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.
Предприятия нефтегазодобывающей отрасли представляет собой значительный комплекс объектов. Каждый из них имеет специфические характеристики.
Противопожарный режим на таких объектах учитывает наличие большого объема веществ повышенной горючести и взрывоопасности. Многие технологические процессы на объектах связаны с высокими температурами и давлениями, применением открытого огня, наличием легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, горючих газов, пожаровзрывоопасных установок, веществ и материалов.
Усиленное развитие нефтегазовой промышленности усложняет требования к обеспечению пожарной безопасности производственных объектов - нефтяных и газовых скважин, резервуарных парков, установок по подготовке нефти, магистральных нефте- и газопроводов и пр.
Пожары от легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, горючих газов - сложные, нередко длительные по времени. Распространение пожаров при возгораниях характеризуется значительной скоростью и сопровождается выделением большого объема тепловой и лучистой энергии.
В нефтяной промышленности они могут возникать по причине негерметичности соединительной арматуры технологических аппаратов. Также приводят к пожарам выделение паров ЛВЖ и ГЖ при негерметичности резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, разрушение (коррозия) нефтепроводов и газопроводов, самовозгорание пирофорных отложений. Следует отметить, что пожар в одном резервуаре или на одной наружной установке создает угрозу распространения его на соседние резервуары или аппараты и коммуникации.
Основные нарушения, выявляемые пожарным надзором
Несмотря на повышенную технологическую и пожарную опасность объектов рассматриваемой отрасли органами государственного пожарного надзора выявляется достаточно большое количество нарушений требований пожарной безопасности в ходе осуществления контрольно-надзорных мероприятий.
Наиболее распространенными из них являются нарушения, связанные со следующими пунктами:
- работоспособностью автоматических систем пожарной сигнализации и пожаротушения объектов;
- соблюдением правил монтажа и эксплуатации таких систем;
- наличием исполнительной документации на системы противопожарной защиты;
- правилами эксплуатации путей эвакуации;
- технологическими требованиями предотвращения аварийного розлива нефтепродуктов;
- вентилируемостью открытых технологических насосных.
Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности объектов
Учитывая наличие вышеизложенных нарушений требований пожарной безопасности, первоочередными являются мероприятия по противопожарной защите, предписанные по результатам проведенных проверок органами ГПН.
Что касается объектов незавершенного строительства и объектов, строительство которых запланировано в будущем, то особое внимание следует обращать на соответствие проектной и исполнительной документации современным нормам технологического проектирования в части установления режима функциональной безопасности и соотнесения его с риском возникновения пожаров и чрезвычайных ситуаций.
В отличие от требований пожарной безопасности к объектам иного производственного назначения, требования к объектам нефтяной отрасли учитывают необходимость наличия дополнительных систем инженерной защиты.
Согласно действующему законодательству для обеспечения пожарной безопасности объектов защиты, которые были введены в эксплуатацию, либо проектная документация на которые была направлена на экспертизу после дня вступления в силу Федерального закона «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», применяются требования документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований пожарной безопасности.
Следует отметить, что в современных нормативных документах по пожарной безопасности многие требования, содержащиеся в ранее действующих документах, отсутствуют. Перечень таких документов утвержден Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.
Согласно позиции Департамента надзорной деятельности и профилактической работы МЧС России для зданий, сооружений, для которых отсутствуют нормативные требования пожарной безопасности, в силу требований указанного Федерального закона должны быть разработаны специальные технические условия, отражающие специфику обеспечения их пожарной безопасности и содержащие комплекс необходимых инженерно-технических и организационных мероприятий по обеспечению пожарной безопасности.
Особенности технического оснащения предприятий нефтедобычи
Техническое оснащение предприятий отрасли значительно отличается от оснащения предприятий иных отраслей, обусловленное спецификой как технологической регламентации, так и собственно требованиями к системам обеспечения пожарной безопасности.
