Особенности пожарной опасности на нефтепромыслах. Способы бурения и эксплуатации нефтяных скважин

Российская Федерация

На него ссылается

установить закладку

установить закладку

Материал актуален на 08.09.2014

Пожарная безопасность на объектах нефтегазового комплекса

Склады нефти и нефтепродуктов - это комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов.

К складам нефти и нефтепродуктов относятся: предприятия по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы); резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий; склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных, транспортных, энергетических, сельскохозяйственных, строительных и других предприятий и организаций (расходные склады) (пункт 3.39 СП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям).

Так, например, при проектировании подземных и наземных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и газгольдеров должна предусматриваться молниезащита (пункт 6.5.5 СП 4.13130.2013). РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений утверждена Минэнерго СССР 12.10.87.

Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов установлены в таблице 14 . Склады нефти и нефтепродуктов I и II категорий независимо от размеров площадки должны иметь не менее двух выездов на автомобильные дороги общей сети или на подъездные пути склада или организации ().

Противопожарные расстояния от нефтепроводов, нефтепродуктопроводов до соседних объектов защиты установлены в .

Обвалования вокруг резервуаров с нефтью и нефтепродуктами, а также переезды через обвалования должны находиться в исправном состоянии. (пункт 352 ППР).

а) эксплуатация негерметичного оборудования и запорной арматуры;

б) эксплуатация резервуаров, имеющих перекосы и трещины, проемы или трещины на плавающих крышах, а также неисправные оборудование, контрольно-измерительные приборы, подводящие продуктопроводы и стационарные противопожарные устройства;

в) наличие деревьев и кустарников внутри обвалований;

г) установка емкостей (резервуаров) на основание, выполненное из горючих материалов;

д) переполнение резервуаров и цистерн;

е) отбор проб из резервуаров во время слива или налива нефти и нефтепродуктов;

ж) слив и налив нефти и нефтепродуктов во время грозы (пункт 354 ППР).

а) дыхательные клапаны и огнепреградители необходимо проверять в соответствии с технической документацией предприятий-изготовителей;

б) при осмотрах дыхательной арматуры необходимо очищать клапаны и сетки от льда, их отогрев производится только пожаробезопасными способами;

в) отбор проб и замер уровня жидкости в резервуаре необходимо производить при помощи приспособлений из материалов, исключающих искрообразование;

г) хранить жидкости разрешается только в исправной таре. Пролитая жидкость должна немедленно убираться;

д) запрещается разливать нефтепродукты, а также хранить упаковочный материал и тару непосредственно в хранилищах и на обвалованных площадках (пункт 353 ППР).

Противопожарные расстояния от резервуаров сжиженных углеводородных газов, размещаемых на складе организации, приведены в таблицах 17 и .

Противопожарные расстояния от резервуарных установок сжиженных углеводородных газов до объектов защиты установлены в таблицах 19 и .

Противопожарные расстояния от газопроводов, конденсатопроводов до соседних объектов защиты установлены в статье 74 Технического регламента о требованиях пожарной безопасности . При установке 2 резервуаров сжиженных углеводородных газов единичной вместимостью по 50 кубических метров противопожарные расстояния до зданий и сооружений (жилых, общественных, производственных), не относящихся к газонаполнительным станциям, допускается уменьшать для надземных резервуаров до 100 метров, для подземных - до 50 метров. Противопожарные расстояния от надземных резервуаров до мест, где одновременно могут находиться более 800 человек (стадионов, рынков, парков, жилых домов), а также до границ земельных участков детских дошкольных общеобразовательных учреждений, образовательных учреждений и лечебных учреждений стационарного типа следует увеличить в два раза по сравнению с расстояниями, указанными в таблице 20 (противопожарные расстояния от резервуарных установок сжиженных углеводородных газов до объектов защиты), независимо от количества мест.

Указанные Правила содержат:

• требования пожарной безопасности при эксплуатации объектов обустройства газовых и нефтяных месторождений (бурение, добыча и эксплуатация скважин, первичная переработка, хранение и транспортировка продукции скважин) (раздел IV ВППБ 01-04-98);
• требования пожарной безопасности основных производственных процессов предприятий газовой промышленности (раздел V ВППБ 01-04-98);
• требования пожарной безопасности при транспортировке газа (раздел VI ВППБ 01-04-98);
• требования пожарной безопасности к кустовым базам и газонаполнительным станциям сжиженного газа (КБСГ и ГНС) (раздел VII ВППБ 01-04-98).

