авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 |
-- [ Страница 1 ] --

1

ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

2

СИСТЕМЫ

№1 (19) февраль

2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ

УПРАВЛЕНИЯ

С момента основания в 1991 году чешская электротехническая компания ComAp стала

всемирно известным брендом и лидером в области автоматизации и модернизации про мышленного оборудования. Основной областью применения продукции производства компании ComAp являются промышленные системы управления, которые при эксплуата ции в тяжелейших условиях должны обеспечивать высокую степень надежности, поэтому все компоненты изготавливаются из качественных высокотехнологичных и современных материалов.

Системы управления генераторным оборудованием применяются как для простых ре шений – одиночный или резервный источник питания, так и для обеспечения работы слож нейших индивидуальных алгоритмов энергетических комплексов на базе генераторного обо рудования любых типов (ДГУ, ГПГУ, КГУ, ТГУ, ДТГУ и т.д.) и производителей (Caterpillar, Cummins, Deutz, MAN, Perkins, Mercedes, Mitsubishi, MTU, Rolls-Royce, Jenbacher, Waukesha, Wartsila, Volvo Penta и т.д.).

Двухтопливные системы применяются для модерниза ции дизельных двигателей на двухтопливный режим работы, т.е. в двигатель дополнитель но подается газ, замещая часть дизельного топлива. Уникаль ность технологий заключается в постоянном автоматическом контроле необходимых внешних и внутренних параметров систе мы, который позволяет подавать максимальное количество газа, не снижая заводских характери стик двигателя.

Системы управления мор ского применения используют ся для автоматизации не только генераторного оборудования, но для комплексного управления двигателями судна и электропи танием. Причем область приме Системы управления промышленного применения нения не ограничивается вновь позволяют автоматизировать любое промышленное обо- строящимися судами, а подхо рудование, у которого в качестве привода используются дит для модернизации уже су двигатели внутреннего сгорания, не зависимо от типа и ществующего речного и морско условий применения. го флота.

?????

ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

:

ВЫПУСК:

№ 1 (19) февраль 2012 г.

М.В. ДРОЗДОВ Фланцы – опорные точки в добыче нефти............................................................................. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ОФИС:

Республика Татарстан, Наб. Челны, А.Г. КАРПОВ Мира, д. 3/14, оф. Титан или керамика?............................................................................................................... (8552) 38-51-26, 38-49- С.Ю. СЕРЕБРЕННИКОВ АДРЕС ПРЕДСТАВИТЕЛЬСТВА:

Эффективное применение конверсионных технологий Москва, твердотопливной ракетной техники при автоматизации системы Народного ополчения, д. 38/3, каб. пожарозащиты нефтерезервуаров........................................................................................ (499) 681-04- Р.Р. РАХМАТУЛЛИН, О.А. ДАНЬШИНА, Ю.А. ПОЛИН САЙТ:

Об упрощении расчетов минимальных безопасных расстояний www.runeft.ru от источников опасности до объектов воздействия............................................................ УЧРЕДИТЕЛЬ И ИЗДАТЕЛЬ:

В.В. ЕФИМОВ, Д.В. ХАЛИУЛИН ООО «Экспозиция Нефть Газ»

Предупреждение образования газовых гидратов на элементах внутренних устройств входных сепараторов при промысловой ДИРЕКТОР:

подготовке газа сеноманской залежи ямбургского НГКМ................................................... Шарафутдинов И.Н. / ildar@expoz.ru Р.А. РОМАНОВ ДИЗАЙН И ВЕРСТКА:

Надежность энергетического оборудования и методы термографии.............................. Маркин Д.В. / dima@expoz.ru ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ РАБОТА С КЛИЕНТАМИ:

Горизонтальные факельные установки Баширов М.М. / marat@runeft.ru ООО «Тюменниигипрогаз» – решение проблемы Никифоров С.А. / serg@runeft.ru нейтрализации промстоков................................................................................................... Корнилов С.Н. / stas@runeft.ru Игнатьев Д.В. / runeft@runeft.ru В.Н.СЫЗРАНЦЕВ, Ю.Г.ДЕНИСОВ, В.П.ВИБЕ, А.В. ЕМЕЛЬЯНОВ РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ:

Установка электровинтового насоса с приводом на базе Завидей В.И. / zavidey@vei.ru прецессирующей передачи................................................................................................... Мануков В.С. / manukov@cge.ru Кемалов А.Ф. / kemalov@mail.ru А.А. ИШМУРЗИН, А.Г. ХАБИБРАХМАНОВ, Кемалов Р.А. / kemalov@mail.ru И.Д. ВАХИТОВ, А.Л. ЖЕЛОНКИН, Р.Г. САДЫКОВ Теляшев Э.Г. / redactor@anrb.ru Самоориентируемый децентратор для спуска параллельных Лукьянов О.В. / lab105@rambler.ru колонн труб в скважину......................................................................................................... Котельникова Е.Н. / elena@ek7740.spb.edu Султанов А.Х. / soultanov@gmail.com М.Н. АМИНЕВ, А.А. ЗМЕУ Ишматов З.Ш. / ishmatov@mail.ru Технологии изоляции мест негерметичности эксплуатационной колонны пакерными компоновками.

АДРЕС УЧРЕДИТЕЛЯ, Методы установки пакеров при недостаточной нагрузке................................................... ИЗДАТЕЛЯ И РЕДАКЦИИ:

423809, Республика Татарстан, С.А. АФОНИН Набережные Челны, пр. Мира, Компенсация девиации азимутального канала инклинометра.......................................... д. 3/14, оф. 145, а/я С.И. БИЛИБИН, М.В. ПЕРЕПЕЧКИН, ОТПЕЧАТАНО:

Е.В. КОВАЛЕВСКИЙ, И.А. ГОНЧАРОВ В типографии «Логос»

Реализация имитационного моделирования объемов 420108, г. Казань, ул. Портовая, 25А пластовой залежи углеводородов для задач оценки тел: (843) 231-05- запасов в программном комплексе DV-GEO...................................................................... citlogos@mail.ru www.logos-press.ru О.А. КАЛУГИНА № заказа 02-12/08- Обеспечение рабочих климатических условий эксплуатации промышленного оборудования............................................................................................. ДАТА ВЫХОДА В СВЕТ:

06.02. А.В. ВОТИНОВ К вопросу о перспективах спроса и предложения на светлые ТИРАЖ:

нефтепродукты в европе и США.......................................................................................... 10000 экз.

А.Г. ШИШИНА, К.Г. САДИКОВ, ЦЕНА:

А.А. МУХУТДИНОВ, Р.Г. ГАРИФУЛЛИН свободная Мониторинг вредных компонентов при плазмохимической утилизации сероводородсодержащего газа........................................................................ СВИДЕТЕЛЬСТВО:

Журнал зарегистрирован 12 сентября Р.А. РОМАНОВ 2008 года ПИ № ФС77- Методы обработки теплограмм при тепловизионной Федеральной службой по надзору диагностике сложных объектов............................................................................................ за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охране культурного наследия.

4 №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ АРМАТУРА ФЛАНЦЫ – ОПОРНЫЕ ТОЧКИ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ THE FLANGES AS THE PIVOTS IN THE OIL EXTRUCTION УДК 621.643. М.В. ДРОЗДОВ магистр прикладных математики и физики, Омск ООО «Инженерный Союз» tech@12821-80.ru M.V. DROZDOV Master of applied mathematics and physics, OOO «Inzhenernyj Soyuz» Omsk КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: добыча нефти, нефтедобывающее оборудование, фланцевое соединение KEYWORDS: oil extraction, oil-producing equipment Многие узлы нефтедобывающего оборудования и других устройств и сооружений должны качественно соединяться между собой. Типы соединений должны быть унифицированными, надёжными и разборными.

Many units of oil extraction equipment and other devices and facilities must be properly connected between themselves. Types of connections should be unified, reliable and mobile. The effective implementation of these characteristics is ange joint.

ЗНАЧЕНИЕ НЕФТИ В ЭКОНОМИКЕ ЗНАЧЕНИЕ ФЛАНЦЕВЫХ развивается по своим законам. Нефть СОЕДИНЕНИЙ В МАШИНОСТРОЕНИИ – наше национальное богатство, источ До последнего времени в мире основ- ник могущества страны, фундамент ее В машиностроительной практике приме ным горючим материалом остаётся экономики. няется множество деталей, выполненных в нефть и продукты её переработки. Толь- Самый выгодный вид транспорта ве- виде разнообразных оболочек и пластин, со ко транспорт с двигателями внутреннего щества в жидком и газообразном состоя- единяющихся с помощью фланцев (рис. 1).

сгорания – а это более 400 млн. автомо- нии – трубопроводный. Для добычи нефти Фланцевые соединения находят при билей, 70 тыс. судов, не считая авиации, на из глубин на поверхность земли также менение в строительстве, трубопроводах, сельхозмашин и военной техники, – по- используются трубы. энергетике и других отраслях техники.

требляет более 60% всех производимых В связи с этим возникает потребность ФЛАНЦЫ И ДОБЫЧА НЕФТИ нефтепродуктов. в надёжном разъёмном унифицированном ФЛАНЦЫ В БУРОВОМ Нефтяная промышленность России способе соединения различных участков ОБОРУДОВАНИИ – это крупный народнохозяйственный труб с арматурой, аппаратами, резервуа комплекс, который функционирует и рами и другим оборудованием.

Турбобур Уже при бурении разведочных сква жин возникает необходимость применения фланцевых соединений. Широко используе мым инструментом для бурения скважин яв ляется турбобур – забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин, преобразующий энергию потока жидкости в механическую энергию вала или штока.

