Пожарная безопасность технологических процессов / Goryachev - PB Tekhnologicheskikh processov 2020

Пожарная безопасность технологий добычи и переработки нефти

нефти. ПНГ представляют собой смеси газообразных углеводородов, паров жидких углеводородов и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при ее сепарации.

Примерный компонентный состав ПНГ, в % (об.): метан (СН4) – 58–82, этан (С2Н6) – 5–8, пропан (С3Н8) – 6–14, бутаны – 4–11, пентаны – 1–7, гексаны – 0,2–1,1, гептаны и другие углеводороды – 0,1–0,9, СО2 – 0,1–0,6, N2 –0,4–1,4.МолярнаямассаПНГ21–27кг/кмоль;плотностьгаза0,88–0,92кг/м3. ПНГ частично закачивается в пласт (до 15 %), применяется для выработки электрической и тепловой энергии, используется в нефтехимической отрасли, для чего перерабатывается с получением сухого газа, подаваемого в систему магистральных трубопроводов, газового бензина, широкой фракции легких углеводородов и сжиженного газа.

При добыче 1 т нефти выделяется от 25 до 800 м3 ПНГ. Если на промысле отсутствует инфраструктура для сбора ПНГ, его подготовки, транспортировки и переработки, то ПНГ сжигается на факелах. В настоящее время коэффициент использования ПНГ достигает 85–90 %.

Первоначально нефть добывали лишь в регионах, где она выходила к самой поверхности земли, для чего вручную рыли колодцы глубиной не более 30–35 м. Этот метод широко использовался до середины XIX в. Позже стали использовать ручные и механизированные буры, что позволило добывать нефть фонтанным способом или методом тартания с помощью желонок (желонка – длинное и узкое по размерам скважины ведро). Впервые в мире в 1846 г. разведочную скважину глубиной 21 м пробурили в Российской империи в поселке Биби-Эйбат вблизи г. Баку. Первая пробуренная скважина с металлическими обсадными трубами была введена в эксплуатацию в 1864 г. на Кубани в долине р. Кудако.

В70-х гг. XIX в. инженером В. Г. Шуховым предложен компрессорный способ добычи нефти, который получил широкое распространение в советскоевремя.Большойвкладвразвитиенефтедобычиинефтепереработки в России внесли Д. И. Менделеев и И. М. Губкин. С 1933 г. метод тартания повсеместно заменили глубинно-насосным и компрессорным методами эксплуатации скважин.

Всостав объектов добычи нефти входят:

–  буровое оборудование (буровые вышки, буровой инструмент); –  приустьевое оборудование скважин (колонные головки, оборудова-

ние для фонтанной эксплуатации скважин, оборудование для газлифта, погружные насосы);

–  трубопроводы обвязки скважин.

Для бурения скважин применяют буровые установки (рис. 22.1), монтируемые на поверхности земли или на морских платформах (при добыче углеводородов на континентальном шельфе).

381

Пожарная безопасность технологических процессов

1

2

3

10

Рис. 22.1. Общий вид буровой установки:

1 – буровая вышка; 2 – талевая система; 3 – вертлюг; 4 – ротор; 5 – буровая лебедка; 6 – силовая установка; 7 – компрессор; 8 – дизель-генераторы; 9 – буровые насосы;

10 – система приготовления и очистки промывочной жидкости;

11 – приемные мостики для труб

На одной производственной площадке может быть пробурена одиночная скважина или куст скважин, которые размещают группами по 8 скважин в каждойгруппе,расположенныхпооднойпрямойнарасстоянии5мдруготдруга. Расстояниемеждугруппамидолжнобытьнеменее15м.Пристроительствекуста скважин по окончании бурения одной скважины буровую установку перемещают на место бурения другой скважины. На одной производственной площадке одновременно возможно проводить бурение кустовых скважин, их эксплуатацию, ремонт и т. д.

Нефтяная скважина – горная выработка круглого сечения диаметром 75–400 мм, предназначенная для добычи или разведки нефти. Как правило,

382

Пожарная безопасность технологий добычи и переработки нефти

скважины бурят вертикально, но могут бурить под заданным углом наклона. Конструкция скважины (рис. 22.2) зависит от цели и условий бурения, проектной глубины, условий эксплуатации, ожидаемых осложнений и других факторов.

