Система безопасности бурения газовых скважин

Курсовая работа

Состояние безопасности производственной деятельности в любом современном государстве является наиболее представительным и достоверным показателем уровня его экономического, технологического и социального развития, нравственного состояния общества. Безопасность — обязательное условие деятельности человека.

Уровень производственной безопасности определяется действием многих, в том числе локальных, случайных и субъективных факторов. Мировой опыт показывает, что в достижении приемлемого уровня безопасности промышленного производства наибольший эффект дает не воздействие на отдельные факторы, не отдельные нововведения, а система мероприятий — система управления безопасностью производственной деятельности, основанная на системном подходе к решению проблемы. Реализация этих задач осуществляется путем установления требований безопасности, то есть условий, запретов, ограничений и других обязательных требований.

Отдельные элементы системы обеспечения безопасности производственной деятельности в бурении слабо связаны между собой структурно, методически, терминологически. В связи с этим актуальным и практически востребованным является совершенствование методологии (структуры, логической организации, методов, средств и терминологии) системного решения проблем безопасности строительства скважин.

Одним из распространенных видов осложнений при бурении скважин являются газонефтеводопроявления в виде поступлений пластовых флюидов на дневную поверхность или возникновения подземных межпластовых перетоков систем.

Неуправляемые перетоки пластовых флюидов ведут к безвозвратным потерям ценного топлива, пластовой энергии, нарушению нормального процесса разработки месторождений и загрязнению окружающей среды.

Газонефтеводопроявления при бурении скважин иногда принимают размеры стихийных бедствий. Борьба с ними требует больших затрат труда, материальных средств, времени.

Бурение газовых скважин представляет собой сложный производственный процесс, специфика которого состоит в том, что основные технологические операции совершаются в недрах. Это обусловливает чрезвычайно широкую вариативность условий строительства скважин и очень высокую значимость человеческого фактора — зачастую оперативные решения, в том числе связанные с обеспечением безопасности, приходится принимать в условиях неопределенности, являющейся следствием недостатка достоверной информации о недрах. Неблагоприятными являются и условия труда персонала буровой бригады, характеризующиеся, в частности, некомфортными микроклиматическими условиями на рабочих местах, практически целиком зависящими от климата в районе ведения буровых работ.

16 стр., 7618 слов

«Бурение нефтяных и газовых скважин» :«Общие положения о бурении» » Мы с АГНИ

... Производственная деятельность буровых предприя­тий неизбежно связана с техногенным воздействием на объекты природ­ной среды. В силу специфических особенностей ведения горных работ про­цессы сооружения скважин ... недр и загрязнения окружающей среды. Способы и виды бурения. Технология строительства скважин Современный процесс бурения скважины — это сложный технико-тех­нологический процесс, состоящий из ...

Многолетняя практика проводки глубоких скважин в сложных геологических условиях показала, что почти все серьезные газонефтеводопроявления могут быть предотвращены при своевременном проведении соответствующих профилактических мероприятий.

Цель работы — спроектировать систему безопасности бурение газовых скважин.

Для достижения данной цели поставлены следующие задачи:

  • провести анализ опасности технологического процесса;
  • оценить риск возникновения и развития аварийной ситуации;
  • рассмотреть применяемые средства по обеспечению безопасности технологического процесса;
  • предложить мероприятия по совершенствованию системы безопасности технологического процесса;
  • оценить риск после внедрения.

    1.

АНАЛИЗ ОПАСНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1 Технологический процесс бурения скважины

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка вертикальная или наклонная, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр много меньше ее длины.

Начало скважины называется ее устьем, дно — забоем, внутренняя боковая поверхность — стенками.

Газовая скважина — скважина, которая пробурена к газоносному горизонту и используется для извлечения газа и газового конденсата.

В цикл строительства скважины входят:

  • подготовительные работы;
  • монтаж вышки и оборудования;
  • подготовка к бурению;
  • процесс бурения;
  • крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;
  • вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

Подготовка к бурению включает устройство направления I (рисунок 1) и пробный пуск буровой установки.

1 — обсадные трубы; 2 — цементный камень; 3 — пласт; 4 — перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I — направление; II — кондуктор; III — промежуточная колонна; IV — эксплуатационная колонна.

Рисунок 1 — Конструкция скважины

Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.

Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.

В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.

Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.

4 стр., 1590 слов

Геологические и геохимические исследования скважин в процессе их строительства

... анализ пробы нефти, полученные при испытании скважины пластоиспытателями. Геохимические методы Геохимические методы исследования скважин имеют то преимущество, что данные о нефтегазонасыщенности пород получают непосредственно в процессе бурения скважин. Это даёт возможность уточнить характер насыщения ...

Проектная глубина скважины 4100 м [18].

Конструкция скважины:

  • направление 426 мм спускается на глубину 100 м;
  • кондуктор 323,6 мм спускается на глубину 1300 м;
  • промежуточная 244,5 мм спускается на глубину 3030 м;
  • эксплуатационная колонна 168,3 мм спускается до забоя.

Все колонны цементируются от башмака до устья.

В данный момент проходка составляет 1700 метров.

При проводке скважины используют буровую установку «Уралмаш 3Д-76» (переоснащенная) с буровой вышкой ВБ-53-320М.

Буровая установка «Уралмаш 3Д-76» предназначена для бурения эксплуатационных и разведочных нефтяных и газовых скважин глубиной до 5000 м.

На вышечно-силовом основании расположена буровая вышка с элементами талевой системы, ротор с пневмоклиньями, буровой ключ АКБ-3М2, лебёдка с гидродинамическим тормозом. Привод ротора осуществляется двухрядной втулочно-роликовой цепью 2ПР-50,8 от буровой лебёдки.

В силовом блоке установлены: коробка перемены передач с карданными валами, силовой электродвигатель привода лебёдки СДБО-6000-710 кВт и два электрических компрессора 4ВУ1-5/9, обеспечивающих снабжение буровой установки сжатым воздухом (рабочее давление пневмосистемы 8 кг/см 2 ).

В привышечном сооружении на основании установлены два буровых насоса, каждый из них имеет индивидуальный электропривод, который осуществляется клиноремённой передачей от электродвигателя СМБО-6000-600/630 кВт.

