ДЃ™гђ•≠в Microsoft Word. 4 Безопасность и экологичность проекта
 Скачать 108 Kb.
|
4 Безопасность и экологичность проекта4.1 Общие требования правил безопасности при ремонте скважин Кислотно-имплозионное воздействие проводят при ремонте скважин. Поэтому рассмотрим общие правила безопасности по ремонту скважин. Работы по обеспечению безопасности проведения ремонта скважин должны выполняться в соответствии с разделом 4.6 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных Госгортехнадзором РФ 05.06.2003 г. Рассмотрим основные требования этих правил. 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. 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. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на приустьевой площадке и цементируются относительно устья скважины в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода изготовителя. Ввод агрегата в эксплуатацию оформляется актом комиссии организации. Перед началом работ по ремонту скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ на ремонт скважины. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных глубинными клапанами-отсекателями и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой. 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 (пакер, шаблон и др.) не должна превышать 0,25 м/с. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным. Освоение скважин после завершения ремонтных работ должно производиться с участием представителя заказчика. При освоении и ремонте скважин должны быть приняты меры по предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины. При необходимости подъема лифтовых (бурильных) труб с сифоном (не снят клапан, «шламование» лифтовых колонн и т.п.) следует производить постоянный долив скважины с поддержанием уровня жидкости на устье. 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. Соседние с ремонтируемой скважины, эксплуатирующиеся глубинными штанговыми насосами, могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, определенными планом работ. Перед расстановкой оборудования для подземного или капитального ремонта скважин, нагнетание газа в ремонтируемую скважины 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. 4.2 Общие требования правил безопасности при работе с соляной кислотой Основные меры безопасности при работе с соляной кислотой должны соответствовать «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-624-03) с дополнениями и изменениями к «Правилам» (ИПБ 08-375-00), а также «Межотраслевым правилам по охране труда при использовании химических веществ (утвержденные Министерством труда и социального развития РФ 17.09.1997 г.)». Для проведения кислотно-имплозионной обработки используется соляная кислота, пары которой при длительном воздействии могут вызвать катар дыхательных путей и помутнение роговицы глаз. Воздействие жидкого продукта на кожные покровы вызывает тяжелые химические ожоги и изъязвления. Предельно-допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей зоны составляет 5 мг/м3. Соляная кислота относится к третьему классу опасности [11]. Соляная кислота - негорючее вещество, по экспериментальным данным испытательной лаборатории УПО МВД ТАССР и НПО «Союзнефтепромхим» относится к трудновоспламеняемым веществам - температура самовоспламенения 386°C по ГОСТ 13920 – 68. Товарная соляная кислота имеет плотность 1154 – 1188 кг/м3, вязкость при 200С µ = 2 мПа*с, температуру застывания минус 580С. Плотность 24% раствора соляной кислоты при 180С составляет 1121кг/м3. Хранится в емкостях, укрытых от прямых солнечных лучей и предназначенных для хранения соляной кислоты. Ингибированная смесь соляной и фтористо-водородной кислот можно хранить в стальных незащищенных от коррозии емкостях до 30 суток. По истечении этого срока в емкости добавляется ингибитор коррозии. Соляная кислота транспортируется железнодорожными и автомобильными цистернами, предназначенными для перевозки соляной кислоты. Ингибированную смесь соляной кислоты транспортируют наливом в железнодорожных цистернах в соответствии с «Правилами перевозки грузов» по ГОСТ 19433 – 88. Грузы опасные. Классификация и маркировка. Ответственное лицо за перевозку должно иметь «Аварийную карточку системы информации об опасности». Все лица, занятые на работах с соляной кислотой, должны пройти обучение согласно