Анализ обеспечения безопасности на нефтепроводах при обустройстве Вынгаяхинского месторождения. Анализ обеспечения безопасности на нефтепроводах при обустройств. Кафедра техносферная безопасность допустить к защите
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 53 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 44. применение запорной арматуры высокого класса герметичности А по ГОСТ 9544-93 [7]; проведение предпусковых гидравлических испытаний трубопроводов на прочность, плотность; дополнительного пневматического для нефтегазосборных систем на герметичность. Для исключения замерзания жидкости с опасностью разрушения труб, проектом предусмотрен электрообогрев и тепловая изоляция надземных участков технологических трубопроводов, соединительных деталей, арматуры. На покровный слой технологических трубопроводов наносится опознавательная окраска, указаны направления потоков в целях быстрого определения степени опасности трубопроводов, их внутреннего содержимого для оперативного принятия мер. Основные технические решения по обеспечению безопасности промысловых трубопроводов, проходящих по открытой местности, предусмотрены в соответствии с действующими в РФ нормативными документами ВНТП 3-85 [12], ВСН 51-2.38-85 [14], РД 39-132-94 [17], СП 34-116- 97 [13], СНиП 2.05.06-85 [11]. Основные технологические показатели нефтесборных трубопроводов приведены в таблице 2.13. Таблица 2.13. Основные технологические показатели нефтесборных трубопроводов № п/п Наименование Ед. измерения Показатель 1 2 3 4 Трубопровод нефтесборный т. вр. к. 173 – к.173 1 Добыча жидкости, всего м 3 /год 244,55 м 3 /сут. 670,0 2 Добыча нефти, всего т/год 34,0 т/сут 93,14 3 Годовая продолжительность работ сут. 365 53 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 54 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 46. Продолжение таблицы 2.13 1 2 3 4 4 Рассматриваемый период лет 2009-2013 5 Протяженность трубопровода м 1498,6 Трубопровод нефтесборный т. вр. к.142-т. вр. Р38 6 Добыча жидкости, всего м 3 /год 136,875 м 3 /сут 375,0 7 Добыча нефти, всего т/год. 39,42 т/сут. 108,0 8 Годовая продолжительность работ сут. 365 9 Рассматриваемый период лет 2009-2013 10 Протяженность трубопровода м 2231,2 Трубопровод нефтесборный т. вр. к. 123-к. 141 11 Добыча жидкости, всего м 3 /год 136,875 м 3 /сут. 375,0 12 Добыча нефти, всего т/год. 11,18 т/сут. 30,64 13 Годовая продолжительность работ сут. 365 14 Рассматриваемый период лет 2009-2013 15 Протяженность трубопровода м 2057,1 Протяженность участков запроектированных трубопроводов до подключения в действующую трубопроводную систему Вынгаяхинского месторождения нефтегазосборного коллектора – 820 м, высоконапорного водовода – 791 м [20]. Классификация трубопроводов в зависимости от класса опасности транспортируемого продукта и рабочих параметров приведены в таблице 2.14. [24]. 54 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 55 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 47. Таблица 2.14. Классификация по классам опасности транспортируемого продукта и рабочих параметров Назначение трубопровода Давление, МПа Категория трубопровода Рабочее Расчет- ное ВСН СП ПБ РД Нефтесборный трубопровод к.173 - т.вр.к.173. Ду 200. Ру 4.0 МПа До 2,5 4,0 IY III - II Нефтесборный трубопровод т. вр. к.142-т. вр. Р38 Ду150 Ру 4,0МПа До 2,5 4,0 IY III - II Нефтесборный трубопровод т. вр. к.123-к.141 Ду100 Ру 4,0МПа До2,5 4,0 IY III - Ii Высоконапорный водовод т.вр.к. 175- к.173 Ду200, Ду150 Ру25 МПа До 19,0 25,0 II II - Ii Выбор трасс промысловых трубопроводов выполнен исходя из условия обеспечения эксплуатационной надежности, промышленной и экологической безопасности, минимизации нанесения ущерба окружающей природной среде. Учитывались инженерно-геологические условия района строительства, рельеф местности, грунтовые условия, схема существующих трубопроводов, сложившаяся транспортная схема, применяемые методы производства строительно-монтажных работ. Прокладка трубопроводов предусмотрена по большей части по суходолу, вне участков многолетнемерзлых грунтов. Предусматривается подземная прокладка промысловых трубопроводов параллельно рельефу местности. Глубина заложения трубопроводов при прокладке в минеральном грунте принимается не менее: нефтегазосборного коллектора – 0,8 м до верхней образующей труб; высоконапорного водовода на минеральных грунтах – 2,2 м до низа труб. За расчетное давление принято максимально возможное давление в трубопроводах (с учетом проведения пропарки трубопровода) – 4,0 МПа (рабочее давление до 1,6 МПа). Расчет высоконапорного водовода на прочность и устойчивость проведен в соответствии с требованиями ВНТП 3-85 п. 3.83 [13], СНиП 2.05.06-85 [10], и по ВСН 51- 2.38-85 [15]. За расчетное значение принято давление 25,0 МПа (рабочее давление 19 МПа). 55 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 56 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 48. Для обеспечения эксплуатационной надежности и экологической безопасности системы сбора нефти предусмотрены трубы улучшенных марок сталей повышенной коррозионной стойкости и холодостойкости. Стальные трубопроводы приняты с увеличенной толщиной стенки относительно расчетной, что повышает его эксплуатационную надежность, обеспечивает отрицательную плавучесть и не требует дополнительной балластировки при подземной прокладке [11]. В соответствии с требованиями п. 4.17 ВСН 51-2.38-85 [15], п. 6.4 в начале и в конце запроектированных участков промысловых трубопроводов устанавливаются узлы запорной арматуры. Узлы обеспечивают разделение и переключение потоков рабочей жидкости (нефтегазовой эмульсии, воды в системе ППД) в соответствующих трубопроводных схемах Вынгаяхинского месторождения. Арматурные узлы позволяют проводить обслуживание и ремонт отдельных участков трубопроводных систем, а также отключать эти участки в случае аварии для уменьшения отрицательного воздействия на окружающую природную среду [15]. Арматура на узлах задвижек нефтегазосборного коллектора, высоконапорного водовода принята с ручным управлением. Предусматривается надземная установка арматуры на опорах. Надземные участки арматурных узлов теплоизолируются. Вся запорная арматура, применяемая в проекте, соответствует классу герметичности затвора «А» по ГОСТ 9544-93 [7]; климатическое исполнения – для холодного климата с установкой на открытых площадках (ХЛ1) по ГОСТ 15150-69 [3]. Применяется арматура производства ОАО «Благовещенский арматурный завод», ОАО «Пензатяжпромарматура», ОАО «Корвет», г. Курган. На всех узлах запорной арматуры выполняется контроль давления до и после задвижек посредством манометров. Все узлы запорной арматуры заземляются. Для контроля за коррозионным состоянием нефтегазосборного коллектора предусматриваются пункт контроля коррозии типа «Моникор-УКК-СТ-40», Ру-4 56 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 57 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 49. МПа с стационарным узлом доступа для заглубленных трубопроводов (производства ИПТЭР, г. Уфа), устанавливаемый на узле запорной арматуры в месте подключения коллектора к существующему трубопроводу системы нефтесбора Вынгаяхинского месторождения. Для контроля за коррозионным состоянием высоконапорного водовода также предусматривается пункт контроля скорости коррозии для трубопроводов и оборудования, работающих при высоком давлении – «Моникор-УКК-160», Ру-16 МПа, производства ИПТЭР, г. Уфа. Устанавливается на узле запорной арматуры в месте ответвления запроектированного водовода от существующей трубопроводной системы ППД Вынгаяхинского месторождения. При переходе трубопроводов под автомобильными дорогами предусмотрены защитные кожухи из труб. В соответствии с требованиями РД 39-132-94 [20] для защиты от почвенной коррозии подземных нефтегазосборных трубопроводов, высоконапорных водоводов, защитных кожухов применяется эффективная пленочная антикоррозионная изоляция усиленного типа с нанесением в заводских (базовых) условиях. Изоляция – на основе лент полимерных «Полилен 40-ЛИ-63» с праймером и защитной оберткой. Подготовку стыков, выбор электродов и сварочных материалов, производство сварочно-монтажных работ, контроль стыков проектом предусмотрено выполнять в соответствии с требованиями РД 39-132-94 [17] СНиП 2.05.06-85 [10]. Контроль качества сварных соединений производится лабораториями строительно-монтажных организаций, выполняющих сварочные работы. Испытание трубопроводов на прочность в два этапа проводится на участках: на переходах через подъездную автодорогу V категории (включая участки от подошвы насыпи дороги длиной 25 м); на узлах линейной запорной арматуры (по 15 м в каждую сторону) и на 57 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 58 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 50. участках подключения запроектированных трубопроводов к существующим трубопроводным системам; на участках пересечения с существующими подземными коммуникациями и ЛЭП. На остальных участках трассы испытание проводится в один этап – одновременно всего смонтированного трубопровода. [16] По трассе промысловых трубопроводов на углах поворота и переходах через естественные и искусственные препятствия предусмотрена установка опознавательных знаков. Решения и способы проведения строительно-монтажных работ, включая подключение в действующие трубопроводы Вынгаяхинского месторождения, сброс давления, комплекс мероприятий по обеспечению безопасности, должны разрабатываться подрядной организацией в «Проекте производства работ» (ППР) с участием соответствующих служб эксплуатации ОАО «Газпромнефть-ННГ». Отключение трубопроводов для производства ремонтно-эксплуатационных работ осуществляется посредством узлов запорной арматуры, установленных в начале и конце участков трубопроводов. В целях обеспечения качества строительства, эксплуатационной надежности, экологической безопасности промысловых трубопроводов предусматривается выполнение входного, операционного и приемочного контроля проводимых работ [26]. Организация контроля качества при производстве и приемке работ должна осуществляться в соответствии со СНиП 12-01-2004 «Организация строительного производства» [12]. При приемке объектов в эксплуатацию должны соблюдаться действующее законодательство и правила приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов со специфическими условиями производства продукции по соответствующим отраслям народного хозяйства и отраслям промышленности. Ни одно предприятие, цех, участок, производство не могут быть приняты и введены в эксплуатацию, если на них не обеспечены здоровые и безопасные условия труда. 58 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 59 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 51. Законченные строительством объекты, сдаваемые «под ключ», предъявляются к приемке государственным приемочным комиссиям подрядчиком совместно с заказчиком. До предъявления объектов государственным приемочным комиссиям рабочие комиссии, назначаемые заказчиком (застройщиком), должны проверить соответствие проектам объектов и смонтированного оборудования, результаты испытаний и комплексного опробования оборудования, подготовленность объектов к нормальной эксплуатации и выпуску продукции (оказанию услуг), включая выполнение мероприятий по обеспечению здоровых и безопасных условий труда и защите природной среды, качество строительно-монтажных работ и принять эти объекты. Результатом комплексного опробования оборудования на рабочих режимах по объектам производственного назначения, должно быть начало выпуска продукции (оказание услуг), предусмотренной проектом, в объеме, соответствующем нормам освоения проектных мощностей в начальный период. Законченные строительством отдельно стоящие здания и сооружения, встроенные или пристроенные помещения производственного и вспомогательного назначения, сооружения (помещения) гражданской обороны, входящие в состав объекта, при необходимости ввода их в действие в процессе строительства объекта принимаются в эксплуатацию рабочими комиссиями по мере их готовности с последующим предъявлением их государственной приемочной комиссии, принимающей объект в целом. К указанным отдельно стоящим зданиям и сооружениям, встроенным или пристроенным помещениям производственного и вспомогательного назначения относятся сооружения теплоснабжения, водоснабжения, энергоснабжения, санитарно-бытовые помещения, склады, подъездные пути, ремонтные цехи и другие здания, сооружения и помещения, используемые строительно- монтажными организациями в процессе строительства. Опытные (экспериментальные), опытно-промышленные заводы, цехи и установки подлежат 59 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 60 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 52. приемке в эксплуатацию, если они подготовлены к проведению опытов или выпуску продукции, предусмотренных проектом. Не допускается приемка в эксплуатацию объектов производственного назначения, по которым в нарушение установленного порядка внесены изменения в состав пусковых комплексов, предусмотренных проектом [12]. Методы контроля качества и приемка отдельных видов строительно- монтажных работ осуществляется в соответствии с требованиями ВСН 012-88 [18]. В процессе эксплуатации трубопроводов должно проводится постоянное наблюдение и контроль за состоянием труб, изоляции, арматуры, обязательное периодическое проведение ревизий трубопроводов. Предложенные мероприятия можно разделить на две категории организационные и технические. К организационным относится: разработка опросных листов, в которых оговорены условия эксплуатации, требуемые технические характеристики, требования по инженерному обеспечению, промышленной и пожарной безопасности, сроку службы оборудования; проведение контроля физическими методами сварных соединений на запроектированных трубопроводах; проведение предпусковых гидравлических испытаний трубопроводов на прочность, плотность; в процессе эксплуатации трубопроводов должно проводится постоянное наблюдение и контроль за состоянием труб, изоляции, арматуры, обязательное периодическое проведение ревизий трубопроводов; организованы проведение испытаний трубопроводов на прочность. К техническим относится: в целях предотвращения разлива нефти кустовая площадка ограждается земляным валом высотой 1,0 м; все технологические операции на кусте с взрывопожароопасными 60 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 61 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 53. веществами производятся в автоматизированном режиме; все электрооборудование, датчики систем контроля и автоматизации, предусмотрено во взрывобезопасном исполнении; применение запорной арматуры высокого класса герметичности А по ГОСТ 9544-93 [7]; предусмотрен электрообогрев и тепловая изоляция надземных участков технологических трубопроводов, соединительных деталей, арматуры; для обеспечения эксплуатационной надежности и экологической безопасности системы сбора нефти предусмотрены трубы улучшенных марок сталей повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости; для защиты от почвенной коррозии подземных нефтегазосборных трубопроводов, высоконапорных водоводов, защитных кожухов применяется эффективная пленочная антикоррозионная изоляция усиленного типа с нанесением в заводских (базовых) условиях. Для предупреждения аварийных ситуаций предлагаются следующие мероприятия. Для предупреждения аварии с обрывами бурильных труб необходимо: применять бурильные трубы, соответствующие по своей прочности выбранному режиму бурения (или рассчитывать режим бурения в соответствии с прочностью труб); применять во всех возможных случаях УБТ для создания осевой нагрузки на инструмент; проводить систематическое шаблонирование бурильных труб и осмотр их соединений (частоту проверок определяют в зависимости от условий работы, глубины скважины и степени износа бурильной колонны); обеспечивать условия складирования и транспортировки бурильных труб, не допускающие их порчу (особенно резьбовых соединений); проводить систематическую проверку состояния спуско-подъемного инструмента, механизмов для свинчивания и развинчивания труб; 61 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 62 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 54. не допускать аномального искривления скважины. Для предупреждения аварий в результате прихватов бурильных колонн необходимо: не допускать накопления и оседания шлама в скважине, для чего применять промывочные жидкости, соответствующие условиям бурения, в количестве, достаточном для выноса шлама; устраивать циркуляционную систему, обеспечивающую очистку раствора; проводить спуск инструмента в нижней части ствола скважины с промывкой и вращением; проводить специальную очистку скважины от шлама (при необходимости – в каждом рейсе); систематически осматривать бурильную колонну с целью выявления мест утечки промывочной жидкости; своевременно перекрывать обсадными трубами зоны неустойчивых пород и поглощений; подбирать промывочные жидкости, способствующие укреплению стенок скважины, и тампонажные смеси для ликвидации поглощений промывочной жидкости; прорабатывать ствол скважины в зоне затяжек; спуск и подъем в этих интервалах проводить с вращением и интенсивной промывкой растворами с пониженной водоотдачей; не оставлять буровой снаряд на длительное время на забое или в призабойной зоне при прекращении вращения и промывки. Для предупреждения аварий в результате прихватов бурильных колонн необходимо: не допускать накопления и оседания шлама в скважине, для чего применять промывочные жидкости, соответствующие условиям бурения, в количестве, достаточном для выноса шлама; устраивать циркуляционную систему, обеспечивающую очистку раствора; 62 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 63 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 55. проводить спуск инструмента в нижней части ствола скважины с промывкой и вращением; проводить специальную очистку скважины от шлама (при необходимости – в каждом рейсе); систематически осматривать бурильную колонну с целью выявления мест утечки промывочной жидкости; своевременно перекрывать обсадными трубами зоны неустойчивых пород и поглощений; подбирать промывочные жидкости, способствующие укреплению стенок скважины, и тампонажные смеси для ликвидации поглощений промывочной жидкости; прорабатывать ствол скважины в зоне затяжек; спуск и подъем в этих интервалах проводить с вращением и интенсивной промывкой растворами с пониженной водоотдачей; не оставлять буровой снаряд на длительное время на забое или в призабойной зоне при прекращении вращения и промывки. Для предупреждения аварий при скважинных работах необходимо: ознакомить каротажную бригаду перед производством работ с особенностями конструкции и состоянием скважины, с возможными зонами осложнений; проработать ствол скважины перед спуском геофизических и других скважинных приборов и снарядов; проверять соответствие кабеля (троса) глубине производимых работ, его целостность, прочность крепления скважинных приборов и устройств; прекратить спуск скважинных приборов при их затяжках, приборы поднять и повторить проработку скважины. 63 / 65 В К Р Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 64 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ Разраб. Королева Ю.В. Провер. Сивков Ю.В. Н. Контр. Мамаева Н.Л. Утверд. Скипин Л.Н. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Лит. Листов 1 ТИУ ИНЖЭКИ БТПбзу-13-1 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» на запроектированных объектах Вынгаяхинского месторождения ОАО «Газпромнефть – ННГ» при нормальном режиме работы количество опасных веществ есть незначительным (менее 200 т) и не дает основания для разработки декларации промышленной безопасности. Проведенный анализ обеспечения безопасности позволяет заключить, что обустройство Вынгаяхинского месторождения соответствует действующим нормам и правилам, что обеспечивает безопасную эксплуатацию его объектов при условиях: соблюдения проектных решений при строительстве; качественного выполнения строительно-монтажных работ; соблюдения технологического регламента эксплуатации объектов; осуществления постоянного контроля за состоянием оборудования, арматуры, окружающей среды в районе расположения объектов, своевременного проведения профилактических работ, ревизий, ремонтов при эксплуатации; соблюдения правил и требований промышленной и пожарной безопасности. 64 / 65 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 67 БР.20.03.01.44/171-а.234.2016.00.ПЗ 56. 65 / 65 |