На отдельном фундаменте размещены дизель-генераторные установки AKSA ACQ 1130 — 3 комплекта, мощностью 824 кВт каждая, дизельные двигатели Cummins (США), мощностью 956 кВт каждый, генераторы Stamford (Великобритания), предназначенные для питания электроэнергией электродвигателей: (привод ротора и лебёдки, приводы буровых насосов УНБ-600, компрессоров и остального электрооборудования, а также освещения).

Буровая вышка ВБ-53-320 М предназначена для комплектации буровых установок предназначенных для бурения нефтяных и газовых скважин.

Превентор (от лат. Praevenio — предупреждаю) — противовыбросовое устройство, устанавливаемое на устье скважины с целью её герметизации в чрезвычайных ситуациях при бурении. Важный элемент бурового оборудо-вания. Установка превенторов в настоящее время является обязательным условием бурения скважин, поскольку предотвращает возникновение фонтана газа, пожара и загрязнения окружающей среды.

Оборудование противовыбросовое предназначено для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны окружающей среды.

В состав оборудования входят система гидроуправления, стволовая часть, манифольд и трубопроводы, соединяющие гидроуправление и гидроуправляемые элементы. Используются 2 превентора:

  • превентор плашечный гидравлический ППГ 280 (230) Ч 35;
  • превентор кольцевой гидравлический универсальный ПУГ 280 (230) Ч 35.

1.2 Характеристика объекта как источника опасности

Рассматриваемый объект — скважина № 1 Северо-Пагинского месторождения, расположен на территории Муниципального Района «Инта» Республики Коми. Ближайшие населенные пункты расположены на линии северной железной дороги — ст. Абезь в 47 км на северо-запад, г. Инта в 142 км на запад.

Центр нефтедобычи региона — г. Усинск расположен в 177 км к западу.

Для объекта имеются условия для чрезвычайных ситуаций природного (пожары, эрозия почвы, карсты, грозы) и техногенного характера, возникающие на самом объекте работ. Условия техногенного характера от расположенных рядом объектов отсутствуют.

Наличие на буровой опасных веществ характеризуется следующим количеством (таблица 1) [18].

Таблица 1 — Опасные вещества на буровой

Вид опасных веществ

Наименование веществ

Кол-во, т

Горючие жидкости, используемые в технологическом процессе

Дизтопливо, масло и нефть на складе ГСМ (6 емкостей по 25 м 3 для дизтоплива;

2 емкости по 25 м 3 для нефти;

1 емкость 5 м 3 под масло)

160

Токсичные вещества

Химические реагенты бурового раствора:

— 3 класса опасности (умерено опасные)

0,83

При бурении в интервале ниже 1330 м возможны газопроявления. При вскрытии продуктивных пластов ожидается дебит газа 1000 — 1000000 м 3 /сут, пластовое давление до 43,05 МПа на глубине 4100 м, содержание сероводорода в газе до 5 % объемных [18].

1.3 Анализ опасностей

Надежность и безопасность принимаемых при бурении скважины решений определяется комплексом организационно-технических решений, соответствием принятых при проектировании решений реальным условиям освоения скважины.

Для обоснованного принятия решений необходимо выявить и четко описать все присущие системе опасности. Возможные в процессе строительства и освоения скважины отказы приведены в таблице 2 [7].

Таблица 2 — Возможные отказы в процессе строительства скважины

№ п/п

Наименование

оборудования,

блока, узла

Вид отказа

Причина отказа

1

Буровая

установка

Аварийное разрушение,

падение вышки

Коррозия и усталость конструкционных материалов, приложение нагрузок более допустимых

Падение талевой системы

Обрыв талевого каната

Производственный травматизм

Поражение электрическим током, высоким давлением, падением предметов, движущимися механизмами и т.д.

Взрыв, пожары

Возгорание емкостей с ГСМ, продуктов освоения скважины, ГНВП

2

Скважина

ГНВП, открытый фонтан

Превышение пластового давления над забойным; коррозионный износ, механическое воздействие; износ инструмента, ошибки персонала

Осложнения в процессе бурения

Несоответствие фактических условий проектным

3

Циркуляционная система

Выброс

Разгерметизация

4

Емкость с ГСМ

Выброс

Нарушение герметизации

Взрыв, пожар

Нарушение герметизации

5

Автоцистерна с ГСМ

Выброс

Нарушение герметизации

Взрыв, пожар

Нарушение герметизации

Опасности могут быть оценены на их соответствие критериям приемлемого риска. При этом критерии и результаты определяются как качественно, так и количественно. Практика бурения скважин показывает, что вероятностная оценка риска дает значительные погрешности. РД 03-418-01 рекомендует применять качественные, инженерные методы анализа риска [10].

При этом оценка риска включает в себя оценку частоты риска на основе практического опыта.

В соответствии с данными требованиями проведено ранжирование отказов по степени частоты на следующие категории:

  • вероятный — с частотой 1 — 10 -2 раз в год;
  • возможный — с частотой 10 -2 — 10-4 раз в год;
  • редкий — с частотой 10 -4 — 10-6 раз в год;
  • практически невероятный — с частотой < 10 -6 раз в год.

Оценка тяжести последствий возможных отказов проведена методом экспертной оценки, при этом оценивалась тяжесть последствий по 4 группам, которым в результате отказа элемента системы может быть нанесен урон — персонал, население, окружающая среда, материальные объекты. При этом оценивались и масштабы последствий отказа [10].

Критерии отказов по тяжести последствий:

  • катастрофический отказ — приводит к смерти людей, существенному ущербу имуществу, наносит невосполнимый ущерб окружающей среде;
  • критический (некритический) отказ — угрожает (не угрожает) жизни людей, приводит (не приводит) к существенному ущербу имуществу, окружающей среде;
  • отказ с пренебрежимо малыми последствиями — отказ, не относящийся по своим последствиям ни к одной из первых трех категорий.