Для ограничения распространения пожара на производственном объекте с нефтепродуктами или газами необходимо соблюдать следующие требования пожарной безопасности ():

• резервуарные парки производственного объекта с нефтепродуктами, сжиженными горючими газами должны располагаться на более низких отметках по отношению к зданиям и сооружениям производственного объекта и должны быть обнесены (с учетом рельефа местности) продуваемой оградой из негорючих материалов (в случаях размещения надземных резервуаров с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями на более высоких по отношению к соседним зданиям и сооружениям отметках должны быть предусмотрены меры по предотвращению растекания разлившейся жидкости к указанным зданиям и сооружениям при авариях на резервуарах) (см. также пункт 3.6 СНиП II-89-80*);
• размещение наружных сетей с горючими жидкостями и газами под зданиями и сооружениями производственного объекта не допускается (см. также пункт 4.5 СНиП II-89-80 *);
• по периметру площадок производственных объектов хранения нефтепродуктов в таре должно быть предусмотрено устройство замкнутого земляного обвалования или ограждающей стены из негорючих материалов; замкнутое земляное обвалование или ограждающая стена из негорючих материалов должны быть предусмотрены по периметру отдельно стоящих резервуаров каждой группы надземных резервуаров и рассчитаны на гидростатическое давление разлившейся жидкости (земляное обвалование подземных резервуаров следует предусматривать только при хранении в этих резервуарах нефти и мазутов) (см. также пункты 3.6 -3.9 СНиП 2.11.03-93);
• на территории производственного объекта размещение надземных сетей трубопроводов с горючими жидкостями и газами запрещается для:

1) транзитных внутриплощадочных трубопроводов с горючими жидкостями и газами - по эстакадам, отдельно стоящим колоннам и опорам из горючих материалов, а также по стенам и кровлям зданий, за исключением зданий I и II степеней огнестойкости;

2) трубопроводов с горючими жидкостями и газами - в галереях, если смешение этих продуктов может вызвать пожар или взрыв;

3) трубопроводов с горючими жидкостями и газами - по сгораемым покрытиям и стенам, по покрытиям и стенам зданий категорий А и Б по взрывопожарной опасности и пожарной опасности;

4) газопроводов горючих газов - по территории складов твердых и жидких горючих материалов.

Противопожарные требования при транспортировании пожаровзрывоопасных и пожароопасных веществ и материалов установлены разделом XII ППР (пункты 289 -).

Требования к транспортным средствам для перевозки нефтепродуктов содержатся в разделе 1.18 ТР ТС 018/2011. Технический регламент Таможенного союза. О безопасности колесных транспортных средств .

Требования пожарной безопасности к нефтебазам и АЗС. Противопожарные расстояния

На территории АЗС не допускается:

• проводить без согласования с руководством объекта какие-либо работы, не связанные с приемом или отпуском нефтепродуктов;
• курить и пользоваться открытым огнем;
• мыть руки, стирать одежду и протирать полы помещения легковоспламеняющимися жидкостями;
• присутствие посторонних лиц, не связанных с заправкой или сливом нефтепродуктов.

На АЗС запрещается:

• заправлять тракторы на резиновом ходу, у которых отсутствуют искрогасители, и гусеничные тракторы;
• заправлять автомобили, кроме легковых, в которых находятся пассажиры (пункт 3.8.19 ПОТ Р М-021-2002).

Запрещается въезд на территорию резервуарных парков автомобилей, тракторов, мотоциклов и другого транспорта, не оборудованного специальными искрогасителями (пункт 3.1.1.3 ПОТ Р М-021-2002).

Противопожарные расстояния от автозаправочных станций с подземными резервуарами для хранения жидкого топлива до границ земельных участков дошкольных образовательных организаций, общеобразовательных организаций, общеобразовательных организаций с наличием интерната, лечебных учреждений стационарного типа должны составлять не менее 50 метров. (пункт 5 статьи 71 Технического регламента о требованиях пожарной безопасности , пункт 6.42 СНиП 2.07.01-89 *).