6

5

4

Dш

3

Dк

Dп 2

Dэ 1

Рис. 22.2. Конструкция скважины

Верхняя часть скважины называется устьем, нижняя – забоем. Стенки скважины – это ее ствол. Сначала бурят ствол большого диаметра глубиной порядка 30 м. Спускают стальную обсадную трубу диаметром Dш, которая называется шахтовым направлением 4, и цементируют пространство между стенками трубы и стенками горной породы. Шахтовое направление необходимо для того, чтобы верхний слой почвы не размывался при дальнейшем бурении. Вторая колонна обсадных труб диаметром Dк называется кондуктором 3 и предназначена для крепления верхних неустойчивых пород, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения и установки на устье противовыбросового оборудования (колонной головки 5 с противовыбросовымоборудованиемилифонтаннойарматурой6).Длинакондуктораобычно

383

Пожарная безопасность технологических процессов

может достигать 500 м и более. Третья, наиболее длинная, колонна обсадных труб диаметром Dп называется промежуточной 2 и служит для изоляции вышележащих горизонтов от нижележащих горизонтов, предупреждения осложнений и аварий при бурении следующих интервалов. Последняя колонна обсадных труб 1 диаметром Dэ (эксплуатационная) служит для извлечения нефти или для закачивания в пласт различных агентов. Пространство между стенками труб и горной породой цементируют от забоя скважины вплоть до устья.

Для удаления выбуренной породы производят промывку скважин непрерывно циркулирующей водой или промывочным раствором (глинистым, глинисто-известковым, эмульсионным и т. д.) либо применяют продувку скважин воздухом или природным газом. Промывочный раствор характеризуется плотностью, вязкостью и другими параметрами. Качество раствора влияет на процесс бурения и обеспечение его пожаровзрывобезопасности. Недостаточная плотность раствора может привести к выбросу и аварийному фонтанированию скважины с последующим пожаром.

Средняя глубина добывающих скважин на данный момент в различных нефтегазовых регионах России составляет 1 500–3 000 м, в перспективе из-за истощения существующей ресурсной базы углеводородов она может достигнуть 4 000–6 000 м.

В зависимости от проектных параметров скважины, условий ее бурения и технико-экономических показателей выбирают режимы и способы бурения. В настоящее время применяется:

–  роторное бурение; –  турбинное бурение; –  электробурение.

При роторном способе бурения двигатель, приводящий во вращение долото, установлен на поверхности земли и вращает всю бурильную колонну вместе с долотом.

При турбинном бурении и электробурении колонна неподвижна, а долото вращается от ротора забойного двигателя – гидравлической турбины (турбобура) или погружного электродвигателя (электробура). Турбобур работает за счет энергии промывочного раствора. Электробур питается с поверхности земли через кабель, встроенный внутри бурильной колонны.

22.2. Особенности пожарной опасности при бурении нефтяных скважин и основные способы обеспечения пожарной безопасности

Ежегодно на нефтепромыслах России регистрируется от 5 до 13 выбросов нефти из скважин в виде открытого фонтанирования. Более 30 % таких аварий сопровождается пожарами.

384

Пожарная безопасность технологий добычи и переработки нефти

Пожарная опасность при бурении нефтяных скважин характеризуется возможностью нефтегазопроявлений и наличием горючих веществ и материалов на буровой: топлива для двигателей, промывочных углеводородных растворов, нефтепродуктов для нефтяных ванн, горючих реагентов и строительных материалов и др.

На буровых имеются специфические источники зажигания: открытый огонь и искры при проведении огневых работ, искры и высокотемпературные выхлопы при работе силовых агрегатов, теплота трения во фрикционном тормозе буровой лебедки, искры удара при падении и соударении плохо закрепленных частей оборудования, самовозгорающиеся пирофорные соединения, разряды молний и статического электричества, тепловые проявления в неисправном электрооборудовании, заносимые на буровую извне источники зажигания.

К факторам, влияющим на последствия и тяжесть аварий и пожаров при бурении скважин, относятся: разлив нефти при нефтегазопроявлениях или нефтяном фонтане, образование зон ВОК на прилегающей к буровой территории, взрыв горючей смеси и пожар разлива нефти или нефтяного фонтана.Наличиеперсоналабуровойнепосредственновзоненефтегазопроявлений может привести к поражению людей опасными факторами взрыва или пожара. Размещение объектов нефтедобычи в отдаленных, труднодоступных районах, на озерах или на морском шельфе затрудняет быструю доставку специалистов и техники для ликвидации аварии или пожара.

Пожароопасность при бурении кустовых скважин выше, чем при бурении одиночных скважин. Это связано с одновременным проведением на ограниченной производственной площадке разнородных технологических операций (бурение, вскрытие пласта, эксплуатация, ремонт и т. д.). Пожар на одной скважине может быстро распространиться на весь куст скважин с возникновением группового пожара.