Категории (критичность) отказов:

— А —

обязателен количественный анализ риска или требуются особые меры обеспечения безопасности;

— В —

желателен количественный анализ риска или требуется принятие определенных мер безопасности;

— С —

рекомендуется проведение качественного анализа опасностей или принятие некоторых мер безопасности;

— D —

анализ и принятие специальных (дополнительных) мер безопасности не требуются.

Для данного объекта в результате анализа установлено, что отказы, имеющие степень риска категории A отсутствуют.

К рискам с категорией В относятся аварии с буровым оборудованием, открытое фонтанирование, нарушение целостности обсадных колонн в процессе освоения скважины, как опасного промышленного объекта.

Тяжести последствий отказа распределены следующим образом.

Отказ с катастрофическими последствиями, Отказ с критическими последствиями:

  • флюидопроявления, выбросы, открытый фонтан — угрожают жизни людей, потере объекта, способен нанести значительный экологический ущерб большим территориям;
  • аварийное разрушение бурового оборудования и падение вышки — угрожают жизни людей (персонала) и потере объекта;
  • взрывы и пожары — угрожают жизни людей (персонала) и потере объекта;
  • нарушение герметичности колонн при освоении — угрожают нанесением невосполнимого ущерба окружающей среде.

Отказ с не критическими последствиями:

  • падение талевой системы — при определенных условиях может создавать угрозу части персонала и причинению значительного мате-риального ущерба;
  • производственный травматизм, связанный с наличием на буровой установке источников повышенной опасности (высокого напряжения, высокого давления, движущихся частей механизмов, работы на высоте) — может создавать угрозу жизни и здоровья персонала;
  • аварии с инструментом — могут приводить к потере части ствола скважины и значительным материальным потерям;
  • осложнения в процессе бурения — могут приводить к потере части ствола скважины и значительным материальным потерям.

Отказ с пренебрежимо малыми последствиями

выбросы и шумовое воздействие — загрязняют окружающую среду.

Учитывая удаленность объекта строительства от населенных мест и небольшую продолжительность работ, не проводится рассмотрение данных по частоте возникновения редких и практически невероятных рисков. По остальным ожидаемым рискам данные приводятся в таблице 3.

Таблица 3 — Частота, тяжесть последствий и степень риска отказов

№ п/п

Наименование оборудования, блока, узла

Вид отказа

Частота

Отказа

Тяжесть

Последствий

Степень риска отказа

1

2

3

4

5

6

1

Буровая

установка

Аварийное разрушение, падение вышки

Возможный 10 -2 — 10-4

Критические

В

Падение талевой системы

Вероятный

1 — 10 -2

Не

Критические

В

Производственный травматизм

Частый > 1

Не

Критические

В

Взрыв, пожары

Возможный 10 -2 — 10-4

Критические

В

2

Скважина

ГНВП, открытый фонтан

Возможный 10 -2 — 10-4

Критические

В

Осложнения в процессе бурения

Частый > 1

Критические

С

3

Циркуляционная система

Загрязнение окружающей среды

Частый > 1

Малые

С

4

Емкость с ГСМ

Выброс

Частый > 1

Малые

С

Взрыв, пожар

1 — 10 -2

Критические

В

5

Автоцистерна с ГСМ

Выброс

Частый > 1

Малые

С

Взрыв, пожар

1 — 10 -2

Критические

В

  • взрыво- и пожароопасностью среды;
  • внутренней энергетикой (выход газа, газоконденсата идет под давле-нием, при температуре выше температуры окружающей среды);
  • вероятностью отказов оборудования работающего под давлением, технологических трубопроводов, арматуры, систем контроля и автоматики, составляющих комплекс противофонтанной защиты.

Процесс приема ГСМ (из автоцистерн), хранения и откачки ГСМ из емкостей сопряжен с внутренними опасностями, обусловленными следующими факторами:

  • взрыво- и пожароопасностью среды;
  • внутренней энергетикой (технологический процесс идет под давле-нием);
  • вероятностью отказов оборудования, работающего под давлением, трубопроводов, арматуры, систем контроля и автоматики.

Возможные внешние опасности.

Ветровые нагрузки в качестве причин аварии не рассматриваются, так как все оборудование и элементы инфраструктуры рассчитаны на скорость ветра до 40 м/с.

Из всего перечня внешних опасностей для буровой представляются реальными и должны учитываться как возможные причины аварий 4 причины (36 %).

Причем наиболее вероятно сочетание последствий воздействия внутренних опасностей и внешних факторов.

К основным причинам и факторам, связанным с отказами оборудования относятся:

  • опасности, связанные с выполнением типовых процессов;
  • физический износ, коррозия, механические повреждения, температурные деформации оборудования или трубопроводов;
  • прекращение или несанкционированная подача энергоресурсов;
  • внешние воздействия.

Опасности, связанные с типовыми процессами.

При нарушении регламента работ (режима промывки скважины, потери контроля за параметрами бурового раствора и др.) может произойти выброс скважинной жидкости. При этом возможна утечка углеводородов из скважины, воспламенение, а при несвоевременной локализации — возникновение и развитие пожара. Возможно образование облака ТВС с последующим взрывом.

Физический износ, коррозия, механические повреждения, температурная деформация оборудования и трубопроводов.

При резких перепадах наружных пониженных и технологических повышенных температур влага способна взаимодействовать с металлом, что снижает срок службы оборудования, может привести к аварийной разгерметизации и выбросу опасных веществ в окружающую среду, взрывам и пожарам. Исходя из анализа неполадок и аварий, можно сделать вывод, что коррозионное разрушение при достаточно прочной конструкции оборудования ПВО и устьевой арматуры выявляется еще на стадии опрессовки оборудования и не приводит к се-рьезным последствиям. Однако при несвоевременной опрессовке такая авария возможна.

Прекращение подачи энергоресурсов.

Опасности, связанные с прекращением подачи энергоресурсов (гидравлической жидкости к превентору) связаны с тем, что это может привести к отказу оборудования. Исходя из анализа неполадок и аварий, можно сделать вывод, что прекращение подачи энергоресурсов не приводит к серьезным последствиям, так как система дублируется ручным управлением превенторами.

Однако при несвоевременном возобновлении подачи энергоресурсов может произойти аварийная ситуация.