Противопожарные требования к автозаправочным станциям содержатся в разделе XVII ППР (пункты 438 -

Пенообразователи для тушения нефти и нефтепродуктов

При выборе пенообразователь для тушения нефти и нефтепродуктов следует руководствоваться Порядком применения пенообразователей для тушения пожаров (рекомендации), утвержденным приказом МЧС России от 27.08.2007 , и ГОСТ Р 53280.2-2010. Национальный стандарт Российской Федерации. Установки пожаротушения автоматические. Огнетушащие вещества. Часть 2. Пенообразователи для подслойного тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах. Общие технические требования и методы испытаний , утвержденным приказом Ростехрегулирования от 29.04.2010 N 68-ст .

Недавно потребовалось разработать инструкцию по пожарной безопасности на объектах нефтедобычи (требование организации заказчика). Поднял я действующие «Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. ППБО-85» и сделал таки такую инструкцию. Но, данная инструкция рассчитана только на работников, так сказать, «посещающих» объекты добычи нефти.

Поясню. Наша организация является подрядчиком крупных нефтегазовых предприятий, и наши работники обслуживают средства КИПиА на объектах этих организаций. Все правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности нашим работникам знать не обязательно, они должны знать их только в части их касающейся. Им нужно прийти, выполнить работу, ничего не сжечь и уйти. Вот как раз для этого инструкция и предназначена. Поэтому, если работники вашей организации выполняют работы на объекте нефтяного комплекса, то эта инструкция как раз для них.

Но если вы сами являетесь эксплуатирующей организацией, то ваша инструкция будет гораздо длиннее и включит в себя практически все .

Инструкция конечно не совсем верно составлена с точки зрения ППР, но, всё-таки, в первую очередь у нас действует «Инструкция по пожарной безопасности в учреждении».

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НА ОБЪЕКТАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИПБ 002-12

1. Настоящая инструкция разработана в соответствии с Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО-85) и Правилами противопожарного режима в РФ в части, касающейся работников Общества с ограниченной ответственностью «ХХХ» (далее Общества).

2. Инструкция обязательна к исполнению всеми работниками Общества, выполняющими производственное задание на объектах нефтедобычи.

3. Лица, виновные в нарушении настоящей инструкции, в зависимости от характера нарушений и их последствий, несут ответственность в дисциплинарном, административном, уголовном и материальном порядке.

4. Данная инструкция не отменяет требований пожарной безопасности, установленных в положениях, регламентах, стандартах, инструкциях и других нормативных актах организации-заказчика. Вышеуказанные требования являются первостепенными при выполнении работ на территории организации-заказчика и доводятся до работников Общества при вводном и первичном инструктажах.

5. О всех замеченных на участке своей работы или на других местах предприятия нарушениях мер пожарной безопасности, а также о неисправности или об использовании не по назначению пожарного оборудования или средств пожарной связи каждый работник обязан немедленно сообщить лицу, ответственному за пожарную безопасность соответствующего объекта, и своему непосредственному руководителю.

6. Территория производственных объектов добычи нефти, а также производственные помещения и оборудование должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

7. Не допускается загромождение предметами подъездов к зданиям и сооружениям, к водоисточникам, дорог к скважинам, производственным объектам, а также проходов в зданиях, лестничных клеток, подступов к пожарному оборудованию.

8. При эксплуатации эвакуационных путей, эвакуационных и аварийных выходов запрещается:

• загромождать эвакуационные пути и выходы (в том числе проходы, коридоры, тамбуры, лестничные площадки, марши лестниц, двери, эвакуационные люки) различными материалами, изделиями, оборудованием, производственными отходами, мусором и другими предметами, а также блокировать двери эвакуационных выходов;
• устраивать в тамбурах выходов сушилки и вешалки для одежды, гардеробы, а также хранить (в том числе временно) инвентарь и материалы;
• фиксировать самозакрывающиеся двери лестничных клеток, коридоров, холлов и тамбуров в открытом положении (если для этих целей не используются устройства, автоматически срабатывающие при пожаре), а также снимать их.

9. Не допускается замазученность производственной территории, помещений и оборудования, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВЖ и ГЖ), мусором и отходами производства.

10. Сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава должны убираться и уничтожаться в безопасных в пожарном отношении местах. В местах разлива ЛВЖ и ГЖ пропитанный ими грунт должен быть тщательно промыт, убран и засыпан сухим песком или грунтом.

11. Курение на предприятиях допускается в специально отведенных местах, оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи «Место для курения»...

Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин

1.1. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Рис. 1. Элементы конструкции скважины

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины (Рис. 1).

Основные элементы буровой скважины:

Устье скважины (1) – пересечение трассы скважины с дневной поверхностью

Забой скважины (2) – дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу

Стенки скважины (3) – боковые поверхности буровой скважины

Ось скважины (6) - воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины

*Ствол скважины (5) – пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной.

Обсадные колонны (4) – колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, рис. 2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем рис. 2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются (рис. 3):

1. Вертикальнвые;

2. Наклонные;

3. Прямолинейноискривленные;

4. Искривленные;

5. Прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком);

Рис. 3. Пространственное расположение скважин

Сложноискривленные.

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах (рис. 4).

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1. Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.

2. Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

3. Разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

4. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные – для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

5. Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефте-газоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (рис. 5).

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшая углубка ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (рис. 6). Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (рис. 7).

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Рис. 7. Схема конструкции скважины

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Если давление в скважине Рс меньше пластового Рпл (давления флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, произойдет проявление. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются самоизливом жидкости (газа) на устье скважины (переливы), выбросами, открытым (неконтролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, создают угрозу отравлений, пожаров, взрывов.

При повышении давления в скважине до некоторой величины, называемой давлением начала поглощения Рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. Этот процесс называется поглощением бурового раствора. Рпогл может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к величине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород.

Иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и продуктивных горизонтов. Снижение уровня жидкости в скважине вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.

Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта Ргрп. Такое явление сопровождается катастрофическим поглощением бурового раствора.

Характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое давление Рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды Рг (далее просто гидростатическое давление) высотой Нж, равной глубине Нп, на которой залегает данный пласт. Это объясняется тем, что давление флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания которых имеет связь с дневной поверхностью на значительных расстояниях от месторождения.

Поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины Н, их соотношения удобнее анализировать, пользуясь величинами относительных давлений, которые представляют собой отношения абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому давлению Рг,

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 – диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 – глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 – уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 – диаметры долот в мм для бурения скважины под 219 – и 146 –мм колонны.

СПОСОБЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения – ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

УДАРНОЕ БУРЕНИЕ

Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение (рис. 8).

Буровой снаряд, который состоит из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4 , спускают в скважину на канате 5, который, огибая блок 6, оттяжной ролик 8 и наравляющий ролик 10, сматывается с барабана 11 бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом 12. Блок 6 установлен на вершине мачты 18. Для гашения вибраций, возникающих при бурении, применяются амортизаторы 7.

Кривошип 14 при помощи шатуна 15 приводит в колебательное движение балансирную раму 9. При опускании рамы оттяжной ролик 8 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.

По мере углубления скважины канат удлиняют, сматывая его с барабана 11. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате раскручивания каната под нагрузкой (во время приподъема бурового снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).

Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бурении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забой в единицу времени и обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины.

В процессе разбуривания трещиноватых и вязких пород возможно заклинивание долота. Для освобождения долота в буровом снаряде применяют штангу-ножницы, изготовленные в виде двух удлиненных колец, соединенных друг с другом подобно звеньям цепи.

Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопротивление долоту бурового снаряда оказывает накапливающаяся на забое скважины выбуренная порода, перемешанная с пластовой жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пластовой жидкости в скважину с устья периодически доливают воду. Равномерное распределение частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим расхаживанием (приподъемом и опусканием) бурового снаряда. По мере накопления на забое разрушеной породы (шлама) возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с помощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 на канате 17, сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в зашламленную жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность зашламленную жидкость выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд.

После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.

При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.

1.2.2. ВРАЩАТЕЛЬНОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями.

При роторном бурении (рис. 9) мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.

Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем – невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка

При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна – к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) 19 в стояк - трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.

При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу, которая непосредственно передается долоту.