Наример, в турбобуре-забурнике с вра щающимся корпусом-ротором большого наружного диаметра (обеспечивающим до статочный запас кинетической энергии, а Рис. 1. Формы стыков фланцевых соединений общемашиностроительного применения следовательно, и высокую стабильность при работе на низких частотах вращения) флан цевой системы затяжки роторных ступеней давления турбины. Корпус турбобура в сво ей нижней части имеет фланец, который крепится к корпусу на резьбе или сварке. К нему присоединяется фланец переводника корпуса турбобура. К переводнику на резьбе или с помощью фланцевого соединения кре пится вихревой гидротормоз, к нижней части которого на резьбе или с помощью фланца крепится долото сверхбольшого диаметра.

Буровые станки и фланцы Буровой станок СКБ-4 является шпин дельным станком моноблочной компоновки с продольным расположением лебедки и системой гидравлической подачи бурового инструмента. В станке применены автомо бильная коробка скоростей и муфта сцепле ния автомашины ЗИЛ-131, имеющие высо кую надёжность. Крутящий момент подаётся к вращателю через раздаточную коробку с закрепленным на ней фланцем.

Рис. 2. Вибросито СВ- ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г. АРМАТУРА Вибрацоннное сито – фланец на выходе Для очистки буровых растворов от поро ды в циркуляционных системах применяют вибросита.

Вибрационное сдвоенное вибросито СВ-2 состоит (рис. 2) из рамы 1, распредели тельного желоба 2, двух электродвигателей 3, ограждения 4, вибрирующей рамы 5, аморти заторов 6 и барабанов для натяжения сетки 7. Боковые стенки, приваренные к полозьям опорной рамы, образуют ванну, в которую поступает очищенный буровой раствор. На опорной раме установлены распределитель ный желоб и две вибрирующие рамы.

Колебательные движения сеткам сооб щают вибраторы, приводимые в движение двумя электродвигателями.

Вибрационное сито СВ-2Б представля ет собой модернизированный вариант сита СВ-2. Оно рассчитано для установки непо средственно над ёмкостью ЦС и поэтому не имеет ванны для приема очищенного раствора. Кроме того, к корпусной стенке распределительной коробки приварены па трубки диаметрами 325 и 60 мм. К 325-мм патрубку присоединяют рас-творопровод, идущий от устья скважины;

60-мм патрубок с фланцем через задвижку соединяется с вспомогательным нагнетательным трубо- Рис. 3. Вертикальный шламовый насос ВШН- проводом блока очистки.

Электродвигатель вертикальный шламового насоса с фланцевым соединением Агрегат вертикальный шламовый ВШН-150 (рис. 3) предназначен для перекач ки применяемого для бурения скважин про мывочного раствора с удельным весом кг/м3 и подачи отработанного промывочного раствора в гидроциклонную установку для очистки от выбуренной породы. Механизм его приводится в действие от асинхронного фланцевого электродвигателя через упругую Рис. 4. Типы штуцеров буровых рукавов с фланцами С – сварное соединение внахлестку фланца с торцевым уплотнением;

пальцевую муфту.

D – на резьбу бурового рукава смонтирован фланец, соответствующий Вертикальный шламовый насос пред стандарту API 6B со стальным уплотнением типа RX и ВХ по требованиям стандарта API 6A;

ставляет собой центробежный насос по- Е – исполнение D с переводником, оснащенным конической резьбой гружного типа с открытым рабочим колесом 5, установленным в полости 8. Колесо за щищено дисками 7. Вместо сальника в нем используется разъемная резиновая втулка 4, которая служит не только уплотнителем, но и одновременно является опорой нижнего кон ца вала 6 насоса.

Буровые рукава с фланцами Буровые рукава резиновые с металло кордной конструкцией, предназначенные для комплектации стационарных и мобильных буровых установок, используемых при бу рении глубоких скважин на нефть и газ. На концах рукава опрессованы штуцерами или фланцевым соединением.

ФЛАНЦЫ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН Фланцы колонных головок На устье скважины обсадные колонны соединяются колонной головкой.

Колонная головка (рис. 5) жёстко соеди няет в одну систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса Рис. 5. Колонная головка 6 АРМАТУРА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ и передает всю нагрузку кондуктору (верхнему комплексу обсадки скважины). Она обеспечи вает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважи ны и выполнения необходимых технологи ческих операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во вре мя бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонти руемые после окончания бурения.

Колонная головка для обвязки двух ко лонн (см. рис. 5) состоит из корпуса 4, на винченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней раз мещены клинья 3, удерживающие внутрен нюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2.

Такими головками оборудуются скважи Рис. 6. Превентор плашечный сдвоенный (Ду =180 мм, Ру = 70 МПа) 1 – корпус;

1А – фланец ны глубиной до 1500...2000 м с давлением до корпуса;

IE – боковые отводы из под плашек с фланцами;

2 – крышка;

25 МПа.

3 – промежуточный фланец корпуса;

4 – поршень гидроцилиндра;

5 – гидроцилиндр;

6 – поршень для открытия крышки;

7 – поршень для закрывания крышки;

8 – цилиндр для Фланцы превенторов.

открытия крышки;

9 – болт крышки;

10 – корпус фиксатора плашки;

11 – фиксатор плашки;

Противовыбросовое оборудование 12, 14 – шпильки;

13 – болт крепления крышки и промежуточного фланца корпуса;

15 – гайка;

16А – обратный клапан с уплотнением;

16В – втулка с уплотнением;

Плашечные превенторы предназначены 16С – пробка с уплотнением;

16D, Е, F, I, О, К, L, M, N, P, R, S, U, T, Z – кольца уплотнительные для герметизации устья скважины при нали чии или отсутствии в скважине труб.

Другие виды превенторов: вращающий ся, кольцевой, универсальный — также име ют фланцевое крепление.

Фланцы фонтанной арматуры Фонтанные арматуры изготавливают по восьми схемам согласно ГОСТ 13846-84.

Основной тип соединения элементов фон танной арматуры – фланцевое соединение.

Таким образом, фланцы и их соединения находят применение на всех стадиях добычи нефти.

Производство фланцев Безопасность нефтедобывающего обо рудования во многом зависит от фланцев, точнее, от их качества.

Ведётся производство как стандартных фланцев по ГОСТ, DIN, EN,ASME, API и дру гим мировым стандартам, так и изготовле ние нестандартных фланцев по чертежам заказчика.

Рис. 7. Фонтанная арматура на нефтяном месторождении Рис. 8. 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. Рис. 9. Фланцы ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

8 №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г. АРМАТУРА ТИТАН ИЛИ КЕРАМИКА?

TITANIUM OR CERAMIC?

А.Г. КАРПОВ Заместитель директора ООО «ЕвроАрм» Чебоксары evro-arm@mail.ru A.G. KARPOV LLC «EvroArm», Deputy Director Cheboksary КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: Трубопроводная арматура, керамика, коррозионная стойкость, титановые сплавы, арматура футерованная керамикой KEYWORDS: Pipe and ttings, ceramic, corrosion resistance, titanium alloys, ttings lined with ceramics В статье приведено сравнение титановой арматуры и арматуры футерованной технической керамикой. При их сравнении неоспоримое преимущество находится у арматуры, футерованной керамикой, за счет отсутствия температурных ограничений, высокой химической стойкости к большинству агрессивных сред и износостойкости. В статье приведены максимально возможно полная характеристика материалов, используемых для изготовления арматуры для химических производств.

The article compares the titanium valves and fittings lined with technical ceramics. When comparing them is a distinct advantage in fitting, lined with ceramics, due to the lack of temperature limits, high chemical resistance to most aggressive environments and durability. The article describes the extent possible, a complete characterization of the materials used to manufacture valves for the chemical industry.

Опубликованная в журнале «Экспозиция большого количества абразивных частиц, В присутствии железа, кремния, углерода, Нефть Газ» № 6 за 2011г. статья «В защиту более долговечной является арматура, ра- кислорода, водорода, азота и других элемен керамики, как материала для трубопроводной бочие органы которой изготовлены из техни- тов, даже в небольших количествах, титан арматуры» дала возможность проектировщи- ческой керамики. становится более прочным и менее пластич кам и эксплуатирующим службам предпри- К нам стали поступать вопросы: «А что ным. Сплавы титана своими свойствами по ятий проводить первичную сравнительную же получится, если сравнивать керамику с хожи на твердые материалы (алмаз, корунд, оценку целесообразности применения леги- титаном и его сплавами, которые также ис- стекло), в силу плохой пластической дефор рованных сталей и различных видов керами- пользуются в арматуре для химической про- мации которых, разрушение происходит ла ки для конкретных условий работы арматуры. мышленности?» винообразно (разрушение происходит стре Это особенно актуально, когда речь идет о В данной статье мы постараемся отве- мительно и на большую протяженность). В высокоагрессивных средах, а также в случае тить на этот вопрос. Таблице 1 приведены составы наиболее рас присутствия абразивных примесей. Титан достаточно распространен в зем- пространенных сплавов титана.

Из содержания статьи, следует, что в ной коре и занимает четвертое место по за- Информация по коррозионной стойкости случае работы арматуры с агрессивными пасам после железа, алюминия и магния. титана весьма скудна и противоречива, по средами при повышенных температурах, Чистый титан представляет собой, пла- скольку зависит от состава среды (наличия а так же, в случае, присутствия в средах стичный материал, невысокой прочности. примесей, концентраций) и других рабочих Марки титано- Примеси, % вых сплавов Fe Si C O2 N2 H2 Al Mn V Mo Cr 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 ВТ1-1 0,3 0,12 0,08 0,15 0,05 0,012 - - - - ВТ1-0 0,25 0,1 0,07 0,12 0,04 0,01 - - - - ВТ1-00 0,1 0,08 0,05 0,1 0,04 0,008 - - - - ВТ5 - - - - - - 6,3 - - - ВТ6 0,3 0,1 0,1 0,2 0,05 0,015 6,0 - 4,0 - ОТ4-0 - - - - - - 1,4 1,3 - - Таб. 1. Состав титановых сплавов Среда Концентрация, % Температура, ° С Коррозия, мм/год Категория стойкости 1 2 3 4 HCl 25 70 52 Нестойкие 20 60 29,8 Нестойкие 1,5 100 4,4 Малостойкие H2SO4 40 70 62 Нестойкие 96 70 35 Нестойкие 20 60 10 Малостойкие Н3РО4 10 100 1,29 Пониженной стойкости 20 35 0,18 Стойкие HNO3 любые любые 0,125 Стойкие HF любые любые Более 10 Нестойкие NaOH 40 80 5 Малостойкие 28 20 0,1 Стойкие Таб. 2. Химическая стойкость титана и его сплавов 10 АРМАТУРА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ параметров. Химическая стойкость титана и сухого хлора и брома, а так же в спиртах, Далее в этот процесс формирования зади его сплавов приведена в Таблице 2. включая спиртовую настойку йода. ров вовлекается чистый титан, что приводит Коррозия свыше 1 мм/год считается В Таблице 3 приведены основные фи- к повышенному износу трущихся поверхно значительной и арматуру из таких матери- зико-механические свойства титановых стей и выходу из строя самой арматуры.

