Безопасность разработки ермаковское нгду

 

7.  БЕЗОПАСНОСТЬ И  ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРЕКТА

 

 

Введение

Безопасность жизнедеятельности - наука о сохранении здоровья и  работоспособности человека в процессе его деятельности, призванная выявить  и идентифицировать опасные факторы, разрабатывать методы и средства защиты человека; снижать действующие опасные и вредные факторы до приемлемых значений; прогнозировать и предотвращать возможность возникновения аварийных ситуаций; вырабатывать меры по ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций и др. Иными словами, это область знаний, в которой изучаются опасности, угрожающие человеку, закономерности их проявлений, способы устранения и защиты.

Охрана труда и техники безопасности в нефтяной промышленности неразрывно связаны с технологией процессов  бурения и добычи нефти. Человеческая деятельность преобразует природу значительно быстрее, чем происходит ее восстановление и восстановление конкретных экологических объектов, на которые эта деятельность воздействует. Особенно актуально это для недр, загрязнение которых во многих случаях отрицательно отражается на всей геологической среде, состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, леса, режима рек и водоемов, всей растительности и животного мира.

В данной главе вкратце рассматриваются  некоторые факторы, влияющие на безопасность работающих и предлагаются мероприятия по охране недр и окружающей среды, направленные на обеспечение эффективности и безаварийности производства.

 

7.1. Выдержка из правил  безопасности в нефтяной и  газовой промышленности при эксплуатации и ремонте скважин

 

 

--------------------------------------

4.6. Требования к ведению  работ по ремонту скважин

4.6.1. Перед началом работ по  текущему и капитальному ремонту  скважин бригада должна быть  ознакомлена с возможными осложнениями  и авариями в процессе работ, планом локализации и ликвидации аварий (ПЛА) и планом работ. С работниками должен быть проведен инструктаж по выполнению работ, связанных с применением новых технических устройств и

 

 

 

 

 

технологий с соответствующим  оформлением в журнале инструктажей.

4.6.2. Расстановка агрегатов,  оборудования, приспособлений, устройство  и оснащение площадок в зоне  работ осуществляется в соответствии  со схемой и

технологическими регламентами, утвержденными  техническим руководителем организации, с учетом схем расположения подземных и наземных коммуникаций. Схема расположения подземных и наземных коммуникаций должна утверждаться маркшейдерской службой организации-заказчика и выдаваться бригаде не менее чем за трое суток до начала производства работ.

----------------------------------------------------

4.6.8. При проведении  текущих и капитальных ремонтов  скважин с возможным газонефтепроявлением, устье на период ремонта должно  быть оснащено противовыбросовым  оборудованием. Схема установки  и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией и

согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России и  противофонтанной службой. После установки  противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально  ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

4.6.9. Производство ремонтных  работ на скважинах, где исключена  возможность газонефтепроявления (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором и др.), разрешается без установки превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом с задвижкой и патрубком или другие варианты) должна быть согласована с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

4.6.10. Для предотвращения  и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений  блок долива устанавливается  и обвязывается с устьем скважины  с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважины). Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей  плотности в количестве не менее  двух объемов скважины, находящемся  на растворном узле или непосредственно  на скважине.

4.6.11. Без исправного  индикатора веса проводить спуско-подъемные  операции, а также вести ремонтные работы, связанные с нагрузкой на мачту (вышку), независимо от глубины скважины, запрещается.

4.6.12. Ремонт скважин  с использованием канатной техники  должен проводиться при обеспечении  следующих условий:

работы по профилактическому ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по планам, утвержденным техническим руководителем нефтегазодобывающей организации;

работы по ревизии  клапана-отсекателя, их периодичность  выполняются в соответствии с  рекомендациями фирмы-изготовителя и промысловыми заявками заказчика;

периодичность проверки секционных лубрикаторов и плашечных  превенторов: гидравлическая опрессовка - через шесть месяцев; дефектоскопия - один раз в год:

после извлечения из эксцентричных  камер (ингибиторных оправок) ингибиторного клапана, газлифтного клапана, циркуляционного клапана в посадочное место должны быть установлены глухие пробки. Эксплуатация скважин с открытым "гнездом" в оправках запрещается.

4.6.13. Спуско-подъемные  операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м, а также при неполном составе вахты, запрещаются. Если паспортом агрегата предусмотрена меньшая скорость ветра, то следует руководствоваться паспортной величиной.

