происходит крайне медленно и для достижения температурного равновесия между нефтью и окружающим воздухом требуется значительный срок даже при том условии, если температура окружающей среды была бы постоянной. Выделившиеся в результате охлаждения нефти кристаллы парафина оседают с очень небольшой скоростью. Осевшие кристаллы прочно удерживаются в осадке, не переходя в жидкое состояние даже при последующем длительном пребывании нефти в более высокой температуре, сравнительно с первоначальной. Отстой нефти практически не сказывается на общем содержании парафина в ней, поэтому отстой с целью предотвращения выпадения парафина при транспортировке не имеет никакого смысла [49].
В середине 1960-х В.П. Тронов опубликовал результаты исследований, в которых отразил значение парафинов, смол и асфальтенов в образовании осадков. В результате исследования было установлено, что смолы нельзя рассматривать как компонент, способный самостоятельно быть источником образования строительного материала для формирования смоло-парафиновых отложений, асфальтены представляют собой продукт полимеризации смол, образуют крупные комплексы, способные выпадать из нефти и принимать участие в формировании плотных осадков. Для образования большого количества осадка необходимо присутствие кристаллов парафина. Одновременное присутствие всех перечисленных компонентов ведет к образованию большого объема осадка с плотной консистенцией [78, 79].
Наиболее широко вопросы образования отложений в нефтяных резервуарах в 1967 г. отразили в своей работе Ю.А. Сковородников и С.Г. Едигаров, рассмотревшие их применительно к резервуарам объемом до 5000 м [65]. В емкостях малых объемов интенсивное накопление осадка происходит в первые два месяца, затем темп роста осадка замедляется и прекращается после заполнения «мертвой зоны», зоны в которой не сказываются влияния поступающей струи из приемно-раздаточных патрубков. Следующий этап это динамическое равновесие осадка в нефти резервуара.
С точки зрения образования донных парафинистых отложений в нефтяных танкерных емкостях определенный интерес вызывают работы А.В. Вургафта, опубликованные в 1973-1974 гг. По его мнению, основным источником появления осадка являются частицы твердой фазы, взвешенные в нефти и оседающие в течение рейса. Он подразделяет их на первичные, находящиеся в нефти при ее погрузке, и вторичные, образующиеся в результате остывания нефти. Опираясь на имеющиеся данные по проблеме формирования парафинистых отложений в резервуарах и промысловом оборудовании, он предложил аналитический метод расчета количества донных отложений в танкерных емкостях [10, 11, 50, 60, 82].
Для установления закономерностей процесса осадкообразования в парафинистых нефтях В.П. Свиридовым и Г.Э. Лерке в 1972 году были проведены исследования. Для эксперимента были взяты четыре типа нефти, характеристики которых представлены в таблице 1.6.
Эксперимент проводился при температуре от 5 до 30 С с интервалом 5 С в течение 120 часов для каждого значения температуры. На основе полученных результатов была построена зависимость общего содержания взвеси от температуры для каждой изучаемой нефти (рисунок 1.8).
Из графика, представленного на рисунке 1.8, следует, что с изменением температуры изменяется и содержание твердой фазы. Это связано с процессом выделения парафина, являющегося основным составным элементом образовавшегося осадка. При понижении температуры происходит дополнительная кристаллизация парафина, что, в свою очередь, приводит к адсорбции асфальто-смолистых веществ на них. Другие компоненты рассматриваемых нефтей (механические примеси и вода) почти не влияют на общее содержание взвеси при понижении температуры.
Процесс осаждения взвеси, как показал проведенный эксперимент, зависит от температуры, физико-химической характеристики нефти и от времени хранения. Максимальное осаждение взвеси в Мухановской нефти наблюдается уже при температуре 14-18 С. При температуре 15 С выпадает 51,25% осадка от общего содержания взвеси в нефти. В ромашкинской, кулешовской и тюменской нефтях максимальное осаждение происходит в интервале температур 16-25 С, 17,5-23 С и 20-29 С соответственно. При температуре 20 С за 120 часов из этих нефтей выпадает до 43% взвеси от общего ее содержания в нефти.
