Файл: Гофман-Захаров П.М. Проектирование и сооружение подземных резервуаров - нефтегазохранилищ.pdf

дно котлована было выше уровня грунтовых вод, особенно в рых­ лых грунтах. По краям котлована насыпается реборда из грунта, верх которой располагается на 7—10 м выше отметки дна котло­ вана. Реборда окружает котлован, диаметр которого может до­ стигать нескольких сот метров.

Чтобы избежать потерь тепла через реборду, на ней преду­ смотрен слой теплоизоляции из пеностекла, которое наносится путем полива с наружной стороны реборды. Сверху ре­ зервуар закрыт плавающей крышей в виде диска. По пе­ риферии диска имеется гер­ метизирующее кольцо, смон­ тированное между краями диска и краем реборды.

Плавающая крыша имеет на диске концентрически расположенные гофры.

Величина и количество гофр подобраны таким образом, чтобы крыша поднима­

лась и опускалась на всю глубину котлована. Один из вариантов узла сочленения плавающей крыши с ребордой показан на рис. 91.

На периферии плавающей крыши 6 расположены гофры 5. Толщина крыши 20—40 см, ее изготовляют из двух герметичных пленок, между которыми предусматривается слой теплоизоляции (порошкообразной, гранулированной или волокнистой). Гофры укрепляются на кольцевых концентрических поплавках 3. По верху реборды проходит желоб 2. Гофры сверху закрываются эластичной пленкой 4. Пунктиром показано нижнее положение плавающей крыши при частичном заполнении резервуара. Гофры при этом деформируются и располагаются по откосу стенки ре­ зервуара. Пространство между гофрами и защитной оболочкой 4 заполняется азотом или другим инертным газом.

Предложенный резервуар работает под небольшим давлением, меньшим, чем обычные резервуары для жидкого газа. Чтобы увеличить внутреннее давление, крышу следует загрузить сверху слоем песка или воды толщиной несколько сантиметров. Дно кот­ лована и его боковые откосы покрывают тонким слоем бетона или гравия. Можно также намораживать на дне и откосах-котло­ вана тонкий слой льда вместо бетона или гравия, чтобы избежать непосредственного контакта хранимой жидкости с грунтом.

Если дно котлована не имеет слоя теплоизоляции, то замерза­ ние грунта происходит при первом же заполнении резервуара, что связано с интенсивным испарением сжиженного газа. При наличии слоя теплоизоляции на дне котлована промерзание грунта происходит медленнее, что позволяет улавливать пары хранимых сжиженных углеводородов.

В желобе 2 предусматривается перегородка /, закрепляемая по контуру плавающей крыши. Желоб заполняется водой, которая замораживается циркулирующим по кольцевому трубопроводу холодным сжиженным газом. Перегородка 1 при этом вмерзает в лед, чем обеспечивается герметичность сочленения крыши с ре­ бордой котлована.

§5. Подводные хранилища нефти и нефтепродуктов

Впоисках наиболее эффективных типов хранилищ нефти И нефтепродуктов зарубежные специалисты все большее внимание уделяют конструкциям подводных резервуаров.

Всравнении с подземными хранилищами они характеризуются следующими отличиями: легкостью конструкции, обусловленной значительным уменьшением нагрузки на резервуар (разность давлений воды и продукта, как правило, не превышает 10—20% от нагрузки на наземные и подземные резервуары); возмож­ ностью применения железобетонных резервуаров для хранения светлых нефтепродуктов без специальных облицовок ( П Р О Т И В О ­ давление воды исключает возможность проникновения нефтепро­ дуктов через бетон); отсутствием накопления на элементах кон­ струкций подводных резревуаров статического электричества; высокой степенью пожаро- и взрывобезопасности; практическим отсутствием потерь легких фракций нефтепродуктов в связи с не­ значительными объемами газового пространства; высокой взрывостойкостью конструкций подводных резервуаров.

В некоторых случаях, по-видимому, вполне целесообразно рас­ сматривать возможность сооружения подводных резервуаров в прибрежных зонах районов производства и потребления нефте­ продуктов.

С 1957 г. в США разрабатывают подводные нефтехранилища емкостью 1600 м3 — 160 тыс. м3, используемые на глубине до 90 м.

Подводное нефтехранилище емкостью 80,0 тыс. м3 /СОСТОИТ из двух резервуаров. Нижний, подводный резервуар, представляет

90 м, представляющий собой цилиндрическую колонну или фер­ му; через него пропущена система трубопроводов для закачки продукта. На стояке установлен верхний резервуар прямоуголь­ ной формы, имеющий возможность перемещаться вдоль стояка в вертикальном направлении. На площадке верхнего резервуара расположено вспомогательное и обслуживающее оборудование.

При порожних резервуарах хранилище имеет положительную плавучесть и может транспортироваться к месту использования как баржа-плоскодонка; при этом верхний резервуар опущен на нижний. Коэффициент устойчивости конструкции в транспортном положении выше, чем у большинства судов.