алов следует применять с периодическими сплавов, легированной стали и технических Титановая арматура значительно дороже осмотрами, в случае отсутствия особых керамик. стальной, при этом ее применение на агрес требований к герметичности. При коррозии Из приведенных данных видно, что ти- сивных средах при повышенных температу свыше 3 мм/год – использование нецелесо- тановые сплавы легче легированных ста- рах имеет достаточно много ограничений. И образно. лей и по весу стоят в одном ряду с техниче- целесообразность ее использования необ В целом, титан и его сплавы обладают ской керамикой. ходимо рассматривать отдельно в каждом достаточно высокой коррозионной стой- По прочностным характеристикам тита- случае.

костью в кислых окислительных средах новые сплавы не уступают, а кое-где пре- Если сравнивать титановую арматуру (азотная, хромовая и другие кислоты) и восходят легированные стали. с арматурой, футерованной технической растворах щелочей при невысоких темпе- По температурному режиму работы ти- керамикой, то здесь неоспоримое преиму ратурах. При повышенной температуре и тановые сплавы также могут конкурировать щество у арматуры, футерованной кера концентрации коррозия резко возрастает. В с легированными сталями, но сильно усту- микой, за счет отсутствия температурных неокислительных кислотах (плавиковой, со- пают технической керамике. ограничений, высокой химической стойко ляной и в других) титан и его сплавы обла- Устойчивость титановых сплавов к воз- сти к большинству агрессивных сред и из дают неудовлетворительной коррозионной действию абразивных включений выше, чем у носостойкости. При этом цены на арматуру стойкостью. легированных стальных сплавов. Это объяс- из керамики и титановых сплавов приблизи Очень низкую коррозионную стойкость няется наличием на поверхности титановых тельно одинаковы.

титан и его сплавы имеют в растворах сплавов оксидной пленки, твердость которой Таким образом, мы постарались дать плавиковой кислоты. Очень интенсивная намного превосходит твердость титана. максимально полную характеристику мате коррозия идет уже при 1% концентрации и Образование оксидной пленки на по- риалов, используемых для изготовления ар нормальной температуре. В этом случае, верхности титана происходит за счет на- матуры для химических производств.

положительного эффекта не дают даже до- ходящихся во внешней среде окислителей. Решение, какую арматуру приобрести бавки окислителей, скорость коррозии на- По мере роста толщины оксидной пленки – за Вами, уважаемые потребители трубо оборот повышается. проникновение окислителя, например кис- проводной арматуры. Надеемся, наш труд не Коррозионные свойства титана опреде- лорода, к чистому титану затрудняется. останется без Вашего внимания.

ляет тонкая окисная пленка, толщиной в Поэтому, если на самой поверхности ти ИСПОЛЬЗОВАННАЯ несколько Ангстрем, образующаяся на его тана кислорода достаточно и образуется ЛИТЕРАТУРА:

поверхности (наподобие окисной пленки двуокись титана, то количество кислорода алюминия) под воздействием кислорода поступающего в глубину через оксидную 1. Титан и его сплавы в химической промыш или других сильных окислителей, поэтому пленку становится все меньше, вслед- ленности. Справочное пособие. Фокин добавление в среду окислителей обычно ствие чего по мере роста толщины пленки М.Н., Рускол Ю.В., Мосолов А.В. «Химия», значительно снижает его коррозию. Напри- между самим титаном и его двуокисью об- 1978г.

мер, титан почти не коррозирует в среде разуется слой окиси титана (Ti-TiO-TiO2). 2. Конструкционные титановые сплавы. Гла царской водки. Появление слоя TiO сильно уменьшает зунов С.Г., Моисеев В.Н. «Металлургия», Соляная кислота наоборот сильно раз- сцепление поверхностного слоя TiO2 с ти- 1974г.

рушает окисную пленку. При повышении таном. В результате чего при воздействии 3. Механические свойства титана и его спла температуры и концентрации соляной кис- сжимающих напряжений, при наличии в вов. Колачев Б.А., Ливанов Б.А., Буханова лоты процесс коррозии резко усиливается. транспортируемой среде твердых при- А.А. «Металлургия», 1974г.

Так же сильно коррозируют сплавы ти- месей, а так же кавитационных пузырьков 4. Таблицы коррозионной стойкости титана и тана в средах кремнийфторводродистой, разрушается поверхностная целостность его сплавов в агрессивных промышленных фосфорной кислот, перекиси водорода, защитной пленки, и возникают задиры. средах. «Цветметинформация», 1968г.

Плотность, Предел прочности, Предел текучести, Температура плав- Твердость по Материалы г/мм2 МПа/м2 МПа/м2 ления, оС Виккерсу 1 2 3 4 5 Титановые сплавы 4,5 390 -540 294 -362 250 (1665)* 210- Легированная сталь 7,9 490 460 1500 Керамика на основе Al2O3 3,9 3900 390 1600** Керамика на основе ZrO 5,7 1800 625 1600** Керамика на основе SiC 3,1 2500 350 1600** Керамика на основе Si2N4 3,2 2600 700 1600** Таб. 3. Основные физико-механические свойства материалов Где: * - максимальная рабочая температура для изделий из титановых сплавов в химической промышленности установлена в 250оС;

** - максимальная рабочая температура изделий из технической керамики.

428022, Россия,Чувашская Республика, г. Чебоксары, ул. Декабристов, д. 33-А, оф. тел./факс (8352) 63-00-24, тел. (8352) 23-03-41;

e-mail: evro-arm@mail.ru ;

http://www.evro-arm.ru/ ООО «ЕвроАрм» консультирует по подбору, применению предлагаемой арматуры для различных условий эксплуатации, разрабатывает нестандартные решения для сложных мест установки и тяжелых условий эксплуатации арматуры (сильноагрессивные, абразивные, чистые среды, высокие температуры и давление) и осуществляет комплексные поставки.

Компания является официальным представителем производителей запорной, регулирующей, предохрани тельной, дозирующей арматуры для химии, нефтепереработки, энергетики и других отраслей: CERA SYSTEM, LESER (Германия), ABO Valve, LDM (Чехия).

БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

ЭФФЕКТИВНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ КОНВЕРСИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ТВЕРДОТОПЛИВНОЙ РАКЕТНОЙ ТЕХНИКИ ПРИ АВТОМАТИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ПОЖАРОЗАЩИТЫ НЕФТЕРЕЗЕРВУАРОВ С.Ю. СЕРЕБРЕННИКОВ д.т.н., профессор Пермского национального исследовательского Пермь политехнического университета (ПНИПУ), директор ОКБ «Темп»

ПНИПУ К.В. ПРОХОРЕНКО коммерческий директор ООО «ИВЦ Техномаш»

С.В. ЧЕРНОВ аспирант ПНИПУ М.Б. ГРУБИЯН соискатель ПНИПУ Основные трудности защиты резервуаров нефтепродуктов (РНП) от быстроразвивающихся пожаров связаны с ускоренным обнаружением загорания и быстрым включением автоматической системы пожаротушения при t = ± 50°С. Таким образом, для надежного тушения РНП главным является временной фактор, т.к. после первоначальной вспышки паров нефтепродуктов до момента начала подачи огнетушащего вещества не должно проходить время более 90…120 секунд. В противном случае элементы конструкции резервуара разогреваются до высоких температур и сами становятся источником поддержания горения.

При длительном горении нефтепро- наружное пенотушение и подслойное ту- экономической, так и с технической точки дуктов в резервуаре в некоторых случаях шение пеной низкой кратности, подавае- зрения (необходимы теплые помещения перегретые стенки теряют механическую мой со дна резервуара под горящий слой для аппаратуры, резервуаров с реагента устойчивость, раскрываются по верхним нефтепродуктов. Оба они с большой на- ми и насосными станциями и т. д.).

швам и происходит перелив горящих не- тяжкой признаются автоматическими, т. к. Поэтому на практике «подслойники»

фтепродуктов в обваловку РНП, что ведет на практике не существует датчиков обна- и пенотушение применяют только в мо к его горению с внешней стороны, полно- ружения возгорания и автоматики вклю- бильном исполнении, что уже само собой му раскрытию боковой стенки и уничтоже- чения установок пожаротушения, надеж- подразумевает десятки минут от момента нию резервуара, а также распростране- но работающих в диапазоне температур обнаружения возгорания до начала лик нию аварии на соседние объекты. ± 50°С. К тому же, монтаж таких ненадеж- видации пожара. Эффект от такого туше Официально существует два способа ных и очень дорогих стационарных систем ния прогретых резервуаров крайне низок, автоматического тушения резервуаров: на каждом резервуаре не оправдан как с особенно на крупных РНП, и сводится Рис. 1. Принципиальная схема на резервуаре и внешний вид модуля аэрозольно-порошкового пожаротушения ОПАН-100 с автономной автоматической системой запуска:

1 – твердотопливный аэрозольный газогенератор;

2 – теплосъемный элемент пассивного типа;

3 – трубопровод;

4 – трубопровод барбатажный;

5 – разгонное сопло Лаваля;

6 – сбрасываемая гермозаглушка;

7 – термочувствительный элемент (УСП 101-Э или термошнур);

8 – линия электро- или термозапуска газогенератора;

9 – стенка резервуара;

10 – существующая монтажная площадка;

11 – пиропатрон запуска газогенератора 12 БЕЗОПАСНОСТЬ №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ в основном к интенсивному водоохлажде- непосредственно при строительстве но- Оба устройства имеют высокую на нию наружных стенок резервуара и ожида- вых резервуаров, так и при модернизации дежность и срабатывают только на нию полного выгорания нефтепродуктов.