Внешние воздействия.

Опасности, связанные с внешними воздействиями маловероятны, но могут привести к разгерметизации устья скважины, выбросу углеводородов в окружающую среду, взрывам и пожарам. Исходя из анализа неполадок и аварий, можно сделать вывод, что при несвоевременной локализации ситуации возможно возникновение взрыва и развитие пожара на устье скважины.

В результате анализа ранее определенных событий (причин, факторов), обусловленных конкретным инициирующим событием, были получены следующие сценарии развития аварийной ситуации.

Сценарий С1 — авария на устье скважины

Разгерметизация противовыбросового оборудования опасна образованием топливовоздушной смеси (ТВС), взрыва и пожара. Размещение на площадке буровой других сооружений, потребляемых ГСМ (котельная, дизеля силового и насосного блоков, ДЭС) может привести к каскадному развитию аварий с «эффектом домино», в том числе к групповым пожарам.

Основными инициирующими факторами при этом являются:

  • взрыв топливовоздушного облака углеводородов (воздействие давления ударной волны (УВ) на устьевое оборудование с последующей его разгерметизацией и воспламенением, распространение пламени);
  • тепловое воздействие на сооружения буровой (при лучистом теплообмене при открытых пожарах углеводородов на ограниченных площадях; при лучисто-конвективном теплообмене вследствие неконтролируемого выхода и прямого воздействия горящих углеводородов).

Особенностью аварийного выброса углеводородов на устье скважины является наличие подвода углеводородов под давлением из скважины, истечение углеводородов под большим напором и возникновение повышенной возможности образования взрывоопасной концентрации углеводородов в воздухе.

При непринятии своевременных противопожарных мер возможны вспышка и взрыв газа на устье скважины при наличии источника воспламенения. Источником воспламенения могут быть электрическая искра от оборудования, искры от удара и трения разрушающихся деталей, нагретые поверхности оборудования и т.д.

При аварии с разрушением устьевого оборудования на скважине возможен следующий наиболее опасный сценарий: частичная или полная разгерметизация противовыбросового оборудования (фонтанной арматуры) выброс жидкости и газа в закрытом/открытом пространстве воспламенение (мгновенное / с задержкой) пожар с образованием токсичных продуктов горения / испарение и последующий взрыв тепловое воздействие пожара / воздействие ударной волны на персонал, окружающее оборудование, несущие конструкции токсическое воздействие на персонал нарушение герметичности окружающих конструкций эскалация аварии.

Блок-схема возникновения и реализации аварии по сценарию С1 представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 — Блок — схема возникновения и реализации аварии

Сценарий С2 — авария емкости с нефтепродуктами

В емкости происходит разгазирование (испарение) нефтепродуктов при атмосферном давлении и температуре, превышающей температуру снаружи емкости.

Опасность риска возникновения и реализации такой аварии заключается в воздействии теплового излучения и (или) ударной волны (УВ) на соседние близко расположенные трубопроводы, аппараты и емкости, находящиеся в пределах технологической площадки.

Наиболее характерным сценарием такой аварии является: разрушение (частичное или полное) емкости истечение нефтепродуктов образование лужи пролива испарение нефтепродуктов образование взрывоопасной концентрации паров нефтепродуктов в воздухе воспламенение паров нефтепродуктов взрыв паровоздушной смеси разрушение рядом стоящего оборудования локализация и ликвидация аварии.

Блок-схема возникновения и реализации аварии по сценарию С2 представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 — Блок-схема возникновения и развития возможной аварийной ситуации

Сценарий С3 — авария автоцистерны на площадке слива нефтепродуктов.

Разгерметизация автоцистерны с нефтепродуктами опасна образованием пожара пролива и взрыва паровоздушной смеси. Размещение рядом с площадкой слива наземных емкостей с нефтепродуктами (на площадке склада ГСМ) может привести к каскадному развитию аварий с «эффектом домино», в том числе к групповым пожарам.

Основными инициирующими факторами при этом являются:

1) взрыв паровоздушных облаков углеводородов внутри резервуара:

  • воздействие давления ударной волны (УВ) на внутренние стенки емкости с последующей ее разгерметизацией и воспламенением;
  • распространение пламени;

2) тепловое воздействие на негорящие емкости:

  • при лучистом теплообмене при открытых пожарах углеводородов на ограниченных площадях;
  • при лучисто-конвективном теплообмене вследствие неконтролируемого выхода и прямого воздействия горящей жидкости.

При аварии с разрушением автоцистерны возможен следующий наиболее опасный сценарий: разрушение (частичное или полное) автоцистерны истечение нефтепродуктов образование лужи пролива испарение воспламенение/взрыв нефтепродуктов воздействие пожара/взрыва на соседние емкости воспламенение нефтепродуктов на соседних емкостях.

Другой ЧС может быть пожар при воспламенении нефтепродуктов внутри автоцистерны, например от разряда молнии, искры или трения. Опасные сценарии развиваются по следующей схеме: воспламенение нефтепродуктов в автоцистерне развитие пожара в автоцистерне выброс нефтепродуктов из автоцистерны за счет повышения давления воздействие пожара на соседние емкости воспламенение нефтепродуктов в соседних емкостях.

Блок-схема возникновения и реализации аварии по сценарию С3 представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 — Блок-схема возникновения и развития возможной аварийной ситуации

Проанализировав частоту, тяжесть последствий и степень риска отказов выявили, что наиболее вероятными являются аварии с разрушением емкостей с нефтепродуктами (разрушение автоцистерны или авария емкости с нефтепродуктами), а наиболее опасными, имеющими критические последствия являются аварии, связанные с флюидопроявлениями, выбросами и открытыми фонтанами. Такие аварии угрожают жизни людей, могут привести к потере объекта (ликвидации скважины), наносят ущерб окружающей среде, а также колоссальный материальный ущерб.

1.5 Анализ риска

Технический риск — комплексный показатель надежности элементов техносферы. Он выражает вероятность аварии или катастрофы при эксплуатации машин, механизмов, реализации технологических процессов, строительстве и эксплуатации зданий и сооружений [11].

