3. Принцип работы поршневых насосов. Индикаторная диаграмма идеального поршневого насоса.

При движении поршня вправо (ход всасывания) объем рабочей камеры увеличивается, а давление в ней уменьшается. Перекачиваемая жидкость под действием атмосферного давления открывает всасывающий клапан и заполняет рабочую камеру. В зто время нагнетательный клапан закрыт. Таким образом, при ходе всасывания рабочая камера связана с всасывающим патрубком и изолирована от нагнетательного патрубка.

При обратном ходе поршня в рабочей камере создается давление, превышающее давление в нагнетательном патрубке, нагнетательный клапан открывается и жидкость, по объему соответствующая полезному объему рабочей камеры вытесняется.

Индикаторная диаграмма поршневого насоса представляет собой графическую зависимость давления в цилиндре насоса от положения поршня.

Рабочий цикл идеального поршневого насоса:

1 – момент открытия всасывающего клапана

1-2 – линия всасывания

2 – момент закрытия всасывающего клапана

3 – момент открытия нагнетательного клапана

3-4 – линия нагнетания

4 – момент закрытия нагнетательного клапана

4. Предупреждение и удаление гидратных пробок.

Гидраты газов представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи.

Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов

-наличие газов и их состав;

-фазовое состояние и состав воды;

-температура;

-давление.

Состав газа определяет условия образования гидратов: чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре.

Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ — вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозирования места интенсивного гидратообразования необходимо знать влагосодержание газа в различных частях системы движения газа в различных термодинамических условиях.

Процесс образования газовых гидратов состоит из стадии образования зародышей кристаллизации и стадии сорбционного роста кристаллогидрата вокруг зародышей,

Успешность борьбы с гидратообразованием в скважинах зависит от знания фазовых переходов гидрат—лед—вода.

Способы борьбы с гидратообразованием

Для удаления гидратных пробок применяют ряд методов, самым простым из которых является промывка скважины горячим солевым раствором (t = 70-80°С).

Если эксплуатацию скважины осуществляют фонтанным способом или с помощью УЭЦН, то гидраты удаляют в результате подачи технологической жидкости во внутреннюю полость НКТ, при помощи ГТ и установки для нагрева технологической жидкости. Возможным способом доставки нагретой жидкости - теплоносителя в полость скважины является спуск колонны гибких труб в кольцевое пространство между эксплуатационной и колонной НКТ.

Широко распространены ингибиторные методы борьбы с отложениями газогидратов. В качестве ингибиторов гидратообразования используются метанол и этиленгли-коль.

5.Назначение и конструкция фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура (ФА) для нефтяных и газовых скв предназначена для герметизации устья скв, для подвешивания НКт, для контроля за работой скважины, для регулирования режима работы, для отвода скважинной продукции в систему нефтесбора, для исследования скважины, для ремонта.

Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным, дистанционным и автоматическим управлением(шиберные задвижки, краны), регулирующие устройства (дроссели).

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов НКТ, их герметизации, а также для вы­полнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Елка предназначена для направления продукции скв в вы­кидную линию регулирования режима эксп-ии, установки специ­альных устройств при спуске сква-ых приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а так­же для проведения некоторых технологических операций.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам (рис. 4.6) для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);

схеме исполнения (восемь схем);

конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

размерам проходного сечения по стволу (50...150 мм) и боковым отводам (50...100 мм).

Типовые схемы фонтанных арматур: 1 — манометр; 2 — вентиль; 3 — буферный фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10 — крестовина елки

Вариант 9

1. Механические свойства горных пород, пластовое, горное и давление гидроразрыва пород.

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные мех. Св-ва г.п.

Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределения давления в

пласте в процессе эксплуатации месторождения . Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил.

Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным. Пластовое давление-давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. Горное давление-давление горных пород, окружающих горные выработки, на стенки и крепь этих выработок. искусственная полость, сделанная в недрах земли или на поверхности. Подземные горные выработки, независимо от наличия непосредственного выхода на поверхность, имеют замкнутый контур поперечного сечения.

1.2 удельная поверхность S_уд , т.е. суммарная площадь поверхности частиц, содержащихся в единице объёма. Для фиктивного грунта

1.8

Удельная поверхность нефтесодержащих пород с достаточной точностью определяется формулой

где k - проницаемость в дарси [мкм²].

2. Цели и задачи ГДИС и ГИС в горизонтальных скважинах.

ГДИС

1.определение Рпл, Рзаб, скин-фактора.

2.диагностирование фильтрационной модели пласта

3.свойства на границе пласта

ГИС на стадии бурения

1. литологическое расчленение продуктивного пласта - выделение кровли и прослоев;

2. определение фильтрационно-емкостных свойств пласта и насыщенности коллектора;

3. определение траектории горизонтального участка привязанного по глубине к геологическим реперам.

ГИС на стадии эксплуатации

1. выявление отдающих интервалов и определение состава притоков в работающей скважине (выделение источников обводнения);

2. определение нефтенасыщенных и обводненных интервалов.

3. Составление геологического разреза скважины. Учет искривления скважин при составлении геологического профиля.

4.Ликвидация и консервация скважин.

Консервация скважин - комплекс работ по предотвращению осложнений и аварийных ситуаций в скважинах, находящихся в бурении, законченных строительством и не подключенных к системе сбора или по какой-либо причине остановленной (законсервированной) в процессе эксплуатации.

Консервация скважин в процессе эксплуатации скважин

а) эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации, - на срок до восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию, что устанавливается проектом разработки месторождения;

б) добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям – на срок до выравнивания газонефтяного контакта (ГНК);

в) добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом, а также нагнетательные скважины при снижении приемистости – на срок до организации их перевода по другому назначению или приобщения другого горизонта, а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа (воды) в соответствии с проектом разработки или проведения работ по увеличению приемистости;

г) эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод – на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта (ВНК) при наличии заключения проектной организации;

д) скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цен на нефть (газ, конденсата и тому подобное) или изменении системы налогообложения, если по заключению научно-исследовательской организации временная консервация не нарушает процесса разработки месторождения;

е) эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории 1-б, если они в перспективе могут быть рационально использованы в системе разработки месторождения или иных целях;

ж) эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля на срок - до проведения необходимых мероприятий по охране недр и окружающей природной среды.

Консервация скважин на срок от 3 месяцев до 1 года

Скважина заполняется жидкостью, обработанной поверхностно-активными веществами (ПАВ), исключающей глинизацию пласта и обеспечивающей необходимое противодавление на него. Цементный мост не устанавливается, насосно-компрессорные трубы не извлекаются, а поднимаются над забоем на 50 м. На устье скважины устанавливается трубная головка фонтанной арматуры с контрольным вентилем и по одной центральной и затрубной задвижке.

Консервация скважин на срок более 1 года

При консервации на срок более года скважина после установки над интервалом перфорации цементного моста высотой 25-50 м заполняется жидкостью, исключающей глинизацию пласта, плотность которой позволяет создать требуемое противодавление на пласт. Насосно-компрессоные трубы извлекаются, на устье устанавливается задвижка высокого давления с контрольным вентилем.

Устье консервированной скважины ограждают. На ограждении крепят табличку с указанием номера скважины, наименования месторождения (площади), организации, пробурившей скважину, и сроков консервации.

Во всех консервируемых скважинах для предохранения от загораживания верхнюю часть ствола на глубину 30 м заполняют незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть и т. п.), а в условиях многолетней мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород.

Устьевое оборудование всех консервируемых скважин должно быть защищено от коррозии.

Проверку состояния скважин, находящихся в консервации, проводят не реже одного раза в квартал с соответствующей записью в специальном журнале.

Консервация газовых скважин

При консервации газовых скважин, оснащенных комплексом подземного оборудования, вне зависимости от их глубины и сроков консервации, цементные мосты не устанавливаются. При этом проход колонны НКТ перекрывается глухой пробкой, устанавливаемой в ниппеле ниже пакера. Межколонное пространство и лифтовая колонна заполняются ингибирующим раствором. На устье скважины устанавливается фонтанная арматура, оборудованная глухой пробкой, применяемой для смены фонтанной арматуры под давлением.

Ликвидация скважин – это определенный комплекс работ, связанных с изоляцией зон возможных перетоков пластового флюида по стволу.

Категории скважин подлежащих ликвидации:

1 категория – скважины выполнившие свое назначение;

2 категория – скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

3 категория – скважины ликвидируемые по техническим причинам;

4 категория – скважины ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

Ликвидация эксплуатационных скважин

При ликвидации эксплуатационных скважин сначала устанавливают цементный мост выше продуктивного горизонта протяженностью не менее 50 м, затем производят отворот незацементированной части эксплуатационной колонны и устанавливают цементный мост в башмаке кондуктора. Оставшаяся часть ствола заполняется незамерзающей жидкостью.

