Резервуары для нефти и нефтепродуктов: обзор технологий

Добытую нефть нужно где-то хранить. Когда-то для этих целей использовали обычные ямы, которые в лучшем случае цементировали. Однако по мере того, как роль жидких углеводородов в экономике росла, неэффективность этого способа виделась всё отчётливее. И технический прогресс не стоит на месте: конструкторы постоянно совершенствуют форму резервуаров, тестируют новые материалы. Какие решения предлагают производители сегодня?

Борьба с коррозией

Во второй половине XIX века появились стальные резервуары современного типа. А в 1883 году в журнале «Инженер» вышла статья Владимира Шухова «Механические сооружения нефтяной промышленности», где автор обосновал преимущества цилиндрической формы перед прямоугольной при строительстве нефтехранилищ. Так появились «резервуары Шухова», внешний вид которых не особо изменился до сих пор.

Главным врагом стальных хранилищ была и остаётся коррозия. За почти полтора века производители разработали сразу несколько способов защиты резервуаров от воздействия агрессивных веществ.

«Наиболее распространённые методы — это применение особых коррозионностойких марок стали, специальных лакокрасочных покрытий, в том числе с применением огнезащитных материалов, и электрохимическая (катодная) защита», — перечисляет директор департамента промышленных материалов АО «ГК «ХИМИК» Валентин Свиридов.

В свою очередь, доцент Омского государственного технического университета, канд. тех. наук, эксперт в области хранения нефти Андрей Секачёв выделяет внутреннюю и наружную коррозию. Последняя, в свою очередь, может быть атмосферной и подземной.

«Атмосферная коррозия стенок не отличается особенной интенсивностью, и применение качественной окраски станет надёжной защитой для резервуара. Для предотвращения поражения наружной поверхности днища резервуаров необходимо выбрать площадку под строительство таким образом, чтобы подобранное место было сухим и не затоплялось.

Лучшим основанием является песок. На интенсивность коррозии могут оказывать влияние блуждающие токи, если поблизости имеются источники постоянного тока или электрифицированная железная дорога», — уточняет Андрей Секачёв.

Куда более опасна внутренняя коррозия, особенно если речь идёт о хранении сернистых нефтей: дело в содержащемся в них сероводороде. В данном случае наиболее эффективными методами защиты будет использование антикоррозионных покрытий, плёнкообразующих и «летучих» ингибиторов и установка протекторов.

Здесь многое зависит и от качественной подготовки поверхности, например, обеспыливания.

«Пыль мешает нормальному сцеплению лакокрасочных составов с металлом, поэтому степень её содержания и размер частиц должны быть не ниже второго класса по  ИСО 8502-3», — поясняет Андрей Секачёв.

Также для защиты днища и нижней части хранилищ от дренажной воды используют протекторы резервуарные магниевые (ПРМ). Они представляют собой литой анод из магниевого сплава цилиндрической формы, внутри которой имеется стальная арматура для крепления к днищу стального резервуара.

«Принцип действия заключается в создании потенциала при протекании тока
в гальванической паре „днище — протектор”. Стационарный потенциал протектора имеет более отрицательное значение, чем потенциал металла днища. При замыкании цепи „днище — протектор” последний становится анодом, а днище — катодом.

Ток, стекая с протектора, проходит через электролит (дренажную воду), входит в днище и прекращает действие коррозионных элементов на его поверхности, а следовательно, — и коррозионное разрушение. Целый ряд отечественных производителей производит ПРМ в соответствии с ТУ 1714-026-57453307-2006», — описывает этот процесс учёный.

Наконец, существует и так называемый технологический метод снижения коррозии. Суть его проста — это своевременный слив подтоварной воды.

«Нам не страшен ни ветер, ни стужа»

Дополнительные сложности в борьбе с коррозией создают суровые климатические условия в районах добычи, что особенно актуально для России.

«Атмосферные осадки, длительное воздействие низких температур и прочие природные явления в холодном/арктическом климате значительно ускоряют течение коррозионных процессов, которые, как следствие, провоцируют выход из строя оборудования. Таким образом, эксплуатация резервуаров в условиях Крайнего Севера требует особых подходов к конструкции, материалам, системам контроля и защиты ёмкостного оборудования», — подчёркивает Валентин Свиридов.

В качестве такой адаптации Андрей Секачёв предлагает использование алюминиевых купольных крыш. Они имеют и другие преимущества: за счёт малой плотности снижается напряжение в корпусе резервуара. Таким образом, при небольшой массе в сравнении со стальной, алюминиевая кровля отличается высокой несущей способностью, а отсутствие центральной стойки значительно упрощает процесс монтажа. Также они характеризуются хладостойкостью и отсутствием склонности к искрообразованию, перечисляет учёный.