Технический риск определяется по формуле:

R Т = (1)

где R Т — технический риск, год-1 ;

  • ?Т(t) — число аварий в единицу времени t на идентичных технических системах и объектах;
  • Т(f) — число идентичных технических систем и объектов, подверженных общему фактору риска f.

По данным статистики Ростехнадзора число идентичных систем и объектов (скважин), подверженных общему фактору риска f, а именно возникновению ГНВП и открытому фонтанированию, составляет 9198 шт. Анализ аварийности показал, что среднее число подобных аварий составляет 4 аварийных выброса углеводородов из скважины в год [22].

Следовательно технический риск:

R Т =

В настоящее время по международной договоренности принято считать, что действие техногенных опасностей (технический риск) должно находиться в пределах 10 -7 — 10-6 . Технический риск рассматриваемого объекта выше, следовательно необходимо принятие решений по его снижению [20].

Оценку индивидуального риска проводят на основе построения логической схемы, в которой учитывают различные инициирующие события и возможные варианты их развития [9].

«Дерево событий» для аварийного выброса углеводородов из скважины представлено на рисунке 5.

Рисунок 5 — «Дерево событий»

Индивидуальный риск R, год -1 , определяют по формуле [9]:

где Q пi — условная вероятность поражения человека при реализации i-ой ветви логической схемы;

Q(A i ) — вероятность реализации в течение года i-ой ветви логической схемы, год-1 ;

  • n — число ветвей логической схемы.

В качестве возможных исходов рассматриваются:

А 1 — мгновенное воспламенение истекающего продукта с последующим факельным горением;

А 2 — мгновенного воспламенения не произошло, авария локализована;

А 3 — мгновенного воспламенения не произошло из-за отсутствия источника зажигания;

А 4 — возгорание облака ТВС с образованием огненного шара;

А 5 — сгорание облака парогазовоздушной смеси с развитием избыточного давления в открытом пространстве (взрыв).

Вычислим значения статистической вероятности каждой ветви «дерева событий»:

А 1 = Р1

  • Р1.1
  • Р1.2 = 1
  • 0,05
  • 0,05 = 0,0025;

А 2 = Р1

  • Р2.1
  • Р2.2
  • Р2.4 = 1
  • 0,95
  • 0,45
  • 0,35 = 0,15;

А 3 = Р1

  • Р2.1
  • Р2.2
  • Р2.5 = 1
  • 0,95
  • 0,45
  • 0,1 = 0,04;

А 4 = Р1

  • Р2.1
  • Р2.3
  • Р2.6 = 1
  • 0,95
  • 0,5
  • 0,1 = 0,05;

А 5 = Р1

  • Р2.1
  • Р2.3
  • Р2.7 = 1
  • 0,95
  • 0,5
  • 0,4 = 0,19.

Произведем расчет вероятности Q(A i ) реализации каждого из рассматриваемых вариантов логической схемы [9].

Q(A i ) = Рсоб

  • Q(Ai )ст , (3)

где Р соб — вероятность аварийного выброса углеводородов из скважины, Рсоб = 4,348

  • 10-4 (год-1 );

Q(A i )ст — статистическая вероятность развития i-й ветви логической схемы

Факельное горение:

Q(A 1 ) = 4,348

  • 10-4
  • 0,0025 = 1,1
  • 10-6 (год-1 )

Локализация аварии:

Q(A 2 ) = 4,348

  • 10-4
  • 0,15 = 2,3
  • 10-5 (год-1 )

Отсутствие источника зажигания:

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/promyishlennaya-i-ekologicheskaya-bezopasnost-protsessa-bureniya-skvajin/

Q(A 3 ) = 4,348

  • 10-4
  • 0,04 = 1,9
  • 10-6 (год-1 )

«Огненный шар»:

Q(A 4 ) = 4,348

  • 10-4
  • 0,05 = 2,2
  • 10-5 (год-1 )

Взрыв ТВС:

Q(A 5 ) = 4,348

  • 10-5
  • 0,19 = 8,3
  • 10-5 (год-1 )

В качестве вероятностного поражения людей и (или) зданий и сооружений используется понятие пробит-функции (probit-function) Р r , которая в общем случае описывается формулой [9]:

Р r = a — b ln(S)

(4)

где а и b — константы, зависящие от степени поражения и вида объекта;

  • S — интенсивность воздействующего фактора.

Для поражения человека УВ пробит-функция имеет вид [9]:

P r = 5,0 — 0,26 ln(V) (5)

V = (17500/?p) 8,4 + (290/i)9,3 , (6)

где ?p — избыточное давление УВ, Па; i — импульс УВ, Пас.

Пробит-функция поражения человека тепловым излучением определяется следующим образом [9]:

(7)

где t — эффективное время экспозиции, с.

Величина эффективного времени экспозиции t может быть вычислена по формулам [9]:

Для «огненного шара»:

(8)

Для факельного горения [9]:

, (9)

где m — масса горючего, участвующего в образовании «огненного шара», кг;

t 0 — характерное время, за которое человек обнаруживает пожар и принимает решение о своих дальнейших действиях, с (обычно принимается 5 сек);

Х — расстояние от места расположения человека до безопасной зоны (зона, где интенсивность теплового излучения меньше 4 кВт/м 2 );

  • U — средняя скорость движения человека к безопасной зоне, м/с, (5 м/с).

Результаты расчета «пробит»-функции сведем в таблицу 4.

Таблица 4 — Значения «пробит»-функции

Расстояние

«Пробит» — функция

Взрыв

Огненный шар

Факельное горение

5

4,62

2,69

0,44

10

4,48

1,8

0,15

15

4,4

0,1

0,16

25

4,31

-5,77

-1,74

35

3,52

-5,92

-2,43

Значения условной вероятности поражения человека в зависимости от «пробит»-функции определяются по ГОСТ «Пожарная безопасность технологических процессов» [9].

В соответствии с данными «пробит»-функции определяем условную вероятность поражения человека поражающими факторами. Данные по уловным вероятностям представлены в таблице 12.

