Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

экологический нефть загрязнение технологический

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей. В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам крайне не рентабельно. Во-первых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительные энергозатраты на преодоление сил трения и сопротивления от газовых шапок и водяных пробок. Во-вторых, вода - это не только балласт, но и агрессивная среда вызывающая ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров. В-третьих, частицы механических примесей повышают абразивный износ оборудования.

Для решения этих проблем предназначена установка узел подготовки нефти УПН, которая осуществляет: дегазацию, обезвоживание, обессоливание и стабилизацию нефти.

Функционирование УПН сопряжено с воздействием на работающих и на окружающую среду целого ряда факторов: вредных веществ в приземном воздухе, горючих паров и газов - потенциальных источников взрывов и пожаров, шумов, опасности электропоражения, загрязнение водной среды, земель и почв вследствие розливов нефти и т.п.

Вопросы воздействия данных факторов на человека и окружающую среду и защиты от них находятся в центре все возрастающего внимания

Общества к проблеме производственной и экологической безопасности. Это в равной, а в отдельных аспектах и в особенной, степени относится к нефте - газодобывающей отрасли: в части производственной безопасности, предусмотрена аттестация рабочих мест и сертификация нефтепромысловых производств на соответствие российским стандартам безопасного ведения производства. В части экологической безопасности минимизация воздействия нефтепромыслового предприятия на ОС осуществляется через согласование с экологическими надзорными органами, например, томов ПДВ.

Для осуществления мер зашиты работающих, населенных мест и природной среды необходимо получить количественные характеристики указанных факторов: концентраций вредных веществ, горючих паров и газов в воздухе вредных веществ, горючих газов и паров, в рабочей зоне и приземном воздухе населенных мест, уровней звукового давления, величин возможных токов при электропоражении, уровней напряженностей и плотности потока энергии электромагнитного поля и т.п. Эти характеристики определяются расчетным путем или экспериментально.

Одним из важных вопросов обеспечения производственной и экологической безопасности УПН «Соболиное» является контроль концентраций взрывоопасных паров и газов в определенных точках территории УПН, т.е. вопрос обеспечения пожаро - взрывобезопасности УПН.

До последнего времени измерения производились в семи точках территории УПН. В настоящее время планируется подключение к УПН «Соболиное» нефтепровода с месторождения «Гураринское», в связи с чем усложняется структура УПН «Соболиное». Возникает необходимость корректировки числа точек контроля концентраций взрывоопасных паров и газов, и мест их расположения.

Кроме того, необходимо решить вопрос о возможной замене газоанализатора, используемого до настоящего времени, СГГ_4М. Он характеризуется рядом неудобств при использовании, к тому же он исчерпал свой ресурс (полный средний срок службы газоанализатора 10 лет).

Цель выпускной квалификационной работы:

Разработать предложение по совершенствованию системы контроля содержания горючих паров и газов УПН «Соболиное».

Задачи работы:

1. Изучить назначение УПН и характеристики сырья, готовой продукции.

2. Изучить технологический процесс подготовки нефти на УПН «Соболиное» и схему существующих коммуникаций.

3. Определить источники загрязнения атмосферы УПН горючими парами и газами.

4. Проанализировать существующее расположение точек контроля содержания горючих паров и газов и предложить его новый вариант.

5. Проанализировать характеристики газоанализаторов для определения горючих газов и паров и выбрать наиболее подходящий.

6. Дать технико-экономическое обоснование усовершенствованного варианта системы контроля газовоздушной среды УПН.

7. Разработать мероприятия по производственной и экологической безопасности на УПН «Соболиное».

1. Общие сведения о месторождении, физико-химические свойства нефти, газа и воды, балластовые запасы нефти.

1.1 Нефтегазоносность и строение залежи нефти

экологический нефть загрязнение технологический

На месторождении пробурено 7 скважин. Из них две (171,177) остановлены забоем в отложениях куломзинской свиты, остальные вскрыли разрез до палеозоя. Глубина вскрытия палеозоя до 66 метров. Промышленная нефтеносность установлена скважиной 171, пробуренной на центральном Соболином поднятии. Продуктивным является пласт Б_12-13 тарской свиты, вскрыт на глубине 2120,2 м (а. о. - 2036,4м), при испытании получено 103,8 м³/сут нефти. Скважина 177 пробурена на северо-восточном крыле структуры, вскрыла пласт на глубине 2146,4 м (а.о. - 2052,7м), что гипсометрически на 16 м ниже кровли пласта, в скважине 171. По данным промыслово-геофизических исследований пластов интересных в нефтегазоносном отношении скважина не вскрыла. Скважина закончена без спуска, эксплуатационной колонны.

Скважина 175, пробуренная на северо-западном крыле структуры, вскрыла пласт Б_12-13 на глубине 2124,4м, что на 4 м ниже кровли пласта в скважине 171. При испытании пласта получен приток воды.

Пласт Б_12-13 испытан в скважине 172, расположенной на Северо-Соболином поднятии, в скважинах 173,176 на Южно-Соболином поднятии, положительных результатов в процессе испытания не получено.

Таким образом, залежь вскрыта одной скважиной - 171. Тип залежи пластовый, сводовый, тектонически экранированный. Высота залежи 16,2 метра. Водонефтяной контакт принят по подошве пласта в скважине 171 на а.о. -2053 м.

Проект выполнен для скважин собственно Соболиной залежи.

1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Исходя из низкой величины рабочего газового фактора 22 м³/м³ при исследовании скважины 171, можно судить о низкой газонасыщенности пластовой нефти и низком давлении насыщения.

Вязкость нефти в пластовых условиях определена по зависимости для Среднего Приобья для меловых залежей и составляет 4,12 мПа.с.

Плотность нефти в пластовых условиях определена по зависимости:

Ш _пл= -0.2383 + 1,2220 х Ш _о - 0.0006 ГФ,

где

Ш _пл - плотность нефти в пластовых условиях, г/см³;

Ш _о - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³;

ГФ - газовый фактор, м³/м³

Подставляя необходимые данные в уравнение, получим значение плотности нефти в пластовых условиях, равное 0.792 г/см³.

Давление насыщения определено по зависимости прогнозирования параметров для месторождений Среднего Приобья:

Р_нас ⁼ - 116,383 + 168,632 х Ш _о + 19.279ГФ,

где

Р_{нас -} давление насыщения нефти газом, мПа;

Ш _о - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³;

Среднее давление насыщения нефти газом, исходя из расчетов вышеуказанной формуле, принято равным 5,3 мПа.

