Мобильная буровая установка ИДЕЛЬ-140. 412 30.03 КП МБС ИДЕЛЬ-140. Мобильная буровая система идель140
 Скачать 1.63 Mb.
|
Таблица 7.7 - Характеристика пожаро и взрывоопасных свойств нефти по месторождениям
Если буровая вышка устанавливается в ночное время, то место проведения работ освещается прожекторами. Трубы, по которым нефть заливается в емкость и перекачивается, надежно заземляются, пролитая нефть засыпается песком. Около подъездных путей к буровой установке и около нее устанавливаются щиты с надписями о необходимости строгого соблюдения правил пожарной безопасности. Дизельное топливо и нефтепродукты для приготовления раствора хранятся не ближе 40 м от буровой. Буровая установка должна быть оборудована следующими средствами пожаротушения [20]: 1) двумя пожарными стояками диаметром 50-60 мм, установленными в 15-20 м от помещений насосной и со стороны мостков буровой в 75-100 м от водопровода; 2) тремя пожарными рукавами со стволами и двумя переводниками диаметром 50-60 мм (длина одного рукава не менее 20 м ); 3) огнетушителями ОХП-10 в количестве 6 шт., ящиками с песком емкостью 0,5 м3 (4 шт.), пожарными щитами, оборудованными лопатами (4 шт.), ломами(2 шт.), топорами (2 шт.), баграми (2 шт.), ведрами (4 шт.). 7.3.2 Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений, зон и наружных установок (таблица) Мобильная буровая установка ИДЕЛЬ-140 и привышечные сооружения имеют характеристику среды по взрывной, взрывопожарной опасности и по группам производственных процессов, приведенную в табл. (табл.3.5). Агрегат (буровая установка) ИДЕЛЬ-140 является временным объектом и после окончания работ на скважине подлежит демонтажу и разборке. На проектируемом объекте основными взрыво- и пожароопасными веществами, используемыми в технологическом процессе, являются ГСМ (дизтопливо и масло) для ДВС дизельное топливо для котельной. Буровая установка и привышечные сооружения размещаются на безопасном от других объектов и населенных пунктов расстоянии и при аварии, взрыве или пожаре не могут представлять для них серьезной опасности. В целях предотвращения разлива ГСМ, нефти, сточных вод резервуары, амбар для сбора пластовых флюидов и производственная зона имеет обвалование. Шламовый амбар и факельная установка имеют ограждение. Таблица 7.8 - Оценка пожаровзрывоопасности среды производственных зданий, помещений, зон и наружных установок
Буровая установка и привышечные сооружения оснащаются противопожарным оборудованием в соответствии с "Нормами обеспечения объектов противопожарным оборудованием", согласованным с ПЧ и утвержденным УБР (табл. 7.7). Проектом предусмотрены мероприятия по техники безопасности, обеспечивающие нормальную работу оборудования и обслуживающего персонала. Для монтажа буровой установки и привышечных сооружений выбирается площадка, свободная от наземных и подземных трубопроводов и кабелей, которая расчищается от леса, кустарника, травы и выравнивается в радиусе не менее 50 м (0,79 га). На территории буровой на расстоянии 15 м от устья скважины предусмотрена площадка для размещения пожарной техники шириной 12м. В помещении, предназначенном для ДВС, запрещается хранить топливо и обтирочный материал. Топливные резервуары для ДВС расположены на расстоянии более 55м от наружных стен зданий и сооружений буровой. Топливопровод имеет два запорных устройства, одно из которых расположено у топливных резервуаров, а другое - у машинного зала на расстоянии не менее 5м от его укрытия с внешней стороны. Топливные емкости имеют обвалование, достаточное для предотвращения разлива топлива и масла на территории буровой и под агрегатные помещения во время их перекачками. Таблица 7.8 - Классификация основных сооружений и установок по взрыво- и пожароопасности
Взрывопожаробезопасность при строительстве скважин обеспечивается следующими мероприятиями: 1) монтаж, наладку, испытание и эксплуатацию электрооборудования буровых установок проводить в соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации нефтепромыслового оборудования» (РД 08-200-98); 2) электрооборудование буровой установки, КИП, электрические светильники, средства блокировки, сигнальные устройства и телефонные аппараты, устанавливать во взрывоопасных зонах площадки строительства скважины во взрывозащищенном исполнении и с уровнем взрывозащиты, соответствующий классу взрывоопасной зоны, виду взрывозащиты — категории и группе взрывоопасной смеси (табл. 3.8); 3) отечественное оборудование должно иметь взрывозащитную маркировку, импортное - сертификат изготовления о допустимости эксплуатации его во взрывоопасной зоне и среде; Таблица 7.8 - Первичные средства пожаротушения
4) эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушениях схем не допускается; 5) эксплуатация оборудования с видимыми дефектами не допускается. Применение оборудования и трубопроводов не прошедших опресовку и техническую диагностику не допускается. 7.4 Безопасность производственного процесса 7.4.1 Общие требования безопасности к производственному процессу и мероприятия по их обеспечению Согласно ГОСТ 12.0.003-74 «ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы» при бурении, креплении и цементировании стволов скважины возможны следующие физические, химические и психофизиологические опасные и вредные производственные факторы: движущиеся машины и механизмы; передвигающиеся изделия; падение поднимаемого оборудования; повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны; повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны; повышенный уровень шума; повышенный уровень вибрации; повышенная влажность воздуха; острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях инструментов и оборудования; расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли; физические перегрузки; нервно-психические перегрузки от монотонности труда. Характерными причинами несчастных случаев является: допуск к обслуживанию механизмов и машин необученных и малоопытных рабочих в качестве обслуживающего персонала; неправильное использование оборудования; применение при СПО непригодных или бракованных грузозахватных приспособлений ( якоря, элеватора); нарушение схемы СПО; нарушение правил эксплуатации применяемого оборудования; превышения норм нагрузки, чрезмерных напряжений; нахождение работающих в опасной зоне при СПО ; нахождение работающих в опасной зоне работы бурильных механизмов, работы цементировочного оборудования под большим давлением; нахождение работающих вблизи вращающихся и двигающихся механизмов; нахождение работающих вблизи трубопроводов высокого давления; нарушение требований безопасности при выполнении работ. Согласно ГОСТ 12.009-76 для монтажа буровой установки и привышечных сооружений выбирается площадка, свободная от наземных и подземных трубопроводов и кабелей, которая расчищается от леса, кустарника, травы и выравнивается в радиусе не менее 50 м (0,79 га). На территории буровой на расстоянии 15м от устья скважины предусмотрена площадка для размещения пожарной техники шириной 12м. Работы по спуску и цементированию хвостовика с помощью мобильной буровой и цементировочного оборудования выполнять под руководством ИТР по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия. Изменения, возникающие в процессе работ, согласовывать в установленном порядке. Цементировочные агрегаты и ёмкости для хранения рабочей жидкости и цемента установить на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины согласно схеме их расположения с расстояниями между агрегатами не менее 1 метра. 7.4.2 Возможные неполадки и аварийные ситуации (две-три, относящиеся к основному узлу установки), способы их предупреждения и локализации (таблица) Возможными источниками разлива нефти на буровой площадке могут быть: 1) резервуары хранения нефти; 2) технологические трубопроводы; 3) запорная арматура, фланцевые соединения; 4) оборудование скважин. Исходя из особенностей технологического процесса, на производственных площадках возможными причинами и факторами, способствующими возникновению и развитию аварий, могут быть: 1. Разгерметизация резервуаров. 2. Нарушение технологического режима, работы оборудования. 3. Повреждения технологических трубопроводов и арматуры. 4. Отказ вспомогательного оборудования (системы разгрузки, торцевых уплотнений, откачки утечек, смазки, охлаждения электродвигателей, приборов КИП и автоматики). 5. Коррозия металла внешних, внутренних стенок и днища резервуара, внутренняя коррозия металла. 6. Ошибки эксплуатационного персонала. 7. Несоблюдение правил технической эксплуатации. Обрывом называется авария, характеризующаяся нарушением целостности элементов бурильной колонны, находящейся в скважине. Обрывы бурильных труб классифицируются по качественно однородным признакам. Формы обрыва бывают разные: клиновидные; прямые; фигурные; спиралевидные. По месту обрыва: в теле бурильных труб; в резьбовых соединениях бурильных труб; в соединительных переходниках бурильных труб. Виды некоторых обрывов по месту их возникновения показаны на рис. 8.1, а, е, ж.  Рисунок 7.2 - Формы обрыва бурильных труб: а - клиновидный; б - прямой; в - фигурный; г - спиралевидный; д - в резьбовой нарезке; е - в муфте; ж - в ниппеле замка С породоразрушающими инструментами происходят следующие аварии: алмазные коронки - отрыв матриц; поломка секторов и выкрашивание из них алмазов; срыв резьб; слом тела в резьбовой части; твердосплавные долота истирающего типа - выпадение твердосплавных резцов (пластин); срыв резьбы; слом тела в резьбовой части; шарошечные долота и расширители - отрыв шарошки; скол и выпадение вооружения шарошки (зубьев); срыв резьбы; слом тела в резьбовой части. Прихватом называется авария в скважине, которая характеризуется частичным или полным прекращением движения бурового инструмента, обсадных труб или геофизических приборов. Прихваты разделяются на следующие наиболее распространенные виды. Прихват шламом. Прихваты шламом происходят во время всех операций, когда буровой инструмент находится в скважине. Прихват горными породами. Этот вид прихвата возможен при: нарушении целостности и устойчивости стенок скважин; прижоге породоразрушающего инструмента; расклинивании керном, растерянным по стволу скважины или оставленным на забое; пересечении старых горных выработок и пустот, заполненных обломочным, сыпучим материалом и др. Прихват глинистой коркой. Этот вид аварии происходит вследствие прилипания бурового снаряда к глинистой корке, образуемой на стенке скважины из-за перепада давления жидкости. Прихват осколками металла породоразрушающих инструментов или отколовшимися кусками муфтовозамковых соединений. Возможными причинами аварий и разливов нефти на нефтепроводах могут быть: 1. Коррозия металла стенок трубопроводов во время эксплуатации. 2. Внутренняя коррозия металла трубопроводов, запорной арматуры, вантузов, патрубков манометрических вентилей и т.д., связанная с браком завода изготовителя или следствие скрытых механических повреждений нанесённых во время строительства. 3. Механические повреждения трубопроводов, запорной арматуры, вантузов, патрубков манометрических вентилей и т.д. в результате деятельности человека во время эксплуатации и вследствие постороннего вмешательства. 4. Нарушение изоляции НП. 5. Нарушение нормальной работы электро-химической защиты НП. 6. Усталость, износ металла[12]. Таблица 7.9 - Возможные виды аварий на буровой и методы их устранения
3.4.3 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при розливах и авариях При возникновении пропуска газа или жидких продуктов при разгерметизации оборудования обслуживающий персонал действует согласно оперативной части ПЛА, ПЛАС. При ликвидации аварии необходимо: - удалить посторонних работников с буровой площадки; - исключить подход к месту разлива лиц, не имеющих средства индивидуальной защиты; - произвести перекачку остатков продукта из поврежденной емкости; - изолировать поверхность разлива созданием водяной завесы; - засыпать сыпучим материалом остатки разлившейся жидкости для впитывания им опасного вещества; место розлива промыть большим количеством воды. При этом должны выполняться указания ответственного руководителя работ и соблюдаться меры пожарной и личной безопасности. С целью предотвращения растекания продукта, территория технологических помещений обнесена бортиком и забетонирована с установкой сбросного клапана с отводом разлившейся жидкости в дренажную емкость. Малые объемы разлившихся жидких продуктов засыпаются песком. Песок собирается и вывозится в специально отведенные места, в отвал. Места, где были пролиты жидкие продукты, пропариваются. Метанол – сильный, преимущественно нервный и сосудистый яд. В организме человека может поступать через дыхательные пути, поврежденную кожу. Особенно опасен прием метанола внутрь. 5÷10 граммов метанола могут вызвать отравление человека, смертельная доза 30÷100 граммов. Симптомы отравления: головная боль, головокружение, тошнота, рвота, боль в животе, общая слабость, раздражение слизистой оболочки, мелькание в глазах, а в тяжелых случаях – потеря зрения и смерть. Предельно-допустимая концентрация метанола в воздухе производственных помещений – 0,05 мг/л. Пролитый метанол при авариях или переливах немедленно смывается большим количеством воды. Порожняя тара из-под метанола немедленно промывается водой в количестве не менее двух объемов тары. Промывка производится под контролем ответственного лица. 7.4.4 Возможность накапливания зарядов статического электричества, его опасность и способы нейтрализации (таблица) Статическое электричество образуется при трении двух диэлектриков друг с другом или диэлектриков о металл. При этом на их поверхности накапливаются электрические заряды. При накапливании электрических зарядов создается поле высокой напряженности, которое, достигнув определенных пределов, вызывает электрический разряд. Во взрывозащищенных помещениях, связанных с применением газов и горючих жидкостей, электрические искровые разряды статического электричества могут вызвать взрыв и пожары. 7.4.4.1 Физика образования и накопления заряда при перекачки нефти При соприкосновении двух тел, отличающихся фазовым состоянием, образуется двойной электрический слой. Различают три причины образования двойного электрического слоя: преимущественное перемещение носителей зарядов из одного тела в другое диффузия; на границе раздела имеют место абсорбционные процессы, когда заряды одной из фаз преимущественно оседают на поверхности другой фазы; имеет место поляризация молекул хотя бы одной из фаз. Это приводит к поляризации молекул другой фазы. Причем поляризация во второй фазе может быть размытой (диффузной). Двойной электрический слой зависит от удельного сопротивления вещества. Чем больше сопротивление вещества, тем более размытым в глубину является второй электрический слой. Если рассматривать перекачку нефти, то размытый второй электрический слой может уноситься перемещением нефти и накапливаться в бункере. Чем больше скорость перемещения нефти, тем больше электризация нефти. Величина зарядов статического электричества существенно зависит от условий, в которых происходит электризация и, в частности, от того, что поверхности соприкасающихся тел могут быть «загрязнены» другими веществами. Поэтому основой количественного анализа является эксперимент или, в лучшем случае, расчетно-экспериментальные исследования. 7.4.4.2 Процесс перекачки нефти Статическая зарядка топлив стала резко проявляться примерно с 60-х 70-х годов, когда начало применяться чистое топливо для улучшения экономичности работы и ресурса двигателей. На рис.3.2 показана технологическая цепочка транспортировки нефти.  Рисунок 7.2 - Нарастание плотности заряда в нефти при прохождении по тракту Нарастание плотности заряда в нефти происходит в технологических устройствах, где осуществляется контакт нефти с материалами, приводящим к ее зарядке, и где увеличивается скорость течения нефти. Спад заряда наблюдается при движении нефти по заземленным трубопроводам. При движении нефти по технологическому тракту вплоть до приемного резервуара опасности от накопления заряда статического электричества практически нет, так как воздушных промежутков в аппаратах здесь нет и нет возможности возникновения электрического пробоя в газе. Иная ситуация существует в приемном резервуаре, где обязательно наличие газового пространства над поверхностью нефти. Заряд, накапливаемый в приемном резервуаре, можно определить из условия его увеличения за счет втекания в резервуар заряженной нефти с учетом релаксации (стекания) заряда на заземленные конструкции резервуара:  .Здесь релаксация заряда происходит по экспоненциальной зависимости:  ,где = 0/v постоянная времени релаксации, а и соответственно относительная диэлектрическая проницаемость и проводимость нефти. Отсюда:  .Перепишем исходное уравнение, учитывая, что  ,где Iвх ток зарядов статического электричества на входе в резервуар.  Решением дифференциального уравнения является:  .На рис. 3.3 приведены зависимости изменения плотности и суммарного объемного заряда нефти в приемном резервуаре.  Рисунок 7.3 - Зависимость суммарного объемного заряда нефти в приемном резервуаре от времени наполнения Из зависимостей видно, что скорость роста заряда экспоненциально падает, а суммарный объемный заряд, увеличиваясь, экспоненциально стремится к предельному значению, определяемому произведением Iвх. Поэтому для уменьшения заряда, накапливаемого в приемном резервуаре, есть два пути. Первый заключается в снижении постоянной времени релаксации путем добавления в нефть специальных присадок, увеличивающих ее проводимость. Данное направление выбрала голландская фирма «Shell». Недостатком метода является непрерывный контроль за количеством присадки в нефти и точная его дозировка, так как при очистке нефти фильтрами одновременно происходит удаление присадки. Второй путь заключается в непосредственном уменьшении заряда, находящегося в приемном резервуаре. С этой целью используют специальные устройства, называемые нейтрализаторами статического электричества. Схема нейтрализатора статического электричества приведена на рис. 7.4.  Рисунок 7.4 - Нейтрализатор статического электричества Вокруг электродов, имеющих форму игл, в результате процессов ионизации образуются области с повышенным содержанием ионов, имеющих заряд противоположного знака избыточному заряду нефти (в нашем случае положительных ионов). В результате рекомбинации отрицательных и положительных ионов избыточный заряд нефти уменьшается. Для решения задачи по предотвращению возгорания паров нефти из-за разрядов статического электричества необходимо определить величину и распределение зарядов в приемном резервуаре в зависимости от параметров системы транспортировки, рассчитать распределение поля и определить возможность возникновения разрядов и воспламенения паров в зависимости от минимальной энергии, необходимой для воспламенения. Если вероятность воспламенения велика, то должны использоваться нейтрализаторы или вводиться ограничения на режимы перекачки (например, ограничения скорости перекачки). Опасность возникновения разрядов статического электричества зависит от размера и формы используемых резервуаров. 7.4.4.2 - Воспламенение паров нефти Заряд нефти, поступающей в резервуар, распределен по объему неравномерно. Это связано с релаксацией заряда на заземленные стенки конструкции. Поэтому, чем дальше рассматриваемый объем нефти от стенки резервуара, тем больше заряд в объеме. Кроме того, на поверхности нефти заряд релаксирует медленнее (особенно при приближении уровня к верхней стенке резервуара) в связи с влиянием большой величины емкости между поверхностью нефти и верхней стенкой. Это означает, что на поверхности нефти в наиболее удаленной точке от стенок резервуара накапливается большой заряд, который создает электрическое поле между этой точкой поверхности нефти и заземленными стенками резервуара. По мере накопления заряда растет напряженность электрического поля вплоть до значения равного величине, при которой начинается разряд. В развивающемся разряде выделяется энергия, накопленная в нефти. Для того, чтобы пары нефти воспламенились, необходима определенная энергия равная минимальной энергии воспламенения. Для разных веществ она различается: Таблица 7.10 - Минимальная энергия воспламенения паро-воздушных и кислородных (в скобках) смесей (мДж)
Энергия, выделяющаяся при прибое газового промежутка, определяется по формуле:  ,где соответственно U напряжение на промежутке и i ток, протекающий через промежуток. Микроразряды статического электричества не приводят к сколь-нибудь заметному изменению напряжения из-за очень малой длительности самих разрядов и их малой энергии. Тогда приближенно можно считать, что U const. Следовательно  ,т.е. энергия пропорциональна величине заряда, протекающего через канал. На рис. 3.6 показаны зависимости величины зарядов, приводящих к воспламенению паров нефтепродуктов, от диаметра заземленного шара при положительном и отрицательном зарядах статического электричества.  Рисунок 7.6 - Воспламеняющие способности разрядов в зависимости от диаметра заземленного шара Воспламеняющую способность разрядов статического электричества обычно определяют, помещая заземленный сферический электрод вблизи поверхности жидкости. Видно, что воспламеняющая способность разрядов резко снижается, если диаметр сферы становится меньше 20 мм. Наименьшее значение воспламеняющего заряда соответствует электроду диаметром 2030 мм. При отрицательной полярности заряда нефти и нефтепродукта энергия воспламенения ниже, чем при положительной. В табл. 3.11 представлены параметры групп топлив по воспламеняемости. Таблица 7.11 - Группы топлив по уровню воспламеняемости
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||