Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод»
|
Скачать 0.59 Mb.
|
|
Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В.К. Тян, М.Р. Терегулов, 2П.А. Комаров, А.В. Жаринов 1СамГТУ, г. Самара, Россия 2ОАО «Гипротрубопровод», филиал «Самаргипротрубопровод», г. Самара, Россия В настоящее время продвижение центров добычи и транспортировки нефти в места с менее развитой инфраструктурой, заставляют компании, занимающиеся добычей и транспортировкой нефти, уделять повышенное внимание к качеству мероприятий по предупреждению и тушению техногенных пожаров. В частности, тушение пожаров на вертикальных стальных резервуарах для нефти любой конструкции затруднено, вследствие чего они нередко наносят особенно большой ущерб. Так, по данным, опубликованным в США, пожар на бензиновом резервуаре с плавающей крышей, возникший от удара молнии и длившийся три дня, нанес ущерб около 400 тыс. долл.; в резервуарном парке НПЗ фирмы «Шелл» в штате Калифорния в результате переполнения резервуара с бензином или разрыва трубопровода, подающего бензин в резервуар, от огневого нагревателя возник пожар, который продолжался 7,5 часов и нанес ущерб 400 тыс. долл. [1]. По данным, опубликованным в России, пожар с дальнейшим взрывом, продолжавшийся сутки в резервуарном парке ЛПДС «Конда», возникший в результате попадания грозового разряда в резервуар, и дальнейшее его распространение через газоуравнительную систему, привел к 3-м человеческим жертвам и потере 4-х емкостей объёмом 20000 м3 [2].; пожар резервуара РВСП-5000 на нефтебазе около г. Ангарска, продолжавшийся более 2-х суток, из-за нехватки пенообразователя, воды и отсутствия подъездных путей. Таким образом, в условиях отдалённой и труднопроходимой местности с невозможностью быстрого пополнения запасов средств пенотушения, используемых в настоящее время для автоматического тушения резервуаров для нефти и нефтепродуктов, внедряют системы автоматического газового пожаротушения (АУГП) на базе изотермического модуля для жидкой двуокиси углеводорода (МИЖУ). Результаты положительных практических опытов применения автоматических установок пожаротушения на натурных испытаниях подтвердили принципиальную возможность их применения на вертикальных стальных резервуарах [3]. Однако, проведённое пробное испытание системы газового пожаротушения на выведенном из эксплуатации резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык», показало наличие вакуумметрического и избыточного давлений в резервуаре [4]. Также в резервуаре наблюдалось резкое падение температуры, связанное с мгновенным расширением жидкой фазы углекислоты в свободную полость надпонтонного пространства резервуара. Результатом эксперимента явилось повреждение поплавкового понтона, установленного на стойках на днище резервуара. Эпюра распределения давлений при натурном эксперименте на резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык» представлена на рис. 1[4].  Рис.1 Эпюра распределения давлений при натурном эсперименте на резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык» Работы и методики, опубликованные по данному вопросу [2, 3] не позволяют описать процессы, проходящие в ёмкости при применении газового тушения, а также их воздействие на конструкцию самой ёмкости. Для описания проведённого натурного эксперимента на выведенном из эксплуатации резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык», был использован численный метод модуля CFX в программном пакете ANSYS. В задаче рассматривалось моделирование подачи газообразной фазы углекислоты в надпонтонное пространство резервуара с вентиляционными патрубками. Ввиду короткого промежутка времени подачи (согласно эксперимента подача осуществлялась – 81 сек.) моделирование производилось на 18 и 43 секундах подачи газообразной фазы углекислоты, при положении понтона на стойках, температура внутри резервуара принималась -32°С (согласно проведения натурного испытания). Расчетной моделью являлась область газового пространства внутри резервуара РВСП-20000 без учета подпонтонного пространства (высота стенки равна 9,94 м). Конечно-элементная модель получена средствами препроцессора ANSYS с последующим импортом в модуль СFX. Газовое пространство смоделировано тетра- и кубическими элементами. В связи с равномерным расположением вентиляционных патрубков и патрубков ГПТ (14 шт.) был создан сектор резервуара с раствором угла 360/14 градусов. Результаты численного моделирования представлены в таблице 1. Таблица 1. Результаты численного моделирования