Конечно, есть нюансы и ограничения. Так, в изделиях из алюминия не рекомендуется применять жёсткие соединения на стыках крыши и стен резервуара.

«Сталь, из которой изготовлена стенка резервуара, и алюминий, из которого изготовлена купольная крыша, имеют различные коэффициенты теплового расширения и поэтому по-разному изменяют свою геометрию при понижении температуры, что приводит к возникновению дополнительной нагрузки. Лучших результатов в виде отсутствия фактов обрушения свода добились производители, обеспечившие свои конструкции скользящими опорами», — отмечает Андрей Секачёв.

Помимо экстремальных температур, не стоит забывать и о серьёзной ветровой и снеговой нагрузке в районах Крайнего Севера. Какие решения могут предложить производители в данном случае?

«Для снижения ветровой нагрузки в конструкции резервуара предусмотрены центральная стойка, кольца усиления жёсткости, специальные ветровые балки и опоры. Также помогают увеличение высоты обваловки и размещение резервуаров с учётом рельефа местности и розы ветров.

Для снижения снеговой нагрузки используют электрообогрев кровли резервуара, специальные антиобледенительные покрытия и химические реагенты. Также регулярно применяют механические (пневматические) методы очистки от снега и наледи», — рассказывает Валентин Свиридов.

Системы автоматизации в помощь

Так как одной из задач резервуаров является оперативный учёт нефти, то в парках вместимостью свыше 10 000 м3 или при числе резервуаров свыше 6 меньшей вместимости необходимо предусматривать автоматизированное управление резервуарным парком из диспетчерского пункта, отмечает Андрей Секачёв. Всё это подводит к вопросу об автоматизации нефтехранилищ.

«Сегодня внедрение систем АСУТП РП и ЕКАС ЗиК (единой комплексной автоматической системы защиты и контроля) при проектировании и строительстве резервуаров является обязательным, для этого разработаны и действуют отраслевые стандарты, например ГОСТ 13196-93», — отмечает Валентин Свиридов.

Впрочем, это не означает, что автоматизация резервуарного парка идёт из-под палки. Новые функции крайне востребованы со стороны заказчиков. Это неудивительно, ведь они открывают для них широкие возможности.

«На сегодня средства автоматизации при эксплуатации резервуарного парка позволяют:

• сократить затраты на участие персонала в обслуживании путём удалённого контроля и управления процессами;
• своевременно выявлять неисправности и предотвращать аварийные ситуации;
• регистрировать, систематизировать
  и отображать данные о работе в режиме реального времени;
• обеспечить объективный учёт количества и качества хранимых сред на участках приёма, хранения и отпуска;
• эффективно и безопасно управлять системой при хранении, в том числе опасных и особо опасных сред», — перечисляет директор департамента «ГК «ХИМИК».

Важно, что, по словам Андрея Секачёва, необходимые автоматизированные системы измерения сейчас широко представлены на рынке, в том числе и отечественного производства. Типовая комплектация состоит из плотномера, электронного преобразователя, сервопривода и шкафа управления.

«Система позволяет производить измерение уровня нефтепродуктов в резервуаре и по калибровочным таблицам вычислять их объём, а по усреднённым значениям плотности и температуры по всей высоте резервуара вычисляется масса. Широкий диапазон температур окружающего воздуха от -40 до +45 °C и срок службы 10–12 лет обеспечили их широкое распространение», — отмечает учёный.

Следующий момент — контроль утечек. Возникают они из-за перелива, сквозных повреждений в резервуаре, отказа оборудования. Но в России усилия нацелены на предотвращение попадания разлитой нефти за пределы резервуарного парка, тогда как за рубежом акцент делается на оперативном обнаружении утечек.

Андрей Секачёв считает перспективным метод, основанный на регистрации изменения поля температуры в основании резервуара или акустических колебаний, вызванных истечением нефти.

«В основании резервуара прокладывается волоконно-оптический кабель, который подключается к оптическому рефлектометру. Он генерирует сигнал, по отклику фиксирует значения температуры или интенсивности акустических колебаний по длине кабеля и передаёт эти профили для обработки на автоматизированное рабочее место (АРМ).

По полученным данным устанавливается факт наличия или отсутствия утечки. Такой подход не требует восстановления работоспособности системы после обнаружения утечки, может использоваться многократно, позволяет проводить самодиагностику, а также дополнительно даёт возможность оценить осадку грунта в основании резервуара.

Главный минус — возможность монтажа только во время работ по строительству и ремонту основания и высокая чувствительность к шумам», — объясняет Андрей Секачёв.