При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль за доливом. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м³ подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья.

Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым проходным сечением и скважинного оборудования (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не должна превышать 0,25 м/с.

При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается  оставлять устье скважины незагерметизированным.

---------------------------------------------------

Допускается ведение  работ по освоению, ремонту и вводу  в действие скважин с одновременным  бурением на кусте и одновременная  работа двух бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и т.п.). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.

Положение по одновременному ведению работ на кусте разрабатывается  недропользователем (заказчиком) и  согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России и  противофонтанной службой.

4.6.24. При ремонте скважин  на газлифтных кустах перед  расстановкой оборудования нагнетание  газа в ремонтируемую скважину, а также на соседних скважинах  слева и справа (на период расстановки)  прекращается. Запрещается установка  оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов.

При ремонте механизированных скважин в кусте с расстоянием  между центрами устьев 1,5 м и менее  соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена.

4.6.25. При капитальном  ремонте или освоении скважин, соседние с ремонтируемой скважины (по одной слева и справа), находящиеся под давлением, закрываются экранирующим устройством, обеспечивающим защиту

устьевого оборудования от механического повреждения падающими  предметами. Необходимость установки экранирующих устройств определяется планом работ на ремонт скважины.

4.6.26. Соседние с ремонтируемой,  эксплуатирующиеся глубинными штанговыми  насосами, скважины могут быть  остановлены или работать с  соответствующими мерами предосторожности, определенными планом работ.

4.6.27. Конструкция экранирующего  устройства или ограждения должна:

исключать возможность  образования непроветриваемых зон;

обеспечивать свободный  доступ к узлам управления арматуры скважины.

4.6.28. При передаче газлифтной  скважины в текущий, капитальный ремонт, кроме плана работ по ремонту скважины, предоставляется план-схема газонефтепроводных коммуникаций и обвязки всех скважин куста с нанесенными размерами и порядком отключения газонагнетательных скважин.

4.6.29. Отключение газопроводов и демонтаж газовой обвязки передаваемой в ремонт газлифтной скважины производит служба заказчика (подразделения, эксплуатирующего скважины).

4.6.30. Перед расстановкой  оборудования для подземного  или капитального ремонта скважин,  нагнетание газа в ремонтируемую скважину и по одной слева и справа прекращается. Избыточное давление газа в газопроводах и обвязке разряжается до атмосферного.После расстановки оборудования и монтажа подъемной установки скважины по одной слева и справа пускают в работу.

Перед демонтажем оборудования и подъемной установки (ремонт скважин закончен) скважины по одной слева и справа останавливаются и избыточное давление разряжается. Все работы по остановке действующих скважин и их пуску в работу выполняют соответствующие службы заказчика.

-------------------------------------------------

 

7.2. Характеристика Кошильского  месторождения с точки зрения  опасных факторов

 

 

К основным опасностям и  вредностям при эксплуатации нефтяных и газовых скважин относятся следующие факторы.

 

 

 

7.2.1. Физические факторы

 

 

Повышенная запыленность воздуха рабочей зоны. Регламентируется ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны». Действие данного фактора наблюдается в засушливое время года (летом), когда недостаток атмосферных осадков усугубляется наличием повышенной подвижности сухого воздуха у

поверхности земли. Песок, которым осыпана территория кустов и другая пыль присутствуют в воздухе. Они попадают на кожу, забивают дыхательные  пути, раздражают слизистую оболочку глаз.

Повышенная загазованность воздуха рабочей зоны (ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны»). Источниками вредных газов являются разлившаяся нефть, выделяющийся газ, при покрасочных работах пары, выделяющиеся из краски, также пары применяющихся химических веществ.

Повышенная или  пониженная температура воздуха (ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны»). Для условий Западной Сибири характерны длительные и суровые зимы с частыми метелями и снегопадами. Температура воздуха порой бывает –55⁰С и ниже. Особую суровость климату придает сочетание низких температур с сильными ветрами. Чем выше скорость ветра, тем больше охлаждающее влияние отрицательных температур. Например, действие температуры минус 10 ⁰С при ветре 10 м/с соответствует воздействию на организм двадцати трехградусного мороза. Снижая физическую активность и работоспособность, холодовый фактор оказывает воздействие на психику человека. Цепенеют не только мышцы, цепенеет мозг, воля, без которой невозможна любая трудовая деятельность. Работа на открытом воздухе в данных условиях чревата опасностью получить обморожения различной степени тяжести.