На рисунках 2 и 3 представлены эпюры распределения давления внутри резервуара на 18 и 43 сек. подачи СО2.  Рис. 2. Эпюра распределения давления внутри резервуара на 18 сек. подачи СО2.   Рис. 3. Эпюра распределения давления внутри резервуара на 43 сек. подачи СО2. По итогам сравнения данным натурного эксперимента и численного моделирования процесс поступления углекислоты в резервуар можно описать следующим образом. После начала подачи в полость резервуара сжиженной углекислоты, в объёме и при температуре, соответствующей экспериментальным данным, в резервуаре возникает ненормативное вакуумметрическое давление, вследствие фазового превращения жидкой составляющей углекислоты в газообразное, при этом происходит интенсивное охлаждение полости резервуара, следовательно, в объёме резко падает температура и давление, возникает ненормативное вакуумметрическое давление. При понижении давления в полость резервуара начинает активно поступать более теплый воздух из вентиляционных патрубков на крыше, одновременно в резервуар продолжается интенсивное поступление углекислоты. Далее во внутренней полости резервуара наблюдается резкий рост избыточного давления, которое со временем опускается до атмосферного. Итогом зафиксированных скачков давлений в выведенном из эксплуатации резервуаре, явилось разрушение алюминиевого понтона, установленного на стойках. В результате проведённого численного моделирования опыта применения системы газового пожаротушения на выведенном из эксплуатации резервуаре объёмом 20000 м3, представлено описание процесса возникновения ненормативного вакуумметрического давления во внутренней полости резервуара. Согласно действующей нормативной документации в резервуаре типа РВСП (с понтоном) при применении системы газового пожаротушения допустимое вакуумметрическое давление составляет не более 0,25 кПа [5]. По разрешенным на сегодняшний день методикам расчета резервуаров на прочность и устойчивость избыточное давление разгружает меридиональное напряжение в стенке от собственного веса стенки, снегового покрова и веса металлоконструкций на крыше резервуара. В то же время, наличие ненормативного значения вакуума грозит потерей устойчивости стенки, выходу из строя технологического оборудования и должно быть учтено при проектировании автоматики пожаротушения от рисков ложного срабатывания и при расчётах конструкции стенки резервуара. Библиографический список
УДК 622.692.23-034.14 предупреждение образования и очиСТка от АСПВ магистральных и технологических трубопроводов с применением магнитного активатора (депарафинизатора) 1М.Р. Терегулов , 2А.В. Жаринов 1СамГТУ, г. Самара, Россия 2ОАО «Гипротрубопровод», филиал «Самарагипротрубопровод», г. Самара, Россия Работа посвящена проблеме повышения эффективности эксплуатации магистральных и технологических нефтепроводов, осложнённых парафиноотложением. По опыту эксплуатации магистральных нефтепроводов, наряду с проблемами диагностики эффективности технологических режимов, и возникновением нестационарных режимов, эксплуатационный персонал сталкивается с проблемами отложений асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) на стенке трубы, что приводит к снижению эффективности работы насосных установок и производительности трубопроводной системы в целом, особенно магистральных нефтепроводов, осложнённых парафиноотложением. Повышение эффективности эксплуатации магистральных и технологических нефтепроводов, главным образом, заключается в уменьшении перерасхода электроэнергии, потребляемой насосными установками. Перерасход электроэнергии обусловлен рядом факторов: это и работа насосов вне оптимальных режимов, частые переключения и техническое состояние агрегатов, внутритрубные отложения смол, парафинов, ила, песка и грата, что уменьшает пропускную способность трубопроводов. Твердые отложения в трубах и резервуарах обычно называются парафиновыми, подразумевая, что в их составе преобладают парафины, асфальтены, смолы и связанная нефть, что не исключает песок, грат, ил и различные соли. Линейную часть магистральных трубопроводов чаще всего чистят скребками. Для очистки скважин большее распространение получили термические методы очистки, гидроудар или промывка растворителями. В резервуарах – гидроразмыв, пропаривание и механическая зачистка. И только очистка обвязки насосных станций (НПС) остается технологической проблемой. Коммуникации насосных станций обладают рядом конструктивных особенностей (варьирование диаметрами труб, повороты, задвижки, тупиковые участки и др.), при сравнительно малой длине трубопроводов. Это ограничивает применение большинства известных методов. В данной работе рассмотрен способ предупреждения парафинообразования методом магнитной активации, получившего широкое распространение на нефтепромыслах [2-4]. Рассмотрим процесс образования отложений, в частности парафина, более детально с точки зрения воздействия данного фактора на эксплуатацию нефтепровода. В процессе эксплуатации внутренняя полость МН постепенно засоряется парафиновыми отложениями и механическими примесями. В некоторых случаях в повышенных участках могут скапливаться пары нефти. Наличие скоплений приводит к повышению гидравлического сопротивления и, как следствие, к снижению экономичности работы МН. Кроме того, это отражается на точности прогнозных расчетов режима работы нефтепровода [5]. Присутствие в составе нефти парафина в процентных долях ускоряет процесс засорения нефтепровода, особенно осложнённых присутствием асфальто-смоло-парафиновых веществ. При температурах в среднем 25-35˚С и выше парафин растворен в нефти и не оказывает существенного влияния на ее транспорт. При более низких температурах, при температурах ниже температуры начала кристаллизации (THK) парафин выделяется в виде кристаллов, которые при определенных условиях могут отложиться на стенках трубопровода. Плотность отложений зависит от состава нефти, скорости ее течения в трубопроводе и температуры нефти и грунта Т0 (температура грунта на глубине заложения оси трубопровода). Считается, что благоприятными условиями для