Химический состав нефти Соболиного месторождения изучен по поверхностной пробе из скважины 171, Нефть средней плотности, смолистая, малосернистая, парафинистая, с выходом фракций до 300° (Табл. 1.1).

Таблица 1.1 Результаты исследования поверхностных проб нефти

Параметры	Ед. измерения	Значения параметра
Продуктивный пласт Количество исследованных скважин Количество проб Фракционный состав НК до 1500 С до 2000 С до 2500 С до 3000 С Вязкость кинематическая при 200 С Плотность нефти Содержание массовое: Серы Парафина Cмол силикагелевых Асфальтенов Воды Температура плавления парафина	шт шт 0С объемный% объемный% объемный% объемный% м2/с г/см3 % % % % % % 0С	Б12-13 1 1 65 17 27,5 35,2 46 9,58 0,854 0,38 3,27 8,9 2,53 - 50

Вязкость пластовой воды определена по зависимости вязкости от температуры пласта. При температуре пласта 74°С вязкость воды может быть принята равной 0,42 мПа.с. Химический состав вод изучен из пласта Б_12-13 по пробе, взятой из скважины 175. Минерализация воды составляет 14,3 г/л. Тип вод хлор - магниевый.

1.3 Баластовые запасы нефти

Оперативный подсчет запасов произведен в пределах собственно Соболиного месторождения. Площадь подсчета ограничена водонефтяным контактом, принятым условно по подошве пласта в скважине 171 на а.о. -2053м. Подсчетные параметры определены по данным кернового и геофизического материала по скважине 171. Пересчетный коэффициент из-за отсутствия глубинной пробы принят среднестатистическим по меловым нефтям Томской области.

По состоянию на 01.08.92 г на балансе ВГФ числится 4226 тыс. т геологических и 1900 тыс. т извлекаемых запасов. Расчет извлекаемых запасов выполнен с коэффициентом нефтеизвлечения 0.45, рассчитанным по гидродинамической методике.

Данные о подсчетных параметрах и запасах приведены в (табл. 1.2).

Таблица 1.2 Сведения о балансовых запасах нефти и газа

Подсчетные параметры и запасы	Зоны
	Нефтяная	Водоне-фтяная	Нефтянная + Водонефтянная
Пласт Б12-13 Площадь нефтеносности, Тыс. м. Кв. Нефтенасыщеня толщина, м Объем пласта, тыс. т3 Коэффициенты, доли ед: Пористости Нефтенасыщенности Плотность нефти в стандартных условиях, г/см3 Балансовые запасы нефти категории С1, тыс. т	2000 11,6 23400 0,23 0,64 0,854 2333	3687 5,4 20179 0,23 0,62 0,854 1893	5687 5,5 43579 0,23 0,63 0,854 4226

2. Технико-технологическая часть

2.1 Назначение производственного объекта

В условиях «Соболиного» месторождения установка подготовки нефти предназначена для сепарации, обезвоживания, обессоливания продукции скважин «Соболиного» нефтяного месторождения, а также для приема и подготовки нефти с «Гураринского» месторождения. В процессе подготовки нефти происходит доведение показателей нефти до товарной кондиции, удовлетворяющей требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Далее УПН осуществляет транспорт подготовленной нефти на ПСП «Соболиное». Кроме этого, УПН «Соболиного» осуществляет очистку подтоварной воды в блоке очистки (БОВ) от нефтепродуктов.

2.2 Характеристика сырья, вспомогательных материалов, готовой продукции

В качестве сырья на УПН используется нефть Соболиного нефтяного месторождения. Характеристика свойств сырой нефти отражена в таблице 2.1. Химический состав сырой нефти Соболиного месторождения изучен по поверхностной пробе из потока на входе УПН. Нефть средней плотности, смолистая, малосернистая, парафинистая.

Таблица 2.1 - Физико-химические свойства сырой нефти

№ п/п	Наименование показателя	Потоки на входе УПН
1	Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85	854
2	Вязкость кинематическая, мм2/с (ССТ) по ГОСТ 33-82 при 20°С	9,58
3	Газосодержание, м3 /м3	22,00
4	Пластовая температура	73,8
5	Содержание в нефти, % об.
	серы	0,38
	парафина	3,27
	смол селикагелевых	8,9
	асфальтенов	2,53
6	Фракционный состава по ГОСТ -2177-82 % об. начало кипения, °С	65
	до150°С	17
	до 200°С	27,5
	до 250°С	25,2
	до 300оС	46

В таблице 2.2 приведены требования по подготовке товарной нефти на УПН «Соболиного» месторождения.

Таблица 2.2 - Характеристика товарной нефти

Наименование	Показатели	Значения показателей на выходе УПН
Нефть товарная	Давление насыщенных паров, мм. рт. ст. - зимний период - летний период Массовая доля воды, % Массовая доля механических примесей, %, не более Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	500 500 ~0.5 0,05 ~100

Физико-химическая характеристика попутно добываемой пластовой воды отражена в таблице 2.3. Проба отбиралась из потока на входе УПН.

Таблица 2.3 - Физико-химические свойства попутно добываемой пластовой воды

№ п/п	Наименование показателя	Потоки на входе УПН
1	Плотность, кг/м?	1008
2	Ионный состав воды, мг/л
	Na+	10942,1
	Ca2+	788,6
	Mg2+	112,3
	Cl-	17894,2
	SO 42-	3,3
	HCO3 -	-
	NH4+	32,4
	J-	1,9
	B2-	82,5
3	Массовая доля сероводорода, мг/дм?	0
4	Склонность воды к отложениям солей	-

Характеристика попутного нефтяного газа после разгазирования отображена в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Характеристика попутного газа

№ п/п	Наименование показателя	Потоки на входе УПН
1	Плотность, кг/м	0,885
2	Относительный удельный вес газа	0,73
3	Теплотворная способность газа, кДж/м	47767
4	Содержание сероводорода, мг/дм	0
5	Состав газа по ГОСТ 13379-87% об.
	азот + редкие	4,9
	углекислый газ	0,50
	водород	0,02
	метан	64,20
	этан	3,6
	пропан	15,58
	бутан	5,87
	изобутан	2,82

На УПН для защиты внутренней поверхности стальных трубопроводов от воздействия перекачиваемой среды применены ингибиторы коррозии типа СНПХ. Физические свойства СНПХ приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Физические свойства ингибиторов коррозии

Свойства	СНПХ_6302Б	СНПХ_6301 «КЗ»
Внешний вид	Однородная жидкость коричневого цвета	Жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
Кинематическая вязкость мм2/с, при 20°С	20	3
Растворимость	Растворим в нефти, диспергирует в воде	Растворим в нефти, диспергирует в воде
Температура застывания, °С	- 50	- 40
Плотность при 20°С, г/см3		0,870

2.3 Характеристика технологического процесса подготовки нефти на УПН «Соболиного» месторождения

Нефтяная эмульсия, согласно технологическому регламенту по эксплуатации установки подготовки нефти «Соболиное» (2006 г), поступает от скважин кустов №№1,2 на замерные установки «Спутник». После замерных установок нефть по трубопроводу Ду_150 мм поступает на УПН (рисунок 2.1). Комплекс подготовки нефти на УПН включает:

· Разгазирование жидкости в сепараторах первой и второй ступени. Подготовка газа для внутреннего потребления в газовых сепараторах, установке осушки газа. Транспорт газа потребителям.