эксплуатируемых. вспышку нефтепродуктов, не реагируя на Перспективным в этом плане выгля- Проектные параметры для расчета такие внешние факторы как удар молнии, дит способ аэрозольно-порошкового по- необходимого количества модулей ОПАН- детанационный взрыв или техногенный жаротушения (патент № RU2244579 [1]), 100 для защиты того или иного резервуара электромагнитный импульс (т.е. на те базирующийся на достижениях конверси- выбираются на основании подтвержден- факторы, которые приводят к ложному онной твердотопливной ракетной техники, ных рабочих характеристик единичного срабатыванию стандартных электронных реализованный ООО «ИВЦ Техномаш» модуля, приведенных в Руководстве по датчиков и контроллеров).

и ОКБ «Темп» Пермского национального эксплуатации ОПАН-100 000-000 РЭ и ТУ Устройство УСП 101-Э и наконечник исследовательского политехнического ОПАН-100[ 2]: термошнура типа ОШ-1 представлены на университета (ПНИПУ) на десятках объ- - защищаемая площадь при свободном рис.2.

ектов Газпрома и нефтехимпрома РФ при выбросе порошка – 80 м2;

Работают оба устройства при вос защите от объемных, быстроразвиваю- - защищаемый объем при свободном пламенении нефтепродуктов и попада нии пламени на колпачок 7, который за щихся пожаров газокомпрессорных и не- выбросе порошка – 180 м3.

фтенасосных станций [6]. Автоматику обнаружения возгорания 0,3…0,5 сек. сгорает и открывает до ступ пламени на скобу 1 или термошнур Основным исполнительным элемен- и включения модулей можно строить на 8. Скоба 1, прогреваясь за 1…2 сек. до том такой противопожарной системы серийных извещателях пламени типа является быстродействующий аэрозоль- ИП-332, спектрон-220C, Пульсар3, прием- температуры выше 110°С, разжимается но-порошковый модуль ОПАН-100 [2], но-контрольных и пусковых приборах, на- и освобождает подпружиненный магнит ный сердечник 3, который пролетая вну вытеснительным элементом которого яв- пример, фирмы «Болид» серии С-2000.

три индукционной катушки 4 возбуждает в ляется твердотопливный газогенератор Однако необходимую надежность (см. рис. 1). Отличительными особенно- включения системы тушения, а самое ней электрический импульс, достаточный стями, ОПАН-100 являются: главное, защиту от ложного срабаты- по величине и продолжительности для запуска газогенератора 1, через линию - взрывозащищенное исполнение, в т.ч. вания, такая автоматика обеспечить не электрозапуска 8 и пиропатрон 11 (Рис.1).

от внешнего взрыва;

может.

Термошнур 8 от пламени загорается в те - высокая надежность и работоспособ- Поэтому было предложено при ком ность в диапазоне температур ± 50°С;

плектовании всей системы автоматиче- чение 0,2…0,5с, а далее со скоростью 1, - отсутствие каких-либо проверок и ского пожаротушения для каждого моду- м/сек проводит огневой импульс внутри металлической трубки 9 до пиропатрона регламентных работ в течение 10 лет;

ля использовать автономный пусковой 11 (Рис. 1) за 1…2 сек.

- низкая стоимость модуля и его узел, срабатывающий исключительно на монтажа;

появление высокой температуры воспла- Суммарное время реагирования на - высокая пожаротушащая менения нефтепродуктов, т. е. реального вспышку нефтепродуктов и запуск газоге эффективность аэрозольно-порошковой пожара РНП. нератора модуля ОПАН-100 не превыша смеси, особенно для нефтепродуктов;

В качестве двух альтернативных вари- ет 3…4 секунды как от УСП101-Э, так и от - высокая энергетика струи выбрасывае- антов для автономного запуска модулей, термошнура.

После запуска газогенератора мого порошка (скорость более 200м/с, с которыми они более 10 лет надежно дальность до 25 м, время выброса 80 кг работают на различных взрывоопасных (Рис.1) в течение 3…5 сек. подается порошка менее 20 сек. объектах в диапазоне температур ± 500С охлажденный газообразный аэрозоль со Принципиальная схема ОПАН-100 и были выбраны: сверхзвуковой скоростью через барба УСП 101-Э [3] – автономное устройство тажный трубопровод 4 в нижний объем его установка на резервуаре представле на на рис.1. электрического запуска на температуру корпуса модуля.

Перечисленные особенности моду- вспышки 72, 93,110°;

При этом весь заряд порошка (80 кг) быстрогорящий термо-шнур типа ля ОПАН-100 позволяют на его основе интенсивно разрыхляется, встряхивается ОШ-1 [4] – проводник огневого импуль проектировать путем тиражирования и переходит в псевдоожиженное состоя стационарные установки большой мощ- са по герметичному металлорукаву от ние. Истечение аэрозольно-порошковой смеси через отводящий трубопровод 3 с ности и производительности для бы- горящей поверхности нефтепродуктов к разгонным соплом 5 на конце начинает строго тушения РПН в любых условиях. твердотопливному аэрозольному газоге Монтаж модулей может проводиться как нератору модуля для его включения. ся под давлением 6…8 атм на третьей Рис. 2. Принципиальная схема УСП101-Э (а) и наконечника термошнура ОШ-1 (б) 1 – биметаллическая скоба;

2 – пружина;

3 – магнитный сердечник;

4 – индукционная катушка;

5 – корпус;

6 – электроконтакты для подсоединения линии запуска к пиропатрону ГГ;

7 – сгораемый защитный колпачок;

8 – термошнур;

9 – стальная трубка или металлорукав БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

секунде работы газогенератора при сбра- смесь, имея объемную плотность близкую нормам на их изготовление [7].

сывании гермозаглушки 6 и заканчивается к плотности воздуха (за счет нагрева по- Расчет количества модулей для за через 18…20 секунд после опорожнения рошка аэрозолем до 40…50°С), висит над щиты каждого резервуара проводился корпуса модуля. резервуаром в виде изолирующего купола согласно [8], где учитывались только по Общее время срабатывания такой си- в течение нескольких минут. тери порошка за счет открытости зеркала стемы тушения с момента воспламенения Для экспериментальной проверки нефтепродуктов.

нефтепродуктов до полного выброса огне- быстродействия и эффективности описы- Этот коэффициент увеличивает ко тушащего порошка на площадь 80 м2 не ваемой системы пожаротушения был из- личества модулей на 30% по сравнению превышает 25 секунд. готовлен макет резервуара объемом 15м3 с нормативным и тем самым учитывает Равномерность покрытия всей поверх- и площадью зеркала нефтепродуктов возможное снижение эффективности ту ности нефтепродуктов порошком обеспе- (бензин А-80) 8м2. В качестве автоматиче- шения из-за ветровой нагрузки.

чивается соответствующей установкой ских установок пожаротушения были при- Стоимость одного модуля ОПАН- по направлению разгонных сопел Лаваля менены аэрозольно-порошковые модули с автономной системой запуска прини согласно рекомендациям [5, 6], с уче- ОПАН-50, идентичные по конструкции и малась согласно прайс-листу ООО ИВЦ том наименьшей вероятности попадания принципу действия модулям ОПАН-100, «Техномаш» на 01.03.2011г. – 30 000 ру струй порошка от разных модулей ОПАН- но в два раза меньшие по объему. Кроме блей, без НДС. Результаты расчетов све 100 на одну и туже площадь. того, в каждый заправлялось всего по 10 дены в таблицу 1.

На практике равномерность засыпки кг порошка для имитации реальных усло- Как видно из таблицы, стоимость ав порошком больших поверхностей обеспе- вий тушения (~1,0…1,4 кг порошка/м2). томатических установок аэрозольно-по чивается достаточно легко, т.к. высоко- С целью проверки быстродействия ав- рошкового пожаротушения с модулями скоростные струи порошка, соприкасаясь тономных пусковых устройств на одном ОПАН-100 невелика и составляет пример или пересекаясь друг с другом, создают модуле устанавливался для обнаружения но 0,1…0,3% от стоимости самих резерву дополнительную турбулизацию и форми- вспышки и запуска газогенератора термо- аров, заполненных нефтепродуктами.

руют над всей поверхностью нефтепро- шнур ОШ-1, а на другом – УСП 101-Э. Учитывая низкую стоимость, высокую дуктов объемный купол из однородной Внешний вид экспериментальной надежность, быстродействие и отсутствие аэрозольно-порошковой смеси, который установки и циклограмма проведения ис- каких-либо регламентных работ в течение надежно изолирует очаг возгорания от пытаний представлены на рис.3. 10 лет, такие системы могут кардинально кислорода воздуха и тушит его за 5…10 Оценка стоимости защиты отече- решить задачу надежной защиты резерву сек. Повторного воспламенения нефте- ственных резервуаров модулями ОПАН- аров от пожаров не только в России, но и продуктов не происходит, т. к. за время об- 100 проводилась следующим образом. за рубежом, где эта проблема также пока наружения и тушения пожара ( 25 сек.) Габаритные размеры, и прежде всего, пло- не решена.

стенки резервуара не успевают нагреть- щадь зеркала нефтепродуктов в резерву ся. К тому же, аэрозольно-порошковая арах принималась согласно стандартам и ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА:

Тип РВС-1000 РВС-2000 РВС-5000 РВС-10000 РВС- 1. Патент №RU2244579С1, МПК А62 С Резервуар Д, м 12 15 23 34 3/00, 35/00. Способ пожаротушения и S, м2 120 181 408 918 1632 система пожаротушения для осущест вления способа /С.Ю.Серебренников и Кол-во, шт. 2 3 7 15 др., 2005.