В отличие от требований пожарной безопасности к объектам иного производственного назначения требования к рассматриваемым объектам учитывают необходимость наличия дополнительных систем инженерной защиты. К примеру:
- резервуары хранения нефтепродуктов оснащаются системами охлаждения и автоматическими установками пожаротушения; в отдельных случаях предусматриваются азотные «подушки», предотвращающие доступ кислорода к горючей среде;
- на сливоналивных железнодорожных эстакадах предусматриваются стационарные системы пожаротушения, линии дренчерных завес, ручные пожарные извещатели, орошение лафетными стволами;
- технологические аппараты и наружные установки также оборудуются лафетными стволами, ручными пожарными извещателями, кольцами орошения, а также технологическими ограничителями розлива
нефтепродуктов.
Требования к оперативному плану тушения пожаров
В соответствии с Федеральным законом «О пожарной безопасности» № 69-ФЗ руководителем производственного предприятия в обязательном порядке разрабатывается план тушения пожара, предусматривающий решения по обеспечению безопасности людей. Требования к такому плану установлены Методическими рекомендациями по составлению планов тушения пожаров и карточек тушения пожаров.
Для чего же нужен план? Прежде всего он необходим для обеспечения руководителя тушения пожара информацией об оперативно-тактической характеристике объекта, также для предварительного прогнозирования возможной обстановки на пожаре, планирования основных действий по тушению, повышения теоретической и практической подготовки личного состава к действиям по тушению пожаров и информационного обеспечения при подготовке и проведении учений, а также при исследовании (изучении) пожара.
План тушения пожаров включает в себя основные элементы, такие как генеральный план объекта, поэтажные планировки и разрезы, оперативно-тактическую характеристику объекта, прогноз развития пожара, действия обслуживающего персонала (работников) объекта до прибытия пожарных подразделений, подробное описание организации работ по спасению людей и организацию тушения пожара подразделениями пожарной охраны, порядок взаимодействия подразделений пожарной охраны со службами жизнеобеспечения, и, конечно же, требования правил охраны труда.
В планы вносятся коррективы оперативными службами в процессе их отработки.
Результаты мониторинга пожарной безопасности в нефтяной отрасли
Главным управлением МЧС России по Республике Башкортостан проведен мониторинг сложившейся обстановки с обеспечением пожарной безопасности на объектах нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей и нефтехимической промышленности, который показал, что за последние пять лет на объектах данной категории произошло 15 пожаров, из которых два - на резервуарах и 13 - на технологическом оборудовании.
Основными причинами пожаров являются самовоспламенение пирофорных отложений, нарушения параметров эксплуатации технологического оборудования и нарушение изоляционного слоя электропроводов.
Результаты плановых проверок по обеспечению пожарной безопасности на объектах защиты, проведенные федеральными органами государственного пожарного надзора, показали, что данные инциденты зачастую происходят в результате нарушений требований пожарной безопасности и невыполнения выданных предписаний надзорных органов в полном объеме.
За 2016 и истекший период 2017 г. в отношении указанных объектов проведено 10 внеплановых проверок. По их результатам установлено неустранение 254 нарушений требований пожарной безопасности.
Руководителям хозяйствующих субъектов вручены предписания по устранению нарушений требований пожарной безопасности, на контроле остается устранение более тысячи нарушений.
За допущенные нарушения должностными лицами органов ГПН и судебными органами вынесено девять постановлений по делам об административных правонарушениях в отношении юридических лиц.
Нефтедобывающая промышленность является основной отраслью экономики и индустрии нашей страны. Нефть – неотъемлемая часть современной жизни. Из нее изготавливают множество вещей, без которых человеку 21 века уже невозможно представить окружающий мир. Это и различные виды топлива (включая солярку и авиационное топливо), и целлофановые пакеты, и синтетические ткани. Предприятия, осуществляющие добычу нефти и газа, называются нефтепромыслами.