· Сбор разгазированной жидкости в сырьевом резервуаре РВС_1000 №7 или №6, где происходит предварительное отделение пластовой воды от нефти.

· Подача насосами внутренней перекачки частично обводненной нефти из РВС_1000 №№ 6, 7 на подогреватель ПП - 0,63.

· Динамический отстой подогретой обводненной нефти в отстойнике ОГ_50. Доведение нефти до товарной кондиции.

· Накопление товарной нефти в резервуарах для сбора товарной нефти РВС - 1000 №№ 2, 4, 5.

· Очистка подтоварной воды от нефтепродуктов и механических примесей в блоке очистки воды БОВ и резервуаре РВС_700.

Неразгазированная обводненная нефть по трубопроводу Ду_150 мм поступает в нефтегазовый сепаратор 1_ой ступени С_1. Нефтегазовый сепаратор первой ступени является двухфазным сепаратором, в котором из нефтегазовой смеси выделяется основной объем попутного нефтяного газа.

Выделенный в С_1 газ через газовый сепаратор ГС_1 и установку очистки нефтяного газа (УОНГ) по трубопроводу Ду_100 подается на расширительную камеру (РК_1) и далее на факел высокого давления (ФВД).

Для улучшения процесса разделения нефти и отмывки солей в поток нефтяной эмульсии перед С_1 подается деэмульгатор из блока дозирования реагентов БДР. Давление в С_1 поддерживается в пределах 3,5-4,5 кгс/см².

Частично дегазированная жидкость, под давлением первой ступени сепарации, подается в нефтегазовый сепаратор (С_2), который является второй ступенью сепарации. Давление столба жидкости на входе в С_2 не должно превышать 0,5 кгс/см². Давление в газовой линии на выходе с С_2 - 0,05-0,2 кгс/см2. В С_2 происходит окончательная дегазация нефти.

Рисунок 2.1 - Технологическая схема УПН Соболиное подача деэмульгатора (БРХ) - 1 газосепараторы первой и второй ступени (НГС) - 2 газосепаратор (ГС) - 3 установке очистки газа (УОНГ) - 4 расширительную камеру (РК) - 5 узел учета газа - 6 факеле высокого давления (ФВД) - 7 отстойнике (ОГ_50) - 8 сетчатых фильтрах - 9 факеле низкого давления (ФНД) - 10 путевой подогреватель (ПП - 0,63) - 11 сырьевые и товарные резервуары(РВС) - 12,13 узел учета нефти - 14 насос - (ЦНС) - 15 блок очистки воды (БОВ) - 17

Выделенный в С_2 газ по трубопроводу Ду - 100 подается на расширительные камеры РК - 2,3 и далее на факел низкого давления (ФНД).

Разгазированная нефть из С_2 за счет давления гидростатического столба жидкости поступает, на вход резервуара сырой нефти РВС - 1000 №№6,7. Приемные патрубки РВС №6,7 заканчиваются внутри резервуара распределителем потока жидкости. РВС №6,7 оборудованы паровыми регистрами, расположенными на днище резервуара. Жидкость проходит через слой водяной подушки, при этом происходит укрупнение капель воды, их осаждение и концентрация в слое водяной подушки. Частично обезвоженная нефть концентрируется в нефтяном слое, переливается в приемные воронки на высоте 4 или 7 метров и по трубопроводу Ду - 150 мм поступает на насосы внутренней перекачки. По мере накопления в РВС №6, №7 подтоварная вода поступает в блок очистки воды (БОВ).

Обводненная нефть насосами внутренней перекачки после секущей входной задвижки под давлением 2-3 кгс/см² подается на подогреватель нефти ПП - 0,63. Давление в трубопроводе перед задвижкой на выходе в ПП - 0,63 не должно быть выше 2 кгс/см². Равномерность подачи сырой нефти в подогреватель необходимо для поддержания необходимой температуры нефти на входе в горизонтальный отстойник (ОГ - 50) в пределах 55-60°С, поднятие температуры выше этих параметров приводит к потере качеств деэмульгатора или проскока холодной нефти. Прогрев нефти до температуры 55-60°С позволяет уменьшить вязкость нефти и ускорить процесс осаждения капель пластовой воды при отстое, увеличить разницу в плотностях воды и нефти, ослабить бронирующие оболочки глобул «нефть-вода», улучшить условия до взаимного столкновения, укрупнения капель в связи с тепловыми потоками, повысить эффективность действия деэмульгатора.

В качестве топлива для путевого подогревателя ПП - 0,63 служит попутный нефтяной газ, который с первой ступени сепарации пройдя через теплообменник ТО, через сетчатый газосепаратор ГС_1 и УОНГ по газопроводу Ду - 50 мм поступает в инжекционную горелку (ИГ). В инжекционной горелке газ, смешиваясь с воздухом, сгорает в камере сгорания горелки и топке, выделяет большое количество тепла. Тепло через стенку топки передается теплоносителю (воде), находящейся в сосуде путевого подогревателя. Нефтяная эмульсия поступает в змеевик, где происходит её нагрев.

Для улучшения процесса деэмульсации нефти в поток нефтяной эмульсии перед ПП - 0,63 подается деэмульгатор из блока хим. реагентов (БРХ). Нагретая нефть через приемный патрубок поступает в ОГ_50.

В ОГ нефтяная эмульсия через нижнее отверстие первой перегородки попадает в отстойный отсек. Там она попадает под слой водяной подушки. При движении в верхнюю часть отстойника происходит укрупнение капель воды, их осаждение и концентрация в слое водяной подушки. Нефть с остаточным содержанием воды концентрируется в нефтяном слое и двигается ко второй (сплошной) перегородке, отделяющей отстойный отсек от товарного. Далее нефть переливается чрез край сплошной перегородки и накапливается в товарном отсеке. Уровень подтоварной воды в отстойном отсеке поддерживается в пределах 60-80 см от низа, а уровень товарной нефти в товарном отсеке - в пределах 100-180 см от низа отстойника. Товарная нефть из ОГ_50 самотеком поступает в РВС -1000 № №4,5,2.

