добываем нефть и газ

К основным причинам пожара и загорания в нефтяной промышленности относятся сле­дующие:

- нарушение технологического процесса и неисправность оборудования;

-  неосторожное обращение с огнем и бытовыми электроприборами;

-  короткое замыкание электрических проводов и перегрев электрооборудования;

-  нарушение правил пожарной безопасности при производстве электрогазосварочных и
других огневых работ.

Нарушение технологического процесса - использование при вскрытии и разбуривании продуктивного пласта бурового раствора, параметры которого (вязкость и плотность) не соот­ветствуют геолого-т.ехническому наряду, подъем бурового инструмента без долива скважины, увеличение давления в газопроводе, нарушение технологического процесса при подготовке нефти к транспорту, т.е. неполное отделение нефти и газа, может привести к скоплению го­рючего газа на территории резереуарного парка и создать опасную ситуацию.

Неисправность оборудования - следствие несвоевременного планово-предупредитель­ного ремонта, коррозии и других причин. Все это может привести к негерметичности обору­дования, в зависимости от его назначения, к утечке нефти, ее паров или нефтяного газа, а это, в свою очередь, – к возникновению взрывоопасной концентрации газо-воздушной сме­си и, как следствие, к взрыву или пожару. К таким последствиям приводят, например: негер­метичность задвижки, перекрывающей ремонтируемый участок нефтепровода от нефтесбор-ной емкости, негерметичность фонтанной или компрессорной арматуры, разрушение или выбивание набивок или прокладочных материалов соединений оборудования и запорной арматуры, крышек люков и другие неисправности.

Короткое замыкание электрических проводов и перегрев электрооборудования -при наличии газа и паро-воздушных горючих смесей, электрическое искрение, сопутствую­щее короткому замыканию, значительное повышение температуры при перегреве электро­оборудования неизбежно вызывают воспламенение этих смесей, например: загорание раз­литой нефти от искры при схлестывании электропроводов, загорание нефти в резервуаре от

искры короткого замыкания при обрыве кабеля подогревателя, загорание изоляционных материалов из-за короткого замыкания в результате пробоя или перекрытия изоляции. Ча­стой причиной пожаров также является ослабление контакта в местах присоединения токо-ведущих частей.

Нарушение правил пожарной безопасности при электрогазосварочных и других огневых работах - отогрев оборудования, содержащего легковоспламеняющиеся жидко­сти, горючие газы, открытым огнем; оставленные под напряжением силовой и осветитель­ной линии во время фонтанирования скважины и др. Условия возникновения пожара и заго­рания – наличие горючей среды, окислителя и источников зажигания. Такими источниками на предприятиях нефтяной промышленности могут быть механические и электрические ис­кры, пирофорные отложения, нагретые поверхности, открытый огонь и др. Искрение, возни­кающее при появлении статического электричества, способно привести к пожару вследствие нарушения условий, обеспечивающих безопасность при сливе, наливе, перекачке и хране­нии ЛВЖ и ГЖ.

Узлы учета на СУ в настоящее время оснащаются следующими средствами измерений:

-   для измерения перепада давления используются преобразователи перепада давления
типа Сапфир22ДД класс точности 0,25-0,5 с выходным аналоговым сигналом 4-20 мА или
аналогичные импортного производства типа дельта-Р-тран, МИНИТРАН;

-   для измерения давления Сапфир22ДИ класса точности 0,25-0,5 с выходным аналого­
вым сигналом 4-20 мА или аналогичные;

- в качестве вторичного прибора используется вычислитель расхода производства Вен­
грии «Унифлоу-ЮМ».

В память вычислителя заносятся необходимые данные из уравнения расхода, и в даль-

нейшем происходит непрерывное вычисление со всеми необходимыми поправками. Пре­дусмотрена индикация мгновенного расхода (в м3/час).

Вышеперечисленные средства измерений применяются для учета расхода газа на ГПЗ. Погрешность СИ не превышает 1%, погрешность измерения – 5%. Для контроля расхода газа на собственные нужды в ЦППН применяются пневматические измерительные приборы: преобразователи перепада давления 13ДД11.

Преобразователь давления 13ДИ30 и вычислитель расхода ПИК-1. Эти средства изме­рений позволяют снимать показания с интегратора ПИК-1 расхода газа без учета поправок подавлению, температуре, плотности, коэффициента сжимаемости, изменения компонен­тного состава газа. Вычисления ведутся с учетом постоянных величин заложенных парамет­ров в расчет. Поправки должны вводиться вручную при расчете 2-часовых расходов и суточ­ных с учетом отклонения параметров от расчетных. Погрешность вычисления расхода с помощью этих приборов значительно превосходит погрешность измерения с помощью Униф-лоу-10М. Однако следует учесть, что вычисления с помощью прибора ПИК-1 несколько автоматизированы по сравнению с определением расхода с помощью дифманометров ДСС-712, ДСП-712. Последние фиксируют на круговой диаграмме перепад давления, и для точ­ного определения расхода по этим диаграммам необходимо применение специального прибора планиметра. Расчеты осложняют вычисления расхода, и требуются введения необ­ходимых поправок по давлению, температуре и др. Дифманометры-расходомеры типа ДСС, ДСП пока еще применяются в НГДУ для учета расхода воды и газа на котельных в ЦПВС. Метод переменного перепада давления достаточно хорошо изучен. Определено, что минимально достижимая относительная погрешность измерения расхода газа с помощью стандартных диафрагм в соответствии с Правилами РД 50-213-80 составляет 0,88%.