Ромашкинская нефть по сравнению с мухановской и кулешовской более смолистая и этим можно объяснить тот факт, что она дает значительно меньший осадок. Присутствие асфальто-смолистых веществ, обладающих поверхностно-активными свойствами, задерживает процесс кристаллизации парафина в нефти, а также повышает вязкость, что и происходит в ромашкинской нефти [5, 18, 19, 26, 48, 64, 80].
В 1988 году В.Я. Юрицын, А.Г. Соколова, В.Г. Калачаева, В.В. Гафнер провели исследования по образованию высокомолекулярных органических соединений, смолисто-асфальтеновых веществ (CAB), парафиновых отложений на стенках нефтяных резервуаров, а также физико-химические свойства этих отложений.
В пяти резервуарах сырьевого парка, предназначенных для приема нефти месторождений Западного Казахстана, производили замеры объема парафинистых отложений. Установлено, что максимальные отложения происходили в осенне-зимний период в верхней части резервуара, не освещаемой и не прогреваемой солнцем, в интервале 8-11 м от днища. На расстоянии 6-7 м от крыши резервуара толщина отложений уменьшается (таблица 1.7). На солнечной стороне, даже при пониженной температуре окружающей среды, поверхность резервуара прогревалась, что вызывало частичное сползание парафиновых отложений со стенок в донную часть.
Зачистка резервуаров ручным способом
Для начала осуществления зачистки резервуара необходимо подогреть осадок, скопившийся в приямке 3, это осуществляется с помощью подачи разогретого разжижающего агента через вращающееся размывающее устройство 11 или использовать любой другой возможный способ (рисунок 2.13). После начального разогрева осадок из приямка 3 откачивается в отсек 25 емкости 20 с помощью насоса 27. В отсеке 25 происходит осаждение твердых частиц (песок, глина, ржавчина, механические примеси). Осаженные в отсеке 25 частицы сливаются по трубопроводу 29.
Образовавшаяся смесь перетекает из отсека 25 через перегородку 24 в отсек 26. Часть смеси из отсека 25 с помощью насоса 40 через теплообменник 48 перекачивается снова в резервуар. Из отсека 26 смесь фильтруется через перегородку из минерального волокна 23 в камеру 22 и разделяется на углеводородную и водную фазы. Датчики 35 и 36 контролируют баланс между двумя фазами. Вода выкачивается из камеры 22 по трубопроводу 31 насосом 60 в трубопровод 12 на утилизацию. Очищенный нефтепродукт из камеры 22 откачивается по трубопроводу 38, часть которого насосом 40 через теплообменник 48 по трубопроводу 8 подается на вращающееся размывающее устройство 11, а часть насосом 60 по трубопроводу 12 перекачивается на утилизацию.
С помощью регулятора давления 46 и манометра 47 давление в трубопроводе 8 поддерживается в диапазоне от 8 до 12 атм. После того как весь осадок в резервуаре будет размыт процесс рециркуляции останавливают. Затем воду из камеры 22 насосом 40 через теплообменник 48 подают по трубопроводу 8 на вращающееся размывающее устройство 11, за счет этого происходит более тщательная очистка резервуара. Емкость 20 очищают с помощью размывающих устройств 71 и 72 [102].
Предложенная Д. Смитом (США) в 2008 году система очистки резервуаров от донных отложений представлена на рисунке 2.15. Система 10 состоит из жалообразного устройства 20, которое вставляется в резервуар 12 через специальное отверстие с сальниковым уплотнением 28 в люке-лазе 32 и системы сепарации 50. В резервуаре 12 содержится нефть 72 и донный осадок 70. 34 32 Рисунок 2.15 - Схема удаления осадка из резервуара
Жалообразное устройство это обычно удлиненный полый внутри стержень 22 с насадком 26. К отверстию 28 подсоединяют трубопровод 34 для откачки размытого осадка и трубопровод 36 для подачи жидкости в резервуар 12 через устройство 20.