Подтоварная вода с ОГ_50 самотеком подается в блок очистки воды (БОВ). Аппарат БОВ - напорный отстойник полного заполнения.

Очищенная от мехпримесей, и от нефтепродуктов в блоке очистки пластовая вода по уровню сбрасывается в РВС_700. Уловленная нефть выводится через верхний штуцер аппарата в дренажную емкость ЕП_1 через дренажный коллектор с дальнейшей откачкой в технологические резервуары РВС - 6,7. Подтоварная вода из РВС 6,7 так же может быть направлена в РВС_700. Максимальный уровень воды в РВС_700 зависит от гидростатического столба, создаваемого жидкостью находящейся в РВС №№ 6, 7. Уровень воды в РВС_700 контролируется поплавковым уровнемером.

Из РВС_700 подтоварная вода поступает на прием насоса ЦНС 180*800 с последующей ее подачей на скважину №180; 171; 220, для закачки в пласт.

Пресная вода на обессоливание нефти подается насосом ЦНС 60х66 из котельной. Пресная вода может быть подана в две точки: на вход ПП - 0,63 и на вход насосов внутренней перекачки. На вход насосов внутренней перекачки вода из котельной (емкость 20 м³) может подаваться самотеком за счет всасывающего эффекта насосов внешней перекачки.

Аварийное освобождение сепараторов С_1, С_2, отстойников ОГ, БОВ, а так же подводящих трубопроводов печей, газосепаратора ГС_1, установки очистки нефтяного газа УОНГ, насосов внутренней и внешней перекачки осуществляется в аварийно-дренажную емкость ЕП_1 V=63 м³, откуда погружным насосом НВ_50/50 перекачивается в РВС -1000 № №6, 7.

Дренаж конденсата нефтяного газа из РК - 1,3 производится в дренажную емкость ЕП_2 V=12,5 м³, откуда погружным насосом НВ_50/50 конденсат перекачивается в поток разгазированной нефти из С_2.

По мере накопления товарной нефти в резервуарах, товарная нефть откачивается на ПСП «Соболиное». Перед откачкой товарной нефти из РВС - 4,5,2 производится замер количества нефти, контроль содержания воды, хлористых солей. Включение и выключение насосов внешней откачки производится по согласованию с мастером (старшим товарным оператором) ПСП «Соболиное». Откачки могут производятся насосами ЦНС 38х220, ЦНС 105х294 и ЦНС 105х343, а так же ГДМ - 1,2. Режим работы насосов внешней откачки регламентируется «Технологическим регламентом по эксплуатации трубопровода УПН «Соболиное» - ПСП «Соболиное»».

Одна часть газа I ступени после сепарации в ГС_1, (давление в ГС_1 и на входе в УОНГ поддерживается в пределах 3,5-4,5 кгс/см²), и осушки в УОНГ подается по газопроводу Ду_50 на площадку печи в качестве топливного газа подогревателя ПП - 0,63. Другая часть газа поступает на ГС_2 и далее на площадку газораспределения, где после газовых сетчатых фильтров поступает в шкафные газораспределительные пункты ГРПШ - 1,2,3.

После ГРПШ - 1,2,3 с заданным давлением подготовленный газ поступает к потребителям: на установки газопоршневых электростанций и в газовые котельные.

На УПН «Соболиное» предусмотрены две факельные системы - высокого и низкого давления. Газ II ступени сепарации сжигается на факеле низкого давления, газ I ступени - на факеле высокого давления. Аварийный сброс газов от предохранительных клапанов осуществляется в коллектора соответствующих факельных систем.

На УПН так же предусмотрен прием товарной нефти от дожимной насосной станции (ДНС) «Гураринская» (технологический регламент по эксплуатации нефтепровода «ДНС «Гураринское» - УПН «Соболиное», 2006 г). Прием нефти с ДНС «Гураринская» осуществляется по трубопроводу Ду - 150 мм на вход путевого подогревателя нефти ПП - 0,63. Подогретая нефть «Гураринского» месторождения после ПП - 0,63 поступает в РВС_4; 5.

На УПН «Соболиное» предусмотрена также подготовка нефти по резервной схеме. При этом разгазированная нефть из С_2 по трубопроводу Ду - 200 мм подается сразу на прием сырьевых резервуаров РВС_1000 №-6,7.

На УПН «Соболиное» налажена система автоматизации, которая обеспечивает контроль за технологическим процессом. С помощью приборов КИПиА регулируются уровни жидкостей, отслеживаются значения давления и температуры. В случае аварийных значений контролируемых параметров подаются световой и звуковой сигналы.

2.4 Схема существующих коммуникаций

Нефтяная эмульсия от скважин кустов №№1,2 поступает на замерные установки «Спутник». Затем нефтяная эмульсия поступает на УПН, где проходит ее дегазация, обезвоживание и обессоливание.

На УПН так же предусмотрен прием товарной нефти от дожимной насосной станции (ДНС) «Гураринская» по трубопроводу Ду - 150 мм на вход путевого подогревателя нефти ПП - 0,63. Подогретая нефть «Гураринского» месторождения после ПП - 0,63 поступает в РВС_4; 5.

Подготовленная нефть откачивается по трубопроводу «Соболиное» месторождение - врезка в магистральный нефтепровод «Игольско-Таловое-Парабель» Ду 159 мм, L= 26,5 км на пункт сдачи - приема нефти (ПСПН «Соболиное») для сдачи в нефтепровод (рисунок 4).

Выделившийся в процессе подготовки нефти попутный газ используется на собственные нужды для выработки электроэнергии на газопоршневых электростанциях (ГПЭС) и в качестве топлива для путевого подогревателя (ПП - 0,63) Неиспользованный для собственных нужд попутный газ утилизируется на факельных установках высокого (ФВД) и низкого (ФНД) давлений. Отделившаяся на УПН пластовая вода утилизируется путем закачки в водоносный горизонт.



Рисунок 2.2 - Схема коммуникаций Соболино-Гураринского месторождения

3. Источники загрязнения атмосферы УПН вредными веществами и горючими парами и газами

Основными факторами, влияющими на организм работающих на нефтедобывающих предприятиях, являются метеорологические условия и наличие вредных веществ, вибрации и шума, а также опасности взрывов и пожаров и электропоражения.

Рассмотрим сначала и источники вредных веществ, горючих паров и газов.

