Пожарная безопасность технологических процессов / Shvyrkov - PB tekhnologicheskikh processov 2012
.pdf
масла в ванне, которая обеспечивает поддержание неизменного состава и его охлаждение путем постоянного отбора отработавшего и подпитки свежего охлажденного масла в равных объемах; соблюдением оптимальной скорости погружения раскаленных деталей, которая зависит от степени нагрева погружаемых деталей, их массы, теплопроводности металла деталей, свойств и температуры масла и других показателей;
предупреждением образования ВОК в производственном помещении и горючих отложений на строительных конструкциях и технологическом оборудовании, что обеспечивается устройством системы местных отсосов от закалочной ванны;
предупреждением опасного проявления источников зажигания, что достигается: соблюдением технологического регламента при розжиге печей, выполнении системы мер по предупреждению самовоспламенения масла (изложены выше) и систематической очисткой воздуховодов систем местных отсосов закалочных ванн от горючих отложений;
предупреждением развития начавшегося пожара, что обеспечивается: соблюдением мероприятий против выброса масла из закалочных ванн; устройством вокруг закалочных ванн бортиков, препятствующих растеканию масла в случае его выброса; проведением систематической очистки воздуховодов от горючих отложений;
исключением опасности образования горючих отложений на внутренних стенках печей за счет смешения пропан-бутановых смесей
суглеводородами, содержащими меньше углерода;
продувкой инертным газом (чаще азотом) внутреннего объема контейнеров перед загрузкой их в печь и подачей аммиака для вытеснения воздуха и возможности образования в них ВОК;
поддержанием избыточного давления газообразного аммиака в контейнере в целях предотвращения образования в нем ВОК в процессе азотирования за счет подсоса воздуха извне. Замкнутость контура системы рециркуляции аммиака обеспечивается путем отвода избыточного аммиака с непрореагировавшими продуктами термического распада через барботажный сосуд, который является одновременно избыточным предохранительным клапаном и гидравлическим затвором;
герметизацией контейнеров из жароупорной стали специальными уплотнениями из легкоплавких сплавов и вентиляцией внутреннего пространства печи;
автоматическим регулированием расхода подаваемого аммиака и отводимых газов, а также температуры в контейнере.
311
Контрольные вопросы
1.В каком виде металл поступает в литейный цех в качестве сырья?
2.Виды заготовок и способы их получения.
3.Какие металлы применяют в литейном цехе?
4.Виды литейного производства.
5.Стадии производства отливок в разовых формах.
6.Какие пожароопасные ингредиенты входят в состав формовочной
смеси?
7.Наиболее пожароопасные операции в технологии производства отливок в разовых формах.
8.Каковы причины образования горючей концентрации в сушильных печах при сушке форм и стержней?
9.Технологическое оборудование, применяемое в литейном производстве для плавки металлов.
10.Характерные источники зажигания в литейном цехе и меры по-
жарной профилактики.
11. Пути распространения начавшегося пожара в литейном цехе
имеры пожарной профилактики.
12.Причины образования горючих отложений в воздуховодах систем местных отсосов от печей сушки форм и меры пожарной профилактики.
13.Виды термической обработки металлов, их назначение и сущность протекающих при этом процессов.
14.Пожарная опасность технологического процесса закалки металлических изделий в масле, меры профилактики.
15.Характерные источники зажигания при проведении отжига и закалки металлических изделий, меры профилактики.
16.Пути распространения начавшегося пожара в термическом цехе, меры профилактики.
17.Какими способами осуществляют насыщение поверхности металлического изделия углеродом в процессе цементации?
18.Способы цементации металлических деталей.
19.Пожарная опасность технологических процессов цементации металлических деталей, меры профилактики.
20.Пожарная опасность технологических процессов азотирования металлических деталей, меры профилактики.
21.Каковы меры предупреждения самовоспламенения закалочного
масла?