Нефтепромыслы России
Впервые добывать нефть на территории России попытались в 1746 году. Рудоискатель Федор Прядунов построил на р. Ухта завод по добыче. До этого в стране не было ни одного промысла. Но на тот момент создать полноценное производство не получилось. Лишь в 19 веке попытки добывать нефть возобновил Михаил Сидоров.
Пристальный интерес к нефти появился в начале двадцатого века. Полноценно разрабатывать Ухтынское месторождение начали только в 1929 году. Там добывалось 20 миллионов тонн нефти в год. Это была просто огромная цифра для того времени.
Сейчас в России существует большое количество предприятий, занимающихся добычей нефти. Доля доходов от экспорта углеводородов составляет примерно 40% всего бюджета страны.
Одним из нефтепромысловых предприятий ЗАО Реимпэкс Самара. Основное направление деятельности компании – добыча сырой нефти и природного газа. Реимпэкс занимается эксплуатационным бурением и поставками нефтедобывающего оборудования. Компания осуществляет подбор КИПиА для трехфазных сепараторов, аппаратов и устройств, необходимых для добычи углеводородов.
Возникновение и развитие грозненских нефтепромыслов
На территории чеченской республики нефть добывали еще в 17 веке. Это были частные разработки месторождений. Из нефти производились краски, она применялась для лечения, а иногда и в военных целях. Чеченские промышленники торговали нефтью с Россией.
В 19 веке на Грозненском хребте была найдена целая группа месторождений. Нефть добывали из колодцев не более двух аршин в глубину, откуда ее просто вычерпывали ведром. Технология добычи не менялась долгое время. С 1833 по 1860 годы таким способом освоили примерно 140 тысяч пудов нефти.
Вплотную производством нефти в чеченской республике занялся богатый купец Мирзоев. Уже к 1880 году добыча возросла до 164 тыс. пудов в год. В 1870-х годах изобретатель Меликов построил несколько нефтеперегонных заводов, что позволило увеличить производство керосина.
В начале 20 века чеченский город Грозный являлся основным поставщиком бензина не только для России, но и по всему миру. Добыча нефти возрастала даже в первую мировую войну с 98,4 млн. пудов в 1914 году, до 109 млн. пудов к 1917-му.
В Грозном утвердились крупнейшие мировые нефтяные тресты: «РоялДатч Шелл транспорт», «Русская генеральная нефтяная корпорация», «Товарищество братьев Нобель». Грозненский нефтяной район становится частью транснациональных корпораций. В 1914 году 3 монополии: «Shell», «Товарищество братьев Нобель», «Русская генеральная нефтяная компания» – контролировали более 60 % российской нефти.
Нефтепромыслы Казахстана
В Казахстане добыча нефти началась с 19 века. Вплоть до 1965 года добыча велась только в Ембинском бассейне, однако, потребности страны стимулировали промышленную разработку и в других месторождениях, крупнейшее из которых Мангышлак.
Современный Казахстан по количеству запасов нефти занимает в мире 13-е место и 26-е по объемам добычи (примерно 50 млн. тонн в год). Однако переработка нефти не получила широко развития. Большая часть сырья вывозится из страны, а взамен ввозятся нефтепродукты.
На территории Казахстана работает всего три завода, которые перерабатывают нефть:
- Атырауский;
- Павлодарский;
- Шымкентский.
Эти предприятия способны обработать только 19,4 млн.тонн в год.
Бакинские нефтепромыслы
В Азербайджане нефть научились извлекать на поверхность еще в десятом веке. Однако развитие добычи в промышленных масштабах началось с 19 века. Первый нефтеперегонный завод был заложен в 1857 году. А в 1863 году на этот завод приехал работать сам Д.И. Менделеев.
В 1901 г. бакинские нефтяные промыслы дали 11,4 млн. т нефти, что составляло 90% общероссийской и 50% мировой добычи.
