Нефтепродукты

     Днище и корпус резервуара поставляются на место строительства в нескольких рулонах, масса каждого из которых  не превышает 60 т. Покрытие резервуаров  монтируется из отдельных щитов  и имеет сферическую форму. При  монтаже щиты укрупняются: один монтажный щит собирается из трех заводских щитов.

     Щиты  опираются на центральное кольцо и кольцо жесткости, расположенные  на корпусе резервуара, под которым  сооружается кольцевой железобетонный фундамент из плит. Резервуар рассчитан  на следующие нагрузки:

• Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200
• Допустимый вакуум, мм вод. ст. 40
• Снеговая нагрузка, кгс/м2 100
• Скоростной напор ветра, кгс/м2 55

     Наружные  слои нижних поясов корпуса и окрайки  днища изготовляются из низколегированной  стали, остальные элементы — из стали по ЧМТУ 5232—44 ГОСТ 380-71.

     Весьма  ответственным элементом является основание под резервуары. Резервуары вместимостью до 5 тыс.м3 (включительно) устанавливаются на искусственном  основании, состоящем из грунтовой  подсыпки, песчаной подушки и гидроизоляционного слоя. На песчаную подушку укладывается гидроизоляционный слой, на котором размещается днище резервуара.

     Сооружение  резервуаров разрешается на скальных, полускальных, крупнообломочных, песчаных, глинистых и макропористых просадочных  грунтах. Резервуары на макропористых  грунтах можно сооружать только по специальным проектам, содержащим указания по обеспечению устойчивости резервуаров. В частности, на участках со слабыми грунтами, имеющими несущую способность менее 2 кг/см2 (при толщине слабого грунта более 6 см), необходимо уплотнять грунт.

     Резервуары  вместимостью 300 м3 и менее можно  сооружать на черноземных и подзолистых почвах.

     Для грунтовой подсыпки основания, за исключением  оснований, сооружаемых на макропористых  грунтах, допускается применение щебенистых, гравийных и песчаных грунтов.

     Из  глинистых грунтов подсыпка может  сооружаться только в том случае, если их влажность в момент укладки не превышает 15%, а для супесчаных и суглинистых грунтов — 20%. Укладка грунта при устройстве грунтовой подсыпки и песчаной подушки должна осуществляться горизонтальными слоями толщиной 15—20 см с тщательным послойным уплотнением.

Таблица 3

     Габаритные  размеры и расход стали на резервуары со сферической кровлей

     Поверхность песчаной подушки отсыпается с уклоном  от центра в пределах 1,7—2,3%. Диаметр  подушки должен быть больше диаметра резервуара не менее чем на 1,4 м. Откосы подушки отсыпают с уклоном 1 : 1,5 с последующим мощением.

     Поверх  насыпной подушки устраивается гидроизолирующий слой, предохраняющий металл днища  от коррозии под действием грунтовых  вод и конденсата. При сооружении резервуара на макропористых просадочных грунтах гидроизолирующий слой предохраняет их от увлажнения в случае утечки нефтепродукта через днище резервуара. Для приготовления гидроизолирующего слоя применяется супесчаный грунт с влажностью до 3% и следующим гранулометрическим составом: песок крупностью 0,1—2 мм — 60—85%, песчаные пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм — 40—15%. В песке допускается содержание гравия крупностью 2—20 мм (не более 25% от объема всего грунта). Супесчаный грунт тщательно перемешивается с вяжущим веществом (жидким битумом, каменноугольным дегтем, гудроном, мазутом).

     Содержание  кислот и свободной серы в вяжущем  веществе не допускается. В общем  объеме смеси вяжущего вещества должно содержаться 8—10%.

     Толщина гидроизолирующего слоя должна составлять 80—100 мм, а при макропористых грунтах — 200 мм и более (в зависимости от категории просадочного грунта). Гидроизолирующий слой должен покрыть всю поверхность насыпной подушки, а при сооружении на макропористых грунтах — помимо этого поверхность откосов подушки с выходом по всему периметру основания резервуара полосой шириной 0,5 м.

     Отвод поверхностных вод от резервуаров  обеспечивается планировкой и устройством  отводных и нагорных канав. Бермы  насыпной подушки должны иметь уклон от резервуаров в 10%.

     При строительстве резервуаров на макропористых  просадочных и глинистых недренирующих  грунтах планировка площадки под  одну отметку запрещается. В этих случаях отвод воды из обвалования  должен производиться в промышленную канализацию.

     Для резервуаров вместимостью 700 м3 и  более бермы и откосы основания  должны моститься камнем до выполнения монтажно-сварочных работ и испытания  резервуаров с последующей перемосткой.

Резервуары, расположенные на склонах, необходимо ограждать от стока поверхностных вод нагорной канавой. При большой крутизне склона, а также при близком к откосу расположении резервуара его корпус должен быть защищен от возможных оползней и падения отдельных камней.

     При хранении в резервуаре этилированного бензина откосы основания (если нет бетонного кольца) должны быть покрыты сборными бетонными плитами или монолитной бетонной плитой.

     После завершения строительства резервуара и его испытания водой нужно  провести повторное нивелирование  по периметру резервуара. Отметки  следует делать не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. Если неравномерная осадка вызвала просадки основания более 5 см между смежными и более 10 см между диаметрально противоположными точками, после спуска воды из резервуара должна быть произведена подбивка основания грунтом, применяемым для гидроизолирующего слоя.