В ОАО “ННП” при  температуре окружающей среды менее -38^оС прекращаются работы по текущему и капитальному ремонту скважин, некоторые другие виды работ на открытом воздухе. Работы связанные с  поддержанием технологического режима установок подготовки и перекачки скважинной продукции, проводятся, не взирая на температуру окружающего воздуха.

Повышенная или  пониженная влажность воздуха (ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны»). Влажность воздуха относится к параметрам микроклимата, нарушение которых приводит к вредным производственным факторам. Для обеспечения теплового комфорта и, как следствие, высокой работоспособности необходимы оптимальные значения влажности. Оптимальная относительная влажность воздуха для работы категории П-6 (средней тяжести) составляет 40-60%. Допустимая относительная влажность: в теплый период (при температуре +25^оС) – 70%, в холодный период – 75%. Повышенная или пониженная влажность воздуха отрицательно влияет на организм, вызывая головные боли, переутомляемость и другие отрицательные последствия.

Опасный уровень напряжения в электрической цепи, замыкание  которой может произойти через  тело человека. Действующими электроустановками называются объекты, которые полностью или частично находятся под напряжением, или на которые в любой момент может быть подано напряжение путем включения коммутационных аппаратов. При проведении работ по обслуживанию скважин действующими электроустановками являются: электроцентробежные насосы, трансформаторы и различные электрические

 кабели, тепловые электронагреватели (ТЭНы), прожектора искусственного  освещения, кроме того, электроприборы, установленные в бытовых помещениях. Плохая изоляция кабелей и  электроприборов может привести  к замыканию. Смертельно опасным является напряжение, проходящее через тело человека при силе тока 0,1 Ампер. Правила безопасности при работе с электрооборудованием  нормируются ПЭУ, СН 102-65, а также ГОСТ 12.4.11-75. Напряжение промышленной сети 380 В.

Движущиеся машины и механизмы, незащищенные подвижные элементы производственного оборудования, передвигающиеся изделия, заготовки, материалы. Основными источниками опасности являются движущиеся автоцистерны и спец. автомобили, подвижные детали ШГН, ШВН, работающих насосов. Крайняя утомляемость работой приводит к притуплению чувства опасности, замедленности реакции, что влечет за собой получение травм разной степени тяжести. То же самое происходит из-за нарушения техники безопасности, невнимательности, а подчас, простой халатности.

Производственный шум и вибрация.Постоянное увеличение мощности машин, перекачивающих агрегатов, спускоподъемных, транспортных и других технических устройств при одновременном уменьшении их массы и габаритов, повышении скоростей, давлений и температур приводит к значительным вибрациям и к увеличению шума. На объектах нефтяной и газовой промышленности источниками шума в основном являются механические, аэро-, гидродинамические, электромагнитные и другие нестационарные процессы, упругие колебания, пульсации потоков жидкостей и газов, сложное движение инерционных тел, работа редукторов и др.

Источники шума, вибрации, ультразвука на объектах нефтяной и  газовой промышленности. Многие технологические процессы, транспортные операции,

установки, аппараты, машины, механизированные и другие инструменты создают  “шумовое загрязнение” производственной среды. При работе насосов дожимных насосных станций, например, создается стабильный, широкополосный шум с уровнем 80 – 85 дБ, таблица 3.2. Манифольды и буллиты производят шум в 70 – 75 дБ; приводы, редукторы и талевые системы – 90 – 105 дБ; роторное и турбинное бурение сопровождается шумом в 105 –115 дБ; работа тракторов-подъемников, пневмоинструмента, электромоторов, цементировочных агрегатов цеха капитального подземного ремонта скважин – шумом 90 –115 дБ; буровые лебедки (рабочее место бурильщика) и ключи АБК соответственно низко-среднечастотный (90 –110 дБ) и среднечастотный (80 дБ) шум. Высокие уровни высокочастотного шума характерны для работы компрессоров (105 – 115 дБ), компрессоров с электрическим приводом (92 –104 дБ), отбойных молотков (низкочастотный шум в 120 дБ) и т. д. Предельно высокие уровни шума отмечались вблизи фонтанирующих нефтяных и газовых скважин, а также вблизи компрессорных. В окрестностях газораспределительных станций создаются неблагоприятные акустические условия для обслуживающего персонала, а также и для жителей ближайших населенных пунктов.