ОПАН-100 Стоимость, 2. ТУ ОПАН 4854-002-02070464-97 с изм.10.

60 000 90 000 210 000 450 000 800 руб. 3. УСП 101-Э. Устройство сигнально-пу сковое. 4371-005-47011152-2002-ПС.

Таб. 1 Размеры резервуаров и стоимость автоматических установок 4. ОШ-1. Шнур огнепроводный ТУ75-100 пожаротушения ОПАН-100 для их защиты 46-07509509-2009.

5. Прохоренко К.В. Противопожарная защита помещений компрессорных установок модулями порошкового по жаротушения ОПАН-100 // Пожарная безопасность в строительстве: Прило жение к журналу Пожаровзрывобезо пасность.- апрель 2008.-с.43-45.

6. Серебренников С.Ю. Аварийные си стемы с газогенераторами и двигате лями на твердом топливе (Теория и эксперимент). Екатеринбург: УрО РАН, 2002.-286с.

Зажигание бензина Интенсивное горение резервуара 7. СНиП 2.11.03-93.

8. СП.5.13130.2009.

Автоматическое включение модулей:

Полное тушение левого – от УСП 101-Э, резервуара ООО «ИВЦ Техномаш»

правого – от термошнура 614013, г. Пермь, ул. Академика Королева, Рис. 3. Циклограмма автоматического тушения резервуара V = 15 м Тел./факс (324) 239-13-84, 239-13- с бензином А-80 двумя модулями ОПАН- 14 БЕЗОПАСНОСТЬ №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ОБ УПРОЩЕНИИ РАСЧЕТОВ МИНИМАЛЬНЫХ БЕЗОПАСНЫХ РАССТОЯНИЙ ОТ ИСТОЧНИКОВ ОПАСНОСТИ ДО ОБЪЕКТОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ ABOUT SIMPLIFICATION OF MINIMAL SAFE DISTANCE CALCULATIONS УДК 658.382.3(470.56) FROM SOURCES OF HAZARD TO TARGET EXPOSURES Р.Р. РАХМАТУЛЛИН инженер 1 категории ООО «ВолгоУралНИПИгаз» Оренбург О.А. ДАНЬШИНА заведующий сектором анализа риска ООО «ВолгоУралНИПИгаз» polin@vunipigaz.ru Ю.А. ПОЛИН ведущий инженер ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

R.R. RAKHMATULLIN egineer of the 1-st category, VolgoUralNIPIgaz Orenburg O.A. DANSHINA chief of the sector for risk analysis, VolgoUralNIPIgaz YU.A. POLIN lead engineer, VolgoUralNIPIgaz КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: опасный производственный объект, токсический выброс, максимальная гипотетическая авария, экспресс-методика, минимальное безопасное расстояние KEYWORDS: hazardous industrial facilities, toxic discharge, maximum hypothetical accident, express-method, minimal safe distance В данной статье рассмотрена авария, сопровождающаяся токсическим выбросом, рассчитаны размеры вероятных зон пороговой и летальной токсодоз, составлен пример матрицы «Экспресс-методика определения минимальных безопасных расстояний от источников опасности до объектов воздействия».

In the given article is considered an accident accompanied by a toxic discharge, sizes of possible threshold and lethal toxic level areas are calculated, an example of the matrix «An express-method for minimal safe distances from sources of hazard to target exposures» is compiled.

В настоящее время разработка Орен- гипотетических аварий увеличивается. представлена на рисунке 1.

бургского нефтегазоконденсатного место- В частности, если кратно увеличивает- Кроме того, объекты нефтегаздобычи рождения ведется в условиях падающей ся давление в трубопроводе при перекачке разбросаны по всей площади месторожде добычи, а состав исходного сырья зна- продукта, то соответственно увеличивают- ния и, следовательно, система трубопровод чительно отличается от расчетного со- ся и зоны негативного воздействия (удар- ного транспорта очень разветвлена и имеет става, на который были запроектированы ное и тепловое воздействие, токсическое большую протяженность. А потому в зону установки газоперерабатывающего и гели- поражение). поражения могут попасть населенные пун евого заводов, за счет подключения газа и Для примера рассмотрим аварию, со- кты, автомобильные и железные дороги.

конденсата с других месторождений и при- провождающуюся токсическим выбросом Так как дополнительной опасностью ема на переработку сырой нефти из нефтя- на двух газопроводах с абсолютно одинако- эксплуатации Оренбургского нефтегазокон ных месторождений Оренбургской области. выми технологическими параметрами, раз- денсатного месторождения является нали Кроме того, назрела необходимость приве- личающихся лишь рабочими давлениями. чие в пластовой продукции сероводорода дения объектов нефтегазового комплекса Размеры зон токсического поражения, до 6% об., за максимальную гипотетиче к требованиям новых правил и стандартов соответствующие различной степени по- скую аварию (МГА) чаще всего принимает в области промышленной безопасности. В ражения людей, определяются по инга- ся авария, сопровождающаяся токсическим связи этим разрабатываются новые проек- ляционной (смертельной и пороговой) ток- выбросом. Кроме, того вероятность возник ты на бурение, подключение дополнитель- содозе с использованием Методики оценки новения аварии без возгорания несомненно ных скважин, обустройство новых промыс- последствий аварийных выбросов опасных выше. При этом внешняя граница опасной лов, реконструкцию и техперевооружение веществ [1], рекомендованной для количе- зоны определяется как изолиния возмож действующих объектов добычи газа. ственной оценки загрязнения атмосферы ного наличия в приземном слое воздуха Но, не смотря на повышение надеж- при авариях, сопровождающихся выбро- пороговой токсодозы – ингаляционной ток ности технических систем и снижение сом токсичных веществ. содозы, вызывающей начальные симптомы вероятности возникновения возможных Исходные параметры рассматрива- поражения человека.

аварий на опасных производственных емых трубопроводов представлены в Вопрос о необходимости учета всех воз объектах (ОПО), опасность негативно- таблице 1. Графическая интерпретация можных мер предупреждения прогнозируе го воздействия остается актуальной. результатов расчета размеров вероят- мых опасностей правомерен в отношении Кроме того, тяжесть последствий от ных зон пороговой и летальной токсодоз любого опасного производственного объекта.

Исходные параметры I II Диаметр, мм 168 Содержание H2S, % об. 1,5 1, Расстояние между 2000 задвижками, м Время срабатывания 60 задвижек, сек.

Рабочее 2 давление, МПа Масса 1,83 4, выброса, т Масса H2S 0,05 0, в выбросе, т Рис. 1. Графическая интерпретация результатов расчета Таб. 1. Исходные параметры размеров вероятных зон пороговой и летальной токсодоз ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г. БЕЗОПАСНОСТЬ В настоящее время множество совре- транспортируемый продукт и его состав), и вертикальной и горизонтальной шкалы.

менных технических, технологических и определив зоны поражения от МГА, можно Наличие и использование такой «Экс инженерно-организационных решений по- составить матрицы «Экспресс-методики пресс-методики определения минималь зволяет снижать риск до пренебрежимо определения минимальных безопасных ных безопасных расстояний от источни малого, но встает вопрос цены и рента- расстояний от источников опасности до ков опасности до объектов воздействия»

бельности производства. Следовательно, объектов воздействия». позволит еще на стадии проектирования, еще на этапе проектирования необходимо Пример поэтапного построения матри- не затрачивая много времени и усилий, вывести объекты воздействия из зоны по- цы «Экспресс-методика определения мини- спроектировать трассу трубопровода с ражения МГА за счет перемещения источ- мальных безопасных расстояний от источ- учетом минимальных безопасных рас ника опасности на минимально-безопасное ников опасности до объектов воздействия стояний от границ объектов воздействия расстояние. для трубопроводов диаметром 168 мм, как наиболее оптимальный вариант с точ Существующие нормативно закре- транспортирующих сероводородосодержа- ки зрения технологии и промышленной пленные методики оценки риска аварий щий газ» представлен ниже. безопасности.

I этап – определение количества веще позволяют полностью и всесторонне про ИСПОЛЬЗОВАННАЯ анализировать возможные негативные по- ства, участвующего в аварии и в поражаю ЛИТЕРАТУРА:

следствия, но эти методики являются до- щем факторе, представлен в таблице 2.

II этап – построение матрицы – пред статочно трудоемкими и требуют больших 1. Методика оценки последствий аварий временных затрат. ставлен в таблице 3. ных выбросов опасных веществ. Методи Проранжировав ОПО, например, тру- При построении кривой, аппроксимиру- ка «ТОКСИ». Редакция 3.1 («ТОКСИ-3»).

бопроводы по технологическим характери- ющей полученные расчетным путем значе- / Колл. авт. – М.: ОАО НТЦ «Промышлен стикам (давление, температура, диаметр, ния, можно расширить диапазон значений ная безопасность», 2006. – 50 с.

Рабочее Рабочее давление = 2 МПа давление = 6 МПа Рабочее Рабочее давление, давление, Содержа- Количество вещества Количество вещества МПА МПА ние (т), участвующего: (т), участвующего:

Н2S, % об. в пора- в пора- Содержа- Содержа в аварии жающем в аварии жающем ние ние Н2S, % 2 6 2 факторе факторе Н2S, % об. об.