Сейчас углеводородные запасы Азербайджана по всем категориям составляют более 4 млрд. тонн.
Работа и вакансии на нефтепромыслах
Современные нефтепромыслы заинтересованы в высококвалифицированных кадрах. Специалистам выплачивается конкурентоспособная заработная плата, а также проводятся различные мероприятия по повышению квалификации сотрудников.
Работа на нефтепромысловых предприятиях ведется, как правило, вахтовым методом. В примерный список вакансий входят такие профессии, как геологи; инженера; проектировщики; технологи; маркшейдеры, машинисты буровой установки, эксперты по бурению.
Работать в нефтепромысле можно, полив образование по следующим специальностям: геология, нефтегазовое дело, энерго- и ресурсосберегающие процессы в химической технологии нефтехимии и биотехнологии. Для некоторых вакансий достаточно и среднего специального образования.
Обустройство нефтепромысла: вышки, насосные станции, оборудование
Для создания нефтепромысла требуется площадка, добывающая скважина, трубопровод, позволяющий собирать нефть и газ. Необходимы участки подготовки нефти, поддержания пластового давления, подготовки газа и конденсата, кустовая насосная станция. Потребуются различные установки для проведения измерений, нефтешлаконакопители, объекты пожарной безопасности, водоотвода и водоснабжения.
Как бурят горизонтальные скважины на нефтепромыслах
Горизонтальные скважины необходимы для добычи нефти из труднодоступных мест. Такая скважина отклоняется от вертикального ствола под определенным углом.
Основные способы бурения:
- направленный процесс внутриразломного типа;
- сервисное инсталляционное бурение.
Эти способы бурения позволяют увеличить добычу нефти на уже истощающихся месторождениях, а также менее пагубно сказывается на экологии.
Охрана нефтепромысла
Для проведения природоохранных мероприятий на нефтепромысловых заводах:
- устанавливаются очистные сооружения и полигоны для размещения отходов;
- проводится экологический мониторинг окружающей среды;
- осуществляются мероприятия, направленные на восполнение природных ресурсов, например запуск молоди рыб в водоемы, высадка лесов.
Противопожарные мероприятия на нефтепромыслах
Нефть – легковоспламеняющийся продукт, обращение с которым требует повышенной осторожности. Для работы современных предприятий по добыче углеводородов существуют особые правила безопасности.
Все объекты предприятия должны содержаться в чистоте. Недопустимы разлитые легковоспламеняющиеся жидкости (нефть, мазут). Запрещено хранить нефть в открытых ямах и амбарах. Возле пожароопасных объектов в радиусе 5 м скашивается трава.
В нефтегазовой отрасли большое внимание уделяется мерам противопожарной безопасности. Предприятия должны быть оборудованы средствами пожаротушения, и иметь план эвакуации на случай возникновения нештатных ситуаций. Курение допускается только в специально оборудованных местах. Это основные меры безопасности, но далеко не все.
Мониторинг состояния окружающей среды на нефтепромыслах
Экологический мониторинг представляет собой наблюдение за окружающей средой и сравнение полученных показателей с эталонным значением. В качестве эталонного значения, например, берется сходная по всем параметрам среда, но развивающая без вмешательства человека и вдали от экологически опасных предприятий.
Территориально мониторинг бывает локальный, региональный и глобальный. Замеры показателей проводятся в воздухе, поверхностных водах и в земле. Дополнительно исследуется влияние радиации шумов и другие показатели, в зависимости от характера производства.
Новое оборудование для нефтепромысла на выставке
На выставке «Нефтегаз» представлены инновационные разработки в сфере добычи углеводородов от более чем пятьсот российских и зарубежных производителей.
В экспозиции компании можно увидеть новое оборудование для нефтепромысла, позволяющее увеличить производство и снизить вредное влияние на окружающую среду.
Современные технологии позволяют повысить эффективность работы предприятий и автоматизировать рабочие процессы.
Читайте другие наши статьи:
