Для накопления, кратковременного хранения, подготовки и хранения нефти служат резервуарные парки - группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте. По назначению они подразделяются на сырьевые, технологические и товарные. Сырьевые резервуары предназначены для хранения обводненной нефти. В технологических резервуарах осуществляется предварительный сброс пластовой воды.
Товарные резервуары предназначены для хранения обезвоженной и обессоленной нефти.
По расположению нефтяные резервуары подразделяются на надземные, подземные, полу подземные. По материалу, из которого они изготовлены, подразделяются на металлические и железобетонные. Обычно наземные резервуары - металлические, а подземные и полуподземные - железобетонные.
Вертикальные цилиндрические стальные резервуары типа РВС представляют собой сварную конструкцию из стальных листов толщиной от 4 до 14 мм. Основные элементы вертикального стального резервуара - днище, корпус и крыша. Днище резервуара сварено из листов толщиной до 5 мм, расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от центра к периферии, равный 2%. Уклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды. Корпус резервуара изготовляют в виде поясов, которые могут соединяться между собой тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык.
Толщина поясов или одинакова по высоте, или возрастает к низу.
Крыши вертикальных стальных резервуаров применяются трех типов: плоские, конические и сферические. Резервуары с плоскими крышами имеют Наименьшее газовое пространство, поэтому в них меньше потери нефти от испарения. Технологическая характеристика вертикальных стальных резервуаров приведена в таблице 8.1.
На резервуаре (рис. 8.1) установлено следующее оборудование: верхний световой люк 1, вентиляционный патрубок 2, гидравлический предохранительный клапан 3, огневой предохранитель 4, дыхательный клапан 5, замерный люк б, лестница 7, указатель уровня 8, люк-лаз 9, сифонный кран 10, подъемная труба 11, шарнир 12, раздаточный патрубок 13, приёмный патрубок 14, перепускное устройство 15, хлопушка 16, лебедка 17, управление хлопушкой 18 и роликовый блок 19.
Рисунок 8.1. - Схема расположения оборудования стальных вертикальных цилиндрических резервуаров
Таблица 8.1 - Технологическая характеристика вертикальных стальных
резервуаров
| Тип резервуара | Фактический объём, м3 | Внутренний диаметр нижнего пояса, мм | Высота корпуса, мм | Масса, кг |
| РВС -100 | ||||
| РВС -200 | ||||
| РВС -300 | ||||
| РВС -400 | ||||
| РВС -700 | ||||
| PBC-ICOO | ||||
| РВС -2000 | ||||
| РВС -3000 | ||||
| РВС -5000 | ||||
| РВС -10000 |
Наполнение резервуаров нефтью осуществляется через приемный патрубок 14.
С внутренней стороны резервуара на приёмном патрубке установлена хлопушка 16, предназначенная для предотвращения утечки нефти из резервуара при неисправности задвижек или порыве трубопровода. При наполнении резервуара крышка хлопушки открывается под напором поднимающего потока, а при прекращении поступления нефти она захлопывает приемный патрубок. Иногда приемный патрубок соединяют не только с приемным, но и с раздаточными трубопроводами, наполнение и опорожнение резервуара ведут через один приемный патрубок. При этом во время опорожнения хлопушка открывается с помощью управления хлопушкой 18, которая представляет собой барабан с тросом, установленный внутри резервуара, а штурвал вынесен наружу резервуара. Для обеспечения открывания задвижки используют перепускное устройство 15, позволяющее выравнивать давление до и после хлопушки.
Опорожнение резервуара может осуществляться и через раздаточный патрубок 13, к внутреннему концу которого на шарнире 12 присоединена подъемная труба 11. Подъемная труба предназначена для откачки нефти из резервуара с любой необходимой высоты. Трубу поднимают лебёдкой 17 с помощью троса, перекинутого через роликовый блок 19, а опускают под собственным весом. Будучи поднятой выше уровня нефти подъемная труба предотвращает возможные утечки при выходе из строя задвижек или порыве трубопровода. Диаметры приёмных и раздаточных патрубков в зависимости от расхода нефти колеблются в пределах 150-700 мм, так, чтобы скорость движения нефти в приёмных и раздаточных трубопроводах составляла 0,5 -1,0 м/с.
Сифонный кран 30 предназначен для вывода из резервуара свободной пластовой воды. Угловой патрубок сифонного крана может с помощью поворотной ручки осуществлять вывод пластовой воды с заданной высоты. Поддержание в резервуаре некоторого слоя воды, так называемой водяной подушки, необходимо для предотвращения утечек нефти при появлении неплотности днища. Поворотом углового патрубка в нижнее положение можно полностью удалить пластовую воду из резервуара. Сифонные краны выпускаются двух типов:
СК-50 для резервуаров объёмом до 4000м3 и СК-80 для резервуаров большего объёма. Условные диаметры сифонных кранов соответственно равны 50 и 80 мм. Верхний световой люк 1 предназначен для проветривания и освещения внутреннего объёма резервуара во время ремонта и зачистки.