Пока при строительстве этот метод не использовали, хотя есть опыт его применения на линейных частях трубопроводов.

Впрочем, в борьбе с утечками используют не только высокотехнологичные методы. Так, на покрашенном в белый цвет резервуаре намного лучше будут видны потёки нефти и нефтепродуктов, добавляет учёный.

Снижаем потери лёгких фракций при «дыхании»

Следующий вызов для конструкторов — потери при «дыхании» резервуара. Но и здесь за долгие годы использования стальных нефтехранилищ были разработаны свои подходы к решению этой проблемы.

По словам Валентина Свиридова, самым эффективным способом является использование подземных резервуаров.

В этом случае снизить потери можно почти в 10 раз.

В числе других методов эксперт называет применение понтона или «плавающей» крыши в резервуаре, эксплуатацию хранилища с максимально допустимым заполнением, регулярное техническое обслуживание и ремонт запорно-регулирующей арматуры.

Выделяют малое и большое «дыхание». Первое возникает из-за суточных перепадов температуры. Помочь здесь может окраска резервуаров в светлые и светоотражающие цвета. Эти мероприятия уменьшают нагрев стенок резервуара, отмечает Валентин Свиридов. Кроме этого в жарких районах используют орошение водой, добавляет Андрей Секачёв.

В свою очередь, большое «дыхание» возникает при заполнении и опорожнении резервуаров. Однако существуют методы полного улавливания таких газов в специальный мешок.

«Более продвинутым вариантом здесь является использование системы клапанов с газолиновой установкой для отбора испарившихся нефтепродуктов и закачки отбензиненного газа. Однако на практике широкое распространение получили плавающие понтоны. Физический принцип их действия прост.

Плавающий по поверхности нефти плоский диск накрывает свободную поверхность нефти и тем самым исключает контакт с воздухом. Понтон, разумеется, должен быть коррозионностойким, для этого, как правило, используется алюминий. Для предотвращения заклинивания диаметр этого плавучего диска меньше резервуара на 40 см.

Использование понтона сокращает потери при дыхании на 98%. Для резервуаров большого объёма используются плавающие крыши. Герметичность обеспечивается уплотняющим затвором. Материал затворов должен выбираться с учётом совместимости с хранимым продуктом, газонепроницаемости, старения, прочности на истирание, температуры и других факторов», — рассказывает Андрей Секачёв.

Боремся с потерями тяжёлых фракций

А что насчёт тяжёлых фракций? Их тоже можно «потерять»? Как отмечает Андрей Секачёв, можно, причём в больших количествах.

«В процессе эксплуатации резервуара образуются густые или даже твёрдые донные отложения. В жидком виде они могут быть транспортированы и использованы, но для этого их нужно нагреть. В процессе очистки резервуара донные отложения, как правило, смешиваются с горячей водой, вследствие чего образуются нефтяные шламы, которые уже являются отходами и подлежат утилизации.

Стоит добавить, что в условиях Крайнего Севера они застывают так, что их „ломом не расколешь”. В результате можно потерять сам резервуар, поскольку его невозможно прогреть и очистить», — рассказывает учёный.

Именно проблеме нефтяных шламов было посвящено диссертационное исследование Андрея Секачёва. В результате был предложен принципиально новый способ разогрева донных отложений в резервуаре без теплоносителя.

«Подведение энергии осуществляется посредством СВЧ-излучателя, что позволяет производить нагрев быстрее и без образования эмульсии. На разработанную технологию получены патенты и проведена апробация», — объясняет исследователь.

Полимеры vs сталь

Впрочем, не едиными стальными решениями живёт рынок резервуаров для нефти. В последние годы у них появились альтернатива. Речь идёт о мягких резервуарах из полимерных материалов.
По словам Валентина Свиридова, они обладают целым рядом преимуществ.

Так, они не требуют особых условий для монтажа/демонтажа и эксплуатации, обладают высокой степенью мобильности, надёжности, универсальности и могут перемещаться практически любым видом транспорта. Также отметим минимальные сроки развёртывания, ремонтопригодность и экологическую безопасность.

С тем, что мягкие хранилища являются новым словом в резервуаростроении, согласен и Андрей Секачёв.

«Производители мягких резервуаров добились успехов благодаря использованию полимерных материалов. Особую прочность и надёжность им обеспечивает технология „двойного шва на сдвиг”. Такие хранилища не требовательны к основанию, легко разворачиваются и компактны при транспортировке. Но основным их преимуществом, конечно же, является цена. Причём как самого резервуара, так и его монтажа», — считает учёный.