Основные мероприятия по обеспечению пожарной безо - пасности при бурении нефтяных скважин:

–  площадка, предназначенная для монтажа буровой установки, в радиусе не менее 50 м освобождается от наземных и подземных трубопроводов, кабелей и очищается от леса, кустарника, травы;

–  вокруг наземных буровых сооружений выравниваются площадки шириной 10 м для передвижения людей и пожарной техники;

–  для размещения специальной пожарной техники на случай тушения пожаров газонефтяных фонтанов обустраиваются площадки шириной не менее 12 м, отстоящие от устья скважины на расстоянии не более 15 м; –  нефтепродукты для приготовления промывочного раствора и нефтяных ванн, загрязненная нефтью выбуренная порода размещаются не ближе

385

Пожарная безопасность технологических процессов

40 м от буровой, а запас топлива для двигателей внутреннего сгорания (ДВС) – не ближе 20 м;

–  территория буровой очищается от следов нефти при каждой смене вахты;

–  расходный топливный бак, установленный в помещении для ДВС, должен иметь вместимость не более 200 л, а общий запас топлива не должен превышать 15-суточной потребности буровой;

–  выхлопные газы ДВС отводятся на безопасное расстояние от устья скважины (не ближе 15 м);

–  выхлопные трубы ДВС оборудуются искрогасителями; –  при проведении сварочных и других огневых работ строго соблюда-

ются требования пожарной безопасности; –  при осложнениях, способных привести к нефтегазопроявлению

(снижение плотности раствора, его перелив в статическом состоянии), проведение сварочных и других огневых работ запрещается;

–  проводятся регулярные осмотры и испытания оборудования и механизмов для предотвращения их перегрева и механических повреждений; –  после ремонта, сильных ветров, ликвидации аварий и длительных перерывов в работе проводятся осмотры и испытания оборудования и механизмов; –  ограничивается скорость спуска бурильных труб, применяются гидравлические или электродинамические тормоза для исключения перегрева

тормозных колодок и др.

22.3. Особенности пожарной опасности при эксплуатации нефтяных скважин и основные способы обеспечения пожарной безопасности

Для добычи нефти из пласта используются три способа:

–  фонтанный – способ, при котором подъем нефти на поверхность происходит под действием пластовой энергии;

–  насосный – наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов;

–  компрессорный – способ, при котором подъем нефти на поверхность происходит за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа, подаваемого в пласт с поверхности.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин

Для герметизации устья нефтяной скважины, направления движения скважинного продукта в выкидную линию, регулирования и контроля режима работы скважины на ее устье устанавливается фонтанная арматура, которая состоит из трубной головки и фонтанной елки (рис. 22.3).

386

Пожарная безопасность технологий добычи и переработки нефти

Рис. 22.3. Фонтанная арматура:

1 – крестовина; 2 – тройник; 3 – катушка; 4 – задвижка; 5 – выкидная линия

Трубная головка монтируется на колонной головке и предназначается для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка из забоя и т. д.

Фонтанная елка предназначена для направления продукции скважин в выкидную линию, регулирования отбора жидкости, проведения ремонтных работ, для спуска в скважину скребка, различных измерительных приборов, не останавливая при этом работу скважины.

Пожарная опасность фонтанного способа эксплуатации возникает при выходе нефти наружу из-за срыва фонтанной арматуры, сквозной коррозии и эрозии трубопроводов, нарушения герметичности фланцевых соединений и др.

Основные способы предотвращения выхода нефти наружу при фонтанном способе эксплуатации скважин:

–  надежная герметизация ствола и устья скважины; –  своевременное проведение планово-предупредительного ремонта,

контроль надежности герметизации оборудования на устье скважины и оперативное принятие мер по устранению всех замеченных дефектов;

–  оборудование устья скважины стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному

387

Пожарная безопасность технологических процессов

давлению. Если на скважине ожидается интенсивное нефтегазопроявление, то арматуру надежно защищают от раскачивания оттяжками и анкерными болтами;

–  нефте- и газопроводы, идущие от скважины, выполняют из бесшовных труб, соединенных сваркой;

–  оборудование перед вводом в эксплуатацию опрессовывают при

рг.и ≥ 1,5 рр (где рг.и – давление гидравлического испытания, МПа; рр – рабочее давление, МПа).

При эксплуатации месторождений с парафинистой нефтью одним из частных видов неисправностей является запарафинирование ствола и выкидных линий. Для предотвращения образования отложений внутреннюю поверхность труб покрывают эмалями, смолами, лаками, а накопившиеся отложения периодически удаляют одним из следующих способов: механическим (очистка специальными скребками); физико-химическим (растворение парафина растворителями); термическим, или тепловым (размывание отложений нагретыми теплоносителями).

При использовании термического способа удаления отложений передвижную паровую установку размещают не ближе 25 м от устья скважины.

Пожарную безопасность законсервированных скважин обеспечивают следующими способами: заливают в скважину такое количество раствора, чтобы давление от него было на 25–30 % выше пластового давления; все задвижки на фонтанной арматуре закрывают и опломбируют, а их маховики снимают.

Насосный способ эксплуатации нефтяных скважин

Способ эксплуатации нефтяных скважин глубинными насосами является наиболее распространенным. Его применяют в тех случаях, когда низкий запас пластовой энергии не обеспечивает фонтанирование скважины, а применение компрессорного способа связано с большими удельными расходами воздуха или ПНГ.

Схема штанговой насосной установки показана на рис. 22.4. Пожарная опасность при эксплуатации скважин глубинными насоса-

ми возникает при повреждении ствола и устья скважины, разгерметизации трубопроводов и образовании зон загазованности на территории промысла. Наличие песка в нефти может вызвать заклинивание плунжера, привести к интенсивному износу и нарушению баланса оборудования.

Основные способы обеспечения пожарной безопасно - сти при эксплуатации скважин глубинными насосами:

–  ограничение попадания песка в скважину регулированием режима отбора нефти;

–  установка фильтров;

388

Пожарная безопасность технологий добычи и переработки нефти

–  использование специальных плунжеров; –  установка в забое песочного якоря (цилиндрической емкости, сое-

диненной с приемным отверстием насоса); –  контроль качества смазки подшипников, редукторов, кривошип-

но-шатунного механизма, проверка степени натяжения ременных передач для предотвращения перегрева трущихся частей наземного оборудования; –  своевременное удаление разливов нефти возле скважины, засыпка

свежим песком или землей замазученных участков.

Рис. 22.4. Схема штанговой насосной установки:

1 – плунжерный насос; 2 – плунжер; 3 – насосные трубы; 4 – штанга; 5 – шток; 6 – головка балансира; 7 – балансир; 8 – балансирный противовес;

9 – шатун; 10 – стойка; 11 – противовес; 12 – редуктор; 13– клиноременная передача; 14 – электродвигатель

При эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами дополнительную пожарную опасность создает наличие у скважины высоконапорной насосной установки, нагнетающей нефть.

Для обеспечения пожарной безопасности эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами необходимо:

–  оборудоватьлиниюнагнетаниянасосаманометромиобратнымклапаном, работающим в режиме предохранительного клапана;

–  опрессовывать оборудование перед каждым пуском установки в ра-

боту при рг.и ≥ 1,5 рр; –  запускать установку при открытых запорных устройствах на прие-

ме и выкидке насоса; –  повышать давление в нагнетательной линии только после выхода

насоса на нормальный рабочий режим; –  при всех остановках насоса снижать давление в линии до атмосфер-

ного значения.

389

Пожарная безопасность технологических процессов

Компрессорный способ эксплуатации нефтяных скважин

Часто энергии нефтяного пласта оказывается недостаточно для подъема нефти. В этом случае фонтанирование можно возбудить искусственно подачей к забою скважины газа, сжатого на компрессорной станции. Для закачкив скважинуиспользуютсжатыйвоздух(эрлифтныйспособэксплуатации) или попутный нефтяной газ (газлифтный способ эксплуатации).

При компрессорном способе эксплуатации в скважину спускают насо- сно-компрессорные трубы в один или два ряда. В первом случае система называется однорядным подъемником, во втором случае – двухрядным. Схема однорядного подъемника показана на рис. 22.5.

Сжатый газ

Нефтегазовая смесь Производственная

площадка

1

2

Пластовая нефть

Рис. 22.5. Схема однорядного подъемника:

1 – насосно-компрессорные трубы; 2 – обсадные трубы

Преимущества газлифтного способа эксплуатации по сравнению с насосным способом:

–  простота конструкции, ремонта и обслуживания оборудования, которое располагается только на поверхности;

–  возможность отбора нефти с высоким содержанием газа или повышенной температурой;

–  простота регулирования дебита скважины путем изменения подачи газа в скважину;

–  возможность добычи высокопарафинистой нефти, загрязненной песком и обводненной нефти с высоким содержанием солей.

В то же время газлифтный способ имеет серьезные недостатки: –  возможность образования стойких водонефтяных эмульсий;

–  большой износ насосно-компрессорных труб при добыче загрязненной песком и обводненной нефти;

–  большие капитальные затраты на строительство сети газопроводов, компрессорных и газораспределительных станций.

390