     Все работы по приемке резервуара в эксплуатацию должны осуществляться в строгом  соответствии с действующими правилами, нормами и техническими условиями. Окончательная приемка в эксплуатацию резервуара включает испытание водой, внешний осмотр, проверку геометрических размеров, а также проверку соответствия представленной документации требованиям проекта и действующих технических условий на изготовление и монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов.

     Строительное  подразделение, сдающее в эксплуатацию резервуар, должно предъявлять следующую  документацию: технические акты на элементы, изготовленные на заводе; сертификаты (или их копии) и прочие документы, удостоверяющие качество металла, электродов, сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже; акты, составленные по установленной форме, на скрытые работы и промежуточные испытания: приемку грунта в основании резервуара и насыпной подушки, изоляционного слоя, на испытания плотности сварных швов днища, корпуса и кровли резервуара, ревизии оборудования (клапанов, задвижек и т. п.), заземления резервуара в соответствии с проектом, просвечивания вертикальных швов корпуса (для резервуаров вместимостью 2 тыс. м3 и более, изготовленных полистовым способом); журнал производства работ и журнал сварочных работ.

     Сущность  окончательного испытания сводится к тому, что резервуар заливают водой на полную высоту и выдерживают  под этой нагрузкой не менее 24 ч. Если на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь или уровень воды не будет снижаться, резервуар считается выдержавшим гидравлические испытания.

     Обнаруженные  мелкие дефекты (свищи, отпотины) подлежат вырубке или выплавке и последующей заварке. Исправленные дефекты должны быть проверены на плотность керосином. Подчеканка дефектных мест запрещается.

     В зимних условиях испытания производятся водой или продуктом по специальному согласованию. При испытаниях водой  должны быть приняты меры по предохранению от замерзания воды в трубах, задвижках и от обмерзания стенок резервуара, для чего необходимо создать постоянную циркуляцию воды, отеплить отдельные узлы или соединения, а также подогревать воду. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Заключение

      Нефтяной  комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве.

      Нефтяные  кампании делают весьма масштабные инвестиции. По темпам прироста вложения в нефтедобычу более чем в 4 раза превышают среднеотраслевые по промышленности.

      Но  основные фонды отрасли в значительной степени изношены, особенно велика степень их износа в нефтепереработке. Капитальный ремонт в нефтепереработке почти равен объему инвестиций. Недостаточность инвестиций в техническое перевооружение увеличивает вероятность техногенных катастроф. Для увеличения объемов нефтедобычи, а также для модернизации нефтепереработки комплекс нуждается в больших капиталовложениях. Есть основания полагать, что для поддержания и развития производства нефтяные кампании делают значительно большие капитальные вложения, чем отражено в статистической отчетности. По авторитетным заявлениям руководителей нефтяного бизнеса, а также исходя из проведенных нами экономических расчетов, реальный объем инвестиций примерно на 30% превышает объем, зафиксированный в отчетности. Причины занижения объема инвестиций в основной капитал кроются в чрезмерно обременительной российской налоговой системе и общей политико-правовой неопределенности деятельности нефтяных кампаний. Финансовым источником для дополнительных инвестиций в нефтяной комплекс в значительной степени служат средства, сэкономленные при использовании механизмов трансфертного ценообразования.

      Для модернизации нефтяного комплекса  в ближайшие 5 лет в него необходимо вложить, по разным оценкам, 25-40 млрд. долл. Наиболее приоритетными направлениями  инвестиций в нефтяной комплекс на ближайшую перспективу следует  считать:

      - инвестиции в транспорт нефти  на экспортных направлениях, включая  дальневосточное;

      - инвестиции в промышленную инфраструктуру  нефтедобычи, включая трубное  хозяйство нефтяных кампаний;

      - инвестиции в нефтепереработку, имея в виду, что реализуемые  здесь капиталоемкие и продолжительные проекты требуют кардинального улучшения инвестиционного климата.

      Вопреки распространенному мнению, инвестиции в геологоразведку для нефтяных кампаний не являются первоочередными. Значительный задел в этой области  был сделан еще в советские годы. Отсюда вытекает необходимость отмены налога на ВМСБ, тем более, что бюджетное расходование отраслевых фондов, созданных на основе этих отчислений крайне неэффективно.

      При сохранении высоких цен на нефть  российские нефтяные компании располагают необходимыми ресурсами для финансирования инвестиций в основной капитал. Уникальность ситуации в том, что масштабного привлечения прямых западных инвестиций в комплекс в настоящее время не требуется. Однако любые фискальные ужесточения могут обернуться либо необходимостью заимствований за границей, либо провалами в инвестировании развития отрасли.

      Действующая в отношении нефтяного комплекса  система регулирования играет негативную роль. Особенно опасны непредсказуемая  политика квотирования экспорта, неопределенная курсовая политика, устойчиво растущие цены на услуги монополистов. Но наибольшую дестабилизирующую роль в нефтяном комплексе в настоящее время играет экспортная пошлина, произвольно и непредсказуемо устанавливаемая правительством. При изъятии дополнительных доходов нефтяного сектора государство вправе использовать лишь стабильные налоги - роялти (взимаемый с учетом условий добычи) и налог на прибыль. В определенных условиях допустим налог на сверхприбыль, складывающуюся в результате роста мировых цен на нефть.

      Основные  черты реформы налогообложения  нефтяного комплекса выглядят следующим  образом:

      - налог на ВМСБ сокращается  до 2% или отменяется вовсе, отменяется  и акциз на нефть;