Взрывоопасность нефти и нефтяного газа

Нефть - это маслянистая горючая жидкость специфического запаха, от коричневого до светлого цвета.

Основной состав нефти: углерод - 87%, водород - 15%, сера - до 9%, кислород и азот - от 1 до 8%.Микроэлементы: ванадий, никель, алюминий, медь, железо - металлы. Всего содержит более 900 химических соединений элементов таблицы Менделеева.

Формулы нефти нет, химический состав не изучен полностью, но установлено 425 углеводородных соединений, которые делятся на 3 группы:

Алканы - метановые углеводороды (метан, этан, пропан, бутан, гексан и др.).

Метан - это газ без запаха, без вкуса, без цвета. При малых концентрациях считается не ядовитым, но при больших - вытесняет кислород. У людей наступает удушье, слабость, головная боль, потеря сознания. При содержании кислорода ниже 12% - смертельный исход.

Циклоалканы - нафтеновые углеводороды.

Ароматические углеводороды - бензол, толуол, этилбензол и др.

Физические свойства нефти: плотность - это вес единицы объема нефти к весу чистой воды при температуре 4 градуса С. В природе нефть легче воды: плотность легкой нефти - от 0,82 до 0,90 г/куб. см, плотность тяжелой нефти - от 0,959 до 1,03 г/куб. см.

Вредные вещества в НГДП: природный и попутный газ, конденсат, нефть и нефтепродукты; метанол-диэмульгатор (химическое вещество, разрушающее устойчивые водонефтяные эмульсии); гликоли (реагенты для осушки газа); пары нефти и нефтепродуктов являются токсичными (ядовитыми).

Сероводород - газ без цвета, с запахом тухлых яиц, сильный яд, попадающий в организм через дыхательные пути и кожные покровы. Сильный наркотик, поражает слизистую оболочку глаз, все дыхательные пути, центральную нервную систему, головной и спинной мозг, кроветворные органы. При отравлении появляется металлический привкус во рту, боль и резь в глазах, чихание и кашель, тошнота и рвота; при тяжелых отравлениях - потеря сознания, обмороки, судороги, поражение сердечно-сосудистой системы.

Окись углерода - бесцветный газ со слабым чесночным запахом. Выделяется всюду, где идет неполное сгорание веществ, содержащих углерод; попадает через дыхательные пути, соединяясь с гемоглобином крови и препятствуя доставке кислорода к тканям организма. Вызывает кислородное голодание - удушье, нарушается дыхание, возникает головная боль, потеря сознания, возможен смертельный исход.

Пары легких фракций нефти в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси. Огнеопасность сырой нефти характеризуется температурами вспышки и воспламенения. Температура вспышки различных сортов нефти России колеблется от -35*С до +34*С. Температура самовоспламенения большинства нефтей изменяется в зависимости от углеводородного состава от 260 до 375*С.

Взрывоопасность естественного нефтяного газа обусловлена содержанием в нем ряда углеводородов, преимущественно метана, составляющего 90-95%. Каждый имеет пределы взрываемости - нижний и верхний. Чем больше промежуток между нижним и верхним пределом взрываемости, тем опаснее данное вещество в отношении взрыва и пожара. В таблице 17 приводятся концентрационные пределы взрываемости некоторых веществ при нормальном давлении.

Помимо вредных веществ, применяемых при эксплуатации месторождения, например, соляной кислоты, образуются вредные вещества, которые в процессе эксплуатации и ремонта скважин могут поступать в рабочую зону в качестве продуктов сгорания топлива (в котельных установках, двигателях внутреннего сгорания): углерода (сажи), диоксида углерода, оксида углерода, каменноугольной смолы и др. Кроме того, возможно поступление вредных веществ и одновременно взрыво - пожароопасных к устью скважины из недр: углеводородов (метан СН4 и др.), сероводорода Н2S и др.

Нефтяной промысел характеризуется выделением из состава нефти и нефтяного газа различных компонентов, представляющих опасность отравления людей и при определенных условиях также опасность взрыва.

Перечень основных вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу при буровых работах, строительстве и эксплуатации объектов по добыче нефти, приведен в таблице 3.1

Таблица 3.1. Характеристика основных вредных веществ и их источников на месторождении

Вещество	ПДК м.р. в воздухе населен. мест, мг/м3	ПДК среднесут., мг/м3	Класс опасности	Кол-во выброса, т/год	Источники
Бурение скважин
Оксиды азота: Азота оксид Азота диоксид	0.4 0.085	0.06 0.04	3 2	16,5	буровые и тампонажные растворы; сточные буровые воды и шлам; продукты испытания скважин; продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельных; горючесмазочные материалы; хозяйственно-бытовые сточные воды и твердые бытовые отходы.
Оксид углерода	5.0	3.0	4	29,5
Сажа	0.15	0.05	3	7,2
Мазутная зола	-	0.002	2	0,1
Ангидрид сернистый	0.5	0.05	3	12,9
Углеводороды	50.0 /ОБУВ/	-	4	27,9
Свинец	0.001	0.0003	1	0,01
Эксплуатация объектов в нормальном режиме
Углеводороды (по метану)	50.0 /ОБУВ/	-	4	32,1	выделения вредных веществ от технологического оборудования (сепараторы, емкости); образования нефтешламов и др. отходов; сжигания попутно добываемого нефтяного газа в котельных, на факеле; выбросов в атмосферу и шума от эксплуатируемого автотр-та; забора свежей воды для произ-ых и быт-ых нужд.
Оксиды азота: Азота оксид Азота диоксид	0.4 0.085	0.06 0.04	3 2	0,8
Оксид углерода	5.0	3.0	4	15,4
Сажа	0.15	0.05	3	0,1
Ангидрид сернистый	0.5	0.05	3	12,9
Свинец	0.001	0.0003	1	0,01

Основные мероприятия по борьбе с воздействием вредных веществ сводятся к:

герметизация процессов сбора, хранения и транспорта нефти и нефтяного газа;

очистка нефти и нефтяного газа от вредных компонентов;

устройству эффективной вентиляции рабочих помещений и рабочих мест, обеспечивающей удаление вредных и опасных веществ;

снабжению рабочих индивидуальными защитными средствами и надлежащей спецодеждой;

предварительным и периодическим медосмотром для правильной расстановки рабочей силы, установления состояния здоровья, а также выявления наиболее ранних признаков действия вредных веществ;

строгому надзору за выполнением работ в опасных местах и за содержанием вредных веществ в воздухе рабочей зоны;

организации газоспасательной службы для оказания необходимой помощи и выполнения работ в местах, опасных по скоплению вредных газов;

обучение и инструктаж рабочих по вопросам безопасности при работе с вредными и опасности веществами

Для того чтобы предупредить загрязнение воздуха в производственном помещении и на рабочем месте и поддержать надлежащее его качество в соответствии с санитарными нормами и требованиями взрывобезопасности, важно обеспечить постоянный контроль над содержанием вредных и взрывоопасных веществ. Это достигается проведением анализов воздуха.