При ликвидации эксплуатационных скважин, в которых цементный раствор поднят до устья, рекомендуется установка цементного моста, длиной не менее 50 м, выше продуктивного горизонта, при этом ствол скважины заполняется глинистым раствором соответствующей плотности, а интервал МП – незамерзающей жидкостью.

Устье ликвидируемой скважины рекомендуется оборудовать колонными и трубными головками с коренной задвижкой (или без нее), все отводы которых заглушены, на верхней заглушке также устанавливается репер с необходимыми данными. Обвязка устья ликвидируемых скважин колонными и трубными головками более надежна по сравнению с установкой цементной тумбы, которую из-за труднодоступности местности можно устанавливать только в зимний период при отрицательных температурах.

На устье ликвидируемой скважины устанавливается бетонная тумба размерами 1 м х 1 м х 1 м с репером, высотой не менее 0,5 м, и металлической табличкой, на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), организация-владелец скважины, дата ее ликвидации.

5. Классификация трубопроводов

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, назы­вается нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся па три группы:

внут­ренние, местные и магистральные.

1. Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: про­мыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика.

2. Местные нефтепроводы соединяют различные элемен­ты транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива желез­нодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких де­сятков и даже сотен километров.

3. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потреб­ления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включи­тельно;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учи­тываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соеди­нений, подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории,

а диаметром 700 мм и более - к III .

Однако отдель­ные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут

иметь и более высокую категорию (I, II, В).

Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразде­ляются на четыре категории.

Категория трубопроводов определяется по сумме баллов K=ΣKi, где Kj - определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния вышеперечисленных факторов на надежность работы трубопровода.

К первой категории относятся трубопроводы с суммой баллов К>50;

ко второй — с суммой баллов 33<К<50;

к третьей — с суммой баллов 16<К<33;

к четвертой — с суммой баллов К<16.

Вариант 10

1.Приток нефти к совершенной и несовершенной скважинам в однородноизотропном пласте. Коэффициент совершенства.

Совершенная скважина предполагает вскрытие пласта на всю его толщину и имеет конструкцию с открытым забоем. При неполном вскрытии пласта вводят коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия, при применении различных забойных фильтров и перфорации вводят коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия.

Приток нефти к соверш. Скважине определяет дебит гидродинамически совершенной скважины при плоско-радиальном потоке к ней однородной несжимаемой жидкости в условиях напорного режима и линейного закона фильтрации

где k—коэффициент проницаемости, дарси; h — мощность пласта, м; Рк и Рс — давление на контуре питания и в скважине, МПа; Rк и Rc — радиусы контура питания и скважины, м; μ— вязкость жидкости, спз; Q— дебит скважины, м3/сут.

Если скважина несовершенна то формула принимает вид:

Где S- скин фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны.

2. Классификация горных пород; опробование скважин в процессе бурения; коэффициент керноотбора.

При инженерно-геологических изысканиях для обоснования проекта цементации скважины проходят на расстоянии 50 м и даже более друг от друга, и большая часть пород основания остается не разведанной. В связи с этим при устройстве цемен­тационной завесы по ее оси пробуривают и опробуют скважины, располагаемые через 10-15 м друг от друга. В результате уточ­няют геологическое строение основания в створе завесы, опреде­ляют удельное водопоглощение пород основания в разных его местах и на разных глубинах, устанавливают необходимые глу­бину и протяженность завесы. Воду нагнетают при заданном конечном давлении цементации до стабилизации расхода воды. Известно, что чем выше водопоглощение породы, тем более гус­тым раствором можно начинать ее цементацию. Поэтому резуль­таты гидравлического опробования скважин позволяют определить необходимую начальную консистенцию цементационного раствора. Нагнетание воды в скважину для определения удельного водопоглощения можно выполнять по одной из схем, изобра­женных на рис. 2.8. Первый способ (рис. 2.8, а) применяют при цементации нис­ходящими зонами, когда бурение каждый раз проводят в преде­лах одной зоны, а второй способ (рис. 2.8, б) - при цементации восходящими зонами, когда скважину пробуривают сразу на проектную глубину. В этих случаях водопоглощение каждой зоны определяют непосредственно перед ее цементацией. При третьем способе (рис. 2.8, в) водопоглощение породы определяют путем суммарного опробования пробуриваемых по нисходящему способу зон. Уплотнитель в этом случае устанавливают в кровле цементируемой породы (первой зоны). При четвертом способе (рис. 2.8, г) скважину пробуривают на про­ектную глубину завесы, а водопоглощение определяют суммар­но по зонам путем последовательной перестановки снизу вверх передвижного нагнетателя. При третьем и четвертом способах опробование каждой последующей зоны производят совместно с предшествующими. Недостатком этих способов является неточность определения водопоглощения по суммарным, часто неоднородным, зонам.

