Материал: Глава 14

Резервуары для темных нефтепродуктов и масел, кроме того, снабжены подъемной трубой с шарниром, роликовым блоком с лебедкой, подогревателем и прочим оборудованием.

Перед установкой оборудование должно быть подвергнуто ревизии (проверка плотности, надежность работы клапанов и пр.).

14.3.1.3. Строительство резервуаров

Существуют два основных метода монтажа металлического резервуара:

- рулонный способ устройства корпуса (толщина металла корпуса δ < 20 мм);

- полистовой сборки несущих и ограждающих конструкций (δ > 20 мм).

Рулонный метод применяют в основном при строительстве малых и средних резервуаров (0,5 – 3,0 тыс. м³). Применение этого метода для больших(более 10 тыс. м³) резервуаров требует дополнительного технико-экономического обоснования. Сущность метода заключается в следующем: основные элементы резервуаров собирают на заводе в виде плоских полотнищ больших размеров и сворачивают в рулоны, удобные для транспортирования. На монтажной площадке стальные полотнища разворачивают на подготовленном днище резервуара с помощью лебедок или трактора (см. рис. 14.4). После разворота и закрепления стенки резервуара монтируются и свариваются элементы крыши или устанавливается готовая крыша, заранее собранная на земле.

Рис. 14.4. Схема разворачивания рулона корпуса резервуара а – расчаливание стойки жёсткости и кромки корпуса, разворачивание рулона; б - установка щитов покрытия; в – схемы подгонки щитов кровли к корпусу; 1 – днище; 2 – рулон в процессе развертывания в вертикальном положении; 3 – развернутая часть полотнища стенки резервуара; 4 – стойка жёсткости; 5 – расчалка; 6 – якорь; 7 – тяговый трос; 8 – трактор; 9 – монтируемый щит покрытия; 10 – оголовок центральной стойки; 11 - установленные щиты крыши резервуара. Для сохранения плавности цилиндрической формы резервуара при разворачивания рулонов стенки величина уп-

ругой зоны в сечении сворачиваемых и разворачиваемых полотнищ принимается равной 30%, что обеспечивается соотношением толщины полотнища δ, радиуса сворачивания r и прочности металл на стадии предела текучести σ_т. Поэтому максимальные толщины листов рулонных заготовок должны быть для стали Ст3 δ_max = 10 мм, а для стали 09Г2С δ_max = 14 ÷ 15 мм.

Площадка под застройку резервуаров должна слагаться из недеформируемых грунтов с несущей способностью 0,2 – 0,25 МПа. Нельзя использовать в качестве основания насыпные грунты с органическими включениями, торф и плывун. В таких случаях фундаменты под резервуары строят по специальным проектам.

Строительство резервуара в обычных условиях начинается с устройства фундамента, который выполняется в виде уплотнённой песчаной подушке, на которой монтируется днище из отдельных металлических секций. Для резервуаров объёмом более 10000 м³ и в районах с сейсмичностью 8 и более балов по контору резервуара устраивается железобетонный кольцевой фундамент толщиной 0,3 – 1,5 м и шириной 1 – 3 м, размеры которых принимаются из конструктивных соображений в зависимости от диаметра резервуара, грунтовых условии и интенсивности землетрясения.

Кольцевой фундамент позволяет распределить сосредоточенную нагрузку от массы стенки и покрытия резервуара, от снега и давления ветра по большей площади и тем самым уменьшить осадку всей конструкции. Иногда в районах с ветровыми нагрузками более 450 Н/м², в грунтовую подсыпку укладывают бетонные блоки для заанкеривания резервуаров.

Укладку грунтовой подушки под фундамент ведут послойно, причем толщина укладываемого слоя грунта зависит от способа уплотнения. При уплотнении грунтов вальцовыми гладкими катками толщина слоя не должна превышать 25 см. При использовании катков на пневматических шинах толщину слоя грунтовой подушки можно увеличить до 40 см.

Местные или привозные грунты, укладываемые в подушку, должны иметь влажность: глинистые - до 15%, суглинистые - до 20%, но в обоих случаях не ниже 8%. При меньшей влажности грунта его при засыпке поливают водой.

Песчаную подушку засыпают слоями толщиной 20 - 25 см из песка средней крупности с минимальным размером частиц 1 -2 мм. Применять мелкозернистый речной песок для устройства подушки нельзя. Иногда для устройства подушки используют мелкий щебень, максимальный размер частиц которого не должен превышать 10% толщины подушки. Эти требования к материалу подушки обусловлены тем, что подушка, состоящая из отдельных, не связанных друг с другом частиц, за счет их подвижки принимает форму днища (в случае появления хлопунов, вмятин) и предотвращает появление в днище неучтенных проектом напряжений. Одновременно с этим материал подушки, обладая хорошими дренирующими свойствами, не позволяет влаге скапливаться под днищем.

Спланированная поверхность песчаной подушки имеет превышение отметки центра над отметкой периметра 0,0115 - 0,020 радиуса. Диаметр подушки на 1,4 м превышает диаметр резервуара, бермы подушки имеют уклон 1 : 10, а откосы 1 : 1,5.

Песчаную подушку так же, как и грунтовую, уплотняют катками. Поверх песчаной подушки укладывают гидрофобный слой толщиной 80 - 100 мм во избежание коррозии днища. Для устройства гидрофобного слоя приготовляют смесь из песка или супесчаного грунта с влажностью не более 3%, перемешанного с 10% (по объему) вяжущего вещества, в качестве которого используют жидкие битумы, каменноугольные дегти и мазуты. Вяжущие вещества не должны содержать кислот, сернистых соединений и свободной серы, так как эти компоненты вызывают интенсивную коррозию металла днища. Смесь приготовляют в растворомешалках, по окончании всех работ откосы подушки облицовывают бетоном.

Бетонное кольцо по периметру фундамента собирают из армированных железобетонных плит, укладываемых с зазором 20 - 90 мм (с внутренней и с наружной сторон кольца). Поверх плит делают цементную стяжку толщиной 50 мм из бетона марки М200. При выполнении бетонного кольца монолитным по окружности периметра устанавливают опалубку. Внутри опалубки на песчаный слой укладывают гидроизоляцию из пергамина и устанавливают арматуру. Бетонируют бетоном марки М300 с уплотнением. Через каждые 25 м длины кольца устраивают поперечные температурные швы. Поверхность бетонного кольца закрывают гидрофобной смесью заподлицо с поверхностью центральной части фундамента.

Готовый под монтаж резервуара фундамент принимается комиссионно по акту. В процессе приемки проверяют размеры фундамента и горизонтальность поверхности гидрофобного слоя от центра к периферии. Горизонтальность периметра фундамента проверяют нивелированием не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м длины периметра. Разность отметок соседних точек, а также диаметрально противоположных не должна превышать величин, указанных в табл. 14.2. Все замеры отметок заносят в ведомость, прилагаемую к приемо-сдаточному акту.

Таблица 14.2. Допустимые отклонения отметок контура фундамента резервуара

№№ п.п.	Показатели	Значения, мм	№№ п.п.	Показатели	Значения, мм
1.	Отклонения от проекта отметок периметра основания определяемых в зоне расположения окраек не реже, чем через 6 м и не менее, чем в восьми точках	±5	4.	Толщина гидроизолирующего слоя на бетонном кольце в месте расположения стенки резервуара, не более	5
2.	Отклонения от проекта отметок поверхности кольцевого фундамента, определяемых не реже, чем через 6 м и не менее, чем в восьми точках	±5	5.	Разность отметок любых не смежных точек кольцевого фундамента, не более	10
3.	Разность отметок любых не смежных точек основания, не более	20

Метод полистового монтажа корпуса резервуара является наиболее распространённым методом строительства. Этод метод используется при любых размерах резервуара, начиная от вместимости 1,0 тыс. м³ и кончая самыми крупными ёмкостью в 100 – 500 тыс. м³. На стройплощадку поступают с завода все готовые элементы и части резервуара, которые собираются с помощью самоходных кранов и ручной электросварки по специальной технологии для обеспечения прочности и герметичности корпуса резервуара.

По окончания монтажа резервуара осуществляются гидравлические испытания резервуара и его трубных коммуникаций.

14.3.2. Строительство внутриплощадочных коммуникаций

Внутриплощадочные коммуникации на объектах нефтегазового комплекса имеют различные конструктивные схемы при различной плотности их компоновки (см. рис. 14.5). Поэтому организация и технология их строительства, как правило, имеет индивидуальный характер.

а.	б.
Рис. 14.5. Сеть коммуникаций, проложенная на эстакадах (а); Технологическая обвязка трубных коммуникаций на территории КС (б).

Однако общие подходы и методы строительства внутриплощадочных коммуникаций существуют, и они заключаются в следующем:

- до прокладки коммуникаций на стройплощадке должны быть смонтированы все основные объекты;

- осуществляется разметка мест размещения узловых соединений и основных линейных участков прокладки коммуникаций;

- прокладываются основные внутриплощадочные дороги и проезды;

- выполняется строительство подземных коммуникаций, фундаментов и опорных конструкций, которое должно быть завершено до начала монтажа наружных коммуникаций;

- проводится инвентаризация наличия на стройплощадке всех монтажных узлов и трубных участков;

- осуществляется строительство внутриплощадочных коммуникаций, начиная с большеразмерных труб, узлов и систем управления;

- монтируются системы пожаротушения, приборы сигнализации и размещается контрольная аппаратура;

- по мере завершения монтажа отдельных самостоятельных участков выполняется их испытание на прочность и герметичность согласно утверждённой инструкции.

Инструкция разрабатывается строительно-монтажными организациями, согласовывается проектировщиками и утверждается генподрядчиком.

14.3.3. Строительство подземных хранилищ

14.3.3.1. Общие сведения

Подземные газонефтехранилища, создаваемые в истощенных пластах нефтяных и газовых месторождений, наиболее выгодны с экономической точки зрения по сравнению с остальными газохранилищами. Это объясняется тем, что площади отработанных нефтяных или газовых пластов полностью разведаны.

При проектировании газохранилища можно использовать данные о мощности пласта и его параметры, которые характеризуют слагающие пласт породы, герметичность кровли пласта, наличие сбросов и т. д. По имеющимся сведениям о пористости, существовавшей в начале эксплуатации, а также о пластовом давлении и степени обводненности пласта можно заранее судить о будущем объёме газохранилища и частично о возможно максимальной производительности скважин при заполнении газохранилища и особенно при отборе газа. Изучение условий залегания пористой структуры и режимов добычи месторождения позволяет определить соотношение активного и буферного объемов газохранилища.

Основными параметрами газохранилища в отработанных пластах являются:

- максимальное р_тах и минимальное p_mjn давления в газовом объеме пласта;

- максимальное Q_max и минимальное Q _min количества (объемы газа в газохранилище), где Q_min - неизвлекаемый объем газа (называется буферным объемом газохранилища);

Q_max - Q_min – отбираемое количество газа (активный объем).

Для подачи в газовую сеть используют только активный объем газа. В зависимости от пористости и проницаемости пласта отношение активного объема к полному может быть от 0,4 до 0,7.

При сооружении газонефтехранилищ рассматриваемого типа используют существующие скважины, которые для этого подвергают реставрации. Причем наземную газовую сеть (обычно по лучевой схеме) сооружают заново.

При использовании отработанных месторождений создается группа газохранилищ, размещаемых на различных горизонтах. Эксплуатация группы газохранилищ позволяет более рационально регулировать отбор газа в течение всего сезона. Поочередным включением газохранилищ в работу удаётся более оптимально использовать давление газа в хранилищах, что, в свою очередь, позволяет уменьшать мощность компрессорной станции.

Технологическая схема поверхностного обустройства подземного газохранилища приведена на рис. 14.6.

Обычно давление газа в газохранилище намного выше давления, под которым газ поступает по магистральному газопроводу. Для закачки газа в пласт строят КС. Газ из магистрального газопровода поступает в пылеуловители для очистки от взвешенных твердых частиц и капельной влаги. Очищенный газ подается в компрессорный цех, где давление его повышается до величины, необходимой для подачи в хранилище. Компрессорные цехи могут быть оборудованы газомотокомпрессорами, газовыми турбинами с нагнетателями или компрессорами с электроприводом.

Рис. 14.6. Технологическая схема обустройства хранилища газа в водоносном пласте 1 - подводящий газопровод; 2 - масляный пылеуловитель; 3 - компрессор; 4 - холодильник; 5 - сепаратор; 6 - угольный адсорбер; 7 - керамический фильтр; 8 - газораспределительный пункт (ГРП); 9 - объемный сепаратор; 10 - штуцер для редуцирования газа; 11 - циклонный сепаратор; 12 - адсорбер; 13 - десорбер

Компримированный газ поступает на установку очистки от компрессорного масла, где последовательно проходит через сепаратор (горючий газ), воздушный холодильник, сепаратор (охлажденный газ), угольный адсорбер и керамический фильтр. В сепараторах газ очищается от капельного масла, в угольных адсорберах - от паров масла, в керамических фильтрах - от угольной пыли (из угольных адсорберов). Охлажденный и очищенный газ направляется на газораспределительный пункт (ГРП), где измеряется его расход, а затем газ направляемся по сети газовой обвязки к скважинам, через которые нагнетается в газохранилище.

При отборе газ из скважины по выкидным трубопроводам поступает на ГРП. На подземных газохранилищах обычно применяется лучевая газораспределительная сеть без предварительного отделения от газа жидких и твердых компонентов при устьях скважин. Очистку газа проводят на ТРП одновременно с замером и регулированием давления, расхода и температуры.

Отбираемый из газохранилища газ требуется осушать, так как он насыщен парами воды. При движении газа по стволу скважины и по трубопроводам температура и давление его мо­гут существенно изменяться. В результате могут образоваться гидратные пробки, резко сужающие, а то и совсем перекрывающие сечение трубопровода. Во избежание образования гидратов непосредственно в поток газа перед местами возможного их образования вводят ингибиторы (диэтиленгликоль, метанол). Перед подачей газа в магистральный газопровод или потребителю проводят дополнительную его осушку. Блок осушки газа состоит из двух-трех абсорберов, аварийной колонны, холодильников-испарителей, котельной и насосной. Насыщенный влагой диэтиленгликоль регенерируется перегретым паром в выпарной колонне. Влагу в виде пара выпускают в атмосферу, а регенерированный диэтиленгликоль вновь поступает в абсорберы. Иногда газ осушают твердым поглотителем (в адсорберах). В качестве адсорбентов используют хлористый кальций, боксит. Качество осушки в этом случае лучше, однако первоначальная стоимость установки с твердым поглотителем почти на 50% выше стоимости установки с жидким адсорбентом.