312
Глава 23
ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ
ИПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
23.1.Пожарная безопасность технологий добычи нефти
23.1.1. Историческая справка о технологиях добычи нефти
Нефть как горючий и смазочный материал, а также как средство против некоторых болезней известна человечеству с давних времен. Нефть давали пить больным, ею пропитывали крыши, смазывали колеса, заливали водоемы, в которых водился малярийный комар. В Древнем Египте нефтью бальзамировали мумии. Еще знаменитый венецианец Марко Поло в своих путевых заметках описывал каспийские нефтепромыслы, а про нефть говорил, что это «масло, которое есть не стоит». С древних времен добывали нефть на севере России в районе города Ухты и на Апшеронском полуострове.
Нефть добывали из вырытых ям, позднее стали применять колодезный способ – сооружать колодцы и при помощи ручной или конной тяги поднимали бадьи на поверхность. Первая скважина в мире была пробурена в Российской империи в прикаспийском урочище Биби-Эйбат в 1848 г. Американец Эдвин Дрейк пробурил первую скважину на 11 лет позже – в 1859 г.
Временем создания нефтяной промышленности в России принято считать 1864 г., когда в долине реки Кудако на Кубани было начато бурение первых в России нефтяных скважин, стенки которых крепились металлическими обсадными трубами. Внедрение новых в то время механических способов добычи – ударно-штангового и ударно-канатного – позволило увеличить глубину скважин и их количество, а значит, и количество добываемой фонтанным способом нефти. Первоначально ее использовали только для получения осветительного керосина, сжигая ненужные бензины и мазуты. Развитие промышленности потребовало значительного количество углеводородного топлива. Появилось множество добывающих фирм, конкуренция между которыми нередко сопровождалась пожарами на нефтепромыслах. Наряду с фонтанной добычей применяли тартание – способ добычи нефти с помощью желонок. Желонка – это та же бадья, используемая при колодезном способе, только удлиненная и узкая по размерам скважины. К концу XIX века при тартании конная тяга была заменена на механическую, а в начале XX века – на электрическую. Это привело к появлению дополнительных источников зажигания, значительно увеличило количество пожаров и человеческих жертв.
313
В 70-х годах XIX века инженером Шуховым предложен компрессорный способ добычи нефти, который получил широкое распространение в советское время. В. Г. Шухов первый в мире создал проект нефтепровода от промысла до нефтеперегонного завода. Большой вклад в развитие нефтедобычи и нефтепереработки в России внесли Д. И. Менделеев и И. М. Губкин. Крупнейшими нефтедобывающими и нефтеперерабатывающими фирмами в то время были: в России – «Товарищество братья Нобели и компания», добывающая нефть в Азербайджане; в Америке – фирма «Стандарт Ойл» Джона Рокфеллера, добывающая нефть в Пенсильвании; фирма французского банкира Альфонса Ротшильда, добывающая нефть на Балахне и в Сабунчи; голландская «Королевская компания по добыче нефти в Нидерландской Индии» (концерн «Ройял Датч») Генри Деттердинка добывала нефть на Суматре, Яве, Борнео; великобританская «Шелл» добывала нефть в Индонезии. Российские компании добывали нефти больше, чем компании других стран.
В Советском Союзе последовательно открывали месторождения нефти и газа на Северном Кавказе, в Средней Азии, Казахстане, в Поволжье. В конце 20-х годов забили первые фонтаны на востоке страны в Пермской области, в 1932–1940 годах в Башкирии, Куйбышевской области. В 1948 г. открыли нефть в Татарии. В 60-х годах прошлого столетия начали действовать месторождения в Западной Сибири, на Мангышлаке, в Белоруссии, в Оренбургской и Астраханской областях, в Удмуртской Республике, Республике Коми и др.