Схемы опробования скважин.

При хорошей сохранности керна достаточно точные данные о проценте его выхода можно получить по формуле (линейный выход керна)

где l_k - длина поднятого керна, м; l_и - длина пройденного интервала, м.

Минимально допустимый выход керна для конкретного месторождения можно вычислить по формуле

где К_р - коэффициент равномерности оруденения (отношение среднего содержания компонента в руде к максимальному); И - степень избирательности истирания (доля перетертого керна, приходящая на рудный материал); m_{к доп} - допустимая техническая погрешность опробования, отн.ед.

3. Объект и система разработки.

Объект и система разработки.

О б ъ е к т р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, cоотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

4. Определение границ зон с различными свойствами на основе исследование скважин на неустановившихся режимах фильтрации.

1. Модель «бесконечного» пласта (бесконечный по простиранию пласт):

где r —> ω.

2. Модель «замкнутого, закрытого» пласта, когда внешняя граница непроницаема и на границе q==0:

или

где n - нормаль к границе (непроницаемому сбросу, кровле, подошве пласта).

3. Модель «открытого пласта» с постоянным перетоком через границу, на контуре питания. В случае, если фильтрация происходит по закону Дарси,

4. Модель открытого пласта с постоянным давлением на контуре питания, на внешней границе:

P(Rk,t)=Pk=const (1.22)

5. Переменный приток через границу (заданный, известный приток Rk):

5. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называ­ют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационар­ной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой кони­ческой или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сто­рона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сва­ренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резер­вуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой ем­кости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, об­работанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление под­товарной воды.

Рис. 4.1. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м³ со щитовой кровлей:

1 – корпус; 2 – щитовая кровля; 3 – центральная стойка; 4 – шахтная лестница, 5 – днище

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилин­дрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 4.2). Роль крыши у них вы­полняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверх­ности жидкости.

Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам (рис. 4.3): дисковая, однослойная с кольцевым коро­бом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т.к. появление течи в любой се части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее – к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наибо­лее металлоемки, но и наиболее надежны, т.к. пустотелые короба, обеспе­чивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перего­родками на отсеки.

С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100–400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплот­няющих затворов 1 различных конструкций (рис. 4.2).

Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуа­ре устанавливают вертикальные направляющие 6 из труб, которые одно­временно служат для размещения устройства измерения уровня и отбо­ра проб нефти.

В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стой­ки 7, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опор­ных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуа­ра и выполнять необходимые работы.

Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возмож­ность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова.

Рис. 4.2. Резервуар с плавающей крышей:

1 – уплотняющий затвор; 2 – крыша; 3 – шарнирная лестница; 4 – предохра­нительный клапан; 5 – дренажная система; 6 – труба; 7 – стойки; 8 – люк

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) – это резервуары, по конструкции аналогичные резервуа­рам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном (рис. 4.4). Подобно плавающей крыше, понтоны перемещаются по направляющим трубам 6, снабжены опорными стойками 9 и уплотняющими затворами 1, 7, тщательно заземлены.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Синте­тический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действую­щих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без примене­ния огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.

Рис. 4.4. Резервуар с плавающим металлическим понтоном:

1 – уплотняющий затвор; 2 – периферийный короб понтона; 3 – мембрана из листового металла; 4 – стяжка; 5 – центральный короб понтона; 6 – на­правляющая труба; 7 – уплотнение направляющей трубы; 8 – люк-лаз; 9 – опоры для понтона; 10 – приемо-раздаточиый патрубок с хлопушкой

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и по­ставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м³. На нефте­перекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости для сбора утечек.

Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные (рис. 4.5). Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении.

Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из пред­варительно напряженных железобетонных панелей, швы между которы­ми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на стены, а в ряде случаев – и на балки. Днище, в основном, изготавливается моно­литным бетонным толщиной 50 см.

Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до 40000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление 200 Па и на ваку­ум 100 Па.

Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем сталь­ные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвраща­ют проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмос­феру. Другая проблема – борьба со всплыванием резервуаров при высо­ком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутрен­него оборудования железобетонных резервуаров.

В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

Вариант 11