1 1,79 0,03 5,38 0, минимальные минимальные 1,5 1,79 0,05 5,38 0, безопасные безопасные 2 1,79 0,07 5,38 0, расстояния, м расстояния, м 2,5 1,79 0,08 5,58 0, 3 1,79 0,10 5,38 0, 1,0 75,5 126 4,0 144 3,5 1,79 0,12 5,38 0, 1,5 89,1 150 4,5 150 4 1,79 0,14 5,38 0, 2,0 97 180 5,0 161 4,5 1,79 0,15 5,58 0, 2,5 112 203 5,5 171 5 1,79 0,17 5,38 0, 3,0 126 225 6,0 180 5,5 1,79 0,19 5,38 0, 3,5 136 6 1,79 0,20 5,38 0, Таб. 2. Расчет количества вещества Таб. 3. Рассчитанные минимальные безопасные расстояния 16 №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ НА ЭЛЕМЕНТАХ ВНУТРЕННИХ УСТРОЙСТВ ВХОДНЫХ СЕПАРАТОРОВ ПРИ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКЕ ГАЗА СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО НГКМ PROTECTION OF ELEMENTS OF INTERNAL DEVICES УДК 622.276.344. OF ENTRANCE SEPARATORS AGAINST GAS HYDRATES В.В. ЕФИМОВ инженер по эксплуатации оборудования газовых объектов Новый Уренгой ООО «Газпром добыча Ямбург» v.v.emov-NU@yandex.ru Д.В. ХАЛИУЛИН аспирант Уфимского Государственного Нефтяного Технического d_khaliulin@mail.ru Университета, оператор по добыче нефти и газа ООО «Газпром добыча Ямбург»

V.V. EFIMOV exploitation engineer of gas objects equipment Noviy Urengoy «Gazprom dobycha Yamburg LLC»

D.V. KHALIULIN post-graduate student of Ufa State Petroleum Technological University, oil and gas production operator «Gazprom dobycha Yamburg LLC»

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: Добыча и транспортировка газа, гидрат, повышение температуры газожидкостного потока KEYWORDS: Extraction and transportation of gas, hydrate, rise in temperature of a gas liquid stream Анализ метода защиты входных сепараторов от газовых гидратов путем подогрева газового жидкостного потока во входном коллекторе сепараторов.


The analysis of a method of protection of entrance separators from gas hydrates by heating of a gas and liquid stream in an entrance collector of separators.

Образование газовых гидратов в систе- аппаратов, способны вызывать возникнове- Целью настоящей работы является ана мах сбора и промысловой подготовки газа ние серьезных осложнений процессов вну- лиз метода предупреждения образования является одной из главных проблем при трипромыслового транспорта и промысло- газовых гидратов путем подогрева газожид разработке месторождений природного газа вой подготовки газа. костного потока в коллекторах и промыс Крайнего Севера Западной Сибири, особен- Основными факторами для образования ловых аппаратах и оценка перспектив его но на завершающей стадии их эксплуатации. газовых гидратов являются содержащаяся в применения.

Решение данной проблемы является газожидкостном потоке влага, высокое дав- Далее приведена краткая характеристи приоритетной задачей и требует разработ- ление и низкая температура, причем фак- ка газосборной сети Ямбургского нефтегазо ки и внедрения оптимальных технологий тор температуры оказывает на образование конденсатного месторождения. Добыча газа предупреждения образования и ликвида- гидратов большее влияние, чем фактор сеноманской залежи Ямбургского месторож ции гидратных отложений в промысловых давления. Поэтому регулировать процессы дения производится через сгруппированные системах. предупреждения образования газовых ги- в кусты эксплуатационные скважины. Для Процесс разработки большинства га- дратов нужно, главным образом, регулируя сбора газа от скважин принята коллекторно зовых и газоконденсатных месторождений температуру. кустовая схема. Все эксплуатационные сква осложняется образованием газовых гидра- Существует целый ряд методов пред- жины куста работают в единый теплоизоли тов в технологических системах сбора и упреждения образования газовых гидратов рованный газопроводшлейф диаметром промысловой подготовки природного газа. в газо-промысловых системах. Самым рас- мм. Прокладка шлейфов от кустов газовых Особую остроту проблема льдо- и гидрато- пространенным из них в настоящее время скважин до установок комплексной подго образования «приобретает» на месторож- является метод понижения температуры товки газа (УКПГ) осуществляется надземно, дениях Крайнего Севера Западной Сибири, замерзания системы «газ-вода», для чего в на низких опорах. Параллельно газопрово где разработка ведется в сложных условиях газо-жидкостный поток вводится метиловый ду-шлейфу проложен метанолопровод диа распространения многолетнемерзлых по- спирт (метанол). метром 57 мм. Имеются как короткие (про род, при низких пластовых температурах, в Другим надежным способом предупреж- тяженностью 1…2 км), так и очень длинные суровых климатических условиях. дения гидратообразования является метод (до 12 км) газопроводы-шлейфы.

Любое месторождение природного подогрева газа, широко используемый в на- Газожидкостная смесь от кустов эксплу газа можно условно рассматривать как стоящее время на газопроводах небольшой атационных скважин одного газового про двухфазную многокомпонентную систему протяженности, для разложения уже обра- мысла по газопроводам-шлейфам транспор «газ-вода», в которой газ, находясь в посто- зовавшихся гидратных и ледяных пробок, тируется на УКПГ, в пункт переключающей янном контакте с содержащейся в газонос- а также для предупреждения гидратообра- арматуры (ППА). Потоки скважинной про ной залежи связанной, подошвенной или зования на установках редуцирования газа. дукции, смешиваясь на ППА, общим пото краевой водой, в условиях пластового дав- Сущность этого метода предупреждения ком по промысловым коллекторам подается ления и температуры насыщается парами образования гидратов заключается в под- к входным сепараторам установки очистки влаги. Содержащаяся в добываемой про- держании температуры скважинной продук- газа (УОГ) и далее в системы промысловой дукции вода (в любом ее агрегатном состо- ции, содержащей влагу, выше равновесной подготовки газа (для компримирования, аб янии) в определенных термодинамических температуры образования гидратов при не- сорбционной осушки и охлаждения).

условиях способна образовывать с компо- изменном давлении. На рисунке 1 представлена схема про нентами природного газа (СН4, С2Н6, С3Н8, Метод борьбы с гидрато- и льдообра- мысловой подготовки газа к дальнему транс изобутан, СО2, N2, Н2S и т.п.) неустойчивые зованием путем подогрева газожидкостной порту. Отличительной особенностью этой физико-химические твердые соединения смеси в системах промысловой подготовки схемы является процесс промысловой под – гидраты, отложения которых, запол- газа был успешно опробован и получил ши- готовки на одной УКПГ потоков скважинной няя рабочие пространства газопроводов рокое распространение на объектах добычи продукции двух сеноманских залежей Ямбург и внутренних устройств технологических газа ООО «Газпром добыча Ямбург». ского месторождения, имеющих разные 18 ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ термобарические параметры. Ввод в поток переохлажденной газожид- где:

Первый газожидкостный поток «низкого» костной смеси метанола и подача в сепа- Q1 и T1 – среднечасовой расход (нм3/ч) и сред давления от кустов эксплуатационных сква- раторы (1) в качестве жидкости орошения няя температура (К) потока газожидкостной жин после смешивания на ППА по коллектору водометанольного раствора являются мало- смеси во входном коллекторе (К);

(поток I) подается на УОГ, к входным сепара- эффективной мерой в борьбе с гидрато- и Q2 и T2 – среднечасовой расход (нм3/ч) горя торам (2) для очистки от капельной жидкости льдообразованием. Даже при значительном чего газа и средняя температура газа в кол и механической примеси, и «промывки» газа избыточном (по сравнению с необходимым лекторе нагнетания II-й ступени ДКС.

от солей жидкостью орошения (ОЖ). Осушка расчетным значением) расходе метанола в Эффективность процесса подогрева газо отсепарированного «сырого» газа произво- условиях низких температур при высоком жидкостной смеси обеспечивается выбором дится в абсорберах (7) после двухступенча- давлении в сепараторах образуется водоги- оптимальных геометрических параметров того компримирования и предварительного дратная масса с последующим отложением трубопровода для транспортировки «горяче охлаждения на промысловой дожимной ком- на сепарационных элементах кристаллоги- го» газа и участка входного коллектора (К), в прессорной станции (ДКС). дратов, снижением производительности и зоне которого происходит смешение сред.

Второй поток – предварительно очищен- уносом из сепараторов с отсепарированным Гидравлический и технико-экономиче ный от капельной влаги и механической при- газом больших объемов жидкости. ский расчеты трубопровода «горячего» газа меси на установке предварительной подго- Преодолеть проблему гидратообразова- были выполнены с учетом следующих основ товки газа (УППГ), насыщенный влагой поток ния на сепарационных устройствах входных ных требований:

«сырого» газа «высокого» давления по меж- сепараторов (1) позволило внедрение тех- - максимальная пропускная способность промысловому коллектору большой протя- нического решения, направленного на под- газопровода должна обеспечивать безги женности (примерно 10 км) и промысловому держание температуры внутри аппаратов дратный режим работы входных сепара коллектору (поток II) через входной коллектор на уровне, выше равновесной температуры торов (1) на весь период до завершения (К) подается на УОГ, к входным сепараторам гидратообразования, путем подогрева газо- разработки месторождения;

(1), для очистки от содержащейся в смеси жидкостной смеси во входном коллекторе (К). - соблюдение требований отраслевых капельной жидкости и «промывки» газа от Реализация данного решения осуществляет- стандартов [1];

солей. Осушка отсепарированного газа про- ся путем непосредственного ввода в транс- - относительно невысокая стоимость изводится в абсорберах (7) под действием портируемый по коллектору (К) газожидкост- строительно-монтажных работ при энергии пластового давления (поток III), либо, ный поток нагретого в процессе сжатия в сооружении трубопровода.