С 1933 г. тартание нефти стало повсеместно заменяться более эффективными глубинно-насосным и компрессорным методами эксплуатации скважин. Советский Союз был крупнейшей нефтедобывающей страной. Ниже приведены данные по росту добычи нефти в Российской империи
(табл. 23.1) и в СССР (табл. 23.2).
|
|
|
Добыча нефти в Российской империи |
Таблица 23.1 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1892 |
|
|
|
||
Год |
1821–1872 |
|
1879 |
|
|
1882 |
|
|
|
1901 |
||||||
Количество, |
361 |
|
|
402 |
|
|
827 |
|
|
|
4670 |
|
11500 |
|||
тыс. т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Добыча нефти в СССР |
|
|
|
|
|
Таблица 23.2 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Год |
1928 |
|
1941 |
1955 |
1960 |
1965 |
|
1970 |
|
1977 |
|
1980 |
1985 |
|||
Количество, |
11,8 |
|
33 |
|
70,8 |
147,9 |
242,9 |
|
352,8 |
|
545,7 |
|
640 |
> 650 |
||
млн т |
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
314 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23.1.2. Свойства и показатели пожарной опасности нефти
Нефть – маслянистая легковоспламеняющаяся жидкость, обычно тем- но-коричневого цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть сложное органическое соединение в основном состоит из двух химических элементов – углерода (82–87 %) и водорода (11–14 %). Поэтому такие соединения называются углеводородами. В состав нефти могут входить: сера, кислород, азот и в виде следов – хлор, фосфор, йод и др. Ее плотность колеблется от 0,73 до 1,04 г/см3. Начало кипения около 20 оС. Бывают и более тяжелые нефти с температурой кипения 100 оС и выше. Температура застывания от –60 до +20 оС, теплоемкость 1,7– 2,1 кДж/(кг·К), теплота сгорания 43000–46000 кДж/кг. Нефть в воде не растворима. При нагреве прогревается в глубину, образуя возрастающий в процессе нагрева гомотермический слой. Скорость выгорания 9– 12 см/ч. Скорость нарастания прогретого слоя 24–36 см/ч, температура его 130–160 оС, температура пламени 1100 оС.
В нефтях встречаются метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические углеводороды. В зависимости от преобладания той или иной группы дают название нефти. Наиболее распространены углеводороды метанового ряда:
метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8) и бутан С4Н10, которые при атмосферном давлении и температуре 20 оС находятся в газообразном со-
стоянии и входят в состав нефтяных газов;
пентан (С5Н12), гексан (С6Н14), гептан (С7Н16) при тех же условиях находятся в неустойчивом состоянии, легко переходят из газообразного
состояния в жидкое, и наоборот;углеводороды от С8 Н18 до С17 Н36 – жидкие вещества.
Углеводороды, в молекулах которых находятся более 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и церезины. Физические свойства нефтей, а также их качественная характеристика зависят от преобладания в них того или иного углеводорода или их отдельных групп. Тяжелые нефти с преобладанием сложных углеводородов содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций, а значит, менее пожароопасны, чем легкие нефти с преобладанием улеводородов метанового ряда.
Большое содержание в нефти смол и парафинов делает ее вязкой и малоподвижной, что требует дополнительных мероприятий при добыче, транспорте и переработке нефти.
В зависимости от состава или свойств нефти подразделяются на классы, типы, группы, подгруппы и виды.
По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (серы до 0,5 %); сернистые (серы от 0,5 до 1,9 %), высокосернистые
315
(более 1,9 %). Сернистые соединения вызывают активную коррозию технологического оборудования, способствуют появлению несанкционированных неплотностей и отверстий, аварийному выходу углеводородов наружу, созданию условий для возникновения пожаров и взрывов.
По содержанию парафинов нефти также делятся на три вида: малопарафинистые (парафина до 1,5 %), парафинистые (парафина от 1,5 % до 6,0 %), высокопарафинистые (парафина более 6 %). Наличие парафина влияет на пожарную опасность технологических процессов. Парафины способны отлагаться на стенках технологических трубопроводов и оборудования, сужая их поперечное сечение, вызывая колебания температуры и давления, которые могут привести к разрушению машин и аппаратов, выходу углеводородов наружу с последующим взрывом и пожаром.
Нефти подразделяются также по содержанию светлых бензиновых, керосиновых и масляных фракций. Фракционный состав нефти определяют путем разгонки ее в лабораторных условиях. Разгонка основана на том, что каждый углеводород имеет свою точку кипения. Например, у пентана она 36 оС, у гексана 69 оС, у тяжелых углеводородов точки кипения доходят до 350 оС. При подогреве нефти выкипают и испаряются сначала легкие фракции – бензиновые, затем керосиновые, затем соляровые и т. д. Это прямая перегонка с выделением из нефти при атмосферном давлении
инагреве до 300–350 оС бензиновых, керосиновых и соляровых фракций.