Таблица 5 — Условная вероятность поражения человека поражающими факторами

Расстояние

Q

Взрыв

Огненный шар

Факельное горение

1

2

3

4

5

0,35

0,01

0

10

0,3

0

0

15

0,27

0

0

25

0,24

0

0

35

0,07

0

0

По формуле (2) определим индивидуальный риск:

R 5 = ((3,5

  • 10-1 )
  • (8,3
  • 10-5 ))+ ((1
  • 10-2 )
  • (2,2
  • 10-5 )) = 2,9
  • 10-5 ;

R 10 = ((3

  • 10-1 )
  • (8,3
  • 10-5 )) = 2,5
  • 10-5 ;

R 15 = ((2,7

  • 10-1 )
  • (8,3
  • 10-5 )) = 2,2
  • 10-5 ;

R 25 = ((2,4

  • 10-1 )
  • (8,3
  • 10-5 )) = 1,9
  • 10-5 ;

R 35 = ((7

  • 10-2 )
  • (8,3
  • 10-5 )) = 5,8
  • 10-6 .

Определим общий индивидуальный риск:

R = R 5 + R10 + R15 + R25 + R35 = 1

  • 10-4 (год-1 )

В качестве критериев годовых индивидуальных рисков применяются следующие показатели R e [11]:

  • менее 5
  • 10 -5 — область пренебрежимо малых рисков, мер по их снижению не требуется; степень риска — низкая.
  • от 5
  • 10 -5 до 1
  • 10-3 — область, требующая принятия определенных мер по их снижению с учетом экономической целесообразности;
  • степень риска — средняя;
  • более 1
  • 10 -3 — область недопустимо высокого индивидуального риска; степень риска — высокая.

Сравнив полученные значения индивидуального риска с критериями приемлемого риска, выявили, что степень риска объекта — средняя, необходимо принятие мер по снижению рисков с учетом целесообразности.

2. Анализ применяемых инженерно-технических мер по обеспечению безопасности технологического процесса

Для предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений ЗАО «Интанефть» применяет ряд мероприятий, не допускающих возникновения и развития более серьезной аварии — открытого фонтана.

2.1 Анализ организационных мероприятий

При бурении в интервале ниже 1330 м возможны газопроявления.

В целях предупреждения возможных выбросов при проводке скважины необходимо соблюдать требования безопасности, указанные в инструкциях:

  • Инструкция по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98;
  • Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли.

Госгортехнадзор. 22.05.95 г.;

  • Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.

На буровой необходимо иметь в обязательном порядке следующую документацию по противофонтанной безопасности:

  • паспорта на ПВО, колонную головку, вакуумный дегазатор;
  • график проведения учебных тревог «выброс» (1 раз в 2 недели);
  • фактическую схему обвязки устья скважины ПВО;
  • перечень мероприятий по безаварийной проводке скважины;
  • инструкцию по практическим действиям буровой бригады в случае возникновения газопроявлений;
  • план на вскрытие продуктивных горизонтов и дальнейшее бурение скважины;
  • перечень мероприятий по предупреждению истирания промежуточных колонн, несущих противовыбросовое оборудование.

2.2 Анализ инженерно-технических мероприятий

Вскрытие пластов производится, при установленном на устье противовыбросовом оборудовании (ПВО) с применением промывочной жидкости в соответствии с рабочим проектом на строительство скважины. Противовыбросовое оборудование и его обвязка монтируются в соответствии с типовыми схемами, согласованными с противофонтанной службой МЧС и с Печорским межрегиональным управлением Ростехнадзора.

Выбор противовыбросового оборудования произведен согласно ГОСТ 13862-90 по максимальному избыточному внутреннему давлению и необходимому диаметру пропускного отверстия [19].

В зимний период предусмотрен подогрев паром и утепление на всех узлов противовыбросового оборудования (основной пульт, превенторы, блок дросселирования и дегазации).

Опрессовку обсадных колонн, несущих противовыбросовое оборудование, производят согласно требованиям «Инструкции по испытанию скважин на герметичность» в следующие периоды:

  • до спуска в скважину;
  • после цементирования колонны;
  • периодически в процессе бурения через каждые 50 спуско-подъемных операций.

Учитывая, что при бурении скважины, кроме газопроявлений могут произойти и другие осложнения, которые наблюдались при проводке скважин на сопредельных площадях (подваливание стенок скважин, каверно и желобообразования, поглощение бурового раствора), необходимо поддерживать параметры промывочной жидкости в строгом соответствии с ГТН [19].

Для контроля качества цементирования обсадных колонн проводятся исследования приборами СПАК, АКВ, АКЦ, СГДТ, ВАК, ФКД, а также контроль износа и технического состояния колонн приборами ДСИ.

Для контроля уровня бурового раствора в приемной емкости установлен датчик уровня параметров бурового раствора герконовый РУПТ-АМ «Сапфир» (рисунок 6).

Предназначен для измерения уровня бурового раствора в закрытых и открытых емкостях.

Датчик уровня РУПТ-АМ «Сапфир» состоит из штанги и кольцевого магнита, размещенного в верхней части поплавка. Внутри штанги расположены линейный герконовый преобразователь перемещений и нормирующий модуль. Линейный герконовый преобразователь состоит из последовательно подключенных друг к другу плат, смонтированных в канале прямоугольного сечения из ПВХ. На нижнем конце штанги датчика установлен ограничитель перемещения поплавка.

Для установки датчика РУПТ-АМ «Сапфир» в ёмкости с буровым раствором служит кронштейн, фиксирующий штангу датчика в вертикальном положении. Кронштейн входит комплект монтажных приспособлений. Все детали датчика выполнены из нержавеющей стали.

Принцип действия датчика основан на замыкании герконов преобразователя под действием перемещающегося магнита поплавка. Специальное расположение герконов и выбранный тип магнита позволяют добиться высокой точности измерений. Нормирующий модуль производит обработку и сглаживание сигналов от линейного герконового преобразователя и приводит выходной сигнал к стандартному виду. Основные технические характеристики датчика представлены в таблице 6.