Однако ввиду погрешностей даже с учетом допустимых отклонений d и D, шероховато­сти трубопровода, притупления входной кромки диафрагмы, сокращения длины прямого участка перед диафрагмой, погрешность от влияния уступов на внутренней поверхности трубопровода, смещения оси диафрагмы ■ суммарная погрешность измерения расхода может значительно возрасти. Например, суммарная среднеквадратическая погрешность от влия­ния шероховатости трубопровода и притупления входной кромки диафрагмы (даже с учетом поправок Кш и Кл) может достигать 1,3%.

Допускаемая суммарная погрешность измерения расхода (с учетом суммарной погреш­ности средств измерения) на оперативных узлах учета газа составляет 5%, на коммерческих узлах учета газа – 2,5%.

- Объемные камерные датчики. Для учета газа, потребляемого индивидуальными быто­
выми и групповыми установками,: небольшими котельными и т.п., используются объемные
камерные счетчики низкого давления. Камерные счетчики имеют одну или неско~око камер
с подвижной перегородкой, котооые при движении потока отмеривают определенные объе­
мы газа, с последующим подсчетом числа опорожнившихся объемов. Диапазон измерения
таких счетчиков от 0 до 6,0 м3/час  давление до 0,6 кг/см2 (ГКФ-2,5; ГКФ-6). Погрешность
этих счетчиков 1%.

-   Ротационные счетчики. Эти счетчики также являются объемными и могут быть исполь­
зованы при расходах до 3000 м2/час и давлении до 1 кг/см2 (РГ-40, РГ-400!.

-   Турбинные расходомеры, счетчики жидкости и газа.

Принцип действия турбинных расходомеров и счетчиков заключается в преобразовании скорости потока жидкости и газа, проходящего через известное сечение трубопровода, в частоту вращения турбины, установленной в трубопроводе, которая, в свою очередь, преоб­разует ее в частоту электрических импульсов.

Турбинные расходомеры с магнитно-индукционным преобразователем – Норд, МИГ, Турбоквант, Смит – получили широкое применение на оперативных и коммерческих узлах учета нефти в нефтедобывающей промышленности.

Механические турбинные счетчики жидкости ТОР-50, ТОР-80 используются в групповых замерных установках.

-  Вихревые расходомеры жидкости и газа.

Принцип действия этих расходомеров основан на эффекте Кармена, заключающегося в том, что если в потоке жидкости или газа установить призму с острыми ребрами, например, треугольную в сечении, перпендикулярном к движущемуся потоку, то на этих ребрах проис­ходит срыв потока с образованием вихрей, частота которых пропорциональна скорости потока.

Диапазоны измеряемых расходов вихревых расходомеров лежат в пределах от 0 до 50000 м3/час.

Основная погрешность от 1 до 1,5%. Существенным недостатком вихревых расходоме­
ров является необходимость их индивидуальной поверки. Опыт эксплуатации показывает,
что их использование предпочтительнее для измерения расхода жидкостей (СВУ-50, СВУ-
80, СВУ-200).                                               -                                                                                  

- Трубки Пито-Параданталя

Для измерения малых расходов газа в трубопроводах большого диаметра могут быть использованы расходомеры скоростного напора – трубки Пито-Параданталя. Способ изме­рения основан на принципе измерения перепада давления, создаваемого между скорост­ным напором движущейся среды и статическим давлением в трубопроводе.

Трубка устанавливается в трубопровод навстречу потоку на расстоянии от верхней об­разующей. Для измерения давлений и перепада давления используются дифференциаль­ные микроманометры типа ММП-3, ММП-4.

- Ультразвуковые расходомеры.                                       ‘                    ……

Ультразвуковой (f>20rHz) метод измерения расхода основан на явлении смещения зву­кового колебания движущейся средой. Для измерения расхода в основном используются 2 способа:

-   основан на изменении разности фазовых сдвигов двух ультразвуковых колебаний, на­
правленных по потоку и против него. Приборы называются фазовыми расходомерами;

-   основан на измерении разности частот повторения коротких импульсов или пакетов
ультразвуковых колебаний, направленных по потоку и против него (частотные расходомеры).

-   Метод переменного перепада давления.

В настоящее время основным методом измерения расхода и количества газа, протека­ющего по трубопроводам, является метод переменного перепада давления на сужающих устройствах. Метод переменного перепада давления основан на изменении перепада дав­ления при протекании потока газа через сужающее устройство (СУ).

Самым распространенным сужающим устройством является стандартная диафрагма. Другие типы сужающих устройств применяются реже, в Сургутнефтегазе не применяются вообще. В России Правилами РД 50-213-80 также нормализованы следующие типы сужаю­щих устройств: сопло, сопло Вентури, труба Вентури. Перечисленные СУ по сравнению с диафрагмой обладают повышенными гидродинамическими характеристиками, имеют мень­шие потери давления, меньший износ, более высокую стабильность метрологических ха­рактеристик. Однако ввиду нестабильности расходов, сложности аттестации в нефтедобы­вающей промышленности широкого применения не нашли.