Глава 2.2 Перечень работ по зачистке резервуара

Разработка дефектной ведомости на зачистку резервуара (составляется до 01 июня года, предшествующего работам по зачистке резервуара).

Количество (среднее значение) твердых донных отложений, расположенных на днище резервуара, определяется путем замера уровня твердых донных отложений через все люки и патрубки на кровле резервуара (для резервуаров типа РВСП и РВСПА только через замерные люки) с составлением акта.

Замер уровня твердых донных отложений через все люки, патрубки и через уплотнительный затвор не менее чем в восьми точках на плавающей крыше резервуара (для РВСПК). Замер уровня твердых донных отложений через пространство уплотнительного затвора понтона резервуара РВСП запрещается.

Разработка технологической карты для дополнительного размыва резервуара перед выводом из эксплуатации, с целью минимизации количества донных отложений (разрабатывается за три месяца до вывода резервуара из эксплуатации). При уровне донных отложений выше нормативного дополнительный размыв резервуара начать не менее чем за три месяца до вывода резервуара из эксплуатации. Непосредственно перед выводом из эксплуатации резервуаров для нефти выполнить депарафинизацию пенопроводов СППТ агрегатом для депарафинизации АДПМ или ППУ в соответствии с регламентом.

Технологическая карта размыва резервуара должна содержать мероприятия по определению среднего уровня донных отложений в резервуаре (замер производится через все люки и патрубки на кровле резервуара, а для резервуаров типа РВСП и РВСПА только через замерные люки) до начала дополнительного размыва и по окончании дополнительного размыва. Разработка ППР на вывод резервуара из эксплуатации.

Вывод резервуара из эксплуатации с установкой заглушек на трубопроводы ПРП, системы размыва донных отложений и аварийного сброса давления, ГУС.

При наличии технологической возможности предусмотреть вывод из работы дополнительного резервуара для применения в качестве емкости-отстойника на период зачистки резервуара. При отсутствии технологической возможности вывода дополнительного резервуара из работы в ППР на зачистку резервуара должно быть предусмотрено применение оборудования по разделению нефти и воды.

Разработка технологической карты эксплуатации резервуаров товарного парка с учетом выведенного из эксплуатации зачищаемого резервуара. Разработка ППР на зачистку внутренней поверхности резервуара.

Предварительная дегазация путем принудительной или естественной вентиляции (аэрации) резервуара, или пропарка резервуара с целью дегазации (необходимость предварительной дегазации или пропарки резервуара указывается в ППР).

Откачка жидкой фракции, состоящей из нефти и донных отложений из резервуара в технологические трубопроводы или в дополнительный резервуар.

Лабораторный контроль содержания нефти (углеводородов) в донных отложениях зачищаемого резервуара с составлением акта.

Перевод стоек понтона из эксплуатационного в ремонтное положение предполагает следующие операции:

- заполнение резервуара водой до уровня 2,5 м (для обеспечения всплытия понтона);

- вскрытие люков второго (третьего) пояса;

- замер концентрации паров углеводородов в надпонтонном пространстве;

- перевод стоек;

- опорожнение резервуара.

Размыв водой, в том числе с применением ПАВ, или пропарка донных отложений резервуара с последующей откачкой в дополнительный резервуар, или технологический трубопровод через промежуточную емкость-отстойник. Необходимость размыва водой, жидкостью с применением ПАВ, или пропарки донных отложений резервуара с последующей откачкой в дополнительный резервуар или технологический трубопровод указывается в ППР. Используемые при выполнении указанных работ вещества не должны ухудшать показатели качества нефти, регламентируемые ГОСТ Р 51858.

При наличии в резервуаре пирофорных отложений резервуар пропаривается, заполняется водой с последующим опорожнением со скоростью не более 1 м/ч для обеспечения окисления пирофорных отложений.

Отделение нефти и нефтепродуктов (далее – нефти) от воды, в том числе с использованием сепаратора для разделения нефти и воды, или емкости отстойника, с последующей закачкой нефти в действующий резервуар или технологический трубопровод и сбросом воды в систему промышленной канализации.

Демонтаж затвора понтона для очистки стенки на уровне нахождения понтона.

Дозачистка резервуара скребками из искробезопасного материала.

Лабораторный контроль содержания нефти (углеводородов) в твердых донных отложениях, оставшихся в зачищаемом резервуаре после мойки и откачки с составлением акта.

Промывка твердых донных отложений, с содержанием углеводородов более 15 %, с помощью ТМС с применением ПАВ, или органическими растворителями, с целью снижения концентрации углеводородов в них менее 15 %.

Удаление из резервуара твердых донных отложений.

Отделение нефти и воды от твердых донных отложений с использованием оборудования типа центрифуги (при необходимости, для снижения концентрации углеводородов в твердых донных отложениях менее 15 %), с последующей закачкой нефти в действующий резервуар или технологический трубопровод и сбросом воды в систему промышленной канализации.

Лабораторный контроль содержания углеводородов в твердых донных отложениях, удалённых из зачищаемого резервуара с составлением акта.

Контроль качества зачистки внутренней поверхности резервуара и проверка концентрации паров углеводородов в резервуаре после зачистки.

Зачистка канализационных колодцев резервуара от остатков нефтяных загрязнений, образовавшихся в процессе эксплуатации и при зачистке резервуара с оформлением акта.

Утилизация нефтешламов (при наличии) в соответствии с разделом 19 настоящего регламента.

Организация осмотра места проведения работ в конце каждой рабочей смены ответственным лицом за надзор при производстве работ от эксплуатирующей организации и в соответствии с регламентом.

Исполнительная документация по зачистке резервуара хранится в течение 5 лет после окончания работ по зачистке.