И всё же эксперты убеждены: производители стальных резервуаров пока могут спать спокойно.

«Да, спрос на резервуары из полимерных материалов постоянно растёт, и думаю, что этот тренд получит своё развитие и в будущем в силу преимуществ, которые были указаны ранее. Но говорить о том, что „мягкие” хранилища составляют конкуренцию классическим решениям, не совсем верно. Их применяют для решения задач другого уровня, и они не являются полноценной заменой стальным резервуарам», — комментирует положение дел Валентин Свиридов.

Из-за особенностей и возможностей эксплуатации мягкие резервуары применяют для решения специальных (узконаправленных) задач, продолжает эксперт. В частности, они используются:

• для организации мобильных складов горючего (в том числе для нужд силовых структур);
• при организации нефтегазодобывающего промысла, добычи полезных ископаемых, работ в труднодоступных территориях;
• для сбора, хранения и транспортировки нефтяных загрязнений при ликвидации аварийных разливов нефти/нефтепродуктов на воде или грунте;
• для транспортировки нефтяных загрязнений в бункеры хранения или утилизации.

Стоит учитывать и такие недостатки полимерных резервуаров, как сложности при замере фактического количества топлива и ограниченный срок эксплуатации — не более 10–12 лет.

«Такие резервуары намного чаще нужно чистить от отложений. По данным производителей, при хранении топлива разного вида — минимум раз в 12 месяцев, в случае с нефтью и мазутом — раз в 6 месяцев. Тогда как в случае с РВС (резервуар вертикальный стальной) этот вопрос отдаётся на откуп эксплуатирующей организации.

Также если нужно полностью опорожнить мягкое хранилище, то необходимо поднимать противоположный конец резервуара, тогда как РВС обеспечивают необходимый напор за счёт своей высоты», — добавляет Андрей Секачёв.

Размер тоже имеет значение: объём одного мягкого резервуара не превышает 0,5 тыс. кубометров. Для стальных аналогов эта цифра составляет уже 10, 25 или даже 50 тыс. кубометров. То есть, чтобы обеспечить хранение сопоставимого объёма нефти с помощью полимерных решений, потребуется большая площадь, к тому же в смету нужно закладывать расходы на систему соединяющих их трубопроводов.

Итак, у мягких резервуаров хорошие перспективы, но говорить о том, что они могут вытеснить РВС, явно преждевременно. Пока у этих нефтехранилищ разные сферы применения, и изделия из полимеров — это, скорее, временные решения.

Наконец, нужно понимать, что мягкие резервуары — далеко не единственное направление прогресса.

«Резервуаростроение имеет уже вековую историю, и последнее слово ещё не сказано. Например, применение композитных материалов для РВС большого объёма позволит существенно повысить эксплуатационные характеристики ёмкостей для хранения нефти: снизить теплопроводность и вес конструкции, увеличить ресурс, добиться большей антикоррозионной стойкости», — резюмирует Андрей Секачёв.

Так что прогресс продолжается, и думается, что производители резервуаров ещё смогут преподнести сюрпризы участникам рынка.

Согласно правилам технической эксплуатации резервуаров ПАО «Роснефть», резервуары для нефтепродуктов» рекомендуется оснащать следующими типами приборов и средствами автоматики:

• дистанционными измерителями уровня нефтепродукта в РВС;
• сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в РВС;
• сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в РВС;
• дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в РВС;
• дистанционными измерителями температуры нефтепродукта в районе приёмо-раздаточных патрубков в РВС, оснащёнными устройством для подогрева;
• пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;
• дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;
• сниженным пробоотборником;
• сигнализатором верхнего положения понтона.

Слово экспертам

Валентин Свиридов, директор департамента промышленных материалов АО «ГК «ХИМИК»

«В нашей стране большой парк резервуаров, которые эксплуатируются в различных отраслях промышленности. В зависимости от типа резервуара, хранимых сред, климатических и технологических особенностей эксплуатации вначале при проектировании, а затем при строительстве и ремонте разрабатывается и применяется комплексная защита ёмкостного оборудования от коррозии. При этом выделяют конструкционный, активный и пассивный виды защиты».

Андрей Секачёв, доцент Омского государственного технического университета, канд. тех. наук, эксперт в области хранения нефти

«Большинство резервуаров для хранения товарной нефти эксплуатируются за пределами нормативного срока. Анализ причин ремонтов выявил, что в более чем 50% случаев резервуар не пригоден к эксплуатации из-за коррозии.

При этом сильнее всего страдают крыша и днище хранилища. По статистике, на момент первого ремонта резервуара замене подлежит от 30 до 80% кровли».

Текст: Андрей Халбашкеев