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину. Когда ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе с вертлюгом 10 и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают), путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной последовательности.

Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными операциями (СПО)для смены изношенного долота.

Как правило, верхние участки разреза скважины представляют собой легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м) и в него спускают трубу 7 или несколько свинченных труб (с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. Затрубное пространство цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно укрепляется.

К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов.

Трубу (колонну труб) 7, установленную в шурфе, называют направлением. Установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения, относятся к подготовительным. После их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором 4 и цементируют затрубное пространство 3 до устья. При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты, также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).

После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта в ЭК и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания, освоения и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.

Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начнет поступать в скважину. После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.

Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. Строительство площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа, земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими организациями территории. После завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую – максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования.

3. Классификация и структура построения автоматических установок пожаротушения.

Согласно нормативной документации, а именно, ГОСТ-12.2.047(27), под установкой пожаротушения понимается совокупность стационарных технических средств для тушения пожара за счет выпуска огнетушащих веществ. В общем случае они подразделяются на ручные и автоматические. Сегодня мы бы хотели рассказать об автоматических установках, отличительной особенностью которых является одновременное выполнение ими функций пожарной сигнализации, то есть обнаружения возгорания. Мы проведем их классификацию и обсудим преимущества и недостатки каждого вида. Общая схема классификации автоматических установок пожаротушения представлена на рисунке ниже.

Рисунок 1 Классификация автоматических установок пожаротушения

Соответственно, полное наименование автоматической установки пожаротушения должно звучать примерно так: «Модульная система порошкового пожаротушения по площади с автоматическим пуском».
Итак, классификация по типу огнетушащего вещества.

Введение.

Безопасность – абсолютное требование для нефтяных операций, включая, как экономическую безопасность, так и безопасность людей.

Необходимо отметить, что нефтепромысловое оборудование представляет собой технологическую уникальность почти каждого устройства, предназначенного для той или иной операции, а его производство требует значительных затрат.

Поэтому современному нефтепромысловому оборудованию предъявляются исключительно высокие требования.

И это не случайно. Так как, исходя из условий эксплуатации, внезапный отказ в работе может привести к тяжелым авариям и соответственно последствиям.

Следовательно, еще на стадии проектирования все усилия должны быть направлены на обеспечение заданного уровня надежности не только работы оборудования, но и всего производства в целом.

Для этого, как мы уже с вами говорили ранее, существуют различные нормативные документы, регламентирующие параметры, направленные на обеспечение безопасности всего технологического процесса при добыче нефти.

Но, к сожалению, задачи по обеспечению необходимого уровня надежности решаются не всегда эффективно (это может быть как на стадии проектирования, так и в период эксплуатации) и аварии разной степени тяжести все-таки происходят.

Вопросы.

Пожарная опасность нефти и природных газов нефтегазовых месторождений.

Краткая характеристика процессов бурения и эксплуатации скважин.

Возможные нарушения в работе технологического оборудования, приводящие к нештатным аварийным ситуациям. Пожарная опасность процессов бурения и эксплуатации скважин.

Меры безопасности при добыче нефти.

Классификация складов нефти и нефтепродуктов. Хранение нефтепродуктов.

Вопрос 1. Пожарная опасность нефти и природных газов нефтегазовых месторождений.

Нефть является сырьем для производства самых разнообразных химических продуктов. К таким продуктам относятся: бензины, керосины, дизельные топлива, масла, мазуты. А также синтетические спирты, ароматические углеводороды, различные моющие средства, растворители и т.д.

Нефть. Нефть представляет собой смесь углеводородов с различными группами структурных соединений. В ее состав входят сернистые, азотистые и кислородсодержащие углеводороды, предельные, непредельные и циклические углеводороды.

По фракционной перегонке нефть разделяют на фракции, отличающиеся по температурам кипения.

Начало кипения нефти около 20 о С, но встречаются и более тяжелые нефти с температурой начала кипения 100 о С и более. Плотность нефти находится в пределах 730-1040 кг/м 3 .

В зависимости от месторождения изменяется состав нефти, что влияет на фракционный состав (температура начала и конца кипения) и плотность.