Система сепарации 50 включает в себя ротационный сепаратор 52 и накопительный резервуар 54 для сбора твердых частиц после сепарации. Насосом 56 по трубопроводу 64 донный осадок 70 и часть нефти 72 откачивается из резервуара и подается в сепаратор 52. После сепаратора 52 отделенная нефть попадает в емкость 62, а твердые частицы в накопительный резервуар 54, откуда твердые частицы с помощью конвейера 74 грузят на транспортные средства. Часть нефти из емкости 62 перекачивается с помощью насоса 58 по трубопроводу 68 в резервуар 12, а часть с помощью насоса 60, создающего высокое давление, по трубопроводу 66 подается на жалообразное устройство 20. Высоконапорная струя, выходящая из насадка 26, размывает донный осадок. Система сепарации 50 может быть смонтирована на автомобильной платформе [107].
Р. Крайсек и Р. Крайдер (США), пытаясь облегчить очистку нефтяных резервуаров, в 1989 году изобрели робота, который с помощью дистанционного управления размывал нефтяной осадок водой.
Робот с гидравлическим приводом в разобранном состоянии доставляется в резервуар через люк-лаз с помощью специально смонтированной конструкции (рисунок 2.16). - люк-лаз; 804, 802, 806, 808 - поддерживающие ножки; 805 -поперечные скобы; 810, 812 - направляющие рельсы; 816 - стойка; 828 -лебедка
Насос 410 обеспечивает подачу воды в размывающее устройство, а насос 412 обеспечивает давление в гидравлической системе для управления роботом. Робот, перемещаясь на раме по днищу резервуара, очищает его от отложений. Гидравлическая система позволяет оператору с помощью пульта управления перемещать робота по днищу резервуара, а также изменять направление струи создаваемой размывающим устройством. Струя воды размывает осадок, который откачивается из резервуара. Всем процессом управляет один человек, который может длительное время находиться в резервуаре, т.к. управление роботом не требует больших физических усилий [92]. 10 - резервуар; 400 - мобильная силовая установка; 300 - размывающее устройство; 12 - люк-лаз; 500 - оператор; 600 - пульт управления; 100 -робот; 420, 422 - гидравлический трубопровод; 416 - трубопровод для подачи воды; 410 - насос для закачки воды; 414 - емкость с гидравлической жидкостью; 240 - шланг для откачки размытого осадка; 412 насос гидравлической системы; 406 - трейлер; 424, 426, 428 - катушка.
Использование воды в качестве размывающего агента приводит к образованию статического электричества, что может привести к воспламенению. Откачка размытого осадка осуществляется только на траектории движения робота, что приводит к необходимости останавливать процесс размыва, чтобы откачать размытый осадок с оставшейся площади. Дополнительно надо отметить, что робот очень дорогой в обслуживании и его большие габариты и масса затрудняет передвижение внутри резервуара при большом скоплении осадка, а также неудобства доставляют подготовительные работы, связанные с затаскиванием и вытаскиванием из резервуара через люк-лаз.
Учитывая опыт использования системы, предложенной Р. Крайсеком и Р. Краудером, в 1994 году Р. Тибодокс (США) патентует усовершенствованного робота для зачистки нефтяного резервуара.
Гидравлический способ предотвращения накопления отложений
С целью улучшения качества зачистки резервуаров, облегчения условий работы рабочих, снижения расхода средств по зачистке, сокращения простоя резервуаров под зачисткой во ВНИИ НП в 1956 году была проведена работа по механизации зачистки резервуаров при помощи вакуумной зачистной передвижной установки.
Зачистная установка состоит из силового агрегата (рисунок 2.31), смонтированного на двухосном автоприцепе 2АП-3, вакуум-сосуда (рисунок 2.32), установленного на автоприцепе 1АП-1,5, зачистных устройств и приспособлений.
Силовой агрегат состоит из электродвигателя мощностью 30-35 кВт взрывобезопасного исполнения, вакуум-насоса РМК-3 с водоотделителем, магнитного пускателя и кнопочной станции.
Установку испытали непосредственно на производственных объектах: в нефтеловушках и вертикальных резервуарах из-под нигрола, моторного масла и автола 10. Также была произведена зачистка днища емкости, загрязненного мазутом, с целью определения количества смол, остающихся после зачистки. Характеристика удаляемой массы приведена в таблице 2.4.