Взависимости от потенциального содержания фракций, выкипающих до 350 оС, нефти делятся на три типа: Т1 – выход фракций не менее 45 %, Т2 – не менее 30–44,9 %, Т3 – менее 30 %. Наибольшую пожарную опасность представляют нефти типа Т1, так как в них имеется большое количество легких фракций, способных при наличии источника зажигания привести к пожару и взрыву.
По содержанию смолистых веществ в мазуте, полученном после отбора из нефти светлых фракций при температуре до 350 оС, нефти классифицируются на малосмолистые – содержание смол до 8 %, смолистые – от 8 % до 25 %, высокосмолистые – более 25 %.
Качественным показателем нефти является плотность. Плотность
нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 1000 кг/м3. По плотности сырой нефти судят о ее качестве. Легкие нефти
сплотностью до 880 кг/м3 содержат больше бензиновых и масляных фрак-
ций, а значит, обладают большей пожарной опасностью, чем тяжелые нефти с плотностью более 880 кг/м3. Для измерения плотности нефти используют ареометры, весы Вестфаля, пикнометры и плотномеры.
Впрактике используют понятие – «относительная плотность нефти»,
под которой подразумевают отношение массы нефти к массе того же объема дистиллированной воды при температуре 4 оС. При этой температуре плотность воды наибольшая.
316
Чтобы плотность нефти, полученную при данной температуре, привести к стандартным условиям (t = 20 оС), вводят температурную поправку, определяемую по формуле
ρ20 =ρt +α(t -20) , |
(23.1) |
где 20 – искомая плотность при 20 оС; t – плотность при температуре t;
– коэффициент объемного расширения нефти (табличные данные), который колеблется от 0,0008 до 0,0006 кг/(К·м3).
Важным физическим свойством нефти является вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при дви-
жении. Вязкость нефти в зависимости от ее характеристик и температуры может изменяться от 10–3 до 10–1 и иногда даже 20–1 Па·с.
С повышением температуры вязкость любой жидкости снижается. Поэтому при перекачке вязких нефтей и мазутов их подогревают, что способствует выделению легких фракций, образованию взрывоопасных концентраций и созданию условий для взрыва и пожара.
Важное значение при оценке пожарной опасности процессов добычи, транспорта, переработки и хранении нефтей имеет испаряемость – процесс перехода жидкостей у поверхности на открытом воздухе из жидкой фазы в паровую. Этот процесс происходит при любой температуре. В ходе испарения нефть теряет свои легкие фракции в тем больших объемах, чем выше ее температура. Именно в этот период над ее поверхностью образуются ВОК. Во избежание потерь от испарения и предотвращения образования ВОК весь путь нефти от скважины до нефтеперерабатывающего завода должен быть максимально герметизированным.
23.1.3. Оборудование для бурения и добычи нефти
Для бурения скважин применяют буровые установки (рис. 23.1), монтируемые на поверхности земли или на морских платформах (при добыче углеводородов на континентальном шельфе). В зависимости от проектных параметров скважины, условий ее бурения и технико-экономических показателей выбирают режимы и способы бурения.
В настоящее время применяется:
роторное бурение;
турбинное бурение;
электробурение.
При роторном способе бурения двигатель, приводящий во вращение долото, установлен на поверхности земли и вращает всю бурильную колонну вместе с долотом.
317
Первая от поверхности земли обсадная труба 4 (шахтовое направление) является наиболее короткой (4–20 м) и имеет наибольший диаметр. Она предназначена для предотвращения от разрушения устья скважин и направления циркулирующей жидкости в желоба. Вторая колонна обсадных труб 3 называется кондуктором и предназначена для крепления верхних неустойчивых пород, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения и установки на устье противовыбросового оборудования (колонной головки 5 с противовыбросовым оборудованием или фонтанной арматурой 6). Длина кондуктора обычно составляет 40–60 м, но может достигать и 500 м. Третья наиболее длинная колонна обсадных труб 2 называется промежуточной и служит для изоляции вышележащих горизонтов от нижележащих горизонтов, предупреждения осложнений и аварий при бурении следующих интервалов. Последняя колонна обсадных труб 1 (эксплуатационная) служит для извлечения нефти и газа или для закачивания в пласты различных агентов.