 

7.2.2. Химические факторы

 

 

Вредные химические факторы, действующие через дыхательные  пути. Это влияние химических веществ общетоксического и раздражающего действия. Производственная пыль является распространенным опасным и

вредным производственным фактором. Она оказывает на человека раздражающее и токсическое действие, попадая в дыхательные пути и  на слизистую оболочку различных  органов. Кроме того, для борьбы с  солеотложением применяется ингибитор в твердой товарной форме, основным компонентом которого является НТФ (нитрилтриментиленфосфоновая кислота). Частицы НТФ вместе с воздухом попадают через дыхательные пути в организм человека, оказывая вредное дополнительное влияние на организм.

Химические факторы, действующие через кожный покров. Для данного производства свойственно применение химических реагентов, имеющих раздражающее, сенсибилизирующее и канцерогенное воздействие на организм человека. При обслуживании объектов, связанных с добычей нефти и газа, приходится иметь дело с такими химическими веществами, как нефть, газ, пластовая и нагнетательная вода. Все вышеперечисленные химические вещества обладают раздражающим действием, а сильно концентрированная соляная кислота опасна также своими испарениями. Постоянный контакт с сырой нефтью, содержащей в своем составе ароматические углеводороды, оказывает канцерогенное воздействие на организм и вызывает развитие злокачественных опухолей.

Таблица 7.1.

Свойства и количество токсичных

веществ выбрасываемых и образующихся на объектах ОАО «ННП»

Вещество	ПДК,мг/мЗ	Источники выбросов	Масса выбросов, т/год	Класс опасности	Характер воздействия  на человека
Углеводороды	300	Сепараторы, дренажные  емкости, фланцевые соединения и  др.	13839,98	4
Диоксид азота	2			2	Остронаправ- ленный механизм действия
Оксид углерода	20	Факелы, машины		4
Бензол	15			2	Канцероген
Сернистый ангидрид	10			3
Сажа	4	Котельные, факелы, печи ПТБ  и др.	1005,094	3	Фиброгенное действие, канцероген
Бенз(а)пирен	0,00015			1	Канцероген
Фтористый водород	0,5		0,018	2	Остронаправ-ленный механизм действия
Марганец и  его соединения	0,3		0,036	2
Свинец	0,01	Аккумуляторные  участки	12,087	1
Фториды			0,081	2
Пыль древесная	6	Участки деревообработки	7,445	4

 

7.2.3. Оценка устойчивости объекта к взрыву газо-воздушной смеси

При проведении различных  ремонтов скважины велика вероятность  выброса пластовых флюидов, которые характеризуются пожаро- и взрывоопасностью. При проведении спуско- подъемных работ, возможно газопроявление. При определённой концентрации и возникновении искрения в неисправных электрических приборах, газовоздушная смесь взрывается. Взрывоопасная концентрация возникает в результате выделения большого количества газа и отсутствии смены воздушной массы в этой области.

    Рассчитаем вероятные  параметры ударной волны при  взрыве газовоздушной смеси. Исходные данные:

        1 количество  газа (Q), м3                                        15

        2 плотность газовоздушной смеси (q), гр/м3         0,8

        3 количество газовоздушной смеси  (V), м3           130

        4 концентрация газа (с), %                                      15

   Для расчета  понадобится количество газа  в тоннах, для этого найдем массу газовоздушной смеси, (т):            

                                  М = V * q;                                  (7.1)

для нашего значения масса  равна 104*10  т.

   Радиус зоны  действия детонационной волны  (первая зона) рассчитывается по формуле, (м):

                                 R = 1,75 * М   ;                           (7.2)

   В пределах  этой зоны  избыточное давление  взрыва    Рф составляет 

1700 кПа.

   Следующая зона (вторая зона), которая имеет большую  площадь, действия продуктов взрыва. Радиус этой зоны  рассчитывается по формуле, (м);

                                R1 = 1,7  R ;                                 (7.3)

   В нашем случае  величины R и R1 соответственно равны  0,85 и 1,44 м. В первую зону попадает  рабочая площадка и вышка подъемного агрегата, во вторую – платформа агрегата. Избыточное давление на фронте ударной волны во второй зоне равно, (кПа):

                             Рф1 = 1300(R/r)  + 50  ;                    (7.4)

 где r – расстояние  от платформы до центра взрыва, 1,5 м.

   Следующая зона  от центра взрыва – зона  ударной волны. Радиус этой  зоны еще больше.