Плотный и малоподвижный осадок при зачистке емкости разжижали струей воды, так как осадок с большим содержанием механических примесей быстро забивал предохранительную сетку приемного наконечника. Малоподвижный осадок высотой менее 5 см удаляли, перемещая зачистной наконечник по днищу таким образом, чтобы приемная щель была постоянно перекрыта зачистной массой, что необходимо для избежания падения производительности.
Зачистка резервуара осуществлялась тремя рабочими. Один работал на силовом агрегате, двое других - поочередно в резервуаре и на вакуумном сосуде. Оборудование расставляли в зависимости от расположения зачищаемого объекта. На рисунке 2.33 показана схема расположения установки при зачистке группы резервуаров.
Работа вакуумной зачистной установки разделяется на две операции: засасывание осадка в вакуумный сосуд и его удаление. Засасывание осадка производится следующим образом (рисунок 2.34). Вакуумный насос 1, отсасывая по трубопроводу 9 воздух из вакуум-сосуда 2, создает в системе постоянное разряжение. При перекрытии щели приемного зачистного устройства 14 в системе образуется вакуум, и осадок, отрываясь от днища резервуара 3, поступает в приемный грязевый трубопровод 4 и дальше в вакуум-сосуд 2. При всасывании осадка должны быть открыты краны 5 и 6. Наполнение вакуум-сосуда контролируется поплавковым устройством 7 или щупом 8. Когда сосуд наполнится, его отключают от насоса 1 перекрытием крана 6. Кран 5 закрывают и вакуум-насос останавливают. Удаление из вакуум-сосуда осадка осуществляется самотеком или путем создания избыточного давления 0,3-0,5 атм. Затем процесс повторяется до полной зачистки емкости. Для контроля работы зачистной установки на сосуде устанавливается манометр, вакуумметр 11 и предохранительный клапан 12. Водоотделитель 13 служит для приема избытка воды и воздуха, выбрасываемых насосом во время работы. Извлеченный осадок утилизировался для дальнейшей переработки. В таблице 2.5 приведены результаты испытаний.
Качественная оценка очистки поверхности днища резервуаров проверялась внешним осмотром. Днища резервуаров из-под масла после зачистки имели чистую поверхность с масляной пленкой, удаление которой возможно только с применением растворителей.
Данная зачистная установка так и не получила промышленного внедрения [69]. В 1991 году Е. Кокс усовершенствовал способ зачистки резервуара (рисунок 2.35), заключавшийся в следующем. В резервуар 10, частично заполненный нефтью 12 с осадком 14, через люк 18 опускают шланг 22, на одном конце которого прикреплена насадка, не позволяющая присосаться к днищу резервуара, а другой конец соединен с вакуумным насосом, установленным на автомобиле с цистерной. После монтажа системы производят откачку осадка. Этот способ имел ряд недостатков. В процессе откачки качество откачиваемой жидкости определяли визуально. После того, как содержание осадка в нефти становится незначительным, процесс откачки заканчивают. Качественная нефть, которая остается в шланге 22 сливается в автоцистерну. Из-за относительно высокой вязкости парафинов они имеют тенденцию образовывать плотные слои, которые нельзя откачать представленным на рисунке 2.35 способом. Через некоторое время на очищенном месте вновь скапливался осадок, следовательно, зачистку необходимо повторять.
Исследование факторов, влияющих на скорость срыва осадка
Вибратор ВЭМА-0,3 предназначен для применения в нефтегазодобывающей, химической и нефтехимической отраслях, обеспечивает высокоэффективную обработку (диспергирование и снижение вязкости) различных многокомпонентных вязких жидких составов и растворов (нефть, нефтешлам, эмульсии, краски, суспензии и т.д.). Вибратор является регулируемым электромеханическим прибором вибрационного типа погружного исполнения. Технические характеристики представлены в таблице 2.14. Прибор легко переустанавливается, состоит из блоков виброобработки и питания и может использоваться для: - механизированной очистки резервуаров и емкостей от донных осадков; подготовки товарной нефти (дегазация, обезвоживание, обессоливание); - подготовки нефти к транспорту (снижение вязкости и АСПО); утилизации нефтешламов (снижение вязкости, отделение мехпримесей); - приготовления жидких многокомпонентных химических составов и растворов; - приготовления промывочных и цементных растворов высокой однородности; приготовления высококачественных полимерных составов и водонефтяных эмульсий; - повышения эффективности применения жидкого топлива (нефть, мазут, дизельное) [52, 59].