в зависимости от величины давления, после центробежных нагнетателях газоперекачива- Основным условием для надежной рабо одноступенчатого (во II-й ступени) или двух- ющих агрегатов (ГПА) газа с температурой ты трубопровода (поток VIII) «горячего» газа ступенчатого компримирования и предвари- 90…950С. Отбираемый из коллектора нагне- является наличие перепада давлений между тельного охлаждения на промысловой ДКС тания (поток IV) II-й ступени ДКС «горячий» коллектором нагнетания (поток IV) II-й ступе (поток VII). газ по трубопроводу (поток VIII) подается ни компримирования ДКС и входным коллек Большая протяженность межпромыс- в зону смешения входного коллектора (К). тором (К) сепараторов. Учитывая равенство лового коллектора, небольшой расход газа Для обеспечения надежной работы вход- давлений в выходном коллекторе (поток III) и, как следствие, малые скорости течения ных сепараторов (1) главным требованием сепараторов (1) и трубопроводе (поток V) потока в трубопроводе большого диаметра является полное смешение потоков сред с предварительно охлажденного в АВО (6) II-й в сочетании с низкими температурами окру- равномерным полем заданных температур ступени ДКС «сырого» газа, сопротивлени жающей среды способствуют значительному по всему объему подаваемого в аппараты ем на пути потоков «высокого» давления и охлаждению (минус 100С) насыщенного вла- газожидкостного потока. Величина темпера- скомпримированного на ДКС потока «низ гой «сырого» газа. Введение в поток жидкости туры суммарного потока после смешения мо- кого» давления к абсорберам (7) являются, орошения (ОЖ) для «промывки» газа от со- жет быть определена, используя следующее соответственно, сепараторы (1) и аппараты лей в условиях низких температур и высоко- соотношение: АВО газа (6) II-й ступени ДКС. Величина пере го давления внутри сепараторов (1), создает пада (Р) на проектируемом газопроводе вы условия для образования на элементах сепа- числяется как разность перепадов давлений рационных устройств отложений кристалло- на трубных пучках аппаратов АВО газа (6) и гидратов. сепарационных элементах сепараторов (1).


Результаты расчета сведены в таб. 1.

Фактическое значение температуры га зожидкостной смеси в сепараторах (1) по сле подмешивания во входной коллектор (К) горячего газа в самый холодный период эксплуатации составило ~ 10С. Равновесная температура образования газовых гидратов, согласно «Зависимости необходимой кон центрации метанола в конденсирующейся жидкости в газопроводах от параметров до бываемого газа для предотвращения льдо- и гидратообразования», для данного давления в аппарате составляет ~ 40С. При этом без гидратный режим работы сепараторов (1) обеспечивается подачей в аппараты в каче стве жидкости орошения водометанольного раствора (ВМР), концентрация насыщенного метанола в котором поддерживается с уче том температуры и давления в сепараторах и влагосодержания газа для данных условий.

Как уже отмечалось, надежность рабо ты входных сепараторов зависит, главным образом, от качества смешения потоков с образованием равномерного поля заданных температур по всему объему подаваемого Рис. 1. Схема промысловой подготовки газа:

1, 2 – входной сепаратор С-1;

3 – ГПА I-й ступени ДКС;

4 – АВО газа I-й ступени ДКС;

в аппараты потока газожидкостной смеси.

5 – ГПА II-й ступени ДКС;

6 – АВО газа II-й ступени ДКС;

7 – абсорбер;

8 – АВО газа УКПГ;

Качество смешения потоков зависит от сле К – входной коллектор входных сепараторов (1);

ППА – пункт переключающей арматуры;

дующих параметров: режима течения УР – узел редуцирования;

ОЖ – жидкость орошения;

I…VIII – потоки газа.

ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

потока «нагреваемой» газожидкостной смеси меньшее время, нежели та его часть, которая потоков при ламинарном и турбулентном (ламинарный, либо турбулентный) во вход- проходит вблизи стенки, и, двигаясь с мень- режимах течения транспортируемой смеси ном коллекторе сепараторов, от способа шей скоростью, пребывает в объеме трубы имеют большие отличия. В первом случае ввода в зону смешения «горячего» газа и вре- больший интервал времени. Турбулентный (при ламинарном потоке), процесс смешения мени пребывания потоков в рабочем объеме режим течения, особенно при больших ско- для разных слоев транспортируемой смеси газопровода, где происходит их смешение. ростях потока маловязкой среды, характе- завершится в различной степени, так как раз Как известно, для ламинарного режима ризуется практически постоянной по всему ные порции ламинарного потока пребывают течения потока характерна неравномерность поперечному сечению трубопровода средней в зоне смешения разное время. Прямой про распределения скоростей по поперечному скоростью, за исключением слоя в пристен- тивоположностью является процесс интен сечению трубопровода. При этом часть по- ной области трубы, толщина которого прене- сивного смешения потоков при турбулентном тока, проходящая в центральной зоне тру- брежимо мала по сравнению с поперечным режиме течения.

бы, имея максимальную скорость, пребы- сечением турбулентного ядра потока. Режим течения потока в трубопроводе вает внутри рабочего объема газопровода Таким образом, процессы смешения зависит не столько от параметров плотности Наименование параметра Единица измерения Величина 1. Основные данные для расчета Среднечасовой расход газожидкостной смеси через входной коллектор (К) сепараторов, Q1 тыс. нм3/ч Средняя температура газожидкостной смеси до смешения, T1 К Давление во входном коллекторе (К) сепараторов, Р1 МПа 3, Разность перепадов давление на АВО газа и сепараторах, Р МПа 0, Давление в коллекторе нагнетания II-й ступени ДКС, Р2 МПа 3, Средняя температура в коллекторе нагнетания II-й ступени ДКС, T2 К Диаметр трубопровода «горячего» газа, d м 0, Протяженность трубопровода «горячего» газа, L км 0, 2. Параметры природного газа Псевдокритические параметры добываемого природного газа:

– давление, РПК МПа 4, – температура, ТПК К 190, Относительная плотность газа по воздуху, 0, Плотность газа при стандартных условиях (при 293К и 0,1013 МПа), СТ кг/м 0, 3. Гидравлический расчет газопровода с условным диаметром 150 мм Приведенные параметры газа в газопроводе:

– давления, РПР =РСР/ РПК 0, – температуры, ТПР =ТСР/ ТПК 1, Величина среднего давления в газопроводе (формула 2.1): МПа 3, Величина среднего коэффициента сжимаемости в газопроводе (формула 2.2): 0, Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения в газопроводе (формула 0, 2.3):

Суммарный коэффициент трения в газопроводе (формула 2.4): 0, Число Рейнольдса для пот ока в газопроводе (формула 2.5): 4,73* Коэффициент динамической вязкости газа (формула 2.6): Па * с 1,35*10- Максимальная среднечасовая производительность газопровода (формула 2.7): тыс. нм3/ч 39, Температура газожидкостной смеси после смешения, согласно соотношению (1), Т К Таб. 1. Результаты расчета 20 ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ () и вязкости (µ) транспортируемой среды, рабочем объеме газопровода, где происходит подогрева газожидкостной смеси, совпадает скорости (w) ее течения и диаметра (d) трубо- процесс смешения. с расчетным и составляет 10м, обеспечи провода, сколько от значения безразмерной Рассмотрим расчетную схему процесса вая качественное смешение потоков сред комбинации всех этих параметров, называе- смешения. Струя горячего газа, вводимая в с равномерным распределением заданных мой критерием Рейнольдса: верхнюю часть входного коллектора, перпен- температур по всему объему подаваемой в дикулярно течению газожидкостного потока, сепараторы газожидкостного потока.

(3) имеет в начальный момент максимальную ВЫВОДЫ:

вертикальную составляющую скорости. Ве В рабочих условиях входного коллектора личина средней скорости потока в трубопро- 1. В процессе опытно-промышленной экс сепараторов для потока «высокого» давления воде с диаметром d (см) может быть опреде- плуатации сепарационного оборудова ( ~ 27 кг/м3, µ ~ 10-5Па, w ~ 3 м/с, d = 1 м) зна- лена, используя сле-дующее эмпирическое ния с реализованным техническим ре чение числа Рейнольдса значительно превы- соотношение [2]: шением подтверждено преимущество шает некое критическое значение Re 104. применения метода подогрева подавае Режим течения потока газожидкостной смеси (4) мой в сепараторы газожидкостной смеси во входном коллекторе (К) до подмешивания над методом ввода в газожидкостный по в него горячего газа соответствует устойчиво- где: ток ингибитора гидратообразования. Это му турбулентному режиму с мощным и энер- Q – расход газа в газопроводе (нм3/ч);

– надежность в работе, отсутствие энер гичным перемешиванием среды. ТСР – средняя температура транспортируе- гетических затрат на компримирование Следующим фактором, оказывающим мой среды (К);

«подмешиваемого» газа, значительное существенное влияние на эффективность РСР – среднее давление в газопроводе снижение потребления для борьбы с ги процесса смешения потоков, является спо- (кг/см2). дратообразованием метанола и сниже соб ввода в газожидкостный поток струи го- Средняя скорость потоков газожидкост- ние энергетических затрат, связанных с рячего газа. ной смеси и горячего газа до их смешения во его регенерацией.

В промысловых условиях применен бо- входном коллекторе составляет w1 ~ 3 м/с и 2. В процессе сепарации переохлажденной ковой способ ввода струи горячего газа в w2 ~ 21 м/с, соответственно. Скорость струи газожидкостной смеси в условиях «про горизонтальный трубопровод, выполненный горяче-го газа внутри коллектора практиче- мывки» газа промывочной жидкостью с посредством «прямой» врезки (1 – на рисун- ски мгновенно приобретает горизонтальную целью снижения концентрации в уноси ке 2) в верхнюю часть коллектора (К – на ри- составляющую суммарного потока после мой с отсепарированным газом капель сунке 1) подачи газа к сепараторам (1). смешения, значение которой составляет ной жидкости солей этот метод является Вводимая во входной коллектор сепа- w ~3,60 м/с. практически единственным способом раторов струя горячего газа, имея большую Среднее значение вертикальной состав- обеспечения безгидратной работы сепа начальную скорость, «свободно утопает» ляющей скорости течения газовой струи вну- рационного оборудования.