   Рассчитаем избыточное  давление на фронте ударной  волны у, ближайшего к центру взрыва, вагона-домика (кПа). Оно рассчитывается по следующей формуле:

                    Р02 =           22  ;                            (7.5)                         

где      = r 1/R

       r 1 – расстояние  до вагона-домика, 30 м.

   Это давление равно 0,5 кПа. А радиус зона смертельного  поражения людей определяют по формуле, (м):

                            Rсм = 30 * М  ;                                  (7.6)

 

Расчеты результатов  представлены в таблице 7.2.

 

                                                                                                                    Таблица 7.2.

               Вероятные параметры ударной  волны при взрыве

 

       Наименование  параметра                 Ед. изм.            Значения

 

   Радиус зоны:

   1 детонационная волны,                            м                         0,85

   2 действия продуктов взрыва,                  м                         1,50

   3 смертельного  поражения,                      м                         1,4

   Избыточное давление  во фронте:

   1 детонационной  волны,                         кПа                       1700

   2 ударной волны  во второй зоне,           кПа                       1252

   3 ударной волны  у вагона-домика,         кПа                       0,5

 

Рисунок 7.1. Схема взрыва газо-воздукшной смеси

 

 

Данный расчет показывает, что при взрыве 130 м3 газовоздушной смеси, смертельная опасность угрожает человеку в зоне с радиусом 1,4 м от эпицентра. Сильное разрушительное воздействие ощутят на себе подъёмный агрегат и наземное оборудование прилегающих скважин, в результате этого возможна аварийная ситуация с открытым фонтанированием. Избыточное

давление в этой зоне предположительно будет равно 1252 кПа. Люди,

находящиеся на рабочей площадке, погибнут, так как рабочая площадка попадает в зону действия детонационной  волны, давление на фронте которой составляет порядка 1700 кПа. Персонал, который во время взрыва будет находиться в домике-вагоне, не пострадает, так как избыточное давление на фронте волны в этом месте будет составлять примерно 0,5 кПа. После взрыва возможно появление пожара на подъёмном агрегате, на приёмных мостках и соседних скважинах. При этом средства ликвидации находятся на пожарном щите, расположенном на инструментальной будке. В целом компоновка расположения оборудования предотвращает повторные взрывы и пожары.

 

7.2.4. Разлив сильно  действующих ядовитых веществ

 

 

При въезде на территорию АКСП ЦППН-2 автомобиля, перевозящего сероводород  в количестве 8 м³, происходит непредвиденная авария. Ее результатом становится свободный разлив СДЯВ по территории ЦППН-2. Плотность сероводорода (жидкость) составляет 0,964 т/м³, следовательно количество выброшенного при аварии вещества будет Q₀ = 8∙0,964 = 7,7 т.

Так как разлив был  свободным, толщина слоя сероводорода h принимается равной 0,05 м.

При разливе СДЯВ образуется первичное облако пара (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарение слоя жидкости).

Схема распространения  СДЯВ представлена на рисунке 7.2.

Эквивалентное количество вещества Q_э1 по первичному облаку определим по формуле:

,                                          (7.7)

где К₁ – коэффициент, зависящий от условий хранения СДЯВ (для сероводорода К₁ = 0,27);

K₃ – коэффициент, равный отношению пороговой токсодозы хлора к пороговой токсодозе другого СДЯВ (в нашем случае К₃ = 0,036).

Тогда:

т                             (7.8)

Эквивалентное количество вещества Q_э1 по первичному облаку определим по формуле:

,                                          (7.9)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 7.2. Схема распространения  СДЯВ при аварии на ЦППН-2.

Эквивалентное количество вещества Q_э1 по первичному облаку определим по формуле:

,                                          (7.10)

где К₁ – коэффициент, зависящий от условий хранения СДЯВ (для сероводорода К₁ = 0,27);

K₃ – коэффициент, равный отношению пороговой токсодозы хлора к пороговой токсодозе другого СДЯВ (в нашем случае К₃ = 0,036).

Тогда:

т                             (7.11)

Эквивалентное количество вещества Q_э2 по вторичному облаку определим по формуле:

,                   (7.12)

где К₂ – коэффициент, зависящий от свойств СДЯВ (для сероводорода К₂ = 0,042);

d – плотность СДЯВ, d = 0,964 т/м³;

h – толщина слоя СДЯВ, h = 0,05 м.

Тогда:

т      (7.13)

По приложению определяем максимальное значение глубин зон заражения  первичным (Г₁) и вторичным (Г₂) облаком СДЯВ.