Морские танкеры конструируются с двойным дном. Это пространство в основном использовалось для хранения нефтепродуктов. Зачистка такой емкости являлась очень трудоемким и дорогостоящим процессом. Тщательная дегазация и очистка емкости требовалась при проведении ремонтных работ, при смене типа нефтепродукта или при закачке балластной воды [77].
С помощью аппарата для удаления вязкого нефтяного слоя, предложенного Б. Олссоном (США) в 1936 году, осуществлялась зачистка танкерных емкостей.
Двойное дно танкера 2 делится стойками 3 на отсеки, которые, в свою очередь, делятся поперечными балками 4 (рисунок 2.83).
Один конец аппарата состоит из гибкого шланга 8, а другой из инжектора 9. Кожух 10 с входным отверстием 11 соединяет трубы 13 и 12 таким образом, чтобы остался зазор, по которому через отверстие 11 подается под высоким давлением струя пара. К трубе 13 подсоединяют трубопровод 16 подающий раствор 20. Струя пара с большой скоростью выходит из зазора и увлекает за собой раствор, подаваемый по трубопроводу 16 через отверстие 18 и газовоздушную смесь, всасывающуюся через шланг 8. Смесь пара и жидкости выходит из трубы 12 и попадает на стенки очищаемой емкости (рисунок 2.83) [89, 91]. -14 Л
Из-за конструктивных особенностей танкера, таких как поперечные рамы, стрингер, палубные перекрытия и другие элементы усиления конструкции, проходящие непосредственно внутри танков, качественная очистка возможна только ручным способом, но это очень трудоемкий и вредный для здоровья метод. Учитывая это Т. Перкинс из компании «Атлантик Ричфилдс» (США) в 1993 году запатентовал новый способ очистки, основанный на использовании растворителя.
Определенный растворитель, не смешиваемый с водой, эффективно удалял отложения со всех поверхностей емкости. Растворители, такие как бензин, различные конденсаты, получаемые из нефтепродуктов, способны удалять отложения парафинов, асфальтенов со скоростью около 0,5 см/ч. Такие растворители медленно растворяют старые уплотненные отложения.
На рисунке 2.85 изображен танкер 10 с емкостями объемом 7950 м3 и глубиной 18,2 м, расположенными в три ряда и обозначенными буквами А-О. Емкости для перевозки нефти ограничены дном 12 и палубой 14 танкера, а также поперечными 16, 18, 20, 22, 24 и продольными 28, 30 переборками. Для зачистки танкера (рисунок 2.85) требовалось примерно 2700 м3 растворителя. Время воздействия растворителя на отложения варьируется в зависимости от типа растворителя.
На рисунке 2.86 изображено состояние трех емкостей через 25 часов после начала процесса очистки, где емкость А полностью очищена, в емкости В содержится растворитель 32 и емкость С наполнена растворителем и балластной водой.
Сначала емкости А, В, С и D наполняли растворителем 32 примерно на высоту 1,5 м от днища. Затем с помощью закачиваемой в емкость А балластной воды слой растворителя, плавающий на поверхности в течение 6 часов, поднимали до самого верха емкости. После наполнения емкости до верха, как показано на примере с емкостью С (рисунок 2.86), ее оставляли на один час в таком состоянии, для того чтобы очистить верхнюю часть. Затем воду также в течение 6 часов перекачивали в другую емкость, вследствие чего происходила повторная зачистка поверхностей емкости. Вода и растворитель последовательно перекачивался из емкости А к емкости О, пока полностью не очистили весь танкер. В зависимости от толщины отложений время зачистки танкера меняется. В нашем примере зачистка заняла около 5 дней. По прибытию танкера в конечный пункт назначения, балластная вода и растворитель откачивались. Данная технология позволяла относительно дешево и без использования размывающих устройств и систем очистить емкости танкера [111].