требованиям «Единой системы охраны труда в нефтяной промышленности». Лица моложе 18 лет, а также беременные и кормящие женщины к работам не допускаются. При работе с соляной кислотой необходимо пользоваться специальной одеждой, обувью и другими средствами индивидуальной защиты в соответствии с «Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты». Обеспечение пожарной безопасности при хранении, транспортировании и применении химических реагентов осуществляется в соответствии с ГОСТ 12.1.004-76 , ГОСТ 12.1.010-76, ГОСТ 12.4.009-83 и методическими рекомендациями «Пожароопасные свойства химреагентов, применяемых в технологических процессах нефтедобычи». При попадании химических реагентов на кожу или слизистые оболочки обмыть загрязненные поверхности струей чистой воды. Если на одежде есть загрязненные участки - снять загрязненную одежду. 4.3 Меры безопасности и природоохранные мероприятия при проведении КИВТехнологии кислотно-имплозионного воздействия не имеют в своем составе технологических операций, которые не применялись в практике ведения ремонтных работ и работ по обработке призабойной зоны пласта. Поэтому разработки специальных мер безопасности и ведения работ не предполагается. Основные меры безопасности и охраны окружающей среды при производстве работ, связанных с реализацией технологии, должны соответствовать требованиям следующих нормативно-технических документов: Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-624-03) с дополнениями и изменениями к «Правилам» (ИПБ 08-375-00). Основные положения об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности (утверждены Министерством топлива и энергетики России 11.03.93 г.). Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше (ГОСТ 17.1.3.12.-86). Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО-85). В соответствии с этими нормативными документами проведение кислотно-имплозионного воздействия призабойной зоны скважин должна проводиться обученным персоналом под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному руководителем предприятия. К выполнению работ допускаются лица, имеющие образование по соответствующей специальности, право на ведение этих работ и прошедшие инструктаж по технике безопасности. Грузоподъемность подъемной установки должна соответствовать максимальной нагрузке, ожидаемой в процессе выполнения различных этапов технологических процессов. Между подъемником и устьем скважины не должны находиться предметы, препятствующие движению. Насосные агрегаты должны устанавливаться на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с наветренной стороны таким образом, чтобы кабина была обращена в противоположную сторону от устья скважины. Емкости с кислотой устанавливаются на расстоянии 50 м от устья скважины. Расстояние между ними должно быть не менее 3 м. Не допускается установка кислотовозов, емкостей с кислотой и другого специального оборудования под действующими линиями электропередач. Закачка кислоты должна выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции. Перед началом кислотно-имплозионного воздействия подлежит проверке вся талевая система, состояние оттяжек и работа ограничителя подъема талевого блока. Персонал, задействованный на работах, должен быть проинструктирован: о свойствах кислоты; о правилах техники безопасности при работе с кислотой, перевозке, сливе, мойке и очистки емкости; о мерах в случае утечки кислоты; о мерах оказания первой помощи; о мерах по борьбе с пожаром и использованием средств пожаротушения. Результаты инструктажа заносятся в журнал инструктажа на рабочем месте. Запрещается проводить кислотно-имплозионное воздействие без исправного индикатора веса. Согласно «Правилам пожарной безопасности в нефтяной промышленности ППБО-85», утвержденным Министерством нефтяной промышленности 25.11.85 г.: - запрещается при длительных остановках работы в зимнее время прогревать манифольды открытым огнем; - автоцистерны с горючими веществами должны иметь надпись «Огнеопасно», оснащены углекислотными огнетушителями, кошмой (размером 2 на 2 м), лопаткой; - насосные агрегаты должны оборудоваться искрогасителями и иметь исправные средства пожаротушения, заземления. Кислотная обработка скважин должна производиться только в дневное время. Запрещается производить закачку кислоты при силе ветра более 12 м/сек, тумане, сильном снегопаде. Во время выполнения операций с применением кислот запрещается нахождение на территории скважины посторонних лиц. После окончания работ по закачке кислоты в скважину, оборудование и коммуникации следует тщательно промыть пресной водой. 4.4 Расчет опасных зон при аварийном разливе соляной кислоты Наиболее опасной операцией во время проведения физико-химического воздействия на призабойную зону пласта является перевозка и закачка кислоты в пласт. При этой операции применяется насосный агрегат ЦА-320М, с помощью которого производится продавка кислоты в пласт при высоком давлении и кислотовозы СИН 37 предназначенные для транспортировки, временного хранения и перекачки растворов кислот. Произведем расчет опасности для персонала, населения и окружающей природы проектного технологического процесса при аварийном разливе кислоты. Данные расчета: объем кислоты 12,11 м3 ; метеоусловия – изотермия t = 200С, скорость ветра 2 м/с. Произошло разрушение наибольшей емкости и разлив соляной кислоты. При разливе соляной кислоты образуется первичное облако пара, содержащее 5% от всей массы – мгновенное испарение и вторичное облако – представляющее собой пары кислоты, поступающие из области разлива за счет испарения. Глубина зоны химического поражения: Г = К2 · К3 · К4 · 34,2 3√ (G/D · V)2, (4.1) где G – масса соляной кислоты, кг; D – токсидоза соляной кислоты, мг/л*мин; V – скорость ветра, м/сек; К2 – коэффицент, учитывающий состояние атмосферы; К3, К4 – коэффиценты, учитывающие условия хранения и топографические условия местности. Г = 0,33 · 1 · 1· 34,2 3√(13575/2·2)2 = 6422 м. Ширина зоны поражения: Ш = К1 · Г, (4.2) Где К1 – коэффицент, учитывающий состояние атмосферы. Ш = 0,15 · 6422 = 963 м. Площадь зоны поражения: S = 0,5 · Г · Ш (4.3) S = 0,5 · 6422 · 963 = 3092193 м2. Скорость переноса облака, зараженного СДЯВ: W = К6 · V, (4.4) где К6 – коэффицент, учитывающий состояние атмосферы. W = 1,5 · 2 = 3 м/с. Время подхода зараженного воздуха к объекту: tп = L/W · 60, (4.5) где L – расстояние от места аварии до объекта народного хозяйства. tп = 6000/3 · 60 = 33,3 мин. Время действия поражающих концентраций: tпор =К5 · tи , (4.6) где К5 – коэффицент, учитывающий влияние скорости ветра на продолжение поражающего действия соляной кислоты; tи - время испарения соляной кислоты в зависимости от оборудования хранилищ. tпор = 1 · 7 = 7 час. 4.5 Экологическая характеристика Бавлинского месторождения Характер производственной деятельности предприятий нефтяной промышленности оказывает неблагоприятное воздействие на окружающую среду. По всей цепочке процесса добычи нефти от строительства скважин до перерабатывающих заводов природа подвергается воздействию различных вредных веществ. Большинство нефтепромысловых сооружений не отвечает современным требованиям по охране природы и является источником загрязнения окружающей среды. Длительная эксплуатация месторождений при мизерном материально-техническом обеспечении процесса добычи нефти привела к сильному износу нефтепромыслового оборудования. Почти 50% проложенных нефтепроводов и 35% водоводов отслужили амортизационный срок и требуют замены. Разработка месторождений в таких условиях при незначительных объемах природоохранных мероприятий, финансируемых по остаточному принципу, резко отрицательно отразилось на состоянии окружающей среды. На значительной территории испорчены сельскохозяйственные угодья, леса; вредными примесями загазован воздушный бассейн. Особенно сильному загрязнению подвергаются природные подземные и поверхностные источники хозяйственно-питьевого водоснабжения (родники, артезианские скважины, большие и малые реки, водоемы). В пределах Бавлинского месторождения расположены 17 населенных пунктов, в том числе г. Бавлы. Протекают реки Ик, Дымка, Бавлинка, Тумбарлинка и около 10 мелких речушек и ручьев. Рельеф местности сильно пересечен. Это обусловило наличие большого количества родников, которые используются для хозяйственно-питьевого водоснабжения населения. С начала разбуривания и обустройства месторождения не были обоснованы и выделены санитарно-защитные зоны населенных пунктов, водозаборов, рек, речек и родников. В результате многие нефтепромысловые сооружения оказались в этих зонах. Основные причины загрязнения водных ресурсов: естественная кольматация песчано-гравийного слоя со стороны реки Ик в процессе длительной эксплуатации водозаборов. многочисленные порывы водоводов, проложенных в долине реки Ик, на склонах и водоразделах, в результате которых на поверхность изливается большое количество высокоминерализованных сточных вод, загрязняющих ручьи, речки и реки. нарушение герметичности эксплуатационных колонн в скважинах, находящихся под закачкой сточных вод. сброс попутных пластовых вод в Серпуховский горизонт через поглотительные скважины. Выполняются мероприятия по предотвращению дальнейшего загрязнения водозаборов. Проведена частичная замена изношенных в результате коррозии водоводов. В непосредственной близости от Кызыл-Яровского водозабора пробурены и введены в эксплуатацию 4 скважины для отбора воды и снижения пьезометрического уровня к кунгурском ярусе. Проведены ремонтно-изоляционные работы (герметизация эксплуатационных колонн, ликвидация заколонных перетоков, наращивание цементного кольца за обсадными колоннами). Начато ингибирование закачиваемых сточных вод для снижения коррозии. КНС-1, расположенная в пределах зоны питания водозаборов переведена под закачку пресной воды. организовано постоянное наблюдение за состоянием и поверхностных водоисточников. Прекращен сброс сточных вод в серпуховские отложения. В результате предпринятых мер ситуация значительно улучшилась. Темпы осолонения питьевых вод замедлились. Загрязнение почвы в результате аварийных разливов нефти и нефтепромысловых сточных вод приводит к глубокому изменению агрофизических и биологических средств и, как следствие, к длительному нарушению плодородия загрязненных почв. При порывах нефтепроводов сточная вода, как и обводненная нефть, до подъема на дневную поверхность под давлением в трубопроводах фильтруется в грунт, а после подъема разливается на поверхности земли, интенсивно впитываясь в нее. Все это ведет к загрязнению питьевых источников и засолонению почв с образованием солончаков. Естественное рассолонение за счет атмосферных осадков не обеспечивает восстановления плодородия черноземов в течении многих лет. Нужны дорогостоящие химические методы мелиорирования, которые необходимо осуществлять в течении нескольких лет. В природных условиях, в недрах нефть включает в свой состав газообразные, жидкие и твердые углеводороды в растворенном состоянии. При извлечении на земную поверхность нефти газообразные углеводороды улетучиваются. Газообразные углеводороды кроме метана, этана, пропана, бутана и гексана зачастую содержат примеси углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), азота (N2) и т. д. Основным отрицательным моментом при добыче и подготовке нефти, содержащих сернистые соединения, является комбинация углеводородов и сероводорода. С целью контроля за режимом пресных подземных и поверхностных вод регулярно отбираются пробы на химический анализ воды из экологических скважин объектов водоохраной зоны (родников, рек, водоемов). Согласно ГОСТ 17.2.3.02-78 п.44 «При неблагоприятных метеорологических условиях в кратковременные периоды загрязнения атмосферы, опасного для здоровья населения, предприятия должны обеспечить снижение выбросов вредных веществ вплоть до частичной или полной остановки работы предприятия». В районе добычи нефти загрязнителями атмосферного воздуха служат углеводороды, окислы серы, азота и углерода, а также твердые частицы (копоть и др.). С целью предупреждения и максимального сокращения вредных выбросов в атмосферу в НГДУ «Бавлынефть» проектом принята герметизированная система добычи и сбора нефти. Источниками вредных газовыделений на нефтепромыслах, замерных установках являются испарения и утечки газа и жидкости при разгерметизации фланцевых соединений, сальников запорной арматуры, сальников и фланцев насосных установок. Для проверки содержания вредных газов в атмосфере нефтепромыслов необходимо периодически производить контроль концентрации вредных газов в соответствии с «методикой по определению загрязняющих веществ в промышленных выбросах». В таблице 4.1 приведены характеристики вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу от основных источников Бавлинского месторождения. Определим категорию опасности Бавлинского месторождения. Для этого рассчитаем коэффиценты опасности отдельных веществ по формуле 4.7  , (4.7)где Мi - масса выброса i-го вещества, т/год; ПДКi - среднесуточная предельно-допустимая концентрация i-го вещества, мг/м; n - количество загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием; i - безвременная константа, позволяющая соотнести степень вредности i-го вещества с вредностью сернистого газа. Рассчитаем коэффициент опасности всего месторождения  (4.8)Исходные данные для расчёта берём из таблицы 4.1, в которой представлена характеристика выбросов вредных веществ в атмосферу на территории Бавлинского месторождения. Подставляя значения из таблицы 4.1 в формулу 4.8, находим класс экологической опасности Бавлинского месторождения  Таблица 4.1 Характеристика вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу
Значение 103 КОП=7002 104, следовательно, Бавлинское месторождение относится к третей категории экологической опасности. Эта категория не требует стационарных постов наблюдения, предусматривает ежегодный отчет по форме 2ТП, расчет проекта ПДВ производится по упрощенной программе, постоянного контроля со стороны экологической инспекции не требуется. Анализ природоохранных мероприятий показывает, что выбросы соответствуют требованиям нормативных документов по охране окружающей среды. Для снижения газовых выбросов и загрязнений атмосферы в период неблагоприятных метеорологических условий необходимо усилить контроль за точным соблюдением технологического режима, не производить профилактических и ремонтных работ, усилить контроль за герметичностью оборудования. При дальнейшей разработке месторождения рекомендуется с учетом розы ветров осуществлять постоянный контроль за состоянием атмосферного воздуха. Можно заключить, что отходы предприятий по добыче нефти оказывают отрицательное воздействие на объекты окружающей среды (при попадании на них) и представляют угрозу здоровью населения, проживающего в нефтедобывающих районах, место расположение населения и нефтяных объектов показана на рисунке 4.1. Поэтому на нефтепромыслах необходимо более эффективно осуществлять технологические, санитарно-технические, планировочные и организационные мероприятия по контролю за состоянием окружающей среды, позволяющие с наименьшим вредом природной среде добывать и транспортировать нефть, быстро и без осложнений устранять причины и последствия загрязнений. Исходя из вышесказаного, можно рекомендовать усилить работу по внедрению установок улавливания легких фракций углеводородов, замену и строительство водоводов, нефтепроводов в коррозионно-стойком исполнении а также применение установок по переработке нефтешламов Список литературы 1 Подсчет запасов нефти и газа кизеловского горизонта Бавлинского месторождения. Бугульма, 2002. 2 Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения, 1995. 3 Разработка комплекса геолого-технических мероприятий по 15 участкам турнейского яруса Бавлинского месторождения. НПО «Нефтегазтехнология», 1997. 4 Технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения кизеловского горизонта Бавлинского месторождения. Бугульма, 2002. 5 Л.С. Каплан, «Безопасные технологии и техника безопасности в нефтедобыче», г. Уфа, 2002. 6 Проект нормативов предельно допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу для НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть» (корректировка проекта ПДВ за 1999 г.), Казань,2001г. 7 Пересчет запасов нефти, растворимого в нефти газа и ТЭО коэффициентов нефтеизвлечения Бавлинского месторождения Татарии. Отчет ТатНИПИнефть. Коцюбинский В.Л., Бугульма, 1991 г. Обоснование критериев выделения эксплуатационных объектов для условий мелких месторождений ТАССР. Отчет ТатНИПИнефть. Рамазанов Р.Г., Бугульма, 1992 г. Зинатуллин Н.Х. Методические рекомендации по определению физических параметров пластов-коллекторов месторождений Татарстана. Отчет ТатНИПИнефть, 1992 г. 10 Ларочкина И.А. Геолого-промысловый анализ структуры и динамики извлекаемых запасов нефти. Этап 1. Отчет ТатНИПИнефть, Бугульма, 1993 г. 11 Инструкция по технологии ударно-волнового воздействия на призабойную зону продуктивного пласта (РД 153-39.0-291-03), Бугульма, 2002 г. 12 Муслимов Р.Х. и др. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. М., ОАО ВНИИОЭНГ, 1996 г. 13 Паспорт на объект разработки: верхнетурнейский подъярус Бавлинского месторождения. Объединение «Татнефть». |