Таблица 6 — Технические характеристики уровнемера РУПТ-АМ «Сапфир»

Характеристика

Показатель

Диапазон измерения, м

0 — 2

Разрешающая способность, не хуже, м

0,01

Диапазон амплитуд выходного сигнала, В

0…+10

Напряжение питания, В

+12

Потребляемая мощность, не более, Вт

0,1

Диапазон рабочих температур, 0 С

-40…+65

Габаритные размеры, мм

2450х200

Вес, не более, кг

5

Рисунок 6 — Уровнемер герконовый «РУПТ-АМ Сапфир»

Для контроля за содержанием природного газа в буровом растворе и в воздухе рабочей зоны применяются стационарные газоанализаторы ДАК (рисунок 7).

Рисунок 7 — Газоанализатор ДАК

Датчики-газоанализаторы предназначены для непрерывного автоматического измерения довзрывоопасных концентраций метана (СН 4 ), пропана (С3 Н8 ), суммы предельных углеводородов С1 — С10 (У СН), в том числе паров нефти и нефтепродуктов, объемной доли диоксида углерода (СО2 ) в воздухе рабочей зоны помещений и открытых пространств, в том числе во взрывоопасных зонах производственных помещений и наружных установок, а также для измерения объемной доли ацетилена (С2 Н2 ) в газовых магистралях технологических объектов.

Область применения: контроль параметров воздуха рабочей зоны, в том числе, в составе системы контроля атмосферы промышленных объектов повышенной опасности СКАПО и измерение параметров технологических процессов.

Принцип действия — оптико-абсорбционный.

Рабочее положение вертикальное — датчиком вверх.

Рассчитан на диапазон температур -40…+50 0 С.

Время срабатывания сигнализации не менее 45 секунд.

Стационарные газоанализаторы устанавливают:

  • в подвышечном пространстве, около сливного патрубка (2 шт.);
  • над приемными емкостями (1 шт.);
  • в помещении вибросит (1 шт.).

    3.

Проектирование системЫ безопасности на объекте

3.1 Предлагаемые мероприятия по повышению безопасности технологического процесса

Для своевременного обнаружения ГНВП, которые могут перейти в более серьезную аварию — открытый фонтан, используют такие технические средства как уровнемеры и газоанализаторы. Данные технические средства позволяют усилить контроль за параметрами промывочной жидкости, что позволяет как можно быстрее заметить возникновение ГНВП и принять все необходимые меры по его ликвидации.

Буровой раствор обычно хранится в прямоугольных стальных емкостях, типичный объем которых составляет около 30 м 2 . Такие емкости являются неотъемлемой частью циркуляционной системы бурового раствора. Насосами раствор закачивается в бурильную трубу, а затем выкачивается обратно на поверхность, унося с собой выбуренную породу.

Измерение уровня бурового раствора крайне важно для управления буровой установкой. Суммарный объем жидкости непрерывно контролируется. Его увеличение означает, что в пласте присутствует нефть, вода или газ. Уменьшение суммарного объема бурового раствора указывает на потерю раствора в пласте. Обе этих ситуации весьма опасны и могут привести к неожиданному фонтанированию скважины.

Буровой раствор активно перемешивается и содержит большое количество взвешенных частиц, что делает применение поплавковых и магнитострик-ционных уровнемеров нецелесообразным.

Уровень раствора изменяется чрезвычайно быстро и для его контроля необходима технология, позволяющая проводить мониторинг в режиме реального времени. Для своевременного принятия необходимых мер система циркуляции должна обеспечивать высокоточное оперативное отслеживание изменений суммарного объема бурового раствора [1].

Для решения данной задачи можно использовать ультразвуковой уровнемер OPTISOUND 3030 C (рисунок 8).

Рисунок 8 — Ультразвуковой уровнемер OPTISOUND 3030 C

Преимущества:

  • быстрый отклик — время отклика на изменение уровня бурового раствора менее 1 секунды;
  • взрывозащищенное исполнение — конструкция уровнемера позволяет использовать его во взрывоопасной зоне, что подтверждается международными сертификатами;
  • Бесконтактный метод измерения жидкостей в открытых каналах;
  • литой алюминиевый корпус — конструкция уровнемера обеспечивает высокий уровень защиты от воздействия окружающей среды;
  • высокая точность — точность измерения уровня составляет 0,25 % от диапазона, что выше точности большинства уровнемеров.

Так же повысить уровень контроля можно с помощью газосигнализаторов. Их задача — подать звуковой сигнал, при обнаружении в буровом растворе газа.

Для данной цели можно использовать суммарный газоанализатор «КОЛИОН-1В-02» (рисунок 9) [1].

Рисунок 9 — Газоанализатор «КОЛИОН-1В-02»

Газоанализатор зарегистрирован в Госреестре средств измерений РФ под № 16298-02.Разрешение Госгортехнадзора РФ на применение № РРС 04-4287.Предназначен для измерения содержания паров углеводородов нефти и нефтепродуктов и других вредных соединений, а также оксида углерода в воздухе рабочей зоны.

Он предназначен для непрерывного измерения суммарной концентрации горючих газов в газовоздушной смеси (ГВС), транспортируемой от желобного дегазатора бурового раствора в станцию ГТИ. Газоанализатор КОЛИОН-1В-02 содержит два газовых датчика термокаталитического типа, блок электромагнитных клапанов, источник стабилизированного питания, плату преобразования и управления, измерительный модуль АЦП, ротаметры для контроля заданного расхода воздуха и ГВС.

Особенностями прибора являются высокая чувствительность (от долей ПДК рабочей зоны).

Широкий диапазон измеряемых концентраций (до 5 % НКПР для ФИД).

Быстродействие. Отсутствие необходимости в расходуемых материалах, дополнительных газах и градуировки в межповерочном интервале. Взрывобезопасное исполнение. Автоматический контроль разряда блока аккумуляторов. Отсутствие эффекта «памяти». Возможность селективного измерения оксида углерода в присутствии органических компонентов. Наличие сигнализации о превышении заданного уровня концентрации, измеряемая концентрация регистрируется в цифровом виде на жидкокристаллическом индикаторе. Небольшие размеры и масса.

В газоанализаторе установлены два детектора: фотоионизационный (ФИД) — для измерения содержания нефти и нефтепродуктов и других вредных веществ, и электрохимический — для селективного измерения оксида углерода.