в транспортируемом по коллектору турбу- три коллектора может быть определена, ис- 3. К недостаткам метода повышения тем лентном потоке, «растекаясь» вертикально пользуя следующее соотношение [3]: пературы внутри сепараторов, бесспор от верхней образующей трубопровода к его но, можно отнести лишь повышение нижней стенке. (5) насыщенности отсепарированного газа Особенностью «свободного утопления» где: влагой и связанный с этим рост нагрузки струи в турбулентном потоке является их d – диаметр газопровода (м);

на систему осушки газа по жидкости и, равномерное турбулентное перемешивание. D – диаметр входного коллектора сепара- соответственно энергетических затрат Вводимая в поток струя горячего газа по мере торов (м), и для рабочих условий смешения на регенерацию абсорбента. Однако, ее продвижения со скоростью, большей, составляет wВ ~0,4 м/с. данный «недостаток» в полной мере чем скорость основного потока, подторма- Интервал времени, необходимого для до- компенсируется экономией топливно живаясь, увлекает за собой все больший и стижения струей горячего газа нижней обра- энергетических ресурсов на регенера больший объем газожидкостной смеси. Об- зующей коллектора, может быть определен, цию метанола.

разующийся при этом на границе раздела как, и составляет ~2,5 секунды. 4. Полученный опыт эксплуатации сепара турбулентный пограничный слой, непре- Размеры зоны входного коллектора, где ционного оборудования и проведенные рывно «разрастаясь», обеспечивает равно- происходит смешение струи горячего газа и гидравлические и технико-экономиче мерное поле заданных температур по всему газожидкостной смеси, характеризуются ин- ские расчеты показывают эффектив объему подводимого в сепараторы общего тервалом временем пребывания в этой зоне ность и экономическую целесообраз газожидкостного потока. смешиваемых сред. Длина участка опреде- ность поддержания температурного Третьим основным фактором, влияю- ляется, как, и составляет ~ 10 м. режима работы газосборной сети «низ щим на качество смешения потоков, являет- Фактическая протяженность участка кого» давления в области положитель ся время пребывания смешиваемых сред в входного коллектора, где происходит процесс ных температур, что в условиях низ ких давлений позволит предотвратить осложнения, связанные с процессом образования гидратов, и обеспечит на дежную работу систем промысловой подготовки газа.

ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА:

1. Общесоюзные нормы технологического проектирования на магистральные тру бопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. - М.: ВНИИЭгазпром, 1985. - 220 с.

2. Бабин Л.А., Спектор Ю.И., Рафиков С.К.

«Сооружение магистральных трубопро водов. Охрана окружающей среды»:

Учебное пособие. Уфа: Изд-во УНИ, 1993.

3. Синайский Э.Г., Лапига Е.Я., Зайцев Рис. 2. Схема бокового ввода в горизонтальный газопровод потока горячего газа:

1 – «прямая» врезка в газопровод;

I – поток газожидкостной смеси;

Ю.В. «Сепарация многофазных много II – траектория распространения горячего газа в газожидкостном потоке;

компонентных систем». М.: ООО «Недра w1 – скорость транспор-тируемой смеси;

– Бизнес центр», 2002. – 621с.;

ил.

w2 – вертикальная составляющая скорости струи горячего газа.

КПП, ДИАГНОСТИКА ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

22 ДИАГНОСТИКА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ НАДЕЖНОСТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И МЕТОДЫ ТЕРМОГРАФИИ RELIABILITY OF POWER EQUIPMENT УДК 772. AND THERMAL IMAGING METHODS Р.А. РОМАНОВ аспирант СПБГУКиТ, директор по маркетингу Санкт-Петербург и сбыту ООО «Балтех»

R.A. ROMANOV graduate student of SPbGUKiT, Sales and Marketing Saint-Petersburg Manager of Baltech Ltd КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: термография, тепловизионная диагностика, термограмма KEYWORDS: thermal imaging, thermal imaging diagnostics, thermal image В статье рассматриваются проблемы обеспечения надежности энергетического оборудования методами термографии.

The article is concerned with problems of reliability assurance of power equipment using thermal imaging methods.

Современный уровень развития техно- редукторов – это способность оборудования безаварийной эксплуатации промышлен логий энергетических предприятий предъ- удовлетворять заданным техническим ха- ного оборудования. Анализ сложившей являет высокие требования к надежности рактеристикам в течение определенного мо- ся ситуации выявляет, что не решен ряд оборудования, повышению достоверности мента времени и восстановление его основ- объективных и субъективных проблем, диагностических методов, а также к эффек- ных характеристик, которая обеспечивается начиная с системных и организационных тивной и экономичной эксплуатации данного на предприятиях установленной системой мероприятий обеспечения надежности оборудования. Надежность оборудования диагностики и технического обслуживания и энергомеханического оборудования, базируется на обязательном применении но- ремонта (ТОиР). устаревших технологий ремонта, отсут вейших средств и методов диагностики и на- За последние годы в России про- ствия современных и достоверных диа ладки энергомеханического оборудования, изошло множество крупных техногенных гностических методов и заканчивая под и требует комплексного подхода к решению катастроф в энергетической и других от- готовкой и технической грамотностью на инженерно-технических проблем. раслях промышленности. Очень часто местах каждого ответственного техниче Работоспособность энергооборудо- решения и предпринимаемые меры не ского специалиста (диагноста, ремонтно вания, турбин, насосов, вентиляторов, достаточны для обеспечения надежной и го персонала).

Система ТОиР ДОСТОИНСТВА НЕДОСТАТКИ Не требует больших финансовых Высокая вероятность внеплановых простоев из-за РПО (Реагирующая, работа вложений на организацию внезапных отказов приводящая к дорогостоящим и до поломки) и техническое оснащение. продолжительным ремонтам.

Базируется на статистических данных историй отказов Система хорошо развита, имеет аналогичного оборудования с заложенным отработанную методологическую основу ППР (Плановая, коэффициентом надежности, следовательно, для и позволяет поддерживать заданный обслуживание по графику обеспечения заданного уровня его работоспособности уровень исправности и или по наработке) изначально планируется объем работ превышающий работоспособности требуемый фактически. Статистическая наработка не энергооборудования.

исключает полностью вероятность внепланового отказа.

Исключает вероятность аварийных Может быть осуществлена только посредством отказов и связанных с ними постепенного перехода от системы ППР и требует ОФС (По фактическому внеплановых простоев. полного пересмотра организационной структуры.

состоянию, обслуживается Позволяет прогнозировать объемы Требует первоначально больших финансовых вложений только дефектное технического обслуживания и для подготовки диагностов, специалистов и технического оборудование) производить ремонт исключительно оснащения отдела надежности.

дефектного оборудования.

ПАО Максимальное увеличение Требуется трудоемкий анализ всех отказов (Проактивное, межремонтного срока за счет подавления с целью выявления их источников.

дополнительно к ОФС источников отказов. Используются самые Очень гибкая организационная система, постоянно применяется анализ причин прогрессивные технологии технического требующая оперативного решения и внедрения ряда дефектов и их локализация) обслуживания, ремонта и восстановления мероприятий по надежности и технологии ТОиР.

энергооборудования.

Таб. 1. Достоинства и недостатки систем ТОиР энергооборудования ДИАГНОСТИКА ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

Автор данной статьи имеет десятилет- Чтобы оценить техническое состояние методами согласно РД 34.45-51.300-97, ний практический опыт по комплексному объекта необходимо знать не только фак- а для диагностики асинхронных двига обеспечению надежности энергомехани- тические значения параметров, но и со- телей регламентирующая документация ческого промышленного оборудования и ответствующие им нормируемые значе- отсутствует, поэтому первичной задачей внедрению современных диагностических ния. Разница между фактическим факт и ставится расчет необходимого количества методов термографии, вибродиагностики и нормируемым норм значением называется измерений n и расчет границ статистиче виброналадки (центровка и балансировка), диагностическим симптомом [2]. Основ- ски возможных значений максимальной а также трибодиагностке (анализ масел и ная сложность в определении критичности температуры для n измерений.

смазок). В ходе реализации практических диагностического симптома заключается Преимуществами тепловизионной ди внедрений диагностических и инструмен- в отсутствии в большинстве случаев норм агностики применительно к асинхронным тальных средств на крупные промышлен- или эталонов исследуемых параметров двигателям является:

ные предприятия автором был разработан (например, порога температур), а также от- - Проведение технического контроля и внедрен комплексный подход к повыше- сутствие всех известных видов дефектов дистанционно в рабочем режиме нию надежности энергетического оборудо- объекта и его диагностических признаков. электродвигателя;

вания согласно концепции «Надежное обо- Принимая во внимание, что все методы - Безопасность персонала при рудование: 2010» [3]. технической диагностики, используемые в проведении измерений;

Данная концепция призвана облегчить мировой практике, очень тесно граничат с - Не требуется отключение работы, связанные с эксплуатацией, ре- теорией вероятности и имеют теоретиче- электродвигателя (бесконтактный монтом и диагностикой энергетического скую достоверность 92-96%, а практическая контроль);

оборудования начиная с организацион- достоверность любого метода технической - Не требуется специальных помещений ных мероприятий и заканчивая прямого диагностики находится в диапазоне 80%- и подготовки рабочего места;

взаимодействия подразделений энерге- 90%, автором исследования были сделаны - Большой объём выполняемых тиков, технологов и механиков с произво- выводы, что для повышения достоверности диагностических работ за единицу дителями оборудования, диагностических диагностики и локализации дефекта не- времени;

средств измерения и инструментов, обе- обходимо использовать несколько методов - Возможность определение дефектов на спечивающих надежную эксплуатацию. технической диагностики (например, термо- ранней стадии развития;

По данным статистики вибродиагно- графия и вибродиагностика или трибоди- - Диагностика всех типов асинхронных стики энергетического оборудования двад- агностика) или несколько разных научных двигателей;

цати двух промышленных предприятий методик одного направления технической - Малые трудозатраты на производство самыми распространенными являются диагностики (например, термографические измерений и диагностики;



Pages:   || 2 | 3 | 4 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.