В течение смены продолжительность действия концентрации, равной максимальной ПДК, не должна превышать 15 минут для химических веществ и 30 минут - для аэрозолей преимущественно фиброгенного действия, и это действие может повторяться не чаще 4 раз в смену.

В результате анализа расчетов рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере установлено, что в приземном слое атмосферы при бурении скважин, строительстве и эксплуатации оборудования по добыче нефти, в штатных режимах, на границе санитарно-защитной зоны промышленных объектов концентрации вредных веществ не будут превышать максимально разовые для населенных мест ПДК.

Соответствие величин фактических выбросов из источников загрязнения атмосферы нормативным значениям необходимо проверять инструментальными методами. Контроль над источниками выбросов осуществляет сторонняя лаборатория экологии и промышленной санитарии.

Наша задача - осуществлять измерения концентраций горючих паров и газов на территории УПН.

На рисунке 4.1 представлено существующее расположение точек контроля концентраций взрывоопасных паров и газов.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ и аэрозолей приведены в таблицах 3.2 и 3.3

Таблица 3.2. Предельно допустимые концентрации основных вредных веществ на Соболином месторождении

Вещество ПДК, мг/м3 Класс Агрегатное
Опасности состояние
Детергент, ДО 3 - Пары и газы
Кислота соляная 5 2 Пары
Кислота серная 1 2 Аэрозоли
Масла минеральные
(нефтяные) ГОСТ20799-75 5 3 Аэрозоли
Метан (в пересчете на С) 300 4 Газ
Метанол 5 3 Пары
Метилмеркаптан 0,8 2 Пары
Сероводород 10 2 Пары и газы
Сероводород в смеси
с углеродами С1_С5 3 3 Пары и газы
Сода кальцинированная 2 3 Аэрозоли
Сода каустическая 0,5 2 Смесь паров,
Аэрозоли
Углерод оксид 20 4 Пары и газы
Хроматы, бихроматы
(в пересчете на СО3) 0,01 1 Аэрозоли

Таблица 3.3. Предельно допустимые концентрации основных аэрозолей

Вещество ПДК, мг/м3 Класс
Опасности
Алюминия оксид (в том числе
с примесью диоксида кремния) 2 4
Барит 6 4
Диатомит 6 4
Известняк 6 4
Кремнесодержащие пыли (глина) 4 4
Силикаты и силикатосодержащие
Пыли:
Асбестоцемент 6 4
Цемент 6 4
Сульфанол 3 -

Характеристики пожаро - и взрывоопасности объектов нефтедобычи рпедставлены в таблице 6.2. Пожароопасные и токсические свойства сырья готовой продукции и материалов представлены в таблице 7.1.

4. Анализ расположения мест на территории УПН, в которых необходимы измерения концентраций горючих газов и паров

Взрывопожарные ситуации на территории УПН могут создаваться из-за утечек сырой или товарной нефти и утечек попутного нефтяного газа, вызванных разгерметизацией соответствующих узлов технологической схемы узла подготовки нефти. Это прежде всего, площадка резервуарного парка (резервуары сырой №6, №7, и товарной №2, №4, №5, нефти), площадка отстойников (отстойник подтоварной воды ОГ - 50 и напорный отстойник аппарата БОВ - блока очистки воды), площадка газосепараторов С - 1, С - 2, ГС - 1, площадка аварийно - дренажной емкости ЕП, площадка насосной, площадка дополнительной газосепарации ГС - 2, площадка факела. Всего семь площадок, содержащих четырнадцать точек отбора проб ГВС, рис 4-1.

Площадки отбора проб ГВС и собственно точки отбора определялись, во-первых, на основе здравого смысла (вблизи элементов технологической схемы, способных стать источником паров нефти или попутного газа). Во-вторых - на основе опыта эксплуатации принятой системы контроля содержания горючих газов и паров в приземном воздухе территории УПН.

Перспектива прихода нефти с Гураринского месторождения и опыт контроля газовоздушной среды за предыдущие годы дает основание для ряда изменений в системе контроля

Во-первых, с Гураринского месторождения нефть придет холодная, а по технологии отделения попутного нефтяного газа и пластовой воды от сложной смеси нефти, газа, воды и механических примесей (сырая нефть) последняя должна быть подогретой. Значит, возникает необходимость в площадке подогревателей и вероятность эмиссии паров нефти или попутного нефтяного газа и, значит, необходимость контроля ГВС в месте расположения подогревателей (площадка подогревателей).

С другой стороны, опыт подсказывает, целесообразен отбор проб ГВС в районе расположения устройства очистки нефтяного газа (УОНГ), на площадке шкафных пунктах и котельной (в зимний период), а также на газораспределительной площадке.

В связи с установкой нового факельного устройства, исключающего нештатный выброс нефти вместо газа оказался нецелесообразным отбор проб ГВС в районе факела (каре факела), а также на площадке ГС - 3.

Таким образом новый, усовершенствованный вариант схемы отбора проб ГВС предусматривает добавление четырех новых площадок контроля ГВС и исключение двух из прежней схемы контроля. То есть в новой схеме контроля ГВС предусматривает добавление девять площадок контроля с семнадцатью точками контроля, рис. 4 - 2.

5. Анализ характеристик газоанализаторов для измерения концентраций горючих газов и паров в газовоздушной среде УПН

Сигнализатор горючих газов типа СГГ_4М

Общие сведения

Сигнализатор предназначен для контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров во взрывоопасных зонах помещений и открытых пространств полупогружных буровых установок (ПБУ), объектах речного и морского транспорта, объектах газовых хозяйств и общепромышленного назначения в условиях макроклиматических районов с умеренным, умеренно-холодным морским или тропическим климатом.

Сигнализаторы СГГ_4М имеет следующие модификации и может использоваться:

- на объектах коммунального хозяйства и других инженерных сооружениях (колодцах, водопроводных камерах, канализационных газовых сетях и др.).