Анализируемый воздух прокачивается через детекторы с помощью встроенного микрокомпрессора. Текущие значения измеряемых концентраций в мг/м 3 представляются в цифровом виде на двухстрочном жидкокристаллическом индикаторе.

В приборе имеется звуковая (общая для обоих каналов измерения) и световая (отдельная для каждого канала измерения) сигнализация о превышении измеряемыми концентрациями установленных порогов. Для проведения измерений в удаленных и труднодоступных местах используются пробоотборник, металлический наконечник, удлинитель пробоотборника, длина которого может достигать 10 м, а также телескопическая штанга длиной 1,6 или 3,2 м. Технические характеристики прибора представлены в таблице 7.

Таблица 7 — Технические характеристики газоанализатора «КОЛИОН-1В-02»

Характеристика

Показатель

1

2

Диапазон измерений, % об.

По метану

По тяжелым углеводородам

0…50

0…20

Порог чувствительности, % об.

0,01

Время установления выходного сигнала, не более, с

3

Выходной сигнал

RS 232 (0…10 В)

Напряжение питания, В

220 ± 10 %

Диапазон рабочих температур, 0 С

-40…+80

Габаритные размеры, мм

65х205х180

Масса, не более, кг

4

Данный комплекс мероприятий позволит сократить риск возникновения ГНВП, так как позволит обнаружить проявления на самой ранней стадии и принять оперативные меры по устранению аварийной ситуации.

3.2 Расчет основных параметров проектируемой системы

Определим значения поражающих факторов.

Избыточное давление взрыва в ударной волне р, кПа, рассчитывается по формуле [9]:

(10)

где — атмосферное давление, кПа (допускается принимать, равным 101 кПа);

  • расстояние от геометрического центра газовоздушного облака, м;

т пр — приведенная масса газа, кг.

Приведенная масса газа и (или) пара, рассчитывается по формуле [9]:

(11)

где Q сг — удельная теплота сгорания газа или пара, 43,692·106 Дж/кг;

  • Z — коэффициент участия, который допускается принимать равным 0,1;

Q 0 — константа, равная 4,52·106 Дж/кг;

m гп — масса горючих газов и (или) паров, поступивших в результате аварии в окружающее пространство, кг.

Масса горючих газов и (или) паров, поступивших в результате аварии в окружающее пространство, рассчитывается по формуле [9]:

(12)

где — плотность 0,766 кг/м 3 ;

V гвс — объем газовоздушной смеси, м3 .

Газовоздушная смесь, рассчитывается по формуле [9]:

,

(13)

где Q — дебит газа, м 3 /сут.;

t 1 — время за сутки, час.;

t 2 — время в минутах.

По формуле (7) рассчитываем объем газовоздушной смеси

( м 3 )

По формуле (6) рассчитываем массу горючих газов и (или) паров, поступивших в результате аварии в окружающее пространство:

( кг)

По формуле (5) рассчитываем приведенную массу газа и (или) пара:

( кг)

По формуле (4) произведем расчет избыточного давления. Результаты расчета сведем в таблицу 8.

Таблица 8 — Результаты расчета избыточного давления

Расстояние от эпицентра (r), м

P, кПа

i, кПа·с

1

2

3

1

21991,586

1348,802

5

333,079

269,760

10

78,100

134,880

15

28,75

67,44

20

18,51

44,96

25

13,47

56,88

30

10,52

33,72

35

9,88

29,89

40

7,26

27,45

45

6,28

26,97

50

5,53

22,48

55

4,93

19,27

60

4,45

17,43

65

4,06

16,86

70

3,73

14,99

75

3,44

13,49

80

3,2

12,24

85

2,99

11,05

90

2,8

10,51

95

2,63

9,84

100

2,48

8,99

Зависимость избыточного давления от расстояния изображена на рисунке 10.

Рисунок 10 — Зависимость избыточного давления от расстояния

Интенсивность теплового излучения «огненного шара» q, кВт/м 2 , рассчитывается по формуле (14):

,

(14)

где — среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, определяют на основе имеющихся экспериментальных данных, допускается принимать равным 450 кВт/м 2 ;

  • угловой коэффициент облученности;
  • коэффициент пропускания атмосферы.

Угловой коэффициент облученности , рассчитывается по формуле (9):

, (15)

где — высота центра «огненного шара», м, допускается принимать равной

  • расстояние от облучаемого объекта до точки на поверхности земли непосредственно под центром «огненного шара», м;
  • эффективный диаметр «огненного шара», м.

Эффективный диаметр «огненного шара» D s , рассчитывается по формуле:

,

(16)

где m — масса горючего вещества, 35,85 кг.

По формуле (10) рассчитываем эффективный диаметр «огненного шара»:

( м)

Время существования «огненного шара» t s , с, рассчитывается по формуле (9):

, (17)

По формуле (17) рассчитываем время существования «огненного шара»:

( с)

Коэффициент пропускания атмосферы , рассчитывается по формуле (8):

,

(18)

По формуле (8) рассчитываем тепловое излучение. Результаты расчета сведем в таблицу 9.

Таблица 9 — Результаты расчета теплового излучения

r, м

Н/D s + 0,5, м

r/D s , м

E f, кВт/м2

F q

Q, кВт/м 2

1

2

3

4

5

6

7

1

1,00

0,80

450

0,119

0,996

89,01

5

1,00

0,96

450

0,094

0,995

82,67

15

1,00

1,02

450

0,086

0,994

63,77

20

1,00

1,36

450

0,052

0,992

38,68

25

1,00

2,19

450

0,018

0,985

23,49

30

1,00

2,58

450

0,012

0,982

14,58

35

1,00

2,79

450

0,010

0,980

9,69

40

1,00

3,03

450

0,008

0,978

6,58

45

1,00

3,13

450

0,007

0,977

5,8

50

1,00

3,19

450

0,007

0,976

4,48

55

1,00

3,59

450

0,005

0,973

3,78

60

1,00

3,99

450

0,004

0,970

1,73

65

1,00

4,64

450

0,002

0,964

1,50