Вентиляционный патрубок 2 предназначен для полного удаления паров нефти при ремонтных работах.
Дыхательный клапан 5 предназначен для выпуска воздуха с парами нефти при подъёме уровня нефти в резервуаре и ввода воздуха внутрь резервуара при снижении уровня нефти. Изменение уровня нефти происходит при наполнении и опорожнении резервуара - большие дыхания резервуара, а при температурных расширениях и уменьшениях объёма нефти в процессе суточных колебаний температуры воздуха - малые дыхания резервуара.
Резервуары с плавающей крышей предназначены для хранения лёгких нефтей с целью снижения потерь нефти от испарения. Крыша, плавающая на поверхности нефти, исключает газовое пространство в резервуаре, отсутствуют большие и малые дыхания и связанные с ними, потери лёгких углеводородов.
Железобетонные резервуары по сравнению со стальными обладают следующими преимуществами: расход стали на 1 м объёма железобетонных резервуаров примерно в 2 раза меньше, чем стальных; вследствие малой теплопроводности бетона потери нефти от испарения при малых дыханиях резервуара значительно меньше (в 8-12 раз). Железобетонные резервуары бывают цилиндрические и прямоугольные. Наибольшее распространение получили цилиндрические резервуары.
Один из основных недостатков железобетонных резервуаров - это высокая проницаемость нефти через бетон, что устраняется применением различных герметизирующих покрытий внутренней поверхности.
Приложение 1
1. К практическому занятию 1 (задача 1.1):
| Исходные данные | Варианты | |||||||||
| 6. | ||||||||||
| Длина линии 7. м | ||||||||||
| Дебит скважины Q, м3/сут. | ||||||||||
| Давление в сепараторе pc, MПa | 1,8 | 2,0 | 1,7 | 1,5 | 2,1 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,0 | 2,2 |
Внутренний диаметр выкидной линии 
.
Вязкость нефти 
2. К практическому занятию 2 (задача 2.1):
| Исходные данные | Варианты | |||||||||
| Длина газопровода А км | 11О | |||||||||
| Толщина стенки, мм | ||||||||||
| Давление в начале газопровода» Л, МПа | 5,5 | 550 | 4,5 | 4,2 | 4,9 | 5,0 | 5,5 | 5,0 | 4,9 | 4,8 |
| Давление в конце газопровода. Л, МПа | 1,2 | 1.3 | 1.4 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,1 | 1,2 | 1,3 |
| Температура грунта °С |
Наружный диаметр газопровода 720 мм,
Плотность газа при стандартных условиях рг= 0,8 кг/мЛ
Пазовая постоянная 8,31 Дж/(моль К),
Вязкость газа 
= 12-10-6 Па-с.
Шероховатость 
= 0,2 мм.
3. К практическому занятию 3.
Вопросы:
1. Типы сепараторов, применяемых в промысловой практике.
2. Конструкция одноточного гидроциклона.
3. Конструкция и работа одноёмкостного гидроциклонного сепаратора,
4. Конструкция и работа нефтегазового сепаратора типа НГС.
5. Конструкция сепаратора тарельчатого типа СГТ.
4. К практическому занятию 4 (задача 4.1):
| Исходные данные | Варианты | ------------- | ||||||||
| Диаметр сепаратора dc, м | 1,2 | 1,4 | 1,6 | 2,2 | 1.6 | М | 1,2 | 1,4 | 1.6 | 2,2 |
| Плотность нефти r, кг/м3 | ||||||||||
| Давление в сепараторе р, МПа | 1,5 | 1,6 | 1,4 | 1,3 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 1,5 | L45 | 1,35 |
| Плотность газа, rг, кг/м3 | 1,25 | 1,20 | 1,30 | 1,20 | 1,15 | 1,10 | 1,15 | 1,20 | 1,25 | 1,30 |
Температура в сепараторе Тс= 300 К.
Вязкость нефти 
= 8 мПа-с.
Вязкость газа 
= 1,4-10-5 Па-с.
5. К практическому занятию 5.
Вопросы:
1. Наружная и внутренняя коррозия.
2. Конструкция одноточного гидроциклона.
3. Природа электрохимической коррозии.
4. Способы защиты трубопроводов.
5. Способы предупреждения внутренней коррозии.
6. Блочные автоматизированные установки.