При установке хранилища нижний резервуар заполняется мор­ ской водой. Конструкция поддерживается на плаву с помощью верхнего порожнего резервуара. Спуск осуществляют с по­ мощью специальных домкратов, обеспечивающих возможность перемещения верхнего резервуара относительно стояка вверх и вниз.

После того как нижний резервуар опустился на дно, верхний с подошью этих же домкратов поднимают над водой для умень­ шения волновых воздействий на конструкцию. Затем домкраты удаляют и верхний резервуар приваривают к элементам стояка для образования жесткой конструкции.

Для предотвращения размывания грунта, а также случайных перемещений конструкции предусматривают установку на дно нижнего резервуара стальных «юбок», расположенных в виде решетки. При опускании на дно эти «юбки» внедряются в грунт, предохраняя конструкцию от перемещений. При возможном раз­ мыве дна в месте установки хранилища предусматривается устройство под нижним резервуаром каменной отсыпи.

Нефть подают в верхний резервуар. При заполнении храни­ лища нефть в верхнем резервуаре отстаивается не менее суток для удаления различных включений.

После заполнения верхнего хранилища нефть по перепускному трубопроводу переливается через стояк в нижний резервуар, вы­ тесняя балластную воду. Операцию выполняют при постоянном контроле положения поверхности раздела жидкостей.

Высоту положения верхнего резервуара выбирают таким обра­ зом, чтобы гидростатическое давление столба нефти не могло вытеснить всю воду из нижнего резервуара и вызвать загрязнение водоема.

При разгрузке хранилища нефть выкачивают из нижнего ре­ зервуара при одновременном заполнении его балластной водой. При необходимости балластная вода также может быть удалена из резервуара, и после подтягивания нижнего резервуара на по­ верхность конструкция может буксироваться к новому месту экс­ плуатации.

Запатентован метод сооружения подводных резервуаров (па­ тент № 3438204, США), предназначенных для хранения нефте­ продуктов, не смешивающихся с водой. На дне моря сооружается основание резервуара. Если дно сложено из прочных устойчивых грунтов, то таким основанием может быть бетонная плита (рис. 92). При более слабых грунтах основание резервуара должно обладать определенной эластичностью, допускающей усадку или перемещение подводного грунта.

На основании / создается куполообразная насыпь, причем для ее создания могут быть использованы щебень, крупный камень, металлолом и другие отходы производства; основное требование к этим материалам заключается в том, что они не должны взаи­ модействовать с хранимыми нефтепродуктами и должны быть

тяжелее воды. Созданный таким образом купол должен иметь пористость не менее 30%.

Сверху купол покрывают защитным слоем 2 толщиной от 8 до 30 см. Материал, из которого выполнен защитный слой, должен быть непроницаемым для нефтепродуктов и быть достаточно эла­ стичным для того, чтобы передавать действующие на него на­ грузки на основание резервуара или на купол.

Рис. 92. Подводный резервуар с пористой насадкой и эластич­ ной кровлей.

Защитное покрытие 2 целесообразнее всего выполнять много­ слойным. Для этой цели можно использовать листовой неопрен толщиной от 3 до 5 мм. Неопрен с удельным весом от 1,4 до 1,5 т/м2 имеет прочность на разрыв 140 кг/см2 и относительное удлинение от 300 до 400%. Кроме неопрена, могут применяться битум и специальные сорта портландцемента.

Нефтепродукты хранятся в резервуаре на водяной подушке. Закачивают нефтепродукты в резервуар по трубопроводу 8, а от­ бирают их из него погруженным насосом, подающим нефтепро­ дукты по трубопроводу 3. Уровень воды в резервуаре регули­ руется с помощью клапанов 7 и 5, связанных с датчиком уровня нефтепродукта 9. Если уровень нефтепродукта в трубопроводе 8 достигает максимально допустимой величины, то импульс дат­ чика воздействует на клапан 5, он открывается и в трубопровод 4 начинает поступать газ, который методом газлифта выносит из резервуара воду, выливающуюся через патрубок 6. Если необ-

ходимо поднять уровень воды в резервуаре, то открывается кла­ пан, и в него поступает вода.

В 1966 г. (патент № 3429128, США) предложена конструкция подводного резервуара для хранения нефти в районе ее подвод­ ной добычи. При установке таких резервуаров исключается про­ кладка подводных трубопроводов для перекачки нефти в берего­ вые хранилища, и погрузка нефти в танкеры большого тоннажа производится без специально оборудованных причалов.

Резервуар сооружают на берегу и в готовом виде буксируют к месту установки. Экономически целесообразна установка резер­ вуаров емкостью 16,0 тыс. м3 и более. Конструкция резервуара обеспечивает его плавучесть и устойчивость при буксировании и установке. Устойчивость резервуара обусловливается сохране­ нием величины А в формуле

Д — расстояние от днища до центра тяжести.

Резервуар представляет собой конструкцию из двух сосудов

Рис. 93. Двухполостной подводный резервуар.

порную горловину 7, крепится сферическая крыша 10 внешнего сосуда. Сосуд 8 представляет собой цилиндр с днищем. Вверху стенка через конус крепится к горловине 7, закрытой сверху вре­ менно устанавливаемым колпаком /.