Относительная плотность по воздуху составляет от 0,56 до 1,01. Диэлектрическая постоянная 2-2,5. Удельное электрическое сопротивление 5·10 8 -3·10 16 Ом·м. Коэффициент температуропроводности составляет 0,069·10 3 -0,086·10 3 м 2 /с. Удельная теплоемкость порядка 2,1 КДж/кг·К. Коэффициент теплопроводности порядка 0,139 Вт/м·К. Теплота сгорания 43514-6024 кДж/кг. В воде нефть практически нерастворима.

Это основные физические характеристики нефти.

А вот химические свойства нефти зависят от ее состава. Ей присущи свойства предельных и непредельных углеводородов, ароматических и кислородсодержащих соединений и т.д.

В последние годы в общем объеме добычи нефти возрастает доля тяжелых высоковязких нефтей.

асфальтенов от 5,5 до 23,7 %;

смол от 18,5 до 40,0 %;

парафинов ≈ 0,8 %;

серы от 2,0 до 3,5 %.

Система оценки пожарной опасности веществ и материалов регламентирована ГОСТ 12.1.044-89. ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.

В соответствие с этим стандартом нефть относится к легковоспламеняющимся жидкостям с температурой вспышки от -45 о С до 27 о С (в зависимости от состава).

Температура самовоспламенения 220-375 о С.

Нижний концентрационный предел распространения (воспламенения) пламени находится в пределах 0,9 -2,4 % объемных.

Температурные пределы распространения (воспламенения) пламени, о С:

Нижний -45-+26; верхний -14-+80.

Скорость выгорания 5,2·10 -5 -7·10 -5 м/с. Скорость нарастания прогретого слоя 0,7·10 -4 – 1,0·10 -4 м/с. Температура прогретого слоя 130-160 о С.

Сырые нефти способны прогреваться в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Температура пламени при горении нефти 1100 о С.

Природные газы. Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений состоят в основном из углеводородов гомологического ряда метана С n Н 2n+2 и неуглеродных компонентов, таких как N 2 , СО 2 , Н 2 S, He, Ar, Kr, паров ртути.

Основу природных газов составляет метан.

В значительно меньших объемах содержаться более тяжелые углеводороды: этан, пропан, бутан, пентан и др.

Каждая залежь характеризуется своим составом и даже в пределах залежи этот состав может меняться.

Так, например, сравним состав природного газа Самотлорского нефтяного месторождения и Уренгойского газоконденсатного месторождения:

Состав газа	Месторождения
	Самотлорское нефтяное,	Уренгойское конденсатное, %
Метан СН 4
Этан С 2 Н 6
Пропан С 3 Н 8
Бутан С 4 Н 10
Пентан С 5 Н 12
Относительная плотность по воздуху

Плотность газа по воздуху зависит от состава: для газов, добываемых вместе с нефтью, относительная плотность по воздуху находится в пределах 0,7-0,8, но может быть и более 1,0.

Теплота сгорания также зависит от состава природного газа. Чем тяжелее компонент, тем выше его объемная теплота сгорания.

Так, теплота сгорания для метана составляет 802 кДж/моль, а для бутана – 2657 кДж/моль.

Удельная теплоемкость снижается по мере увеличения молекулярной массы углеводородов. Так, для метана удельная теплоемкость составляет 2,22 кДж/кг·К.

Концентрационные пределы распространения (воспламенения, или пределы взрываемости) пламени, % объемные:

Нижний 4,5 -5,35

Верхний 13,5-14,9

Присутствие сероводорода в составе природного газа значительно расширяет область воспламенения (область взрываемости). Для сероводорода H 2 S концентрационные пределы распространения пламени: НКПРП 4,3 % (об); ВКПРП 46% (об).

Нормальная скорость распространения пламени природного газа в смеси с воздухом составляет 0,176 м/с.

Минимальная энергия зажигания составляет 0,028 мДж.

Итак, каждый показатель имеет свое предназначение при оценке пожарной пожаровзрывоопасности нефти и природного газа.

Очень важно знать, какой смысл вложен в значение того или иного показателя.

Например, что понимают под пределом взрываемости (области воспламенения) и почему присутствие сероводорода в природном газе расширяет область воспламенения.

Что это значит, природный газ становится более взрывоопасным при расширении области воспламенения или наоборот?

На эти вопросы вы уже можете ответить сами.