Сигнализатор предназначен для контроля довзрывоопасных концентраций горючих газов (метана, пропана, водорода и др). СГГ_4М-Х:

СГГ - сигнализатор горючих газов;

4М - номер серии;

Х - обозначение области применения (1; 2; 3; 4). Рассмотрению подлежит сигнализатор СГГ -4М_1. Температура окружающей и контролируемой среды:

от минус 40 до 50°С для датчика и блока сигнализации и индикации со стрелочной индикацией;

от минус 40 до 50°С для датчика и от минус 30 до 50°С для блока сигнализации и индикации с индикаторами типа ИЖЦ;

от минус 10 до 50°С для блока сигнализации и индикации с индикаторами типа АЛС;

Относительная влажность окружающей и контролируемой среды до 98% при температуре 25°С или 35°С для исполнения Т.

Атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа (от 630 до 800 мм рт. ст.).

Удары с ускорением 3g при частоте 40-80 ударов в минуту.

Вибрация с частотой от 5 до 100 Гц и ускорением до 6, 7g.

Длительные крены до 15° от вертикали во всех направлениях, а также качка до 22,5° с периодом от 7 до 9 с для сигнализаторов СГГ_4М_1.

Напряженность внешних постоянных и переменных магнитных полей не более400А/м.

Напряженность внешнего однородного переменного электрического поля не более 10 кВ/м.

Содержание механических и агрессивных примесей в окружающей и контролируемой среде (хлора, серы, фосфора, мышьяка, сурьмы и их соединений), отравляющих каталитически активные элементы датчика углеводородов, не должно превышать санитарные нормы согласно ГОСТ 12.1.005-88 и уровня ПДК (для сероводорода Н₂S уровень ПДК не должен превышать 10 мг/м³).

Аккумуляторную батарею в сигнализаторе можно заряжать с помощью любого устройства (приспособления). Время заряда, обеспечивающее ее разряд до напряжения 4 В током 360 мА и заряд током 180 мА (для аккумуляторов типа НКГЦ - 1,8-1), не более 16 ч.

В случае применения аккумуляторов других типов ток заряда аккумулятора должен быть увеличен в соответствии со значением, указанным на аккумуляторе.

При контроле метановоздушной среды (если другие горючие компоненты отсутствуют) показания индикатора (% НКПР - нижнего концентрационного предела распространения пламени) соответствуют содержанию метана (% НКПР).

При контроле совокупности горючих компонентов индикатор позволяет судить о динамике контролируемой среды.

Измерения производятся при вертикальном положении датчика, располагая вниз торец, противоположный вводу кабеля.

Технические характеристики

Сигнализаторы имеют взрывобезопасный уровень взрывозащиты по ГОСТ 12.2.020-76, обеспечиваемый видами «взрывонепроницаемая оболочка» по ГОСТ 22782.6-81, «искробезопасная электрическая цепь» по ГОСТ 22782.5-78, «специальный» по ГОСТ 22782.3-77 и могут применяться во взрывоопасных зонах согласно требованиям действующих «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) и других нормативно-технических документов, регламентирующих применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

Сигнализаторы выполнены с маркировкой по взрывозащите 1ЕхibdsIIСТ6Х согласно ГОСТ 12.2.020-76.

Газы и вещества, образующие газо- и паровоздушные смеси и контролируемые сигнализаторами:

СГГ_4М_1 (3) - для помещений и открытых пространств ПБУ, объектов речного и морского транспорта: метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан;

для объектов общепромышленного назначения: амилены (смесь);

ацетилен; ацетон, диметилкетон; ацетальдегид; бензин А_72; бензин А_76; бензин АИ_93; бензин АИ_98; бензин Б_70; бензин «Калоша»;

бензол; бензин экстракционный марки А (гексановая фракция); бутан;

бутадиен - 1,3; бутилен; бутилены (различные изомеры); бутиловый спирт, бутанол; водород; водяной газ; газ коксовых печей; газ природный топливный сжатый (ГОСТ 27577-87); газы углеводородные сжиженные (ГОСТ 27578-87); газ пиролиза керосина; газ пиролиза этана; газ каталитического крекинга; гексан; дивинил; двоксан, диэтилен-диоксан;

диэтиловый эфир, этиловый эфир; двойной водяной газ; изобутан;

изобутиловый спирт, изобутанол; изобутилен; изопропиловый спирт, изопропанол; изопентан; изопрен; метиловый эфир акриловой кислоты, метилакрилат; метиловый спирт, метанол, карбинол, древесный спирт;

метан; метилэтилкетон, этилметилкетон; окись пропилена; окись углерода, угарный газ; окись этилена; пентан; пропан; пропилен;

пропиловый спирт; попутный нефтяной газ; уксусная кислота;

формальдегид (в виде формалина); пары нефти (смесь газов и паров бутана, гексана, метана, пентана, пропана, этана).

Диапазон измерения сигнализаторов СГГ_4М_1 по поверочному компоненту 0-50% НКПР.

Поверочным компонентом в поверочной газовой смеси (ПГС) является метан.

При:

температуре, относительной влажности окружающей и контролируемой среды и изменении атмосферного давления, указанных выше;

изменении напряжения питания аккумуляторной батареи от 5,2 до 4,1 В;

длительных отклонениях до 15° от вертикали во всех направлениях, а также при качке до 22,5° с периодом от 7 до 9 с.

Номинальная функция преобразования измерительного преобразователя по функции измерения горючих газов имеет вид:

N=К_п·C,

где N - показания цифрового или стрелочного индикатора, % НКПР;

К_п - коэффициент пропорциональности, равный: по метану 1; по гексану 0,5; по пропану 0,8; по метилакрилату 0,5;

С - концентрация измеряемого компонента и поверочной смеси, % НКПР.

Предел допустимой основной абсолютной погрешности ? сигнализаторов по поверочному компоненту метану +5% НКПР.

Предел допустимой основной абсолютной погрешности ? по поверочному компоненту кислороду +1,5% об.

Предел допустимой вариации выходного сигнала измерительного преобразователя для сигнализатора СГГ_4М_1 2,5% НКПР.

Предел допустимой основной абсолютной погрешности сигнализатора СГГ_4М_1по гексану + 10% НКПР.

Предел допустимой основной абсолютной погрешности сигнализатора СГГ_4М_1 по метилакрилату (неповерочный компонент) + 15% НКПР.

Дрейф выходного сигнала измерительного преобразователя за 8 ч не более + 2,5% НКПР для сигнализаторов СГГ_4М_1;

Предел допустимой основной абсолютной погрешности срабатывания порогового устройства сигнализаторов + 1% НКПР для СГГ_4М_1.

Предел допустимой дополнительной абсолютной погрешности сигнализаторов от изменения температуры окружающей и контролируемой среды в диапазоне рабочих температур на каждые 10°С от номинального значения (20+5)°С +1% НКПР для сигнализаторов СГГ_4М_1.