образования парафиновых отложений являются малая вязкость нефти, меньше 0,2 Ст., и оптимальный диапазон изменения температуры в нефтепроводе - THK>T>T0. Большое влияние на процесс образования отложений оказывает скорость течения нефти. При отсутствии течения отложения практически не образуются или образуются рыхлые и непрочные, легко смываемые при начале движения нефти. По мере увеличения скорости возрастает интенсивность образования отложений, достигая максимума при скорости υmax. Дальнейшее увеличение скорости приводит к снижению интенсивности образования отложений и при скорости υ0 образование отложений прекращается. Образующиеся на стенках труб отложения только на 40-60% состоят из парафинов, оставшаяся часть представлена другими компонентами, приблизительно пропорционально их содержанию в нефти. Прочность отложений зависит от состава парафинов в нефти, чем выше их температура плавления, тем больше прочность отложений. Процесс образования отложений можно представить следующим образом. При снижении температуры нефти в трубопроводе ниже THK из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть из них тем или иным способом отлагаются на стенках труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке. При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина сравниваются. Этой точке будет соответствовать максимальная толщина отложений. На остальной части трубопровода процесс отложения парафина будет преобладать над его выделением, и толщина отложений будет уменьшаться, стремясь к нулю [5] . Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимальности регулирования работы МН. Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание МН и сокращает затраты электроэнергии на транспорт нефти. Максимальный эффект от очистки может быть получен при регулировании отключением насосов, переключением насосов с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной производительностью. По мере засорения пропускная способность МН постепенно снижается и может стать меньше плановой производительности. Отключением и переключением насосов добиваются незначительного увеличения производительности МН. Продолжительность работы при установленной схеме определяется из условия равенства средней производительности для данного периода - плановой. В результате такого регулирования существует возможность обеспечения работы МН в межочистной период с плановой производительностью при максимальном КПД регулирования [5]. Как уже было сказано выше, на скорость засорения нефтепровода влияет процесс парафиноотложения, для более детального охвата имеющихся в настоящее время способов борьбы с парафиноотложением рассмотрим каждый из них отдельно. Для решения проблемы парафинизации разработано более десяти различных способов борьбы с отложениями. Все предлагаемые методы можно разделить на две основные группы рис.1. В группу проведения работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 1) входят следующие способы: применение гладких покрытий, химические, физические. Химические методы базируются на дозировании в продукт химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы [2]. Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы [3]: Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. Основным существенным недостатком химического метода является высокая стоимость реагентов, а также условий их введения (подогрев, скорость потока и т.п.) и узконаправленность воздействия (например, депрессаторы рекомендуются только для парафиновых нефтей и не являются эффективными для высоковязких нефтей с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ) [4].  Рис. 1. Классификация методов борьбы с АСПВ Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию. Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб [5]. Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам предупреждение образования отложений. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПВ началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали достаточно долго и стабильно работающие магниты. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПВ значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы [6-9]. В группу проведения работ по очистке и удалению образовавшихся отложений (рис. 1) входят тепловые, механические и химические способы. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50°С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла (печи, тепловые, индукционные и т.п.) или реагенты при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции. Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий. Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является малораспространённым в магистральном транспорте способом, однако, довольно широко - в процессах добычи, хранения и подготовки промысловой нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями. Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПВ на стенке трубы. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции. Однако использование скребков на технологических трубопроводах технически невозможно. Применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали, ввиду увеличения стоимости труб не нашел широкого применения в магистральном транспорте нефти и нефтепродуктов, в отличие от промысловых трубопроводов подготовки и сбора. Принцип действия магнитной активации заключается в следующем. При прохождении нефти между магнитными стержнями активатора под воздействием магнитного поля происходит разрушение ее агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 мг/т в нефти. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. С физической точки зрения механизм воздействия магнитной обработки выглядит следующим образом, см. рис. 3. Если некоторый объем жидкости V перемещать вдоль расположенных определенным образом постоянных магнитов (например, вдоль оси х), то на содержащиеся в ней ферромагнитные частицы механических примесей будут действовать силы тяжести G и сопротивления обтеканию W, "архимедова" сила R и сила, действующая со стороны магнитного поля F. Если создать условия, при которых результирующая сила Р1,2 направлена к поверхности магнита, то частицы будут притягиваться к поверхности из жидкости. Осевшие мелкодисперсные частицы также способны притягивать другие ферромагнитные частицы, коагулируя до размеров, обеспечивающих их отрыв потоком жидкости. Коагулированные скопления частиц сохраняются в потоке, вследствие действия сил остаточной намагниченности и проявления связующих свойств веществ, присутствующих в жидкости (например, смол, парафинов и асфальтенов).  Рис. 3. Схема действующих на частицу сил Устройство магнитного активатора для магнитной обработки нефти представлено на рис. 4.  Рис. 4. Устройство магнитного активатора Магнитные активаторы используются для борьбы с парафиноотложениями в НКТ добывающих скважин. За 1995-1998 гг. на месторождениях ОАО "Оренбургнефть" было испытано 115 магнитных депарафинизаторов различных конструкций. Только в 1997 г. от использования 57 магнитных активаторов различных конструкций в целом по скважинам ОАО "Оренбургнефть" сократилась обработка горячей нефтью и химреагентами на 274 и механическими скребками на 185. Срок окупаемости магнитных депарафинизаторов в скважинах с небольшим межочистным сроком (до нескольких суток) составляет не более одного месяца [14]. Эффективность магнитной обработки нефти при перекачке на промысловых и магистральных нефтепроводах требует дальнейших исследований на трубопроводах перекачивающих различные сорта нефтей. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
|
Похожие:
 |
Анкета Потенциального Участника открытого запроса предложений (форма 5) 86 На право заключения договора на выполнение работ по созданию системы автоматического газового пожаротушения в помещениях здания ОАО... |
 |
Общая часть Рабочий проект автоматизированной системы газового пожаротушения разработан на основе автоматической установки газового пожаротушения... |
|
Модуль газового пожаротушения При изучении и эксплуатации модулей необходимо руководствоваться нпб 54-2001 "Установки газового пожаротушения автоматические. Модули... |
|
Автоматические установки пожаротушения Настоящие правила распространяются на производство работ по монтажу, наладке, испытаниям и сдаче в эксплуатацию автоматических установок... |
|
Автоматические установки пожаротушения Настоящие правила распространяются на производство работ по монтажу, наладке, испытаниям и сдаче в эксплуатацию автоматических установок... |
|
Техническое задание на выполнение работ по оснащению автоматической... В помещении №16 офисного здания филиала ООО "рн-учет" по адресу: г. Краснодар, ул. Комсомольская, д. 36 размещена серверная. В настоящее... |
|
Курсовая работа тема: «Исследование пожароопасных свойств метилового спирта» Критический диаметр огнегасящего канала и безопасного экспериментального максимального зазора. 29 |
|
Документация о закупке проведение открытого запроса котировок в электронном... Требования к содержанию, формам и составу заявки на участие в открытом запросе котировок 7 |
|
Ведомственные строительные нормы всн 25-09. 67-85 "Правила производства... Настоящие правила распространяются на производство работ по монтажу, наладке, испытаниям и сдаче в эксплуатацию автоматических установок... |
|
2. Предмет открытого запроса предложений Заказчик ОАО «мрск волги» в лице филиала ОАО «мрск волги» «Самарские распределительные сети» (Россия, 443068, г. Самара, ул. Ново-Садовая,... |
|
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение... Б29 Безопасность грузоподъемных машин: метод указ. / Сост. И. И. Бузуев – Самара: Самар гос техн ун-т, 2015 г. – 29 с.: (элект библ... |
|
2. Предмет открытого запроса предложений Заказчик ОАО «мрск волги» в лице филиала ОАО «мрск волги» «Самарские распределительные сети» (Россия, 443068, г. Самара, ул. Ново-Садовая,... |
|
Акционерное Общество «Мобильные ТелеСистемы» Предложений на право заключения договора на выполнение работ по монтажу систем противопожарной защиты (автоматической установки газового... |
|
Документация о закупке Филиал ОАО «Гипротрубопровод» «Омскгипротрубопровод»: 644043, г. Омск, наб. Тухачевского, д. 7 |
|
На оказание услуг по техническому обслуживанию систем водяного пожаротушения,... Сса» (ооо «Есса»), именуемое в дальнейшем «Исполнитель», в лице Генерального директора А. А. Цветкова, действующего на основании... |
|
Памятка-инструкция: Как защититься от комаров? Всемирный день борьбы против малярии – как раз накануне лета, когда отдых на природе могут испортить полчища жаждущих человеческой... |