Для удаления выбуренной породы производят промывку скважин непрерывно циркулирующей водой или промывочным раствором (глинистым, глинисто-известковым, эмульсионным и т. д.) либо применяют продувку скважин воздухом или природным газом. Промывочный раствор характеризуется плотностью, вязкостью и другими параметрами. Качество раствора влияет на процесс бурения и обеспечение его пожаровзрывобезопасности. Недостаточная плотность раствора может привести к выбросу и аварийному фонтанированию скважины с образованием взрывопожароопасных зон.
23.1.4. Особенности пожарной опасности при бурении нефтяных скважин и способы обеспечения пожарной безопасности
Ежегодно на нефтепромыслах России регистрируется от 5 до 13 выбросов нефти в виде открытого фонтанирования. Более 30 % таких аварий сопровождается пожарами. Частота возникновения открытого нефтяного
фонтана в нашей стране оценивается величиной 1,7 10–4 1/год, а частота возникновения пожара нефтяного фонтана – 5 10–5 1/год.
Пожарная опасность характеризуется наличием на буровой площадке горючих веществ и материалов: топлива для двигателей; промывочных углеводородных растворов; нефтепродуктов для нефтяных ванн; реагентов и других горючих материалов.
На буровых имеется достаточное количество источников зажигания: открытый огонь и искры при проведении огневых работ; искры и высокотемпературные выхлопы силовых агрегатов; теплота трения в движущихся деталях во фрикционном тормозе буровой лебедки; искры удара и теплота
319
трения при падении и соударении плохо закрепленных частей оборудования; самовозгорание пирофорных соединений; разряды молний и статического электричества; неисправность электрооборудования; занос источников зажигания на буровую извне или из-за нарушения правил пожарной безопасности.
К факторам, влияющим на тяжесть последствий от аварий и пожаров на объектах нефтегазодобычи (количество пострадавших людей и материальные потери), относятся: разлив нефти и конденсата при газонефтепроявлениях; газонефтяной фонтан; образование ВОК на прилегающих территориях; взрыв горючей смеси; загазованность токсичными продуктами (сероводородом); пожар разлива нефти, открытого фонтана нефти; размещение объекта нефтегазодобычи в отдаленных, труднодоступных районах, на озере или морском шельфе; наличие людей на буровой в зоне нефтегазопроявлений, т. е. в зоне поражения опасными факторами взрыва или пожара.
Процессы бурения кустовых скважин пожароопаснее аналогичных процессов на одиночных скважинах. Это связанно с одновременным проведением на ограниченной производственной площадке разнородных технологических операций (бурение, вскрытие пласта, эксплуатация, ремонт и т. д.). Пожар на одной скважине может быстро, примерно в течение одного часа, распространиться на весь куст скважин с возникновением группового пожара.
Пожарная безопасность при бурении нефтяных скважин обеспечивается следующими способами и техническими решениями или их комбинацией:
размещением на безопасных расстояниях от буровой нефтепродуктов для промывочного раствора;
устройством нефтяных ванн с загрязненными нефтью шламом и выбуренной породы не ближе 40 м и запаса топлива для двигателей внутреннего сгорания – не ближе 20 м;
очисткой территории буровой от следов нефти (должна производиться при каждой смене вахты);
ограничением емкости (расходный топливный бак в помещении для двигателей внутреннего сгорания не должен быть вместимостью более 200 л, а общий запас топлива не должен превышать 15-суточную потребность буровой);
отводом выхлопных газов двигателей внутреннего сгорания на безопасное расстояние от устья скважины (не ближе 15 м);
соблюдением безопасности при проведении сварочных и других огневых работ в строгом соответствии с «Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожарных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности»,
320