Предел допустимой дополнительной абсолютной погрешности сигнализаторов от изменения влажности окружающей и контролируемой среды от 80 до 98% при температуре 25 или 35°С (исполнение Т) +4,5% НКПР для сигнализаторов СГГ_4М_1.

Предел допустимой дополнительной абсолютной погрешности сигнализатора СГГ_4М_1 от изменения атмосферного давления в пределах условий эксплуатации на каждые 4 кПа (30 мм рт. ст.) от номинального значения (97+4) кПа (730+30 мм рт. ст.) +0,9% НКПР.

Предел допустимой дополнительной абсолютной погрешности сигнализатора СГГ_4М_1 при наклонах и качке датчика на угол до 90° от вертикали и любом направлении +7% НКПР.

Сигнализаторы имет:

цифровую трехразрядную индикацию концентрации в диапазоне измерения в процентах НКПР, реализуемую на цифровом индикаторе типа АЛС или жидкокристаллическом индикаторе типа ИЖЦ, либо стрелочную индикацию концентрации (% НКПР);

световую сигнализацию красного цвета и звуковую прерывистую о достижении концентрации уровня срабатывания предупредительной сигнализации, заданного значением «ПОРОГ 1»;

световую сигнализацию красного цвета прерывистую и звуковую прерывистую (с частотой, вдвое большей частоты предупредительной сигнализации) о достижении концентрации уровня срабатывания аварийной сигнализации, заданного значением «ПОРОГ 2»;

световую сигнализацию красного цвета прерывистую и звуковую непрерывную об отказе датчика (перегорание чувствительных элементов);

световую сигнализацию красного цвета и звуковую непрерывную о разряде аккумуляторной батареи;

непрерывную звуковую сигнализацию и световую (мигание цифрового индикатора), или высвечивание символа «П» на табло жидкокристаллического цифрового индикатора при достижении концентрации 100% НКПР и больше либо колебание стрелки стрелочного индикатора с частотой 1 Гц при достижении концентрации более 70% НКПР;

световую сигнализацию красного цвета и звуковую прерывистую о снижении концентрации до уровня (18+0,5)% об.

Электрическое питание сигнализаторов осуществляется от батареи из четырех аккумуляторов через токоограничивающее устройство.

Напряжение аккумуляторной батареи от 5,2 до 4,1 В.

Ток КЗ источника питания не более 0,48 А.

Аккумуляторная батарея поставляется в разряженном состоянии.

Сигнализаторы могут комплектоваться зарядным устройством УЗУ_1 для заряда аккумуляторной батареи, что оговаривается при их заказе.

Способ подачи в датчик контролируемой среды конвекционный.

Габаритные размеры сигнализаторов не более 155x60x195 мм.

Масса сигнализаторов не более 1,4 кг.

Норма средней наработки на отказ сигнализаторов с учетом технического обслуживания 30 000 ч.

Полный средний срок службы сигнализаторов 10 лет.

Средний ресурс до среднего ремонта 25 000 ч.

Среднее время восстановления работоспособного состояния сигнализаторов текущим ремонтом 2 ч.

Длина кабеля выносного датчика 900 мм.

Гарантийный срок эксплуатации - 1 год со дня отгрузки сигнализаторов потребителю.

Принцип действия сигнализатора канала углеводородов - термохимический, основанный на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика и дальнейшем преобразовании полученного сигнала в цифровую или аналоговую индикацию концентрации в процентах НКПР, а также световую и звуковую сигнализацию при достижении сигнальных концентраций.

Принцип действия канала О₂ - электрохимический, основанный на реакции, вызывающей образование тока в щелочном гальваническом элементе. Гальванический элемент состоит из свинцового анода и серебряного катода. Взаимодействие кислорода в анализируемой газовой смеси с электродами гальванического элемента, увлажненными растворами едкого калия, сопровождается следующими реакциями:

на катоде: 2е + ¹/₂О₂ + H₂O 2OH^-;

на аноде: Рb Рb⁺⁺ + 2е;

в растворе: Рb⁺⁺ + 2OH ^- Рb(OH);

Рb(OH)₂ + KOH KHРb(O₂)² + H₂O.

Свинцовый электрод является расходуемым.

При восстановлении кислорода на катоде гальванического элемента во внешней цепи возникает ток, значение которого пропорционально концентрации кислорода в газовой смеси, % об.

Сигнализаторы являются автоматическими приборами непрерывного действия, переносными с помощью ремня.

Датчик соединен с корпусом сигнализатора с помощью кабеля, что позволяет контролировать среду на расстоянии до 0,9 м от корпуса сигнализатора. При свернутом кабеле и датчике, закрепленном в держателе на корпусе сигнализатора, контроль среды производится в месте нахождения сигнализатора.

Сигнализатор СГГ_4М_1 может производить контроль довзрывоопасных концентраций воздушных смесей горючих газов и паров в труднодоступных для датчика местах через заборную трубку длиной до 20 м диаметром входного отверстия 10 мм с помощью резиновых мехов. Взрывозащищенность датчика сигнализаторов обеспечивается заключением его чувствительных элементов во взрывонепроницаемую оболочку. Взрывонепроницаемая оболочка образуется корпусом, стаканом и держателем.

Прочность этой оболочки проверяется при изготовлении датчика. Она испытывается гидравлическим давлением 588,6 кПа в течение 2 мин.

Взрывонепроницаемость оболочки обеспечивается применением взрывозащиты по резьбе.

5.2 Газоанализатор ALTAIR 4X

Газоанализатор ALTAIR 4X - надёжный многоканальный газоанализатор, измеряющий одновременно до четырёх газов: кислород, сероводород, угарный газ а так же взрывоопасные газы и пары, предназначен в целях обеспечения безопасности персонала на предприятиях нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и прочих отраслей промышленности. Внесен в Государственный реестр средств измерений Российской Федерации. Имеет взрывозащищенное исполнение и допущен к применению Ростенадзором России. Удобный, прочный, прорезиненный корпус обеспечивает высочайшую ударопрочность и позволяет прибору выдерживать падение с высоты до 6 метров на бетонный пол. Большие, легко нажимаемые в перчатках кнопки и дисплей высокой контрастности позволяют без труда использовать AlTAIR 4X в любых условиях, в том числе с низкой освещённостью.

Наиболее весомое преимущество ALTAIR 4X заключается в новой технологии датчиков.

Датчики MSA XCell имеют вдвое больший, чем средний по индустрии срок службы, и разработаны с применением запатентованной MSA технологией ASIC. Электроника, контролирующая работу каждого датчика находится в корпусе самого датчика. Датчики XCell: